【更多纪要关注：赛道掘金】
【独立储能】
新增装机量： 21年5 一 6GWh , 22 年预计10GWh , 23 年预计15一 20GWh , 22一25年预计按 80 % CAGR 增长。 累计在册项目（大部分工商业储能无备案） : 22 年 2 月全国大规模储能电站 42GWh + , 6 月全国 70GWh （部分包含风光配储），山东19一20GWh （近 51 个项目），广东约 10GWh （近 60 个项目），山西项目21H2集中注册。
开工率：山西阳泉 200MW / 400MWh 已开工，其他主要是各省的示范性项目。
开工率低主要是等成本分摊和收益机制明确的政策出来，其次是电池成本高的问题。
投资成本：目前纯设备 1.4-1.6元／Wh， EpC1.8元左右。二线品牌纯电芯在 9毛 5-1 元，加 pack 在直流侧的成本在 1.2 元／ Wh , pCS 在1毛 5-2毛／W 。变压器 1 毛／W 。
容量租赁费：独立储容量租赁费 0.3 元／W／年。
度电成本： 4 毛多， 8％收益率的盈利平衡点为充放电价差 7毛钱左右。
【工商业储能】
增量： 22 日 1 广东新增签约 200MWh ，占全国 1 / 3 一 1 / 4，其他江苏、浙江居多，平均单体＜ 10MWh ，目前对于有条件的企业，．上储已成为必然选择（峰谷价差大）。
用户侧储能收益模型：按 1.8 / wh 计算总投资，预期电站寿命15年，中间第7年换一次电池，电池按 0 . 6 / Wh 进行更换。收益来自峰谷套利，浙江广东可以每天做到两充两放，夜间Zh充电，上午2h放电，中午2h充电，下午2h放电，价差 0.9-1.2不等。尖峰谷价差超1块。循环效率 85 ％计算，充 1 度电，放 0.85 度电。
【PCS】
价格： 1 ）单机 1.2SMW , 1.7MW , PCS 价格在 0.15-0.2 元／W;
2 ）工商业单机 630KW 的价格 0.2 元／W左右。
格局：竞争格局比较清晰，阳光、上能、科华与其余竞争者差正已仕坦天。
【新兴储能技术】
压缩空气储能： 1 ）最优工况转换效率超过60% ，核心在设备，学术问题已经解决，难度在工程放大上； 2 ）江苏金坛项目有科技示范项目，山东肥城项目已经进入电力销售市场。
液态压缩空气储能：难度较大，如果用钢瓶储存，成本很难降低
全钒液流电池储能： 1）发展较快，是长时储能的解决方案； 2 ) 大连融科 400MW日项目已经进行并网测试； 3）全寿命周期成本优势，但是初始投资比磷酸铁埋要高，单W 日成本超过4元。
钠电池储能：1）华阳有1MW 日示范项目，未形成规模化，成本较高；2）基于层状氧化物正极钠电池可以做到稳定的 2000次循环，不到 3000 次，但是还有提升空间。
【其他】
储能循环效率： 85 ％。
6 月 7 日储能新政：独立储能电站充电电价不再包含输配电价及政策附加，下降储能电站运营成本 2 毛／ kwh ，降低独立储能成本回收期至 45 年（原约 8 年）。工商业在峰谷价差较大的（浙江、广东等，不考虑利益分成） 3 年左右。
新型储能容量补偿机制：预计 22 日 2 出台，参照抽蓄，按照资本金收益率（预计 4 一 6 % ，不超过抽蓄）及运营周期反推年化保底收益进行补偿，主要还是要让技术进步促进降本。
可获补贴项目：不是套利性质的项目，主要是为了维持电网稳定的项目。第一批预计不会很多，浙江估计不超过 5 个。
电池供应商： 1 ）宁德累计出货量、单体循环次数和一致性上都是非常领先的； 2 ）比亚迪增加内蒙项目投入，随青海储能电池厂的投产，开始压低价格增强竞争力。
备案主体：新能源电站投资方，电力行业的央企、国企占绝大多数体量，电网公司较少。
项目：绝大多是备案的项目是以独立储能方式来实现的，工商业单体规模较小，没必要提前去发改委备案。
备案不开工原因： 1）成本回收机制不太理想，在等一些政策； 2）电池价格较高
长时储能应用场景：40％以上比较需要，碳达峰之后，新能源发电占比30％或时间点在 2030 年左右 , 2025年还是以2小时储为主， 4 小时储开始大规模出现。
【Q&A】
Q：22 年．上半年国内储能的项目注册情况大概现在有多少的项目量，主要分布在哪些区域？
