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【要點】
1、 2021年-2022年全球儲能市場規模增長趨勢：
1） 2021年儲能新增裝機大約是30GWH。
2） 2022年的儲能新增裝機，專家預計能夠超過50GWH,整體增長幅度較大。
3） 儲能市場規模增長主要來自兩個市場，一個是中國市場，第二個是美國市場。2021 年的30GWH中，美國占到接近60%,新能源強制配套和十四五的儲能規劃方案的實施令中國市 場增速較快，專家預計以後中國的新增儲能裝機占比會逐漸提高。
2、 儲能電池漲價對0. 5C儲能系統的建設成本影響：
1） 現在每瓦時的電芯漲價超過一塊錢，去年最低每瓦時成本僅6毛，所以整體漲幅很 大。
2） 2020年底，0.5C儲能的售價大概為2. 1元/瓦時。2022年0. 5C儲能最低的售價達到1. 2 元/瓦時，目前因為電芯價格上漲，0・5（：的招標價格在1・5元-1.8元/瓦時之間。
3、 成本對於海內外儲能項目推進節奏的影響：
1） 中國的工商業儲能項目可能會延期，最多1-2GWH的項目會受到影響，但是新能源 強制配套還是不變。
2） 海外儲能項目目前變化不大，特別是在美國的市場，因為美國市場在至少5年內有 政策補貼，而且商業盈利很高。
4、 目前中國行業內各家廠商的儲能產品情況：
1） 整體同質化嚴重，技術壁壘較低。
2） 針對同一批次的電池存在容量不同的問題，一些企業有精細化管理理念設計。華為 有一包一化、一組一管理的設計理念，還有分布式溫控，組裝式PCS設計等等。陽光也在學 習這方面的設計和理念。
3） 在溫控、能量密度、使用壽命等方面，一些企業也在做差異化設計來提高儲能設備性 能。在後端管理軟件方面，遠景也有性能提升設計。
電力儲能行業總體發展情況：
預計2022年全球的儲能市場規模相較於2021年增速如何？
1)2021年儲能新增裝機大約是30GWHo
2) 2022年的儲能新增裝機，專家預計能夠超過50GWH,整體增長幅度較大。
3)儲能市場規模增長主要來自兩個市場，一個是中國市場，第二個是美國市場。2021 年的30GWH中，美國占到接近60%,新能源強制配套和十四五的儲能規劃方案的實施令中國市 場增速較快，專家預計以後中國的新增儲能裝機占比會逐漸提高。
去年儲能市場規模3OGWH,今年達到50GWH,其中包括通信儲能嗎？不包括，本次會議只討論電力儲能。
在歐洲、美國、澳大利亞以及日韓各個細分儲能市場規模以及增速情況如何？
2021 年：
1)美國市場占18GWH,主要分為三個部分：
①第一部分：2021年美國光伏配套儲能市場空間大概有7-8GWHo
②第二部分：由於去年儲能調峰的駐點成本已經低於天然氣，美國通過儲能來替代天然氣 調峰占7-8GWHo
③第三部分：來自於戶用儲能，戶用儲能在歐洲和美國等發達國家情況相似。因為在歐美 發達國家居民電價比較咼， 所以逋過光伏加儲能， 可以使多兀成本遠低於居民電價。在戶用 儲能方面，2021年美國、歐洲、日本、澳洲加在一起大概接近6GWHo
2) 2021年中國市場：
①中國沒有戶用儲能市場。
② 2021年中國的儲能新增裝機大概是5. 5GWH,新能源強制配套大概占4GWH。
③國家能源局在山東省建設儲能示範基地，配套火電廠儲能占1. 3GWHo
④另外還有一部分是基於工商業儲能，主要商業盈利模式基於峰谷價差。因為中國去年 存在拉閘限電等情況，同時工商業用電的目錄定價取消，用電波峰波谷上下波動增幅20%, 所以在長三角、珠三角、北京和海南市場，一天兩次充放電可以實現6毛5以上的峰谷價差， 工商業儲能具備盈利能力。
