会议要点
1.储能行业蓬勃发展与未来前景
2022年我国新增的储能装机规模是7.3G 瓦，15.9G 瓦时，同比增长2倍，而 2023年新增的已经达到了21.5G 瓦，46.6G 瓦时，呈现近三倍的增量。这表明从 2022年至2023年，国内储能基本每年都在以200%的高速增长速度增长。这一年的新增规模相当于之前近十年的装机规模总和。
当前国内的储能装机规模数据，已撷经达到了34.5G 瓦74.5G 瓦时，而且已经完 成了当时国家“十四五”时期的规划目标。后续还有近17个省市已经规划了“十 四五”时期的出的专利目标，预计规模应该达到84G 瓦，超过国家规划的两倍。
2024年整体装机预期，保守估计应当达到与2023年同样的水平甚至略有增长， 可能会达到“十四五”规划的87G 瓦。由于部分今年的装机项目其实已经在去年 已经做了前期工作，因此去年的增长对今年来说是可期待的。
2.储能行业的价格压力与盈利模式分析
受制于电网规划和光伏新能源产能过剩问题，储能行业的发展可能会放缓。如果按 照翻番增长的方式预测，可能过于乐观。所以去年的产量至少应该被保持。
去年虽然新能源和电池行业体量大，但由于价格战，盈利情况并不理想。企业需要 考虑竞争态势和价格趋势，以及如何能在大量发展和电池价格剧烈下降的背景下保 持盈利性。
未来独立储能项目和容量补贴等商业模式在西北地区有很大的发展潜力。然而，考 虑到西北地区的特殊性，工商储能项目的发展可能会受到限制。
3.市场现状与未来挑战
甘肃省的大量新能源光伏并网导致了中午11点到3点的光伏发电量过剩，出现了微弱或零电价的情况，因此提出了独立储能的概念应用在现货市场上。
当前，甘肃省的独立储能盈利性较好，因为具有完善政策支持，可以享受容量补 贴，同时也可参与现货市场，其调频市场情况也较乐观。
国家意识到新能源丰富且不稳定时段的配电问题，维护电网的稳定，关于放开红线 的讨论可能意味着国家对新能源及储能发展的积极态度，储能可能在新能源系统中
发挥核心的支撑作用。
4.储能行业洗牌与未来转折点展望
西部地区的储能项目出现了不正常的低价中标现象，其中包括西北地区的招标价格
甚
至低于沿海地区，这代表存在不正常的投资风险。
随着电网架构的不断完善和直流通道的建成，打开西部地区的储能市场有望出现明 显的拐点。关键信号包括直流通道的投运情况，这将影响电力的外送和实际使用情
况。
当价格降到每度5-6毛时，储能行业的产品价值将遭受明显分化，电芯和逆变器 等核心部件的企业将更可能盈利，而整体项目可能仍处于亏损状态。部件制造商可
能凭借规模优势在低利润环境下实现盈利。
5.甘肃储能独立项目与电价形势分析
当前光伏市场的挑战在于电价调整导致上网电价偏低，如甘肃省内0.16元/度的支 付对比中晚高峰的五六毛价格，能源市场现货交易和电价峰谷时差提供了投资套利 机会。
面对电价压力，市场寻求两种解决方案， 一是延长电池租赁周期并搜寻各种补充收 益，以持平短期利润；二是建立储能系统，将中午时段电网低谷的多余电能储存， 待五六点高峰时转卖。
但目前独立储能的进展受到政策和技术因素的限制，面临审批复杂，以及质量好的 电池成本高昂等问题。但考虑到越来越多储能设备的选择会偏向质量优先，为了提 高市场生命周期。同时，大型项目如特高压过网等可能会带来一些新的投资机遇。
6.现货电价与特高压的挑战与前景
针对电力现货市场的进展，目前已继续推进，并试图加速四个省份的现货市场推进 进度。对于市场的阻力来说，可能与当地政府管理水平、监控设备的配套等各种因
素
有关。
国内电网的数字化改革期待将进一步加速，包括调度系统、电力采集装置等设备都 需进一步升级，对应的数字化改造和配网建设将成为未来的重点。
