玄武_玄武平台【授权认证注册】近年来，受益于市场需求和政策导向双重驱动，我国新型储能规模化应用趋势逐渐呈现。任何一个行业或者说一个细分领域，都会经历培育期、成长期、成熟期。当前储能行业发展仍面临三大方面的挑战。
根据不完全统计，近十年全球储能安全事故发生60余起。2021年全球储能市场爆发，大规模储能项目越来越多，单个储能项目规模越来越大，储能安全隐患也随之增大。其中，有两个关注点，一是安全事故多发于锂离子电池，一旦发生，通常事故等级高，损失惨重。例如2018年7月2日，韩国一风力发电园区内ESS储能设备发生重大火灾事故，造成706㎡规模电池建筑和3500块以上锂电池全部烧毁。二是多事故发生在电站投运一段时间后，储能全生命周期的安全问题引发重视。图：部分储能电站爆炸事故详情
储能电站建设全流程涉及的标准均尚未落地储能正处于由研发示范向商业化过渡的关键时期，迫切需要建立健全储能技术标准为产业发展保驾护航。实际上，储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节。但在电化学储能技术统一规范、并网调度规则、产品检测认证等方面仍无明确标准；储能系统运输、安装、调试、运维方面的安全性标准尚不成熟；对储能消防要求、环保、社会经济效益等方面的评价标准仍是空白。在光伏强制配储的背景下，缺乏电网公司对储能系统调度频次、充放电次数等的明确规定，储能产品的质量和安全无法保证。图：储能全流程涉及六类标准
安全总责环节向专业化过渡道阻且长一般来说，中游的储能系统集成环节是安全问题“第一责任人”。中游储能系统集成具备标准化机架式设备，组装难度低。一般地，下游客户对上游元器件的要求较高，而对集成商的品牌关注度较低，因此“低毛利、高营收”的特性吸引了众多企业入局，内卷激烈。而下游的所有权、使用权和收益权分化，权责不明晰，均无法对全链条安全问题负责。由于储能集成系统是对上游元器件的耦合，成为唯一能对整个储能系统产品的安全负责的环节。未来集成商将向专业化过渡，例如必须熟悉上游三大核心技术，因此向上游环节拓展是一大路径，但集成商向上游拓展难。而上游各环节要么技术壁垒高，要么规模效应明显，进入壁垒高。另外，上游竞争格局稳定，未来将朝着市场细化演进，而各细分市场的龙头企业已具备边际优势，保护壁垒难以打破，集成商专业化道阻且长。
国内电力市场的交易模式和地区政策不完善国内电力市场盈利模式尚不完善。从现货市场来看，与国外相比，我国的现货市场以发电侧单边交易为主，价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导，商业模式未形成闭环。从中长期交易市场来看，美国电力整体市场通过竞争性拍卖进行发电资源交易；零售市场允许消费者自主选择供电商；中国电力市场以计划调度和双边协商为主，市场化程度相对较低。虽然各地出台了一些辅助服务政策，但交易品种单一，难以覆盖储能投资成本。另外，各地市相关辅助服务政策不一，部分地区没有长效政策机制，缺乏稳定性，投资风险较大，一定程度上制约了投资者的参与积极性。图：2019年美国电力市场结构
图片来源：ISO/RTO Council，华安证券研究所（注：彩色部分代表已经进行了市场化改革的区域电网）图：储能电站参与电力市场结构图
当前，储能电站建设成本较高。储能电站成本分为技术成本和非技术成本，其中技术成本高主要是因为储能尚未规模化应用，电池、PCS、EMS等设备成本高。非技术成本高，主要是储能电站开发、土地、接入、并网验收、融资成本高。如若市场出现低价竞争，会忽视质量与安全。根据毕马威《新型储能助力能源转型》报告，当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，压力较大。例如，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%，内部收益率降低0.5%—2%不等。因此，发电企业出于经济性考虑，会更倾向于选择低成本储能项目，相对忽视性能和安全问题，传导到储能供应方就会引发低价竞争问题，甚至导致劣币驱逐良币。图：风电渗透率越高，储能建设成本越高