3） 英國市場有1GWH,在電網側參與到電網輔助調峰服務市場。
4） 特殊項目型：墨西哥通過光加儲為抽水泵供電，占幾百WH。在中東有光加儲為整個城市 連續性提供電力，這個項目不單單因為商業模式，還由於是配套的基礎建設。
2022 年：
1）中國市場增長大約lOGWHo
①第一方面是新能源強制配套，隨着風、光新能源的裝機規模提升，儲能裝機規模也會提 升。而且之前中國的儲能發電功率配比在10-20%,現在開始超過20%,每日儲能時長發展到 兩小時甚至三小時。
②第二部分是共享儲能的建設。
③第三部分是工商業儲能，22年有1. 5GWH以上的裝機。
3） 在拉美、亞太市場，將會建設光伏和配套儲能，為了適應在新能源裝機占比提升後電網 中電能消納的問題。
4） 南非也規劃了 1-2GWH的光伏配套儲能。
5） 歐洲的戶用儲能還會按一定比例提升。逐漸使用儲能設備參與電網調峰服務，在建項 目有 l-2GWHo
國內儲能增長相比美國或者海外市場情況如何？
國內儲能增長的爆發性發展不如美國市場。有兩點原因：
1） 美國的戶用儲能發展較好，已經形成商業盈利模式。
2） 美國的光伏配套儲能有政策補貼。
國內今年的儲能規模具體是如何計算的？其中強制配套儲能市場大概占多少？
10GWH是保守計算的結果。
1） 在儲能示範基地方面，像山東省規劃的3GW項目其實也不一定能夠在今年完全建成。
2） 在新能源的強制配套部分，單看光伏計劃裝機就有80GW,如果其中40GW需要儲能配 套，那麼20%的儲能功率配套就需要8GW,乘以工作時間2個小時就是16GWHo因為光伏和風 電與儲能強制配套並不是百分百能夠實施的，所以儲能規模總計10GWH是專家經過保守估計 絕對可以達到的市場規模。
3） 專家保守估計，強制配套儲能市場至少占7GWH。
中國儲能市場規模彈性如何？全球儲能市場規模彈性如何？
1） 專家保守估計中國市場至少達到10GWH,達到15GWH也有可能。
2） 全球儲能市場規模今年翻倍，達到60GWH也有可能。
價格和成本變化對市場影響：
從去年到現在儲能電池漲價比較明顯，對0. 5C儲能系統的建設成本影響如何？
現在每瓦時的電芯漲價超過一塊錢，去年最低每瓦時成本僅6毛，所以整體漲幅很大。
2020年底，0.5C儲能的售價大概為2. 1元/瓦時。2022年0.5C儲能最低的售價達到1.2元/瓦 時，現在因為電芯價格上漲，0. 5C的招標價格在1. 5元-1. 8元/瓦時之間。
儲能系統的各組成部分成木情況如何？
1） 拆分成本的意義不大，大部分儲能廠商會提供一整套儲能系統，特別是電子企業比 如陽光、華為、上能等，不會去單獨賣PCS。
2） 按照目前0.5C每瓦時1.5-1. 8元的價格區間計算，PCS的成本為0. 1-0. 15元，變壓器 的成本為0. 15-0. 2元，電芯的成本在0. 8-1元之間，PAD的成本為0. 1元，剩餘的成本 就是溫控、消防部分。
國內外儲能市場對於電池漲價的反應如何？是否影響採購？
1）國內：
①一些去年開始設計、今年需要交付的項目會停止，因為電池漲價了。
②像一些由工商業或投資方做的工商業儲能項目也延期了。
③在新能源強制配套方面，各個項目還在進行中。
2）海外市場的售價一直高於中國，一直在30美分/瓦時以上。雖然今年中國的電芯價格 上漲可能導致美國儲能價格上漲2-5美分，但是海外業主因為商業盈利模式成立，所以項目 預算也會有所提升。專家表示，海外整體的儲能建設意願有所下降。