对于特高压外送和现货电力市场的推进，预计到25年特高压投运后，配网数字化 设备将陆续到位，可能到26年现货市场将更加畅通，市场机制将得到改善，但对 于全国范围的现货市场，时间节点不好预测。
7.储能设备品质与市场需求的双重抉择
在产品质量差异的情况下，企业无法提供关于产品衰减的一些详细程度，仅对产品 的最终值以及衰减的结束值进行承诺，如承诺产品寿命的最终值为10年或8年， 衰减到80%-90%。优质和差质产品之间的具体价格差异缺乏实测数据。当前市场 主要在设备销售层面进行竞争，尚未进入设备运营层面的竞争，相较之下，设备运 营情况对企业的经营收入影响更大。
预计26到27年调度对于储能的条例将更加严格，参与市场想挣钱的情况下，必 须满足调度要求，这将导致一些劣质储能需要重新建设。对于储能产品的质量要求 会持续提高，并以此作为进入市场的门槛。这其中， 一些不满足要求的旧电站已经 在进行更换和升级。
预计在特定时间点以后，储能市场需求将放大，因为新增市场和存量市场同步出 现。组成者可能会因产品质量差异和未来市场需求的担忧，而提前布局优质产品。
Q&A
Q:2022 年和2023年中国储能装机的增长情况如何，并请预测2024年的情
况。
A:2022 年，中国新增的储能撷装机规模达到7.3G 瓦，15.9G 瓦时，这个功率规 模同比增长了2倍，能量增长了2.8倍。在2023年，新增装机规模已经达到了 21.5G 瓦，46.6G瓦时，基本上是2022年的三倍。这表明，从2022年到2023 年，中国的储能行业基本上每一年都是在以200%这样的一个高速增长。如果从数 量上看，2023年的新增装机规模已经与过去十年的累积装机规模相当。目前，我 们国内的总装机规模已经达到34.5G 瓦，74.5G 瓦时。2024年的预测上，从已有
的数据和项目进度来看，我保守估计今年的新增装机规模应该能至少达到去年的水 平，即46G 瓦时，甚至有所增长。
Q:2023 年储能行业发展超出预期的原因是什么?有哪些因素推动了这个行业的
快速发展?
A: 储能行业超出预期发展多方面原因。 一方面，储能设备本身的价格大幅下降带 来了市场的繁荣。另一方面，各地政府也视此为一个新的经济增长点，因此在推动 这个行业的力度和频次上都有所加强。伴随着这些条件，很多企业纷纷进入这个行 业，投资也处在快速增长的态势，全产业链的扩展也掀起了一股浪潮。这些因素共 同推动了储能装机规模的成倍增长。
Q: 但是我看一二两个月份的中标的数据都已经同比翻倍的增长了，这个怎么解释?
A: 对，这确实是事实，但需要注撷意的是， 一些新增的项目，虽然已经安排在今 年投入，实际上是去年前期已经开始了一些工作。所以，虽然有一些量被布局了，
但实际上使用性还有待探讨，这也更多纪要加微 tmmt44 是值得关注的问题。注
意：在以上的回答中，所有的重要数据和预期结果都被加以强调，以便读者能清晰 地获取信息。所有和投资决策有关的信息都被保留，如行业发展的推动因素、业务 规模、未来规划等。同时，去掉了与会议播报、感谢、客套等无关的信息，让文章 更加突出主题。
Q: 关于电网规划和光伏新能源进展情况，如何看待今年的光伏类新能源的建设进
度，是否会影响储能方面的进度?
A: 去年确实出现了一些问题，比如一些省份，例如甘肃的光伏产量增长了一倍， 但他们无法将电量输送出去，这直接影响了价格。这可能会牵连到今年的光伏类新 能源建设进度，并可能对储能行业产生影响，行业发展速度可能会相对缓慢。虽然 还有报告预测2017年可能还会有爆发性的增长，但我个人觉得，考虑到当前的总 量已经很大，再次翻番可能会过于乐观。然而，至少能保证去年的水平应该没有问 题。
Q: 去年整个行业价格竞争异常激烈，那么当前整个行业的竞争态势如何?储能系 统产品价格、主要玩家的溢价情况，以及未来价格趋势是怎样的?
