储能电芯供给较为紧张，施工方有本土化现象，业主消防需求上升。•储能对电芯的要求是6000次循环、10年寿命、每天两充两放、一年300天运行时间。宁德是第一梯队，海辰、亿纬、瑞普是第二梯队。•储能建设设计端需要电力设计甲级资质，设备端多数是集成商提供储能产品（PCS、升压变等等），施工方偏向当地。•山东储能消防、PCS、电芯通常由业主指定，业主对消防的需求逐年抬升。其他部分如BMS、空调等由集成商自主选择储能建设选址专业性较强，行业处于发展初期，使用方法和市场定位尚不明确，有较大的发展空间，是一个等待被挖掘的行业。•各省市风光配储执行的力度较强，山东储能发展较为超前，其百兆wh储能规划是较超前的规划，想通过电站建设探索出电力市场现货交易的方式，寻求储能的市场化定位。•储能建设选址专业性较强，目前较大的储能站都是自建升压站然后并入电网。•目前储能调用较少是因为使用端调度不知道使用方法以及尚未出现实际的赚钱效应，主要靠补贴或政策倾斜。•储能在新能源发电上网占比提升中起重要的消纳和调节作用，目前峰谷价差波动水平还较低，距离波动剧烈的顶点还有很远，储能还是一个等待被挖掘的行业。共享储能项目整体IRR水平约为8%,存在成本下降趋势，项目资金流动虽存在延期现象，但示范性项目回款时间处于正常范围内。•共享储能收益源于电力市场现货交易和容量租赁费.100/200MWh储能电站建设成本为4亿，建设期10年，期间收益6亿，其中电力市场现货交易收益4亿，租赁市场收益2亿，项目整体IRR水平约为8%。•储能项目目前峰谷差价能满足整体IRR的要求，存在成本下降让利部分给客户端的趋势。•山东储能项目每天能有一次调度，价格7毛左右，最近上涨到8毛。•共享储能电站参与电力市场交易和调控服务资金流动存在延期现象，目前示范性项目回款时间在进度范围内，流程较为顺畅。
Q1.山东的共享储能基本都用宁德电池，共享储能对电池的要求如何？哪些电池厂能够满足电网或者集成商对电池的要求？•目前对电芯的要求是6000次循环、10年寿命、每天充放电两次、一年300天运行时间。•宁德在国内属于第一梯队，电芯的一致性、品控、效率都是比较好的，在储能方面未来海辰、亿纬、瑞普电芯厂属于第二梯队。
Q2.海辰的电池是第二梯队，就技术上面评价海辰怎么样呢？从技术讲海辰是二梯队上比较有竞争力的一个新企业，他是宁德一些出来的人组建的新公司，因为电芯太贵了，所以我们会考虑用海辰的，他整体跟一线企业宁德比，技术上差距不是很大，品控上会有一些差距，单个电池性能可能差不多，但是做成系统级别的时候品控差距会被体现出来，电芯的品控决定着企业所在梯队。
Q3.储能电池要求每天充放两次电，可循环6000次，预计用10年，但项目实际运营时，多数每天只充放一次电，实际运行情况与初始要求否存在不匹配情况？原因是什么？•运行情况方面，目前山东省示范电站项目的5个电站平均每天充放一次电，跟整体6000次的要求并不冲突。-储能电池的这些要求主要是从10年期IRR内部收益率数值出发，计算得出如果每天两充两放，循环6000次，就能实现不错的IRR值。-这些电站运行不久，正处于探索运行机制阶段，如充电两天后再放电两天，后期充放频率会逐渐上升。
Q4.除宁德时代外，其他公司电池性能是否满足电网需要？•电网关注电池循环寿命与电芯一致性，其中寿命与折损有关，一致性与当天储能电池充放电情况有关。•其他电芯厂虽然总体表现略低于宁德时代，但是通过提高技术实力、降低产品价格、超配电池容量等方式可能可以与宁德时代竞争用户市场。
•空调：集成商主要关注品控、供货稳定度、电网接入波动性的耐受度，不太在意价格。我们作为集成商，选择的是英维克，虽然它价格稍高，但优势在于整体品控、产品供货稳定性较好，同时配合电网的热管理，电网接入的波动性的耐受度较好。业主对该方面则没有太多要求。•消防：消防从原来单一的七氟丙烷配一个喷头发展到现在多样式传感器，各种消防主机包括管路联动，业主对于消防的需求每年逐步抬升。山东消防方面，客户多指定集成商去购买特定产品。比如山东有一个项目指定用烟台创维的产品，而烟台创维是山东烟台当地的一个消防厂家。
Q7.储能这边的设计、施工、监理这些资质的要求是否有所提升？•设备端：多数是集成商提供储能的产品如PCS、一体仓、升压变等等。•施工方：偏向当地会比较多一些。比如省公司的第三产业或者三级单位去接整体的项目
Q8.储能中电池、PCS、控制管理、设计这些哪些需要单独招标或者由业主指定来完成，哪些是集成商自主完成呢？山东的几个项目消防、PCS、电芯都是业主指定。其他部分比如BMS、空调等都是集成商自主选择。