中國的儲能項目延期主要是哪方面？海外儲能項目是否會延期？
1） 中國工商業儲能項目可能會延期，最多1-2GWH的項目會受到影響，但是新能源強 制配套還是不變。
2） 海外儲能項目目前變化不大，特別是在美國的市場，因為美國市場在至少5年內有 政策補貼，而且商業盈利很高。
產品及競爭：
目前中國行業內各家廠商的儲能產品存在差異嗎？
1） 整體同質化嚴重：整個儲能行業在技術本身層面不存在特別的技術門檻，因為電芯、結 構件、溫控、消防、PCS都可以外購。現在很多企業也因為行業競爭門檻很低，進入儲能市 場，在這樣的情況下，各個企業的大部分項目產品同質化非常嚴重。同時，有一些廠家也會 針對一些問題的給出差異化解決方案。
2） 電池及其他方面的差異化解決：目前針對同一批次的電池存在容量不同的問題，一 些企業有精細化管理理念。一般280AH的電芯批量產品指在同一批產品中容量最低的為 280AH,而同一批電池的容量是正態分布，280AH是正態分布最前端的數值，而大部分電池 容量大於280AHo這種情況導致了一個問題，電池並聯的項目不易推進，各組電池的充放電 量的區間不同，電池的能力沒有使用到極限。因此，一些廠家針對這種情況做精細化管理， 主動均衡和被動均衡電芯的容量差異，對電池包級、電池庫級、系統級進行管理。例如華為 有一包一化、一組一管理的理念，分布式溫控，組裝式PCS設計等等。陽光也在學習這方面 的理念和設計。
3） 在溫控、能量密度、使用壽命等方面，一些企業也在做差異化設計提高儲能設備性 能，在後端管理軟件方面，遠景也有相應的提升性能設計。
終端客戶更看重儲能設備的哪些性能？
1）國內的強制配套市場：因為中國的新能源強制配套沒有後期的商業盈利模式，所以對 儲能設備的使用率很低，客戶不在意設備性能，只看重價格便宜。這也導致了一些產品質量 存在問題，有一些安全事故發生。
2)海外應用市場，但是在商業盈利模式成立的場景中，需要大量使用儲能設備，儲能設備 只有使用情況良好才能帶來收益，客戶更加關注產品性能。不管是有政策補貼，還是電網市 場的調峰服務帶來收益，客戶都會關注設備的儲能效率、運維成本、能量密度、壽命以及充 放電是否達到滿充和滿放等等性能指標。
3)國內外價格：中國的儲能設備售價非常低，海外的儲能售價比國內高了接近50%,最核 心的原因是海外的商業模式成立的，而中國在儲能行業沒有商業盈利模式。
華為和陽光的儲能設備供貨量如何？
1) 2021年：陽光供貨3GWH。華為其實並不太多，在儲能方面做的比較晚，才一點幾 GWH,而且主要業務來自於歐洲的戶用儲能。
2) 2022年：陽光有望供貨5GWH以上，華為同樣是有望供貨5GWH,因為其產品在去年 10月上市，今年有完整銷售年。
海外儲能市場的競爭對手都有哪些？
有特斯拉、Fluence、NextEra、芬蘭的Wrtsil等等公司。
中國儲能市場的發展背景:
如何看待光儲、風儲強配儲能的匹配性問題？
光風新能源都能與儲能相結合。光儲耦合相對比較方便，某種程度上也可以節省成 本。
1） 光儲耦合性更強，原因是光伏的PCS和逆變器，在直流側可以接光伏的組件和儲能的電 池，其可以共用一個光伏的逆變器和變壓器，這種模式叫直流耦合。另外，光儲還有一部分 是交流，此時光伏與儲能不會直接連接。
2） 風力發電屬於交流，儲能電池經過PCS出來變成交流，風電和儲能不會直接連接，所以 就不存在耦合的問題。
近期各地政府提出了戶用儲能的政策指引，戶用儲能在中國發展前景如何？