储能电站市场参与度、收益性和贡献率较低目前储能度电成本约为0.8元/kWh，而大多调峰价格均低于0.8元/kWh，不具备经济性，市场参与积极性不高。根据中电联数据，中国当前电化学储能项目平均等效利用系数仅为12.2%。个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。目前运维成本高于预期，以AGC储能调频为例，按照设计寿命，电池组深浅组合充放需保障3年以上。但部分电站实际运行中，由于电池充、放电过于频繁，容量衰减过快，投运半年就需要大规模更换电池，质量隐患高，原有的全周期投资收益逻辑不成立，运维成本高。早期储能构网能力不足：很多储能项目在前期论证阶段，都按照电网中新能源最大弃电规模进行调用情况测，放大了电网的调用需求。另外，早期的储能只有充放电功能，不具备稳定支撑等构网型能力，同时单体规模较小，对调峰弃电、断面受限等问题的解决贡献度偏低，限制了应用范围。图：典型储能技术的度电成本（元/kWh）
储能集成系统产品设计参差、软硬件不兼容储能集成系统直接对安全负责，其电池原件能量密集、拓扑结构灵活多变、电芯数量多和特性不一，并非简单堆砌和拼凑，而是涉及系统控制、电气安全、直流侧管理、设备优化匹配、电池健康及安全联动保护管理等多领域知识。众多入局储能系统集成企业能力参差不齐，不少厂家缺乏集成拓扑设计经验和能力。另外，目前储能行业并未出台权威标准，储能项目仍为非标准化招标，提供的是定制化产品和服务，储能集成设计参差不齐、软硬件不兼容，阻碍储能系统行业的健康发展。图：储能电池系统结构设计
资料来源：科陆电子在新型电力系统下，储能是支撑高比例可再生能源接入和消纳的关键技术手段，在提升电力系统灵活性和保障电网安全稳定等方面具有独特优势。储能是未来新型电力系统的重要应用技术，未来，储能材料将朝着低成本、高储能密度、高循环稳定性、长周期存储的趋势发展；储能装备将从关注单体设备效率、成本，转向满足差异性需求的高品质供能、储用协调方向。
如何研发出成本低廉而寿命较长的发电设备，是我们面临的一个难题。其次，新能源发电能量转换率需要进一步提高。
就拿光伏发电来说，转换效率普遍还比较低，这样一来，成本自然就上去了。想要从根本上解决转换效率的问题，就要创新发电理念，改进发电材料。
比如我们利用风力发电，或者利用光能发电，但是这些都不是任何时候都具备的条件。一旦风力减弱，或者是遇到长时间的阴天下雨，那么发电势必受到影响。
电能如果不稳定，那么新能源最多只能算是对传统能源的补充，是无法替代传统能源。所以，想要发挥新能源主力军的作用，还依然要进一步去开发储能设备。
地理条件就直接决定了某个地方是否能采用这样的新能源发电方式。我国西北地区风力资源丰富，可是我国的重点用电需求区域却在东南部，这就形成了一对矛盾。如果从我国的西北地区向我国的东南地区进行高压输电，这又会增加新能源发电的成本。
定义“碳足迹”来源于一个英语单词“Carbon Footprint”。维基百科关于这个词的解释是：A carbon footprint is the total amount of CO2 and other greenhouse gases emitted over the full life cycle of a product or service. 打个比方，一个人开着车子在马路上转一圈就留下了一个碳足迹。总的来说“碳足迹”就是指一个人的能源意识和行为对自然界产生的影响。 碳足迹验证 [3] 是在产品层面全生命周期水平上的测度，属于自下而上的碳核算体系，标准有很多，最为完整的标准是英国的PAS 2050，也是全球首个产品碳足迹方法标准—— 《PAS 2050:2008 商品和服务在生命周期内的温室气体排放评价规范》，PAS 2050在全球被企业广泛用来评价其商品和服务的温室气体排放。饮料食品等产品易于进行碳足迹核算，其他产业链较为复杂的核算起来会比较困难。 碳足迹(Carbon Footprint) 为组织的活动与服务在产品的整个生命周期直接与间接产生的二氧化碳排放量。碳足迹是从消费为起点考虑的，未必仅在生产产品过程中直接排放二氧化碳才是污染。举凡材料、生产、运输、使用、服务与废弃过程中直接与间接涉及碳排放均须被考虑。碳足迹的管理，以碳盘查活动为起点来建立系统。面对全球暖化的问题，碳足迹的做法已经是国际共同关注的议题，再也无法只关注于本国的碳排放削减了。
