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专家主要观点（国内储能龙头公司高管）
国内储能备案、招标、并网量加速，下半年表现尤为明显
（1）上半年备案、规划达到30+GWh，实施招标的有13GWh，并网约2GWh，主要在Q2。下半年由于风光年底并网，以及山东、宁夏、山西超过9GWh的独立共享储能项目要求年底并网，预计储能招标、装机将加速推进。
（2）预计全年装机18-20GWh，去年7-8GWh，同比增长一倍以上。预测十四五期间每年保持50%-100%增长。
（3）今年国内储能场景分布：70%为共享储能，20%-25%是风光强配，10%为用户侧，5%是火储联合调频。目前只有共享储能的模式是可推广的。
（4）电源侧配储时长正在增加，硅料下跌可能引爆风光配储市场。
独立共享储能已成为主流：内部收益率全投资大约在6%-7%
（1）经济性如何实现：去年主要靠出租给新能源电站收取容量租赁费，今年参与现货交易带来额外收益，200MWh的储能电站一年收益约4800-5000万。未来还可能有容量电价等。
（2）今年新政策不收取输配电价和正政府性基金，度电成本降低0.1-0.2元/Wh（山东0.17元/Wh），全投资收益率可从去年的6%提升到7%。
（3）租赁费定价模式：按全投资收益率6%来倒算租金，大型央企资金成本低可能容忍更低的租金。
国内储能中标价格趋势：整体价格上涨
（1）Q1价格尚未传导，EPC价约1.4-1.5元/Wh；Q2价格增长20%以上，上游涨价传导较为顺利，EPC价格约1.7-2元/Wh
（2）新政策出台后，业主价格接受度较高，从供应商到业主不再观望心态，上半年释放13GWh招标，下半年更多。
（3）EPC招标价约1.8-2元/Wh区间，平均值1.86元/Wh，小一些的集成商为1.5-1.7元/Wh
（4）签合同后即锁价，但集成商也会锁上游的价。
项目进度节点：绝大部分项目要求年内并网，施工周期2个月
（1）除两三年期的框架招标外，9月底之前招标的均要求今年年底前并网。山东、宁夏的共享储能要求12月份全部投运。Q4招标的不一定，但小项目还是来得及今年并网。
（2）施工周期快则一月慢则两月，慢的主要是协调电网并网。
国内供应商产品评价：
（1）电池：看重质量、一致性、容量充足度，宁德时代最好，为主要采购对象，另有少量亿纬锂能等。目前宁德产能充足能满足国内需求。目前现货市场推行后对电芯质量要求高，不再能浑水摸鱼。比亚迪电芯还在验证尚未开始用，派能主要为户储，海外影响力大。
（2）电池新技术较关注钠离子、固态半固态电池，尤其用户侧安全性更好可能率先推广。
（3）逆变器：大部分公司都有合作，技术成熟，主要看重成本。
储能集成商盈利能力：去年做的好的集成商毛利25%-30%，与电芯毛利30%相差不大，但涨价后掉到18%-25%，20%较为正常，毛利约为0.25-0.28元/Wh。小厂议价能力若、集成能力差，约15%-18%。但有些项目战略性亏损，价格不能参考，有些公司策略不一样，低价抢单的毛利率不高。
问答环节
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（200MWh电站）能多2000万收益，正常参与调峰的储能电站一年能有4800万~5000万的收益。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100MWh~400MWh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。
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，200MWh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，100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，北京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，我们现在还是关注钠离子和固态半固态。
Q：固态电池与钠离子电池的厂商？
A：固态电池交流多的是卫蓝，也是蔚来汽车投资的，钠离子与中科海钠接触多。
Q：明年国内储能预期？
A：我们预测整个十四五期间每年保持在50%~100%的增长。
Q：国内大型储能逆变器厂商怎么看？
A：逆变器合作多的是上能电气、索英电气。但也不好评价哪个更好更优，逆变器竞争激烈，规模化明显，头部企业成本有优势。逆变器技术成熟，更考虑成本更低的，我们自己也有逆变器技术，但是光靠我们自己的量降不下来成本。
Q：共享储能商业模式是买还是出租？
A：独立共享储能以出租为主，看好可以整个买过来，但主要是租。
Q：共享储能怎么定租金？
A：成本+利润率。去年来看很多是通过全投资收益率6%左右来倒算租金。大型央企资金成本低，要求全投资收益率低，可以要求更低的租金。比如资金成本4%，可能要求6%的回报率就可以。
Q：电站能出租多少容量？
A：考虑冗余空间，一座200MWh的电站，可能会出租200~250MWh，类似云存储。
Q：今年国内装机18-20GWh，共享储能，用户侧储能，发电侧储能的大致比例？
A：从我们参与投标的项目来看，拿到的项目里共享储能占70%，剩下的20%~25%左右是风光强配，10%是用户侧，5%是火电配储。大部分是经济性支撑的项目推广更快，强制配储是少数。因为独立储能能实现经济性，业主就没必要自己投了，转化为共享储能，实际上是电源侧的转换。
Q：独立共享储能的收益率？
A：央企要求全投资收益率6%，一个是出租容量得到固定租金得到现金流，另一个是参与现货市场交易，200MWh能有2000-3000万的额外收入。未来还有容量电价，以及近期的新型储能参与电力市场不承担输配电价和政府性基金及附加，降低度电成本0.1-0.2元，山东能降低0.17元/Wh，进一步提高了经济性。
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