1） 很多農村會建光伏項目，本地無法完全消納，特別是在中午。如果將電能使用變壓器上 傳到電網，那麼變壓器無法承載這麼大的功率。因此，在台區建設儲能電站可以把沒法及 時消納的能量存起來，在變壓器可承載的情況下，再把電能釋放、上傳、消納。
2） 其實在中國這種戶用儲能的商業模式角度是不成立的，只是可以解決在整縣推進政策 的實施過程中遇到這個問題，並不可以持續發展。而且，目前中國的居民電價比較低，戶用 光伏配套儲能不具備商業價值。
展望國內，包括電源側、電網側、或更長遠的貨運側，國內補貼政策何時會到來？
1） 目前中國沒有補貼。工商業是完全去靠峰谷價差，若能成立就自行建設。不過目前發電 側新能源強配這一塊，有些省是有一些補貼的（包括初始補貼），但這是地方性行為， 而且補貼力度也並不太大。之前建光伏電站的補貼是國家性的行為，現在十四五儲能實施 方案是讓其進入現貨交易、電交易的商業模式中。
2） 一些省份有試點項目，會拿到電網調峰調頻的補貼，但這一部分也不高，只是起鼓 勵作用。即便是補貼高的像山西省的試點項目，但其也不存在持續性。
3） 未來國家再開展很多的補貼政策的可能性並不大，因為通過補貼促進發展的行為此前 也己實施過，之前是在電動車行業對電化學儲能進行過補貼。所以政策未來從補貼層面提升 儲能經濟性的可能性不大，但其還是會有一些政策調整上的利好，比如承認儲能市場地位， 以讓其參與電力輔助服務市場或是現貨市場等。
4） 中國沒有戶用儲能，因為中國電價比較低。加上儲能設備後，用電成本就要高於0. 55 元的買電價。
5） 共享儲能的發展可以看做儲能行業面對沒有國家政策補貼的市場自救行為。
單從儲能系統降本的角度，何時電源、電網側會有較好的發展景氣？
只需風光儲的IRR達到8%,也就是當前成本再降20%,就能夠實現目標。
1） 如果不增加儲能，光伏的IRR約8-10%0目前風電廠和光伏電站都是央國企在參與， 他們甚至能接受更低的水平，約6. 5-7%0
2） 因為央國企的資金成本最低能到2%,所以即便IRR低了一些，至少能保證不會虧 損。國家正是看到這種情況。才主張推進新能源強配。如果這個項目不掙錢，那麼行業參與 者肯定也會減少。所以國家在考慮到企業項目投資的基本情況時，就會予以一些資金成本的 支持。
電源側、電網側都可以進行配儲，那麼理論上兩者是否可以互相替代？儲能新政策允 許儲能方在電網開展輸配電價業務，那麼如果電網側可以順利地傳導電價，是否預示着中國可以主要投資電網側來推進儲能建設，同時停止電源側儲能投資？
1） 電源側和電網側儲能能夠互替。人們往往會產生理論邏輯和物理位置的混淆，因為無 論是電源側還是電網側，只要接入了電網，就沒有所謂的源頭問題。雖然電源側的物理位置 在了火電廠或者風電廠旁邊，但是從整個網絡結構的角度看，也能將其視作電網節點。在整 個電網結構里，其實就是兩個節點間的轉換，實際區別不大，離的與電源近一些，就叫 作電源側。電網側同理，都是由電線連入電網。
2） 在電網側建設儲能，其市場地位和火電和水電一樣，這就是相當於在電網裡面又建了一 個電源側儲能，而且電網側和電源側其實是在同一個電網系統內，可以互相代替。
歐洲儲能市場的發展背景：
歐洲的新能源發電量占比已非常高，目前儲能建設進度如何？
1） 歐洲除英國之外，目前沒什麼儲能建設。
2） 英國有儲能建設，發展較早，在21年左右就建立了一整套儲能機制。在英國有包括 電價和電力交易的機制、承認儲能電池為主體地位的政策、相關補貼的政策，其發展系統和 商業模式是相當完善的。
3）目前，中國的十四五儲能實施方案規劃也是效仿英國；包括現在歐洲發展電網側和 發電側的儲能，其實也是向英國學習。