定义“碳足迹”来源于一个英语单词“Carbon Footprint”。维基百科关于这个词的解释是：A carbon footprint is the total amount of CO2 and other greenhouse gases emitted over the full life cycle of a product or service. 打个比方，一个人开着车子在马路上转一圈就留下了一个碳足迹。总的来说“碳足迹”就是指一个人的能源意识和行为对自然界产生的影响。 碳足迹验证 [3] 是在产品层面全生命周期水平上的测度，属于自下而上的碳核算体系，标准有很多，最为完整的标准是英国的PAS 2050，也是全球首个产品碳足迹方法标准—— 《PAS 2050:2008 商品和服务在生命周期内的温室气体排放评价规范》，PAS 2050在全球被企业广泛用来评价其商品和服务的温室气体排放。饮料食品等产品易于进行碳足迹核算，其他产业链较为复杂的核算起来会比较困难。 碳足迹(Carbon Footprint) 为组织的活动与服务在产品的整个生命周期直接与间接产生的二氧化碳排放量。碳足迹是从消费为起点考虑的，未必仅在生产产品过程中直接排放二氧化碳才是污染。举凡材料、生产、运输、使用、服务与废弃过程中直接与间接涉及碳排放均须被考虑。碳足迹的管理，以碳盘查活动为起点来建立系统。面对全球暖化的问题，碳足迹的做法已经是国际共同关注的议题，再也无法只关注于本国的碳排放削减了。
国际形势急剧变化，全球能源价格大涨，欧洲天然气价格自2020年以来涨幅已经超过8倍。当中国人民享受0.65元/度的居民用电价格时，德国人民却要承担高达5元/度的电价！对用电的需求大增，储能技术引来革命性进步，随着锂电池大规模商业化应用和研发投入增加，电池生产成本及电能存储技术不断攀升，家用储能市场在欧美呈现爆发趋势。
低廉的光储成本使得欧美消费者几乎3-5年之内就能收回投资成本，家用储能在2021年以来，在欧美市场以每年翻倍的增速呈现爆发式增长态势。
家用储能是一套光伏发电与储能转化系统。当白天太阳正常时，由光伏并网发电将多余电能贮存起来，保存到晚上或其他时间随时使用，这样既可以错开峰顶电价，节约电费，又能避免家里市电突然停电而造成意外影响。
如果ebike是万亿美金的市场，家庭储能就是10万亿美金级别的市场。大家生活在中国，享受着中国良好的基建设施，低廉的电价可能没有那么大的感触，但别说是其他国家，就算是美国，很多地方地广人稀，发电用电极不平衡，加上人口不够集中，自然灾害频发，很多地方的电力供应很不稳定。这些都催生看一个巨大的需求，大家都需要一个可持续稳定输出的电站，最好是自己能把控，价格平民化的解决方案。而且大家别忘了，越是地广人稀的地方，太阳能发电的潜力越大，太阳能发的电可以通过组网连接到家庭储能系统存储起来，就节省了用电成本，甚至大家还可以把多余的电拿到市场上去卖，又可以获得额外的收益，说不定很快就可以收回成本。
此外，我们现在用的户外移动储能，ebike的电池包，甚至未来新能源汽车也会开始采用电池包的概念。每个电池包就好像一个储电箱一样，平时这些电池包都在家庭储能里面充电，用太阳能甚至其他方式产生的电能给你充电。你需要到户外了需要移动电源，随手拿一个电池包就可以出去当移动储能用，你的电动车没电了，拿个电池包赛进电动车就用，你的新能源汽车没电了，多塞几个电池包就充满电了。你开车到西北的戈壁滩，没电了，路边有充电站就可以给你提供统一标准的电池包，而这些电池包的电就是用西北荒无人烟的荒漠地区丰富的太阳能发电存储起来的。我们生活的一切都会因为储能的改变发生翻天覆地的变化。
而这个市场不仅仅是地广人稀的美国，不仅仅是深陷能源危机的欧洲，在基建设施极其不完善的拉美地区，东南亚地区，中东地区，非洲地区都有非常巨量的需求。这些都是巨大的机会。深耕在这样的市场里面，将会催生出无数个百亿千亿级别的优秀企业。
以下文章来源于探客深科技，作者尹太白现阶段，尽管储能行业成本与收入“倒挂”现象或将持续，但从长远来看，储能行业依旧是未来的发展趋势和战略高地。
2021年以来，随着新能源汽车行业整体的崛起，与之相关的储能行业也备受众人瞩目。
储能为什么重要？各行各业的人对此或许有不同的观点，但一个普遍的共识是——储能是发展新能源的基础及核心。
“风力发电、光伏发电等新能源发电方式普遍存在间歇性、波动性问题，随着新能源发电方式占比进一步提升，如何保障电力供需双侧的稳定性，已经成为当下及未来必须要克服的难题，而储能是解决新能源发电方式下电力系统供需匹配和波动性难题的关键。”一位电力行业人士表示。
事实上，无论是政策端还是产业端，都极其重视储能行业的发展，更有不少企业已入场抢食这个“万亿蛋糕”，储能行业春天已至？宁德时代、阳光电源等企业早已瞄准储能做“第二增长曲线”？当前制约储能发展的重要因素又是什么？
从本质来看，储能是通过充放电来实现供需双侧的实时平衡，与充电宝的原理基本类似。按照能量储存方式，储能可分为物理储能、电化学储能、电磁储能三种。
具体而言，物理储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等；电化学储能主要包括铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池等；电磁储能主要包括超级电容器储能、超导储能。
