2020、2021年中国储能产业快速发展，2022年是新的发展阶段。

新发展阶段主要特点：

1.电网侧、电源侧成为储能发展重要方向，政策和示范项目的推动下，释放出大量需求。

2.注重安全性、可用性（充放电量），而前几年重点关注装机，这对储能系统集成商提出更高要求，做到成本低、可用、安全（不可能三角：三个方面不可能同时达到）。

3.今年上半年装机量偏低，3GW左右，全年要做到10GW，下半年压力大。

4.工商业用户侧储能的发展逐渐起步，目前出货量依然很小。

5.海外家储的规模迎来爆发。

储能系统集成技术路线：

1.集中式，电池串联形成电池簇，电池簇并联形成容量为2-3MW电池堆，通过500KW-1.5MW的集中式逆变器和电网交互。代表厂商有阳光电源、上能电气、科华数据。优势是控制简单、并网逆变器成熟，劣势是电池难以做到完全一致，系统可用性受到影响（木桶效应）。集中式在过去几年是市场的主流。

2.分散式（组串式），电池串联形成电池簇，每簇单独通过逆变器与电网交互，直流侧不并联，交流侧并联，分开控制。2021年3月华为推出组串式储能系统，代表着组串式储能系统开始发展，除华为外代表厂商还有盛弘股份。优势是解决了电池簇的不均衡问题，劣势是技术难度高、对系统的稳定性和可靠性要求高（没有环流）。

3.高压级联式，来自于高压变频器，多个H桥级联，统一逆变形成高压输出，不需要变压器，直接输出。直流侧分成多个小的低压电池簇，接入储能继电器的直流侧。优势是与电网交互容易，劣势是技术路线相对小众，电池簇都挂在直流主线上，正负电位梯级提升，对电池的绝缘保护和系统控制要求高。

储能系统集成的厂商无论采用怎样的技术路线，核心仍是解决安全、可用性和成本的问题。如果一个储能系统集成厂商的产品在安全、可用性和成本这三方面的评估都很好，这个厂商就是有前景的。工商业储能市场尚未成型，但工商业储能直接面对商业市场，所以技术路线的选择上安全和可用性也非常重要，而功率、容量等因素相对不重要。

国家能源局规划2025年新型储能装机(抽水蓄能以外技术)规模达30GW以上，那么储能装机容量要达到60GW。而我们预测2025年累积装机容量远远超过60GW，能达到80-100GW。

未来技术发展趋势：

1.大容量趋势带来成本降低，EPC（工程总承包）逆维护方案、逆接线方案带来成本降低。

2.可用性方面，电池管理精细化，目前簇间管理已经做到，下一步解决簇内管理和维护。

3.逆变器和高压部分的深度融合，从而降低成本，而目前逆变器和深压部分的耦合较弱。

4.增加EMS（能量管理系统）和现货、电力交易匹配的策略，包括对电价的预测、对政策的理解、对储能系统的控制，而目前EMS的功能主要是监控，控制功能较不成熟。

Q&A

问：中国储能系统集成商在海外的市占率情况？遇到哪些瓶颈？

答：海外市占率非常低，5%-10%。如果出口设备，是由海外的经销商做集成和应用，而系统集成商在海外做系统集成，需考虑海外电网的体系和中国不一样。

瓶颈：

1.系统集成商需准备非常详细的技术合同、施工合同；

2.且需要对海外电网和电力能耗进行检验，非常消耗人力物力；

3.海外对安装、技术的要求很高，对电网安全的理解和电力能耗的理解不同，周期长。

虽然中国储能系统集成商在海外的市占率目前较低，但是前景依然广阔。

问：华为的组串式方案是否能成为主流？

答：方案本身不一定成为主流，但是理念会成为主流。行业内普遍认同电池需进行精细化管理，解决可用性问题，但具体实现方式不同。华为采用逆变器的组串式，簇内的pack可以得到维护；有的厂家提出簇优化器的解决方案，把电池簇优化后仍接入塔式机；有的厂家提出电池簇直接接入逆变器的解决方案。

