会议要点

1、国内储能行业概况

· 近期国内储能行业需求边际改善，光储价格下降带动经济性提升，市场担忧盈利情况有所缓解。

· 国内大厂储能项目明显增长，三月份储能项目开标量增速明显，装机并网量同比翻倍以上增长。

· 行业对2024年国内储能项目预期增长，预测全年储能项目规模可能超过80GWh。

· 政策利好新兴储能发展，试点示范项目政策支持加强，推动储能项目落地速度加快。

2、储能项目经济性分析

· 风光储能项目增长预期较高，风电光伏增速超预期，储能增量预期显著。

· 储能项目经济性受电力市场改革影响，电力现货市场建设进度加快，提高储能项目收益。

· 光伏配置储能收益率变化，西北省份光伏配置储能主动性提高，收益率有所下降但配置动力增强。

· 工商储能规模预测6到8GWh，大工业用电大户开始配置储能，市场认识逐渐深入。

3、储能设备与集成商市场分析

· 储能系统集成商市场洗牌，大型独立储能项目和集采项目集成商逐渐稳定，小型集成商逐渐淘汰。

· PCS价格稳定，功率器件国产化提升稳定性，集成商盈利性较好。

· 电芯价格下降明显，部分企业价格降至亏损水平，库存压力大导致降价。

4、光伏装机与储能市场

· 光伏装机预期不低于去年水平，西部省份光伏电站配储能经济性提升。

· 储能配置后电价提升有限，独立储能项目通过现货市场交易获得更高收益。

· 山西一次调频市场开启预期，可能为储能带来高额收益，高于现货收益。

5、储能行业发展趋势

· 储能系统经销商竞争减少，价格战激烈程度下降，市场逐渐走向理性。

· 集成商毛利率预期保持在10%以上，行业向高质量发展转变。

· 购网型储能系统市场火热，南瑞作为行业龙头，市场份额预期较高。

6、其他

· 台区储能市场小众，广东山东有一定量，但整体占比小。

· 过往型储能市场发展利好南瑞，阳光等企业也有示范项目。

Q&A

Q：近期国内储能行业的情况如何？

A：近期国内储能行业，特别是大型项目方面，有明显的增长。三月份储能项目开标量增速明显，达到11个GWh，而1、2月份分别为4GWh和6GWh。装机并网量也有所增加，1至2月份新增装机接近8GWh，与去年同期相比增长翻倍。此外，行业对今年国内储能项目的预期普遍增长，预计全年新增储能项目超过80GWh。政策方面，国家出台了多项利好政策，支持新兴储能项目的发展，特别是试点示范项目。例如，山西省入库项目超过18GWh，且项目落地速度加快。同时，风光项目与储能的关联度高，今年风电和光伏的增速预期较高，价格下降也有利于储能项目的增长。

Q：今年国内储能的主要增量在哪些方面？

A：今年国内储能的增量主要集中在电力市场改革和现货市场建设方面。以甘肃为例，光伏上网电价低于0.2元，运营商有动力配置储能以调整发电时段，获取更大收益。除广东外，内蒙古西部、甘肃、山西等市场的储能收益可观。山东的平均价差也在0.34元以上，土地系统价格下降使得现货市场的储能项目也具有可行性。此外，山西的一次调频储能市场可能在六月份后开启，预计将为储能带来高额收益。

Q：光伏电站配置储能的收益率有何变化？

A：由于光伏组件价格大幅下降，从一年多前的一元多降至现在的约0.9元，光伏开发成本大幅降低。这使得光伏配置储能的收益率有所提高，但具体的收益率变化需要进一步的测算和分析。

Q：西北省份光伏配置的动力和收益率情况如何？

A：西北省份的电价大幅下降，导致光伏收益率低于以往项目。目前，除了公布省份外，西部省份对光伏配置的积极性有显著提高。以甘肃为例，白天上涨电价通常交易为0.15元，若进行能量拾遗，能以0.3元左右的标杆电价上涨，价值很高。配置比例和具体情况需要具体分析。

