大储装机情况：不同渠道有所差异：1）备案数据最虚，备案很多项目有光热、压缩空气、液流电池，这种类型的项目进展会非常慢（成本高，起到的作用相较锂电池大型储能项目来说差很多）。即使如此，很多备案的电化学储能项目也都很难在今年完成， 只看备案今年的项目已经累计了几十GWh，没太大意义；2）第二个要看的就是招标，但进入到招标的也不一定今年执行，从备案大概有1/3的会进入到招标。山东市场去年一共备案了29个项目，29个项目中只有8-9个进入到招标环节，所以今年山东市场是不如去年。3）再由招标环节到真正采购建成的项目，大概今年1-6月份建成的不超过2个GWh，6月份后到三四季度，目前是一个快速增长期。从几个渠道统计到了整体的装机量，分别是从一线的电芯厂，逆变器厂和BMS厂，因为现在大储项目用到的电芯绝大多数都是0.5C，出货量乘以2，一般逆变器100兆瓦，乘以2=两百兆瓦时就是整个项目的规模；从这几个数据交叉验证就可以大概得到今年的出货量10个GWh左右是有的。很多一线的厂家，他们今年的销售额是去年的3倍，从销售额角度的估算。第三季度除了电芯之外的厂家都是最忙的一个季度，第三季度的出货可能会占到他们全年的70-80%，目前整个产业链呈现出一个：从逆变器的层面来说，今年市场上的IGBT已经被买光了，目前IGBT模组的价格从600涨到了1500，价格还在持续上涨，市场上拿不到货。好消息是拿不到货证明三季度市场非常旺盛，之前预订的货都用上了，另外一点看未来1-2月IGBT能不能补货，让厂家在四季度继续出货。模组这块如果不影响的话，全年装机突破10GWh，达到12GWh（电源侧+电网侧），装机量会受制于IGBT。工商业这块不好测算，量不大但加总起来也不少， 预计今年也能做到2-3GWh，但没有大储那么好预测。状况：了解到的一些工商业厂家今年的量较去年是翻倍的，销售情况非常好，虽然有打价格战，但需求非常好。最近市场关注比较多的是容量电价，今年有比较大的调整，容量电价成本不太好疏导。如果想参考抽水蓄能这样的形式的话，短期内不现实。但如果要模仿抽水蓄能获得容量电价的这种模式给新型储能来配套的话，价格一定是比较低的。之前山东一年3600万这样的补偿从刚开始出来业内就认为不可持续。除了山东容量电价之外，还有能源局层面在审核的省份有：江苏、浙江、山西、河南还有广都，像广东、河南包括江西，因为容量电价特别敏感，可能不会铺开。疏导机制不确立的话，容量电价不太会变成一个普惠形的政策。最近还看到一个政策（针对西北风光大基地的），他们有一个煤电容量电价机制，比较低1000瓦一年只要50元。从受益上来看，大家不要把容量电价看做一个主要受益，不要在这方面抱有太多的期望，想未来通过各种政策的刺激，市场的建设形成一个中大型的储能电站，获得一个比较好的商业模式的话，一定是越靠近市场化的越好。最近我接触到的就是广东省，由南网储能他们投资的几个大型储能项目，300-600兆瓦时这个级别的项目其中有两个大概率会获得电网内部的容量补偿，但是除了他们投资的项目之外，直接由第三方投资的这些项目都是拿不到这些容量电价的。容量电价如果他会是一个普惠型政策的话，大概率会像山东这种情况，一年有个300-400万就不错了；如果他不是一个普惠型的话，那他一定是针对特定的项目由政府、电网指定的一些特定项目来补贴，他的价格会比较高，未来保证他项目的正常运行。A：目前像广东省的容量电价价格参照的依据就是其他容量租赁的价格，因为广东省没有强配储能的政策，大概价格在每千瓦300元左右一年，如果折算到100-200兆瓦时的话，一年大概3000，能够受益于这个价格的项目非常少。Q：山东做过政策调整后，后续储能项目的经济性能恢复到一个什么状态？A：受益的具体状态：三峡能源电站，他们目前在租赁方面实际收益全年来看有300w，如果100%租赁是有3000w，现货价差预测能做到1300w，容量补偿一年约300w。1300+300+300不到2000w的水平，按照这个水平这个项目是亏损的。另外一个国电投在山东电站，他们的预期更乐观一些，全年收入能达到4000w，他们的租赁情况更好一些，但即使达到4000w，一个200兆瓦电站的投资在4个亿左右，4000w不考虑运营他的收益率也不到6%。