问：高压储能1500V和低压储能1000V的区别和优劣势？

答：高压储能相比低压储能最主要的区别是降低系统成本，提高系统集成度。低压系统的优势是较成熟，对电池、BMS（电池管理系统）要求低，最合适的电池长度是240级磷酸铁锂电池串联，形成800V左右电压。因为低电压，电池架的设计、pack的设计、辅助电源的取电设计都会相对简单。低压系统的劣势是直流侧和交流侧电流变大，电缆成本上升，损耗上升。2021年开始高压系统逐渐开始应用，优势是系统成本低，系统集成度高，劣势是对电池、BMS要求高，对电芯的一致性和可用性要求高，配电开关的安规距离、等级、容量都需做出改变。由于有光伏行业的探路，1500V的高压储能仍然很常规，但2500V和3000V的高压储能就面临很多困难。未来在大容量的储能系统上，1000V的储能不会是一个相对主流的方案，但对于工商业和小容量储能，1000V的储能会一直存在。

问：虚拟电厂的运营商能代理储能参与电力市场交易，给予储能用户一些补偿费用，使分布式储能参与需求侧的调度响应，为市场储备调控辅助服务。欧洲的虚拟电厂较成熟，国内虚拟电厂核心技术、商业模式上存在哪些挑战？

答：国内虚拟电厂目前处于早期，虚拟电厂做电力交易的案例很少。去年广东省做了虚拟电厂参与需求响应的市场化运行，当时广东电力交易中心接受以售电公司和复合聚集商作为申报主体，报价方案是4200元/MWh和4500元/MWh，折算下来是4元+/KWh，前景和收益非常可观。

挑战：

1.政策不配套，大多都是指导性政策，没有详细的细则。2015年发布的九号文近两年才真正落地。

2.商业模式不清晰，商业模式的大框架是大家都明白的，但是细节不清晰，真正的参与者很少，如何实现较好的IRR和收益都需要进一步探讨，也需要电力交易中心组织更多虚拟电厂的试验。

虚拟电厂进行电力交易品种较少，目前虚拟电厂更多的是去做需求侧的响应，但一次调频、容量市场、辅助服务、非旋转备用也可以参与虚拟电厂的电力交易。当交易品种丰富时，虚拟电厂盈利能力会得到大幅提升。

3.核心技术的挑战方面，在硬件上挑战不大，在策略和预测方面挑战大，国外特斯拉Autobidder交易软件的规则就较为清晰。一个好的算法要考虑各种交易品种的策略、时间段，不仅需要对自身的储能系统非常了解，对周围的大电网也要有未来几小时甚至几天的预测，提前做容量或功率的改变。

问：对天启鸿源、海博思创、永福股份这几家集成商的看法？

答：都属于主流的集成商。永福股份以前以EPC为主；天启鸿源成立较晚，以EMS为主；海博思创2012年成立，以BMS为主，出货量较大。

问：下半年装机爆发的原因？

答：要实现2025年新型储能装机量30GW，则今年需要10-15GW的装机量。今年项目的批复和设计已经远远超过10-15GW，考虑到执行上的困难，下半年7GW左右的项目无论从政策上还是需求上，都是必须落地的。需求方面，五大发电集团新的风电光伏装机需配套。以共享储能为代表的大型储能的开发，目前投资、征地和项目立项都已完成，今年都需落地。

问：储能单瓦价格和经济性？

答：1.3元/瓦时左右加上EPC0.1-0.15元/瓦时。经济性基本无法直接计算，只有共享储能的经济性可以计算，但还在探索阶段。

问：未来三五年集中式、分散式、高压直连这三种技术路线的占比分别有多少？

答：集中式和分散式共占80-90%，集中式和分散式都需解决簇间管理问题，预计占比差不多