我们今年也是持续对注册项目进行统计。在今年2月份的时候，我们对之前的一些已注册项目，就是还没有验收并网的项目有一个统计的数字，国内大规模的储能电站已注册量超过42GWh，这是今年 2 月份的数字。在6月份我们又统计了代表性的几个省，山东今年上半年的整个的注册项目量是接近 19-20GWh ，接近51个项目。
广东有10GWh的项目注册，数量接近60个。今年仅山东和广东两省已注册备案的项目就超过 30GWh，除此以外比较有代表性的是宁夏、浙江、内蒙。山西的项目集中在 21 年下半年进行的注册和备案，项目开工率还是比较低的。山西目前阳泉的储能电站200MW /400MWh目前已经开工了。所以我们整个的储能的市场在 22H1一方面是注册量非常大，但开工率相对来讲较低。
已开工的项目主要集中在各个省的示范性项目，比如说山东省 22年第二批大规模储能电站有 3.1GW 的示范项目，浙江有 1.4GW 示范项目。这些示范项目都有特别的政策或者是补贴，而且各省的能源局也会对进度进行重点跟进，所以开工率较高。除此以外的一些独立储能的项目开工率是较低的。
我们国内的新型储能现在发展最快的是两个领域，一个是这种大型独立储能电站，另一个是工商业储能，以江苏、广东、浙江这几个省为代表， 22日1开发的项目都较多，但是单体体量都通常较小，平均项目单体在 10MWh以内，因此它对整体市场贡献不大。但是我认为这一块随着我们峰谷价差拉大,市场潜力是非常大的。比如说刚刚公布的 7 月广东省的售电价格，峰谷价差已超1块 2 。因此对于有条件的企业来讲，上储能基本成为必然的选择
Q ：除了山东广东，全国累计有多少GWh ?
全国已备案超 70GWh 。二月份统计有 40GWh+，上半年累计 70GWh 。很多工商业项目因为单体规模较小，是没有备案的，大型电站为主。
Q : 22年工商业累计有多少GWh ?
A ：以扩东省为例， 22 日1新签约的项目，大概 200MWh左右。广东省算比较多的，目前占全国1/3-1/4 。
Q ：大型储能目前投资成本？
A：近两个月，大规模储电站的储设备总体的价格是略有回落的。目前纯储设备平均单价在1.4-1.6元／Wh 。如果 EPC目前在此基础上再加两毛，一块8左右。
Q ：电池目前是什么价格？
A ：二线品牌纯电芯在9毛 5-1元， pack 在直流侧的成本在1.2元／Wh , pCS 在1毛 5-2 毛／W。变压器1毛。
Q ：目前电池价格仍偏高，到什么价格能大规模起量？
A ：很多项目其实不开通并不完全是在等电池价格的回落，主要还是等成本回收机制的健全，以及储能回报多元化的政策的出台，主要是这方面。现在的独立储能并不完全是配光伏或者风电，他现在可以发挥多层价值，一方面是配储，另一块是在电力市场上进行套利。最近开工的主要因素是刚刚 6 月 7 日能源局出台的，独立储能电站充电电价不再包含输配电价及政策附加了，大幅下降储能电站运营成本，可下 2 毛／kwh 。意思就是在原有政策基础上，储能电站进行充电是在火电上网电价基础上加输配电价及政策附加，现在就是中间的加价没有了，充电成本下降2毛／kWh 。就是能让套利多盈利 2毛／kwh 。
Q：这种套利的项目量多不多？
A：这种项目最典型的就是山东省的六个智电站，因为国内已投运的独立储的。电站不多，山东省的这几个是最为典型
Q：广东有几个？
广东较少，还主要以火储调频为主。山东青海独立储能较好。
Q：按这个新规独立储能回报率有多少？
A：政策出台前，山东独立储能回收期约 8 年，出台后可能4-5年 。现在工商业储能的成本回收期在峰谷价差较大的（浙江、 A ：年广东等，不考虑利益分成）都可以做到 3 年左右。
Q: 22 年后续新增储能注册量？
从近期开工的这个节奏上来看，我对于今年我国新型储新增装机达 10GWh 比较有信心的。 21年5- 6GWh。25 年之前，新型储能预计按 80％的复合增长率增长。今年下半年新型储能容量补偿机制应该会出台。
Q：容量补偿机制具体是什么？
A ：参考抽水蓄能的政策给予部分新型储能项目以容量电价或者是类似的这样的一个政策。这样的表述其实在我们国内相关的一些文件上已经出现了。
Q：容量电价会比上网电价高多少？
A ：跟上网电价没关系，是按照资本金收益率核算的，比如说资本金收益率 6 % ，然后按运营期比如 20 年来反推年化基础收益的形式，就是反推每年该拿多少保底费用。就是会给一个保底收益，有更高的会更好。这个政策出台主要目的就是储能电站主要是维持电网稳定，而不是做套利。就是一些电网侧的项目。
相关链接：