未来山东可能会增加配储的比例，现在处在研究阶段。理想状态下，可能可以达到5000w水平，如果能达到5000w的水平，未来3年随着储能项目投资成本的下降有可能会有改善。山西也有相关市场，也有容量租赁，刚开始做，但有非常确定的补助服务市场，这是山东没有的，受益现在来看是非常不错。如果30个项目的话，前10个项目的受益应该都会不错。还有一块受益是省间的现货交易，就是山西的电是用不完的，给他临近的省提供电量，价格给的比较高，高的时候1-2块钱，这也是一块受益。所以山西市场也是值得关注的，山东市场如果租赁做的更好一些，明年下半年新增项目还是值得期待的。A：国网方面租赁的省份都是全面领先的，国网区的这些强制租赁省份在新能源比例占比较高的地方，尤其是风电比例占比比较高的地方，也会更严格一些。在中部的地区执行的会弱一些。A：如果纯粹要算经济账的话，电源侧电网侧的都算不过来，如果特别注重这方面，有比较注重经济汇报，可以考虑开发一些规模比较大的工商业测的储能，目前国内工商业储能是越做越好的。工商业储能也可以算的非常清楚，比较不受政策调整的影响。Q：电力现货交易和辅助服务市场的这种收入，这两块是互相矛盾？A：电力现货开展之前的像深度调峰的辅助服务费用已经没有了，和深度调峰目前来看是不可兼得的。未来如果有调频的市场，是没有冲突的。A：如果从这两者对于现货干扰来看，1次调频的过程中他的市场更短，他的电量更少，对现货市场的扰动是更小的。有些2次调频的信号还是比较长的，总体来说他的扰动也不大，在3%以内的扰动，可能会产生冲突，但不至于影响现货市场的进行。A：是的，但现在容量租赁的比例比较低，大部分在20%以下。极少数能做到30%。A：目前只有山东允许独立电站参与到现货交易市场，因为需要审核才能参与。其他省具备条件，但没有运行。Q：现在盈利模式还不太清晰，现在大家争先恐后去上是为了抢占点位？背后的逻辑是什么？A：可以肯定的说，目前大储肯定达不到可研报告里的受益。还要去做：1）强配储能的压力；2）目前从发电集团的角度来说，大家都知道储能在未来是要深刻影响电力系统的技术，现在正好有这样新能源强配储能的机会和政策去刺激，他们也就顺水推舟。即使短期内不赚钱，收益率达不到常规电力项目的投资标准，至于有没有抢占点位的需求，肯定是有的。A：民营资本去做大部分都是为了带动自己的销售，这样的项目可能会投1-2个，不会持续的投。但纯粹热爱的投资者几乎是没有的，一定是能带动自身其他产业或设备的销售。Q：租赁算3000w+现货1300w+容量补偿300w，也就只有4600w，跟当时6900w还有1300w差距，这个差距是在哪？A：他之前容量租赁是按照3600w来考虑的，容量租赁租满是可以达到3000wA：有一定的风险，但现在一个趋势是山东会提升配储的比例，有利于储能项目租出去。目前可能要求分布式的光伏也要配储，这样也会促进。A：最大一块还是新能源强配储能，明年来自于市场的驱动力也会逐步增长，储能系统成本的下降，政策的更加完善和稳定也会成为驱动力。Q：现在新能源强配大家更加倾向于自己建还是采用共享租赁？A：地方能源局会引导用户去租赁，租赁会是主流模式。自己配可能一点受益也赚不到。Q：IGBT模组的价值量？国内哪些企业产品做的好一些？A：目前在储能逆变器里面，所有IGBT没有用国产的，光伏里有小批量去做验证，但还没有大批量应用。大储逆变器里面IGBT的成本大概占到20%（涨价之前）。A：未来2-3年都会比较紧张，扩产跟得上的话24年会做到比较正常的状态。A：储能逆变器里还没有。但光伏逆变器已经开始了，因为光伏逆变器技术要求低一些，对电网是单向，储能是双向，安全方面的要求更高。A：陆上风电比例会比今年大，但是不是100%还不一定，跟不同地区执行力度有关，乐观点国内可以做到15-20个GWh（明年政策会更加完善，项目收益率也会得到一定的保障）。A：对，更多会在下半年进入建设高潮，跟今年类似。新项目前期的准备也需要小半年的时间，尤其是大项目。
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