“抽水蓄能仍是最主要的储能方式，抽水蓄能技术最成熟，成本也最低，但由于受建设周期和地理条件限制，因此无论是发展潜力还是增长速度，都已经落后于电化学储能。”能源行业分析师韩煦说道。
根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计数据，2021年中国新增储能装机为7397.9兆瓦，累计装机已经达到43.44吉瓦（1吉瓦=1000兆瓦）。其中，抽水储能累计装机规模达到37.57吉瓦，占比为86.5%，而电化学储能累计装机规模达到5.12吉瓦，占比为11.8%，其中锂离子电池占比超过91%。
作为对比，2020年中国电化学储能累计装机规模仅为3.27吉瓦，占比约为9.2%。
一是借助“双碳”东风，储能产业链迎来了前所未有的关注度和投资热潮，2021年国家与地方政府相继出台了300多项储能相关政策，产业链投资计划已经超过了1.2万亿元；
二是各类电池的应用成本大幅下降，电化学储能因此驶上了“快车道”，进而带动了整个储能市场的发展。
“未来电化学储能市场仍有巨大的增量。”韩煦表示，“业内普遍认为，2025年新增电化学储能装机规模将达到12吉瓦，2025年之后，电化学储能装机规模将保持在每年12-15吉瓦，2030年是实现碳达峰目标的时间节点，届时电化学储能装机规模将达到约110吉瓦。”
动力电池企业可谓近水楼台先得月，“动力电池本身就是一种储能设备，而且退役动力电池完全可以用于电网储能、家庭储能等领域，因而更容易形成产业链闭环。最重要的是，储能市场的增长是刚性的、确定性的，发展储能业务也能为其带来第二增长曲线。”一位动力电池行业人士表示。
5月17日，亿纬锂能发布公告称，拟与云南省玉溪高新技术产业开发区管理委员会签订协议，计划投资30亿元，建设10GWh动力储能电池项目。
无独有偶，国轩高科也于5月20日在其官方微信公众号表示，已经成功中标国家电网多功能移动储能充电车项目，并为该项目提供液冷电池箱以及“Power Ocean”储能系统产品，预计于8月中旬交付。
“2022年的储能市场行情更加火爆了。”韩煦认为，2022年或与往年不同，虽然难以预测储能市场何时会爆发，但无论是行业形势还是政策层面均明显比以往明朗。
“2021年4月是整个储能行业实现从平缓发展到跨越式发展的转折点。”韩煦回忆，“随着一系列储能相关政策的密集出台，并且明确锁定2030年实现30吉瓦的储能装机目标，储能行业的发展预期得以显著提高。”
3月21日，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确提出，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。
6月1日，国家发改委等九部门印发《“十四五”可再生能源发展规划》，提出加快建设可再生能源存储调节设施，强化多元化智能化电网基础设施支撑，提升新型电力系统对高比例可再生能源的适应能力。
各地政府也频繁推出储能相关政策，截至2022年2月，共有浙江、山东、四川、河北、山西在内的25个省份将发展储能写入了政府工作报告。
随着顶层设计日益健全，产业政策及标准、法规体系逐步完善，储能行业的发展也取得了实质性进步。
海通证券在研报中指出，2025年中国新型储能装机规模将达到30吉瓦以上，然而截至2021年，新型储能装机规模累计仅为5.7吉瓦左右，意味着新型储能装机规模至少还有5-6倍的增长空间，年均复合增速超过50%。
“储能行业或已行至拐点，接下来加速增长的可能性较高。”韩煦继续说道，“从短期来看，政策层面的影响是储能市场发展的驱动力，也是推动储能产业链进入高速发展期的主要原因，但从中长期来看，能否打开更大的发展空间还是依赖于商业化是否顺利落地以及行业究竟有多大的利润空间。”
储能行业巨大的利润空间正在逐渐显现。根据光大证券的预测，到2025年，中国储能市场规模将达到0.45万亿元，而2030年将增长至1.3万亿元左右。
具体来看，结合众多储能产业链企业的2022年一季度财报，储能电池领域的代表企业派能科技和宁德时代的毛利率分别为27.5%和14.5%；储能材料领域的代表企业天齐锂业和盐湖股份的毛利率分别为85.3%和75.4%；储能系统集成领域的代表企业林洋能源和科士达的毛利率分别为33.7%和29.3%，大多获得了不同程度的增长。
一方面，自2020年起，多个地方政府明确将给予储能项目直接补贴以提高储能经济性，补贴形式主要以投资补贴和运营补贴为主，比如四川成都主要按照储能设施规模给予补助，青海则对储能项目发售的电量给予运营补贴等；