A: 去年确实出现了严重的价格竞争，特别是在部分主要玩家包括比亚迪和宁德时 代等身上体现得尤为明显。整个行业来说，尽管项目规模大，但由于价格非常低， 整体盈利并不乐观。目前，主要由新能源量增加和电池价格大幅降低等原因导致价 卷的程度较大，其中，电池价格甚至经过了两次大幅度的降价。预测未来，已经有 一些大规模项目的招标价格出来了，价格已经突破6毛，开始往五毛的位置去。 同时，我认为5毛可能是一个比较大的支撑力度。
Q: 西北地区的独立储能项目发展如何?以及像容量补贴这种政策在西北地区的推 广情况如何?
A: 西北地区由于电源以外送为主，工商业储能机会相对较少。目前，这一区域的 储能主要集中在电源侧和独立储能站点。因为费用差距较小，所以工商业储能并不 够吸引人。但随着电力市场的未来发展，可能会有所改变。此外， 一些沿海地区的 省份，如浙江、江苏、广东等，在工商业储能方面都有较快的发展，不仅得益于分 布式光伏新能源的发展需求，还跟政策支持力度有很大的关系。尽管如此，由于整 个工商业储能行业的门槛不高，越来越多的企业和产品加入了这个行业，带来了市
场的过度竞争。
Q: 新能源发电站因为设备投资大增常常面临收益不足的问题，您对此有何看法和 建议?
A: 对于新能源电站来说，尤其在价格非常低的情况下，盈利模式会受到较大的制 约。最初我们希望将储能添加到新能源电站作为附加配置，但随着新能源如光伏组 件等价格的降价，叠加储能配置又增加了成本，对新能源电站的收益造成了很大的 影响。但要注意，储能这个市场的前景依然看好，市场空间巨大，特别是随着新能 源系统进一步发展，储能需求将会不断增长。因此，在设计储能产品时，注重提高
产品设计和生产效率往往能带来更高的盈利空间。
Q: 请问西北地区例如甘肃的储能市场状况如何?
A: 甘肃去年的新增光伏量基本翻倍，数量上超过前几年的总和，造成了大量光伏 设备并网，尤其在11点到3点的光伏高发时刻，导致上网电价降低，甚至出现了 几分钱甚至零元的情况。由于这种情况，咱们就提出了独立储能的概念，希望通过 独立储能到市场领取收益，让储能系统能够存活并完成自身收益。
Q: 甘肃地区在落实独立储能方面表现如何?
A: 在独立储能方面，甘肃实际上现在真正投入了一个，就是张掖民乐的那个供应 链储能，容量为153百兆瓦时。甘肃的政策偏鼓励和完善，他把国家这个15号文 真正落实到了将储能分为了独立储能和独立共享储能这两种模式。其中，电网处的 独立储能可以享受到补贴，也可参与到现货当中去。甘肃的调频市场情况也比较乐 观，由于目前还没其他市场主体进入，所以现有的专业独立储能数据表现都比较乐
观。
Q: 在西北五省中，陕西的储能政策发展情况如何?
A: 陕西并没有发布相关储能政策，所以在西北五省的储能发展中陕西的表现并不 理想。对比来看，去年新疆、宁夏的储能市场发展
迅速
，而陕西并未看到有大的储 能设备投入。
Q: 如果肖奈(上限)放开，会对储能市场产生何种影响?
A: 关于肖奈的放开，我个人觉得这是由人们对电力系统还不够熟悉的原因导致的 误解。电网的安全考虑，以及新能源对电网冲击力的影响，决定了我们不能一蹴而 就地开放红线。国家能源局发的文件已经明确表达了这个观点。不过国家放开红线 的力度和态度，表明了国家正在努力解决目前存在的问题，同时也表示国家将大量 进一步发展新能源。因为储能将会是推动新能源系统发展的一个重要基石，它将会
发挥一个核心的支撑作用。
Q: 储能系统之间的差异性如何，是否同质化严重?
A: 大家一直都在等一个机会，都在等真正能够用起来的时候。真正用起来之后， 优质和次质的电芯差距就会体现出来。只有实际运用了，我们才能够看到优质电芯 和次质电芯的差异。
Q: 在当前的大容量电池采购环境中，西部地区的招标价甚至低于沿海地区，这个 现象是否正常?
A: 这种现象并不正常。然而，随着电网架构的完善和直流通道的建成，在未来的 一两年内，我们应该能看到一些变化。尤其是当各大直流通道、外送通道投入运
营，储能设备就应该能被真正地投入使用。
Q: 有哪些信号可以指示出我们正处在这个行业变化的拐点上?