在英國儲能行業，電源、電網和用戶側的構成比例如何？其儲能形式是什麼？
1） 英國基本上都是電網側。建了儲能之後，只要參與電力的輔助服務就能獲取收益，然 後傳統能源也可以參與電網輔助服務以獲取收益，行業內是平等競爭的狀態。
2） 儲能形式主要是電化學。英國是由國家層面給予戰略定位，然後進行相關的戰略投資 的。
歐洲像德國這樣的國家，如何平滑新能源發電的輸出功率曲線？
1） 雖然歐洲國家新能源占比確實很高，但是實際上目前傳統能源的使用還是有很多的。雖 然德國的新能源發電占比是最高的，但是有很大一部分電能輸出到整個歐洲。因為歐洲大 陸的電網連在一起，所以整個歐洲的各個國家在對電能進行分流使用，協調和分解新 能源發電輸出。
2） 歐洲的儲能一直在建設，目前沒有國家層面的政策發布，但未來也一定會面臨這個 問題。因為現在建設發電側和電網側的儲能，是為了解決新能源占比提升帶來的經驗性問題。
共享儲能:
很多儲能規模以共享儲能方式落地，比如說山東的示範項冃還有一些發電廠會將儲能 集中到一起，原因是什麼？在這些項目中使用的電池質量比較好的原因是什麼？
1） 因為如果單個風光發電的項目去配套儲能，項目就容量比較小，在電網中產生的作 用也比較小，所以採用共享儲能。
2） 通過共享儲能，集中建造可以把邊際成本降低下。
3） 共享儲能的項目容量大，方便在整個電網裡面調度，發揮一些作用，形成盈利。在 這樣的情況下，共享儲能項目可以為電力公司提供錯峰供電服務，產生收益。
4） 去年山東省5個200MWH的項目不完全是共享儲能，同時存在一些商業模式。首先政 府給予補貼，其次項目考慮了錯峰供電的調度服務盈利，進入電力現貨市場獲得收益。另外，去年電池價格還比較低，同時很多廠商希望將山東的儲能項目做成示範性項目，使用了 很好的設備，很多廠商甚至是不賺錢的。
共享儲能運營商的收益從哪些方面獲得？
1） 租金：青海提出的一個項目是建一個大的共享儲能電站，然後把儲能指標租給光伏電站 或風電場客戶，按照份額收費。
2） 節省成本：項目規模大，使項目的平均成本降低，大容量項目的邊際成本低。
3） 為電力電網公司提供調峰的調度服務。
4） 平滑光伏和風電的輸出。光伏和風電有可能受到天氣影響，還有調度影響，導致發電 不能交納到電網。比如在調度電力的時候，有可能只調度90%或80%的產能，剩下的10%〜20% 不能夠被調度，如果沒有儲能設備，這部分能源就浪費了。存到共享儲能設備後可以在之後 使用並產生盈利。
按照國內現有政策提供的經濟性，投資共享儲能需要幾年能夠回本？
專家曾參與過國電投在新疆的一個90-180兆瓦的項目，當時按照ROI測算出項目大約 需8-9年能獲得相應的投資回報。但這其中也面臨着兩個風險：
1）電網公司不一定會滿足合作雙方談好的調度時長去調配電力。比如儲能方與電網公 司談好的每年調度時長是每年1500小時，但電網公司可能不會按時長去調度，因為國家層面 沒有給出必須調度的政策，這只是儲能方單方面和電網公司商談的。
2）從光電儲能設備調配給電網獲取收益的時候，電網公司很難付清楚這部分的錢（租 賃條件下可能稍微好一些）。因為電網公司結算的是風電廠或是光伏電站正常上網電價的部 分，所以儲能電站必須要和所有的風電廠或光伏電站共用一個關口電錶，才能查清明細，但 共用的情況並不多。而且即便有共用的關口電錶，發電端也不願把這部分收益進行分享。

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