另一方面，储能产业链尚存在降本空间，以储能系统的“心脏”储能电池为例，根据BloombergNEF的数据，在2010-2020年，全球锂离子电池组平均价格从1100美元/千瓦时降至137美元/千瓦时，降幅接近90%，直接带动储能系统的成本下降75%。
“随着储能产业链的各类储能技术的发展、对上游原材料的布局以及提取及加工工艺的提高，成本有望进一步降低。”韩煦认为，商业化落地将是储能行业下一阶段的主要目标，只有在政策信号明确的基础上，产业链企业能看到持续获利的前景，储能行业才能真正迎来爆发期。
当下，储能相关业务已经成不少掘金者争相布局的重点业务之一，尤其是成本占比超过60%的储能电池业务，其代表企业宁德时代和比亚迪的相关业绩均在2021年实现了高速增长。
根据宁德时代2021年财报，其总营收为1303.56亿元，同比增长159.06%；归属于上市公司股东的净利润为159.31亿元，同比增长185.34%，其中，储能系统业务营收为136.24亿元，同比暴增601.01%，占总营收的比例为10.45%。
作为对比，在2020年，宁德时代的储能系统业务营收为19.43亿元，同比增长218.56%，占总营收的比例为3.86%，而在2014-2019年，其储能系统业务营收占总营收的比例分别为5.11%，1.56%，0.26%，0.08%，0.64%和1.33%。
相比动力电池系统业务，宁德时代的储能系统业务爆发较晚，但自成立之初，宁德时代就将动力电池系统和储能系统明确为两大主要业务。
事实上，宁德时代正式涉足储能系统业务甚至早于动力电池系统业务。2011年，备受关注的张北国家风光储输示范工程电池招标结果出炉，宁德时代的前身宁德新能源作为五大电池供应商之一，中标4MW×4h的磷酸铁锂电池系统。
2018年是一个重要的转折点，6月份，宁德时代与福建省投资集团有限公司、福建省电力勘测设计院完成晋江大型锂电池储能项目签约，该项目计划总投资24亿元；10月份，宁德时代竞标获得鲁能海西州50MW/100MWh示范工程储能项目，由宁德时代独家供应储能电池。
与此同时，宁德时代及时更新了组织架构，正式设立储能事业部，将储能系统业务作为第二增长曲线年，宁德时代的储能业务营收为1.89亿元，是2017年的11.8倍，而到了2019年，该业务营收首次突破6亿元关口，宣告进入高速发展期。根据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2021》，
“在‘双碳’背景下，宁德时代的储能系统业务仍会保持高速增长。”韩煦透露，“有预测认为，2025年宁德时代的储能系统业务在中国的市占率将达到40%，并带来约55亿元的利润空间。”
根据2021年财报，阳光电源的总营收为241.37亿元，同比增长25.15%；净利润为15.83亿元，同比下降19.01%，其中储能系统业务营收为31.38亿元，同比大增168.51%，占总营收的比例由2020年的6.06%跃升至13%，已连续五年实现增长。
2018年，国网系统最大规模的电网侧储能电站在湖南长沙投运，该储能电站总规模为120MW/240MWh，一期建设规模为60MW/120MWh，仅一期投资便超过4亿元。国家电网内部测算结果显示，基于湖南峰谷电价政策和电池技术，该储能电站在全寿命周期内都将处于亏损状态，即使通过现货峰谷套利、用户侧分时价差、辅助服务市场等方式交易也很难收回成本。
当前，至少有20多个省份明确给出参与调度的储能电站调峰、调频补偿标准，并且集中在200-600元/MWh，成为储能电站收回成本的主要途径，以山东莱州储能电站为例，其收回成本的预期时间长达15年。其次，电池原材料价格暴涨让储能行业的发展遭遇了更大的难题，
上海有色网数据显示，2022年6月，电池级碳酸锂价格为每吨47.10万元，同比增长高达420.94%。另外，中国汽车动力电池产业创新联盟数据显示，从2021年1月至2022年3月，正极三元锂材料均价从12.4万元/吨上涨至36.8万元/吨，涨幅为196.8%；磷酸铁锂材料均价由4万元/吨飙升至16.2万元/吨，涨幅为305%；三元锂电池电解液平均价格上涨146.2%；磷酸铁锂电池电解液平均上涨190.2%。
电池原材料价格的大幅上浮导致储能企业的毛利率急速下降。根据宁德时代和阳光电源2021年财报，宁德时代的毛利率为28.52%，较2020年减少了7.51个百分点，而阳光电源的毛利率为14.11%，较2020年减少7.8个百分点。