Q：国内工商储能体量的规模预期是什么？

A：2023年国内工商储能体量预计在6到8个G瓦时，逐渐有更多大工业和用电大户开始配置储能。目前项目规模不仅包括小型，也出现了10%及以上的大型项目，如南京钢铁的项目接近200兆瓦。预计工商业储能规模将超过85G瓦时，结合风电光伏新增装机约300G瓦，其中200G瓦需要配置储能，按平均15%配置比例和2.5小时储能时长计算，总量约为75到80千瓦时。

Q：三月电力储能投运量同比降低，是否与预期不符？

A：三月份电力储能投运量较低是因为许多项目在为六月份并网做准备，630是重要的时间节点。上半年项目量较少，特别是1月和6月，这是正常的政府项目节奏。

Q：储能系统价格变化和盈利性如何？

A：近期，PCS价格变化不大，但功率器件igbt国产化领域逐渐提升，使得PCS稳定性较好。储能系统集成商已经开始洗牌，大型独立储能项目和集采项目的集成商逐渐稳定，小型集成商逐渐退出市场。三月份系统集成商的平均中标价格相对二月份略有上升。电芯价格明显下降，除宁德以外的头部储能电芯企业价格下降到0.35元左右，二线或更低端厂家价格更低，接近亏损。

Q：液冷系统在电芯基础上增加的成本是多少？

A：液冷系统在电芯基础上增加的成本大约是0.17元。

Q：温控消防系统的成本范围是怎样的？

A：温控消防系统的成本肯定在一毛钱以内，具体可能在几分钱的范围内。

Q：今年光伏装机的预期是什么？

A：今年光伏装机的预期不会低于去年的水平。

Q：为什么西部一些省份主动配储具有经济性？

A：西部省份如甘肃的现货市场中，光伏发电量接近20%，而且限电率已经接近放开，这使得配储在经济上更具吸引力。

Q：配储后电价能提升多少？

A：配储后的电价提升取决于配储比例和市场情况，但独立储能参与现货市场交易时，价差可能会更高。

Q：独立储能的经济性如何？

A：独立储能的经济性取决于多种因素，包括容量租赁、现货市场价格等。在某些市场情况下，即使价差不大，独立储能也能实现盈利。

Q：山西和山东独立储能的收益情况如何？

A：山西的独立储能项目预期收益率超过10%，而山东的现货套利收益大约在六七年回本的水平。

Q：山东储能市场今年的热度如何？

A：山东储能市场今年的热度可能不会太高，因为去年已经建设了很多项目，导致现货市场价差减小。

Q：西北其他省份如内蒙、甘肃、青海、新疆的收益率情况如何？

A：蒙西市场的价差较大，平均下来全年基本上能达到0.45元，预计2024年做现货市场还是可以的。

Q：新疆地区的储能配置比例和商业模式情况如何？

A：新疆地区的储能配置比例较高，但目前尚未出现明显的积极变化。储能主要以大规模供应机的形式存在，并非独立储能。例如，某集团的单一项目就有150兆瓦、600兆瓦时的规模，但并非以独立储能形式运作。未来，独立储能将拥有更灵活的运行方式，充电时不必完全依赖自身的发电情况，还可以从网上获取电力，且无需支付过网费。新疆电力市场建设相对滞后，导致商业模式尚未有显著的盈利改善。

Q：新疆地区的电力调度和电信要求情况如何？

A：新疆地区的电力调度要求相对较低。一些项目使用的是三线平台，这表明当地对于电力调度的要求并不高。

Q：不同地区的储能集成价格及其利用率情况如何？

A：目前，民族地区的储能集成价格最高，可能接近六毛。除宁德以外的其他知名厂商，如广州和合肥的企业，储能集成的价格大约在0.35元左右。有些价格甚至可能低于三毛，这是目前电信储能集成的价格水平。而新疆地区由于其特殊的市场环境，储能集成的利用率和价格与其他地方存在差异。

