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国内大型储能专家交流纪要
Q：今年上半年国内大型储能招标与投运情况？A：上半年启动备案很多，规划一共有三十多GWh，但储能系统这块真正实施的招标只有13GWh。因为疫情、原材料涨价，真正的装机量在2GWh左右，很多风光项目为了保证年底并网，还在加速推进，预计下半年招标与装机都会加速。Q：上半年的节奏，下半年与上半年同比？A：下半年招标会多于上半年，山东有25个独立共享储能项目要在今年十一月底投运落地，去年山东落地五个。宁夏规划了12个独立共享储能，山西也在大规模推，下半年会远远超过上半年，上半年第一季度比较少，真正加速主要是第二季度。Q：预计今年全年国内招标GWh，能够投运多少GWh？A：整年估计三十多GWh，装机估计18~20GWh左右，去年7~8GWh，同比增幅一倍以上。Q：今年招标装机需求的应用场景分布？A：以大型独立储能电站为主，结合一些风光强配。南网在以南网科技为主体，布局广东的用户侧储能，但今年还是以电网侧的独立共享为主。因为长期来看强配储能没经济性，经过去年山东部分地区探索，目前只有独立共享储能的商业模式是可推广的。Q：风光强制配储经济性差，共享储能为什么能实现经济性？A：去年是靠租赁给光伏电站的租金收益回报。今年部分地方允许参与现货交易，带来额外的收益，一个大型电站（MWh电站）能多0万收益，正常参与调峰的储能电站一年能有万~万的收益。另外最近发改委《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确指出向电网送电的独立储能电站，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。对独立储能电站每度电成本节约一毛到两毛。对于山东市场能节约一毛七左右，对经济性提升很大。去年没政策全投资收益率6%，今年提升到在7%以上。包括储能电站参与省内现货交易，以及大家预期的容量电价政策，独立储能模式未来可能会成为主流。大部分央企参与的大型储能项目在MWh~MWh都有。Q：新政策发布后业主给出储能的中标价是否会有提升？A：结合上下游情况，二季度给出的价格不错，环比增长20%以上，对于EPC今年能在2元/Wh,比去年高0.2元/Wh，当然主要原因是上游原材料涨价的传导，不管怎么说，终端投资者接受价格传导，验证了独立储能商业模式的可行。Q：国内储能的中标价格趋势？A：二季度环比上行，一季度虽然同比有所增长，但因为上游电芯涨价30%以上，按去年底的价格投标的话，肯定是亏损的，没传导到终端市场，盈利空间不太够。Q1价格还没传导到终端市场，大家都在试探，海博思创、阳光，刚开始报的比较低，一季度储能系统EPC，1.4元/Wh。有几个因素，主流厂家有一些低价库存，在试探价格，但都是一些比较小型的项目。二季度之后终端接受价格传导，目前EPC造价在1.7~2元/Wh。Q：用户侧装机是否受电芯涨价影响较小？A：不是这样。电池成本能占到70%，电芯涨价，对用户侧占比更高，因为没有其他的一次设备。目前南方电网用户侧推广多，是因为峰谷价差拉大带来的效益、价值预期增量，而不是电芯影响小。Q：电池涨价后，客户的心态是否观望？A：一季度厂商、客户确实在观望。一季度参与者主要还是大的集成商海博思创、阳光电源等，因为去年有一些低价库存。到了二季度市场接受了价格，价格增长较高。Q1价格撑死1.4-1.5元/Wh，现在一般都在1.8-2元/Wh之间。政策出台之后，对整个市场价格传导接受度比较高。Q：国内逆变器与电池主流供应商的产品评价？A：公司是头部集成商，市占率超过20%。电芯以宁德时代为主，质量、一致性最好。其他厂商往往达不到标称值。公司所有中标的大型项目以宁德时代为主，也有一些亿纬锂能，和其他小的厂商，但比较少。Q：宁德等头部公司产能紧缺，能否保障国内储能市场需求？A：上半年受疫情、原材料涨价的影响，供货偏紧，大家都在抢，也可能是市场预期太高，也不排除宁德的市场策略好。但是最近我们观察，之前宁德时代上半年没有达产的产线都已经量产了，二季度供货充足，能很快满足需求。目前产能最充足的还是宁德时代，其他的企业号称的产能基本达不到。Q：作为国内最大的集成商，更看重电池什么指标？A：一是电芯容量一定要达到，如果交给客户容量不够会增加成本，很多厂商电芯号称的容量达不到，经过我们测试多种电芯，真正能达到指标的只有宁德时代。二是电芯的一致性，对安全影响大。现货交易出来之后在山东已经在试点，要定期查电池容量，各项指标接入平台，约束了电芯的质量，不像原来可以浑水摸鱼。