以现有电池技术测算，大多数储能电站的电池循环次数约为3000-6000次，在实际运行中，频繁充放电也会加速缩短储能电池的寿命，意味着储能电站在运营4-5年后或将面临着更换储能电池的问题，延长了收回成本的周期。
现阶段，尽管储能行业成本与收入“倒挂”现象或将持续，但从长远来看，储能行业依旧是未来的发展趋势和战略高地，“谁能最先解决商业化难题以及挖掘出更大的利润空间，谁就能在新能源的浪潮中占据先机，并获得增量市场”。
全文读完，可能需要6分钟时间。23年碳酸锂价格持续下行，带动储能电芯成本快速下降，近期碳酸锂吨价逼近10万，电芯领域降本空间相对有限，未来储能降本之路将走向何方？为了把脉储能未来降本之路，探索储能市场未来竞争格局，储能领跑者联盟于2023年12月21日特别邀约储能领域资深专家进行线上解读与探讨，以下是会议核心观点与访谈记录。【核心观点】1、23年以来受电芯产业链产能过剩及碳酸锂降价影响，电芯价格持续下行，带动储能系统价格下行。个人判断，当前电芯与储能系统价格均处于历史低位，下行空间有限，但是短期内上涨也比较困难，主要考虑到：1）碳酸锂价格下跌空间有限；2）储能系统集成厂商与业主方短期内都没有再去下压价格的动力；3）电芯产业链产能出清需要时间；4）储能集成厂商同质化严重，差异化突破需要时间。2、从逆变器或者电芯企业转型做储能集成商会有一定的技术优势或者成本优势，长期来看，储能集成厂商的核心竞争力在于底层研发领域、集成基础理论领域、电气理论领域、元器件研发领域的壁垒。【访谈记录】Q复盘23年储能电芯的价格走势，对未来储能电芯价格的看法？与22年年底储能电芯0.9元-1.0元/Wh的价格相比，23年年底储能电芯价格下跌40%-50%，市场报价约0.4元-0.5元/Wh。23年储能电芯价格一路下滑的主要原因有两个，一方面是电芯产业链产能的全面过剩，另一方面是碳酸锂价格下行带来的成本下降。
• 产能方面：包括正极、负极、隔膜、电解液等上游环节，以及电芯本身在23年都面临供大于求、产能过剩的问题，这导致各环节议价能力弱，为了保证产线产能利用率，厂商主动降价抢占市场份额。23年电芯产业链的新建产能也没有全部建成、释放。产能的出清、供需格局的改善需要时间，预期短期内储能电芯低价抢占市场份额、内卷的局面难以改善，甚至部分处在生死边缘的厂商会以极低的价格抛售电芯。•原材料方面：碳酸锂价格从22年年底的60万/吨下跌至近期10万/吨左右，碳酸锂吨价格每下跌10万，对应电芯材料成本下降0.07元-0.08元/Wh左右。个人判断，短期内碳酸锂下降空间也比较有限。目前电芯处于价格低位，再向下的空间有限，但是受制于供需格局问题，短期内也难以上涨，预期24、25年伴随着产能出清，优质电芯的价格能够持续坚挺，毛利也能逐步走高。参考中国的白电行业，近年来白电行业的毛利率稳步走高也是受益于小厂商、低质产能的出清。
部分提前锁定电芯产能的系统集成商承担了电芯价格下行的损失。22年，尤其是22年四季度时，整个市场需求比较旺盛，电芯出现了供不应求的苗头，叠加部分储能集成商当时对于23年的需求比较乐观，为了能够拿到比较好的电芯价格，甚至与电芯厂商签署承包产线产能的协议。在当时看来，能够以0.7元/Wh的价格拿到一线企业的电芯已经是非常好的价格了，但是放在今天来看，可能最头部企业的电芯也卖不到0.7元/Wh，只能卖到0.5元/Wh左右。
目前市场上一二线元/Wh左右，甚至更高一些。越大型的储能项目、区域标杆类项目，越容易接受或者偏向一线企业的电芯，因为能够有效地减少质量问题、避免合规问题。而在工商业领域，对于电芯价格则比较敏感，主要考虑到：
项目比较小，管控要求相对较低：工商业领域储能项目主流在10MWh以内，可以以相对较低的成本进行更精细的管控；2）单个项目需求电芯数量少，对于一致性要求没有那么高，一致性稍微差一些，对于安全运行的影响没有那么敏感。在工商业领域，如果业主不明确要求，集成商可能会倾向于使用二线甚至三线企业的电芯。个人划分一、二线企业主要通过产品丰富度（技术）和出货量（应用经验）两个因素。•产品丰富度（技术）领域：最好是两条腿或者多条腿走路，电池厂商并不是单纯的只研究储能电池，而是储能、动力、消费领域都有涉及，这样才能在电池的研发、应用以及制造环节的know-how、质量控制、先进制造和数字化制造方面都有积累与沉淀，不同领域相互借鉴、促进共同发展。例如在动力电池领域，需要有成熟的产品供给车企，或者在动力电池领域能够排名进入前十的水平。•出货量（应用经验）领域：个人认为需要这个厂家在储能领域有比较久（五年以上）的经验，例如18年开始就要做电芯。