Q1.山东储能走在比较前面，他的强配储能、独立电站、共享储能这几类储能的状态和规划情况是怎么样的？•各省市风光配储执行的力度比较强，要想拿到整体的并网指标还是需要配足够政策规定的储能。•山东比较超前主要是去年建了五个大型的独立电站，百兆wh的整体规划是比较超前的储能规划。•山东想通过电站的建设探索出电力市场现货交易的方式方法，给储能一个市场化的定位，到底怎么用，怎么回收，是一个示范性的展示。
Q2.在实际操作过程中，大的储能并网点是否稀缺？实际建设中是不是直接建一个储能电站，再建一个升压站，将其并入到110KV/220KV的并网点就可以参与交易了？•整体建设的选址专业性较强。临近110KV/220KV的并网点建设储能电站建设方在成本端会存在很大优势。-参与调度的顺序取决于距并网点的距离，距离较远不会优先调度。
Q3.电网进行调度或进仃交易时会优先调度本台区内的电站吗？首先是调度本台区内的电站，其次还取决于离储能电站距离的远近。
Q4.设计方是不是也会倾向于当地电网的电科院或者设计院？
•目前高压级联是SVG改成高压级联的模式，模拟35KV电网以减少整体容量损失，但系统稳定度有限，适合特定的一些场所跟应用，目前应用较多的领域为电科院上网检测。
Q6.目前国内PCS厂商较多，如何评价国内生产大储能电池的PCS厂商，它们各自优劣势是什么？•阳光：国内PCS大储能厂家较多，我们也与其中较多厂家有过合作。阳光属于第一梯队，原因是储能业务发展时间较长，PCS方面较成熟，产品价格在国内相对较贵，主要市场在国外。•国内其他厂家：在基本功能如充放电方面差异较小，但在稳定性、品控与质量方面存在差距。我们去年合作比较多的厂家如尚能、科尔达、禾望、盛弘，整体品控可能优于其他厂商。
Q8.高压级联是否不太适合用在强配储能上，更适合用在共享储能还有调频场景的？•高压级联不算PCS,它是一个系统，最重要的功能是可以直接并到35KV,中间省了变压器，整体效率有所提升。•目前应用较多的场合是电科院抽检测试，因为它直接模拟35KV的电网，一般升压变流一体仓，从600V交流直接变到35KV,接主变后直接到220KV。•现在风光配储主要还是1500V高压风冷系统，整体模式比较稳定，技术成熟度更高，设计端复制和参考更容易。
是的，大概一个电站40个箱子一样的仓，200MWh。
Q10.金盘科技中标的项目是1亿多的订单，是用在什么场景下的呢？1亿多体量大致是100MWh,专家认为可能是独立电站或者是风光配储。
Q11.高压级联的储能系统对芯一致性、充放性能要求是否会更高或者更低？高压级联对电芯的电气性能考量较大。目前的电芯水平做不到那么高的电压等级，所以需要额外増加绝缘措施，让电芯整体系统满足绝缘需求，从电机设计上讲有一些区别。
Q12.高压级联系统电机结构设计上是不是用到PCS的会比较多一些？•高压级联是一个电力电子串联起来的35kv系统，其中把电容系统换成了电池系统，消除了电容储不住电的弊端，转变为电池长时间的工作状态。•高压级联对电池本身充放电、一致性的要求与其他电池一样，只是在绝缘处理、结构设计、电机设计上会有些不同。
Q13.高压级联不需要升压站，整体的成本是否会低一些？从EPC端来说可能差不多，因为它在储能系统做了大量的绝缘处理，成本会高不少，会省下变压器的花费，但是这部分要加到电力电子设备上。
是的。因为带变压器会存在物理上的磁损和铁损，整体效率会低很多。高压级联通过电力电子设备把电压提升后如果系统能保持稳定，整体消耗就只在电力电子控制和发热，效率会高一些。
Q15.除了山东、江苏，很多省的储能利用率不高，可能很久都不调用一次是为什么呢？从您的角度来看储能需求量大概是多少？•国内市场的储能以风光配储为主，主要想拿到风电、光伏的指标满足整体风光的回收周期，是从21年开始政策决定必须去配储的。-目前没有实际的赚钱效应，主要靠补贴或者政策倾斜。
Q16.后续是否会采用引导需求变化比如把电网建强或者特高压的方式把储能需求替换掉，或者去调整波峰和波谷，使得现在10%大范围的储能建设出现波动呢？短期内整体需求还是比较多。大力发展风光电是近年的趋势，短期快速的风光建设可以使得整体电上网无处消纳，所以配储的需求会逐渐上升，而引导需求的变化或许是更长周期的建设。。
Q17.现在全国弃风弃光率不足5%,如果电网超前建设一些是否就没有储能需求了？•可能会没有储能需求，要看整体电网的建设程度和整体的弃风弃光率。•目前储能有这样的地位是因为整体新能源上网的比例还是不够多，现在大致光伏占3%-4%,风电占5%多一些，整体不到10%,主要还是靠火电上网，可能需要风光配储使得整体上网占比提升至20%-30%0因为储能在里面可以起到消纳和调节作用，从这个角度来讲整体储能还是有更大的空间的。