A: 电网架构的变化以及直流通道的建设进度将是关键的信号。年底前，新的直流 通道就应该投入使用，这可以被看作我们达到行业变化的拐点的一个重要信号。
Q: 随着西部地区光伏电站的建设和使用，会对电池产业带来怎样的影响?
A: 当西部开始大规模使用沿海产电设备的光伏电，会促使产品在行业内开始分 化。与早期的光伏行业类似，市场可能会出现大洗牌，规模较小的企业可能会落 幕，产品差异化将会更加明显。
Q: 在当前的光伏和电池市场条件下，5到6毛的价格是底线吗?
A: 是的，5到6毛的价格基本上可以视作市场底部。尽管很多人都认为这个行业 没有利润空间，但实际上，由于实体量的大幅增长， 一些储能零配件企业实际上是 在盈利的。特别是在消防器件，PCS 等部件生产商，他们没有出现电池类似的降 价压力，而是持续盈利。电池业的降价状况，可能在技术进步和规模效应的共同推 动下发生。
Q: 新能源在西部地区的发展规划是怎样的?
A: 今年是中国新能源产业的关键年份，我们正在制定新的五年规划。而目前我们 看到的数据提出，到2023年，新增的装机规模将达到3.3亿，总装机容量将达到 29亿。新能源发电的比重超过了50%。在接下来的新能源规划中，我们预计新能
源装机量将会有大幅增长。
Q: 风电和光伏在新能源规划中的比例是怎样的?
A: 风电的发展相对较慢，而光伏的规模增长更加突出。对于风电来说，因为各方 面的原因，包括地理和技术条件等，它在各个省份中的比例都相对较低。相反，光 伏的装机量一直在持续增长，特别是在腾出大量空间的沙漠地区。
Q: 今年前两个月，储能装机量的大幅增长是否符合市场的预期?
A: 储能装机量的增长主要是由于一些去年的项目延期到今年去完成。这些储能项 目实际上在去年就已经立项了，但因为各种原因，包括投资人等，人为的就拉长了 生产周期。另外一方面，光伏产业在今年前两个月也有了一些发展，尽管整体上， 这个市场并未有太大增长的迹象。
Q: 请谈谈甘肃省能源市场的情况及应对方案?
A: 甘肃省去年的上网电价相对较低，大概在0.16元左右，而光伏发电产生的电 能若在白天投入就可能亏损。因此，各方正在寻找应对策略，例如拉长补贴周期， 以度过今年的难关。同时，也在着手提高电能的外送并增加收益。另一种办法是通
过储能以满足需求，如在白天11点到3点这个低谷时存储电量，然后在傍晚高峰 时段投入电网，通过电价差实现收益。
Q: 甘肃省的峰值电价是多少?
A: 高峰期的电价可能在5毛至6毛，这是封顶价，不能超过。
Q: 根据电价的这种情况，投资独立储能项目如何?
A: 按照现货套利来看，每天的价差可能在0.44元/千瓦时左右。如果叠加上辅助 服务的收益和容量租赁的收益，那么收益情况应该还是比较乐观的。
Q: 现在存在哪些储能项目运营上的问题?
A: 第一是审批独立储能项目比较困难，能获得政府补贴的机会骤减。第二是电池 租赁的成本较低，而部分企业可能只愿设定一个较低的租赁价格，或者自己投资， 情况不甚乐观。
Q: 现在甘肃省的光伏项目更倾向于自我投资还是独立储能?
A: 甘肃市场去年电网侧储能较少，但电源侧上了很多，和政策调整时机有关。如 果电价过低如0.16元，那么经营会有压力。
Q: 选择储能设备时，是否会倾向于购买质量更好的产品?
A: 确实有这个趋势， 一个好的电池会在同样的频率条件下，可以用的时间更长，
增强盈利性。
Q: 对于明年特高压启用后储能的电价机制，您有何看法?
A: 主要的盈利模式应该是现货加租赁的方式，最终需看现货的价格。如果市场完
成
，电价一般能做到0.81元/千瓦时。
Q: 现货电价推进情况如何，目前存在哪些阻力?