现有典型储能集成厂商都不具有电芯的生产能力，考虑到电芯本身的高投资、产能过剩等因素，个人判断，未来再布局进入电芯领域的储能集成商相对较少，而电芯领域企业如果希望通过储能集成走出第二增长曲线，转型增加储能集成的情况会相对更多一些。目前已经有部分电池厂开始逐步涉足集成业务，未来头部电芯厂商大概率会把直流侧的集成做了，捎带做一下交流侧的集成完全有可能。如果电芯厂商转型成为全系统集成、典型的集成厂商的角色，可能会与现有的客户产生竞争，会综合各方面进行博弈。目前储能集成的门槛并不高，尤其是一些大路货的传统集成方案，之前只要做过大型光伏的团队，只要再招一些行业里面有能力的人进来，二三十个人的团队就可以把传统的集成方案做出来，因为行业的配套资源太多，整个产业链的成熟度也比较高。就像中国人创业做电动车比其他国家要简单的多一样。
目前市场上整个系统集成价格约0.8元/Wh左右，其中电芯成本约0.4-0.5元/Wh、逆变升压一体约0.23元-0.24元/W、BMS约0.04元-0.05元/Wh（如果是主动均衡则是0.07元-0.08元/Wh）、温控约0.02元-0.03元/Wh、消防约0.04元-0.05元/Wh（如果做到PACK级别会更贵一些），其他的结构、箱体等一起约0.1元/Wh。
个人判断目前电芯与储能系统价格都处在历史低位，下行的空间有限，主要考虑到：
1）集成厂商集中度低、议价能力较弱：由于储能系统集成门槛低、现阶段市场格局散乱、市场集中度低，储能系统集成商本身对于逆变器、BMS、EMS等厂商的议价能力较弱，本轮降价主要是因为电芯供需、原材料价格导致的电芯厂商主动降价抢市场；2）当前储能集成技术门槛较低，同质化严重：储能系统的集成不像飞机、火力发电厂或者核电厂集成那样具有非常高的技术含量，有很多不传之秘，目前传统的集成方案已经没有多少秘密了。当前如果储能系统再降价，大概率是集成厂商牺牲了自己的毛利，未来可以通过优化集成方案进行降本。例如在2020年之前只有集中式和高压级联两种集成方式，2020年之后新增了集散式、大组串、智能组串等多种集成方案。很多集成方案推出后很快就成为了主流方案，例如大组串形式，23年的占比非常高，甚至在招标的时候已经把它单独罗列了出来。新的集成方案的出现带来了集成技术方案的优化、甚至成本的优化，未来集成方案可能会随着电子元器件的迭代（功能更强大、价格更便宜）发生变化，甚至可能会出现新的集成形态。新的集成形态可能会导致在硬件层面带来减少，预期未来三年可能会使得集成的硬件成本减少15%-20%
个人认为目前绝大多数系统集成商都没有核心竞争力，核心竞争力不是依靠集成实现的，而是靠底层的研发实现。目前在底层研发领域、集成基础理论领域、电气理论领域、元器件研发领域真正大规模投入的企业非常少，国内具备核心竞争力的集成厂商不超过10家。
逆变器厂商拓展到集成领域是有天然的优势，因为逆变器在集成里面是非常核心的环节，从逆变器厂商转型去做集成，往往会做的更好。市场上逆变器转型，尤其是大容量逆变器厂商转型做集成的会具有一定的技术壁垒，但是这个壁垒并不绝对，也需要持续投入。电芯厂商拓展到集成领域也具有比较好的成本优势，电芯的成本完全由自己掌控，这个壁垒实际上是更高的壁垒。电芯本身在投资金额、制造工艺、质控、一致性等方面就有很多的门槛与壁垒，相同性能下能够更低成本的制造电芯，本身也是技术先进的一种体现。
根据过去几年市场份额的统计数据可以发现，即使行业排名第一储能集成商的市场份额也没有超过20%。这个和电芯、逆变器、BMS等比较成熟的环节都不一样，电芯某一家厂商的市场份额接近40%，逆变器的CR3在70%-80%、BMS的CR2在60%-70%。长期来看，集成领域也会形成寡头竞争的局面，可以用美国的汽车行业类比，整车也是一种集成，美国汽车经历上百年发展后也只剩下3-5家巨头。短期来看，目前还处于市场的早期阶段，只有市场有增量，就会不断培育出新的参与者。
【Q&A】Q对于主动均衡的看法？个人判断主动均衡会是一个趋势，主动均衡做的好能够提供一些额外的增值服务。现阶段主动接受度偏低的主要原因在于：1）当电芯一致性越来越高时，对于主动均衡的依赖会有所降低；2）当下主动均衡的价格依然偏贵，无法判断主动均衡未来长期的收益中的贡献。主动均衡的性价比会是主动均衡与被动均衡价差以及主动均衡在长期收益贡献的动态对比。
现在大部分大储系统的最佳运行温度是25至30摄氏度，需要一套相对比较精密、昂贵的空调系统来支撑。高温电池肯定会涉及材料体系方面的变化，能够让电池在70至80摄氏度还能够稳定运行，这样可以有效减少温控系统的成本、储能系统占用电的成本等。目前高温电池技术还不成熟，大部分都处于实验室或者小试阶段。