原来电芯强制配储是可以浑水摸鱼的，很多光伏投资商就是摆个样子，多烂的电芯都不怕。现在对电芯质量要求高。Q：储能集成公司的盈利能力如何？今年电池的涨价对储能集成公司的盈利能力影响？A：目前市场只做集成的公司并不多，电芯涨价有影响。集成商去年毛利25%~30%，接近上游电芯的毛利30%。集成商靠的是整合能力，包括成本控制、附加值。上游电芯涨价后，今年独立电站储能毛利在18%~25%，18-20%比较正常。集成能力差一些的位于15%~18%。好的如公司有溢价，稳定在20%左右。Q：储能集成商1Wh能赚多少毛利净利？A：净利没法计算，跟管理能力影响大，仅考虑直流侧这块，不考虑逆变器、箱变，光做电池系统集成毛利在20%左右，大概是0.25-0.28元/Wh的毛利。
Q：大型储能招标均价如何？
A：EPC招标价位于1.8~2元/Wh的区间范围，平均值1.86元/Wh，小一点的集成商是1.5~1.7/Wh左右。Q：终端客户接受涨价的程度？A：终端客户受政策利好加持影响，觉得能扛得住能够接受，不然也不会有这么多招标放出来。上半年备案超过30GWh，虽然招标只招了13GWh，下半年陆陆续续还在出来。Q：终端客户对项目完成时间，并网时间的要求，是否要求年底并网？A：大部分今年的招标都会要求年底投运，个别华能、南网可能是两年三年的框架招标。今年山东又规划25个储能电站，容量6GWh要求12月份全部投运，宁夏还规划了12个。基本上9月底之前招标的肯定年底是要并网投运的。Q4招标的可能赶不及，但是小项目加班还是来得及的。Q：项目从签订合同到并网的施工周期？A：储能电站施工简单，打完桩基后，储能集装箱往上放，再装变压器油池，MWh的储能电站快的一个月，慢的两个月。施工很快，真正慢的是并网，设备运过去要协调当地电网，会有拖延。Q：签订合同后，合同价是否锁定？电芯涨价还能给客户涨价吗？A：签合同后已经锁定，不会调整。不过集成商也会提前锁定电池、电芯。大家会预期市场情况去锁价。Q：电池Q1价格上涨对盈利能力有影响吗？能否传递给客户？A：有影响，去年正常能到25%~30%毛利，下降到现在18%~20%，降了很多。Q：盈利能力较差的是什么情况？A：集成是技术活不是简单的搭积木，成本控制不好。小集成商量比较小，电芯、PCS议价能力弱，有些项目为了拿项目战略性亏损，不具有参照性。还是要以头部企业中标价为准。Q：电芯是宁德供应，储能电芯用的是磷酸铁锂还是三元锂电池？A：磷酸铁锂，三元现在明确不允许在国内储能使用。Q：是否与比亚迪接触？质量如何？A：在跟比亚迪接触，但还没用上比亚迪的电芯，正在验证不好公开评价。比亚迪从电芯到车到储能，自产自销比较独立。Q：如何评价派能？A：自有电芯产线，集中于海外的家用储能。我们集成商也有户用的，没有正式推。欧洲户储今年非常热，派能是重要参与者。从国外市场调研来看，中国目前很多参与欧洲、非洲的储能项目，很多小厂在做，多人的一年能做两三个亿，非洲那边的家用储能，中国的储能产品性价比高，派能在德国影响力很大。Q：家用储能与网侧大型储能对电芯性能的不同要求？A：家用储能要求更安全，因为放在家里，体积设计要比较紧凑，安全需要实时控制，出现问题要快速交互。电站储能同样对安全性有要求，但更看重循环寿命。没法说哪个更优。Q：电源侧储能前景，如果硅料价格下跌，是否需求跟着爆发？A：市场上对储能长期的爆发性有共识，原来火储0.5小时，现在2h，光伏原来2h，现在有的地方3.5h、4h都有。不仅是配储比例增加，容量也在增加。现在很多都是配2h这样预测。光伏是要强制配不然不给指标，硅料如果下来，更有经济性，需求或进一步扩大。目前有经济性的主要是火电联合调频储能和独立共享储能。Q：今年全年储能出货量多少GWh，各个场景占比？A：自己内部的测算是国内今年所有储能装机在18~20GWh，同比增长一倍以上，包括强制配储、共享储能，比如山东规划落地6GWh，宁夏规划12个项目3GWh，还有山西的，规模都很大。Q4可能更多一些。海外增长很快但没有统计。Q：风光项目是否必须配储能？A：是，必须配，要么自己配，要么买容量，所以推动了独立共享储能的需求量和商业模式。Q：磷酸锰铁锂、钠离子电池、钒电池的发展应用？A：主流还是磷酸铁锂，因为最成熟，今年年底可能会试点推广固态半固态的电池、钠离子电池，但问题是成本太高。今年对固态、钠离子是机会，因为涨价之后成本差距在缩小。比如钠离子解决原材料稀缺的问题、安全性问题。固态半固态安全性更强，因为其实真正最大的市场在用户侧，包括大型工商业企业、大型数据中心。去年用户侧在推新技术，去年大红门起火爆炸之后，BJ禁止在地下室建用户侧储能电站。但是像现在还是成本太高，我们现在还是