Q：储能系统的利用率情况如何，以及政策对调度次数和公平调度的影响是什么？

A：独立储能的利用率远高于风电桩和自配性能，根据中电联发布的2023年应用率报告，全国独立小能电站的平均能用循环次数超过250个循环，新能源配置一般是104。存在不公平调度现象，电网公司持有的储能电站和抽蓄电站可能未得到公平调度。政策首先影响公平调度，优先调度储能示范项目。国家对电网公司发展储能有一定限制，但仍然有大量新型储能项目在建设中。

Q：电力辅助服务市场的发展和储能行业的收益空间如何？

A：国家出台了电力辅助服务的相关文件，各省正在修订服务市场的规模。随着现货市场建设的加快，新的服务品种如一次调频、调压等将创造有偿服务空间，为新兴储能提供良好的资源。储能行业的收益空间将随着电力现货市场和新能源电力市场建设的加快而增大。辅助服务费用占电费的比例将逐渐提升，预计到2030年之前会提高到30%。

Q：目前储能行业的市场格局和主要玩家有哪些？

A：2023年品牌系统经销商中，中车株洲所是最大的飞港。其他头部商家包括海博阳光、许经理融合元储山东电工等。南瑞在购网型储能系统上是行业龙头，主要抓品牌项目，其利润率较高。中网型储能系统的价格比常规储能系统高30%以上，但增加的硬件成本最多不超过一倍的PCS，整体利润率不会超过一毛钱。

Q：比亚迪在国内储能市场的份额和增长情况如何？

A：比亚迪目前在储能市场的项目量较多，但增长势头已经放缓。去年比亚迪在新增项目方面表现强劲，但现在增速下滑。国内储能系统经销商基本不选择使用比亚迪的电芯，因此比亚迪在国内储能系统的出货量与其国内储能电芯的出货量接近，这与宁德时代的情况完全不同。

Q：国内集成商的竞争格局是怎样的？

A：国内集成商主要包括一些大型民企，如阳光电源和比亚迪，以及国企背景的企业如海博市创，后者是国家电投旗下的新源基础公司，拥有大量股份。此外，还有一些其他企业参与市场竞争。

Q：集成商和下游的议价能力如何？

A：由于市场上玩家数量减少，竞争程度下降，集成商和下游的议价能力有所变化。过去市场竞争激烈，企业可能不顾利润追求规模，但现在逐渐回归到合理的经营视角，注重盈利。集成商的毛利率应保持在十个百分点以上，以实现行业的良性高质量发展。

Q：PCS厂商的毛利率情况如何？

A：PCS厂商的毛利率通常高于系统经销商。目前，PCS毛利率应在20%以上。市场竞争格局趋于集中，大型厂商如南瑞等有电网背景的企业在市场上占据一定地位，但也有其他厂商如汇川技术等参与竞争。尽管存在竞争，但并不十分激烈。

Q：关于75到80G瓦时的计算方式是怎样的？

A：75到80G瓦时是根据300G瓦风光发电容量计算得出的，其中包含了两档配置要求，分别是10%和15%的储能配置，以及2.5小时的储能时长。

Q：为什么PCS超配后毛利率会提升？

A：PCS超配后毛利率提升是因为PCS本身没有太大技术难度，主要是增加了一些电感电容。虽然硬件部分差异不大，但整个系统的控制方面存在较大差异，主要体现在软件方面的提升。南瑞能够提供整套系统和软件控制软件，使得其在储能领域表现突出。

Q：南瑞在储能领域的市场地位如何？

A：南瑞在储能领域表现一枝独秀，尤其在动力型储能方面。目前国内构网型储能没有权威国标，市场对南瑞的业绩较为信赖。西北区的需求较高，东部地区从技术角度不太需要储能。对于风光高度依赖的电网，需要配置20%的储能以提供转动惯量。目前台区储能市场较小，但广东山东有一定量。

Q：台区储能市场的现状和趋势如何？

A：台区储能目前还是一个小众市场，主要集中在广东和山东，但整体占比较小。预计今年台区储能的市场规模也不会很大，可能不到一个既往事。

Q：哪些公司在储能领域有示范项目？

A：南瑞、西电、阳光和华为在国内储能领域有示范项目。集成GTCS的技术已经比较成熟，这些公司在储能领域的发展较为利好。