个人判断电芯不会无限大下去，电芯增大过程中面临的难题之一就是热管理。现在在280Ah电芯的尺寸上，新设计的314Ah、甚至未来更高容量电芯的热管理、温度控制还没有做的很好。尤其是目前很多电芯的冷板都是在纵向高度界面来进行冷却，280Ah电芯纵向电芯高度超过10厘米，现有的冷却方案会使得电芯在运行过程中存在一定的温差，长期使用会带来电芯一致性的问题，进而影响整个系统效率的下滑，甚至造成部分电池簇的过冲过放、带来运营风险。电池的一致性提高是针对某一型号的电池在非常大量的应用后，根据反馈逐步改进得到的结果。如果不顾反馈，过度追求大容量、新技术，使得电芯没有经过足够量、足够时间的检验与反馈，电芯的一致性很难得到保障。对于314Ah电芯，个人判断24年年初会小批量使用，下半年会开始大量使用，因为很多厂商已经研发出来了，正在测试阶段，甚至部分集成商已经采购314Ah进行测试了。314Ah电芯的优势在于可以提高集成度、提高空间利用率，本质上对于材料成本的降低有限，所以314Ah电芯更适用于户储或者工商业储能，对于空间占用面积要求、能量密度比较高的场景。而在大储领域，出于安全性与成熟度的考虑，短期依然会以280Ah为主。
个人认为这个价格不正常，这个价格会让包括业主在内的所有参与者都很痛苦。业主是否线元/Wh报价的EPC厂商所交付的产品也值得商榷。如果出了事情后进行追责，可能要审计整个招投标过程以及所有采购环节，个人认为这个价格不是一个让人放心的价格。目前比较有牌面、有头脸的集成商都不太愿意参与价格战。但是对于一些处在生死边缘的电芯厂商，他们愿意以0.2元/Wh的价格处理自己的电芯，市场上也有一些集成商愿意使用这样的电芯做成产品进行投标，但是从业主的角度出发，对于这样产品的质量、售后运维都非常担忧。
锂电池不是不能做长时储能，而是目前阶段下没有性价比。长时储能系统需要具有长时、大功率、便宜三个特征，目前最适合的技术路线就是抽水蓄能。如果未来锂电池能够满足大规模装机、长时储能、低成本的要求，锂电池也能做长时储能。
集装箱通常就是20尺或者40尺的集装箱通常用于大储领域，小柜体通常用是分布式储能系统，更适合中小型工商业领域。两者在部分领域上相互渗透，集装箱也有应用在2MW-3MW的工商业储能项目中，小柜体并柜也有用在大型储能项目中。整体而言，集装箱式储能更具有规模优势和成本优势，适用于大型储能；小柜体相对灵活，在工商业领域更有优势。
个人判断两种技术路线会长期共存，都会不断迭代升级。目前组串式作为新兴的技术路线，增长速度非常快，但是集中式自身也在不断迭代，不会一下子失去主流地位。目前也有一些集中式方案在迭代研发中，还没有推向市场。
一套储能电站系统，一般由系统集成商将电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、热管理和其他设备等组合，再售于下游客户。
安全，性能，成本是储能集成的核心竞争力。但是在不同区域，下游客户自身项目的经济性使其对集成商的诉求不一，其中海外集成更重性能，集成产品拥有更强的溢价，而国内企业重成本。
大储客户：在大型电站市场中，产品同质化，且下游客户为大型电力集团或承包商。商业模式决定其关键竞争要素为成本控制和规模扩张，头部厂商规模优势凸显，格局将进一步集中。
户储客户：相较于电站市场以规模及成本为核心的同质化竞争，户用市场的竞争壁垒主要体现在产品与渠道的长期精耕细作，其竞争格局在较长时间内或都将呈现百花齐放的态势。
海外储能市场，势必体现为国内企业出海与海外本土厂商竞争；而国内市场，最终将呈现三足鼎立。海外主要是品牌优势占主导，国内主要是资金及渠道优势占主导。目前储能集成主要三大派系：
（1）跨国经营企业，代表企业为宁德时代、比亚迪、阳光电源、华为，在海外以品牌和渠道优势打开市场。
（2）地方保护资源型企业，代表企业为南网科技、海博思创、国网时代，背靠国网或发电侧背景顺利收获订单。
（3）渠道复用企业，代表企业为阿特斯、天合光能，光伏巨头复用光伏渠道切入储能集成赛道。
新能源汽车在世界范围内都处在发展阶段，乐驾能源不得不说竞争非常激烈。而且传统汽车技术的进步也很快，也在往自动化的方面发展。所以，新能源汽车面临着很大的压力，也需要应对非常大的技术挑战，尤其是电池的储能性能，不止新能源汽车，很多其他产业也十分依赖于此。远的不说，就拿手机电池为例，智能机耗电快一直是个难题，而智能手机的电池容量已经很久没有突破性发展了。手机厂商也只能尽可能的提高充电速度，但如果电池容量能大幅度提升，我们现在的生活肯定会大不相同。想做到这一点，就要全力发展储能技术。