Q18.按照装机量来看风光发电量占比可能到2030年前后还是很少，20%-30%左右,光伏周期是20年，如果10年都不用储能现在是否有很大的超前建设或者泡沬？还好，现在储能市场不是特别大，虽然在使用上没有太明确的方向和思路，但是如果新能源整体上网占比更多的话储能在里面起到的调节作用会更重要.而不会单纯去调峰调频去挣峰谷差价。
Q19.现在大部分都是强配储能，但其实共享储能是更经济、更集约的一种方式，未来会不会走共享储能替代强配储能的方向？未来可能会出现专门运营共享储能电站类型的业主吗？是的，现在的企业不只想作集成商，也想参与到整个电力市场现货交易，参与储能的整体运营。如果山东模式能够得到市场、电网侧、大众的、认可，做整体的运营是更有发展前景的。就不单单是集成商，也可以与央、国企资源方合作，这种合作发展模式会更稳定持久。
Q20.项目的生命周期是10年，未来共享储能模式打通，建设密度或者需求量比较大的情况下理论上会削平峰谷差价，共享储能本身的价值链可能都不存在了，如果又没有补贴那这种独立的共享储能订单怎么去生存呢？削平峰谷差价，市场逐渐缩小是最理想、最远端的情况。专家认为整体可再生能源上网比例増加、火电上网比例下降的转换周期很长，绝对超过10年，这个过程中波动会逐渐加剧往最顶点走，储能的价值会被逐渐挖掘出来。目前可能我们还在很低的低谷，到顶点还有很远的路要走，这个过程中储能还是一个等待被挖掘的行业。当从顶点下滑下来之后，随着经验的积累，会有优胜劣汰的态势，最终成为比较常规的企业。
目前山东省有5个示范性项目电站，整体运行状况一般，收益主要包括两部分。
Q2.常见100MWh.200MWh储能电站每租赁费用是多少？这些储能电站在电力市场每年能贡献多少收入？100MWh和200MWh储能电站的整体建设成本是4亿，10年建设期，这个期间计算两块收益加总在6亿左右。•电力市场现货交易贡献4亿收益，平均每年收益水平4000万。•租赁市场在打开的情况下预计能带来2亿左右的收益，平均每年收益水平2000万。
Q3.已经运营的共享储能项目（不管是前期做可行性测试还是目前的实际情况）的IRR是多少？不考虑杠杆资金的介入，仅项目的投资回报可能整体在8%的水平。
Q4.现在的模式下的项目是否存在一定要补贴才能达IRR的要求，还是说更多希望成本方面下降？•运营端考虑目前成本端还好，因为峰谷差价能满足整体IRR的水平。•趋势上确实对于整体成本下降有很大的需求，后面可能会让整体成本下降给客户端—些利润空间。
Q5.山东的电站主要做电力交易，按照目前实际交易情况来看，能否保证储能项目每天调动一次？电站每次调动的收益大概是怎样的？目前来看每天一次的调度是可以保证的。整体价格在7毛钱左右，最近可能上涨到了8毛钱。
Q6.目前山东电力市场交易主要通过什么方式结算？是直接从电网按照买电价减去配电价来计算成本，再以7毛钱的价格对外销售吗？电站参与现货交易最重要的就是有售点资格，实际上就是一种低买高卖的套利行为。
Q7.除了山东之外，其他地区也在推进共享储能项目，从前期可行性测试来看，其他地区即将推进的项目的调控市场情况如何？比如储能电站的调用次数以及辅助服务的价格分别是多少呢？•目前市场主要是山西、山东两块。从收益情况看，山东的示范性项目的电站收益与预期差不多，而山西目前没有容量补偿，只有参与调峰的政策补偿。山东参与电力市场现货交易的补偿更多所以山西的回报要低于山东。•专家认为市场现阶段仍以山东为主，其他省份会陆续效仿。
Q8.容量费是发电侧像共享储能方付的容量租赁费还是电网给共享储能之后参与调度的容量补偿？主要是参与调度的容量补偿。目前是租多少用多少，模式还未定型。
Q9.共享储能电站参与电力市场交易或者参与调控服务电力市场时对应的现金结算周期大概是多久？这些资金流动是否存在延期现象？确实存在延期现象，一般电网结算以季度为单位，以半年度或双季度为付款节点。整体来看,目前示范性项目的回款时间是按进度执行的，流程上较为顺畅。
Q10.其他地区新建的共享储能项目租金大概收取多少？租金方面除了山东，其他省份没有出台明确的政策。收取方式按照容量补偿电价的基准价来补偿容量费。
专家目前还不太清楚。据专家了解，目前没有相关政策。
出货价格看均价为1.5/wh,其中电芯占55%,BMS占10%,PCS占15%,热管理占5%。
Q13.1.5/wh的价格是之前的合同价格，现在新签的价格也是1.5/wh的水平吗？新签价格基本围绕1.5/wh上下浮动，要结合竞争对手的价格情况。
目前略有増长，在8毛-9毛的水平。这个电芯不包含EMS。
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