A: 现货电价是在21年或22年由能源局开始推进的。然而，目前尽管已经有四
个省份开展了现货市场的试点，其他省份的推进程度较慢。推进的阻力主要来自两
方
面： 一方面是各个省份电力系统的禀赋不同，决定了他们的交易细则设定等存在 差异；另一方面是省份的管理水平和电网的监控设备等硬件设施也会影响推进效 率。
Q: 如果特高压投入运行，会推动现货市场的快速推进吗?
A: 特高压运行后，大家可能会更快地转向现货市场，这样便于挣钱。为此，有可 能就会加速现货市场的运行。然而，具体情况还需要看省份的具体推进程度和各地
电力市场的具体情况。
Q: 明年的特高压运行将会带来哪些影响?
A: 明年一旦特高压投入运行，这种能源外送机制对光伏业的促进效应会非常明
显。至少，现有的能源能够被送出去，就不会出现闲置电力这种情况。
Q: 在现有的省份里，有哪些省份开始进行现货市场运营?
A: 目前，甘肃的现货市场已经开始正式运行，新疆和陕西也都在试运行现货市 场。根据之前的经验，正常运行一两年后的现货市场可以转正式运营。全国的现货
市场什么时候能实现，这还不好预测。
Q: 关于电网的改造，目前的投资重点是什么?
A: 目前电网改造的投资需要全面考虑，包括数字化改造、调度系统更新、电力的 采集装置等环节。具体分解来看，我们需要提升销售市场的经济测算能力，针对调 度端进行平台建设，以及针对底端设备进行数字化更新等。这些改造将带来全产业 链的提升和投资增加。
Q: 新疆地区的电网改造情况如何?
A: 新疆地区主要以电网的外送为主，其配网建设相对比较滞后。所以在新疆地 区，数字化改造和配网建设都会是未来的投资重点。然而，新疆的外送通道相较较 为单一，需要增加和内地的联网通道。否则，即使建设了风光大基地，销量也会受制约。
Q: 对于至特高压建设和现货市场推进的整体布局和时间节点有何看法?
A: 理论上，建立特高压后会促进光伏能源的外送，随后，随着配网建设和数字化 改造的完成，现货市场的基础设施也会有所完善。然而，具体时间节点依赖于配
网、数字化设备的实施效果以及现货市场的推进程度。
Q: 您能解释一下目前在储能领域，好产品和差产品间的价差情况吗?
A: 大部分头部企业尚未明确这方面的定价策略，造成我们在考察规范书和国标数 据时，只能看到承诺的最终衰减值。例如好厂家、坏厂家都会承诺产品在8年或 10年后的衰减度在80%-90%范围内。如果电池质量不佳，会寻求通过增补电 池，增补容量来解决问题。这其实损耗了很多变量，而且大家还没有真正考虑设备 状况对运营收入的影响。目前大家都还停留在卖设备的状态。另一方面，市场对价 格的压力也巨大，清洁能源如青海已经出现0.63元的低价，如果再下降，比如降 到六毛多，七毛的情况下，像宁德这样的头部企业如果考虑到自身产品的质量，可
能对于报价过低的项目不会参与
Q: 如果2026-2027年那时的储能利用率提升， 一些质量较差的储能是否需要重 新建设?
A: 这个问题要肯定的回答，如果要严格执行调度对于储能的条例且想要参与市场 挣钱，必须满足调度的质量要求。西北地区，比如甘肃、宁夏和新疆关于动力储能 的管理条例已经明确这个要求。现在之所以还未发生这样的情况，是因为大部分储 能设备是配合光伏发电，因此暂时看不出好与坏。但如果储能设备要求参与到市场
竞争中，要从卖设备转向市场运营，那么必须满足质量要求。为了参与市场竞争， 更多的厂站已经开始提升设备质量，我们也已经看到一些厂站开始调整设备。
Q: 在未来，不合格储能设备的更替需求是否会导致总体需求的放大?和这是否会
影响现在的市场布局?
A: 我个人认为，未来会有两个市场、新增市场和存量市场，存在设备更替或更新 的需求，这也会放大总体需求。关于现在的市场布局，两年前电池价格高企时，业 主可能有这样的担心。但最近两年的高速发展，给业主带来对这个行业认识的变 化，他们开始预期会有新产品和更低价位的产品出现，这使得未来更换成本可能并 不会那么高。所以，这可能并不会对现在的市场布局造成重大影响。
