國內(nèi)大儲∶22年4、5月份，我根據(jù)22H1的情況預測22年全年國內(nèi)裝機規(guī)模是8-10GWh，因為越靠近年底預測更準，現(xiàn)在我覺得22年會提高到10-12GWh，其中10GWh+是國內(nèi)大儲的增量。這個數(shù)據(jù)的來源，第一是從電芯廠的銷售情況、第二是從大儲逆變器頭部企業(yè)的銷售情況、第三是從大儲第三方BMS的銷售情況綜合判斷得出10-12GWh。今年的增量是有的，但這個增量是否能夠一定轉化為并網(wǎng)數(shù)量，按照這個統(tǒng)計口徑的話不一定，但這個量一定是出貨量，大儲整個產(chǎn)業(yè)鏈，包括電芯、逆變器、BMS、溫控等一系列出貨量10-12GWh沒問題，因為出貨還涉及到現(xiàn)場安裝、建設、調(diào)試的過程，這個過程中有一定的不可控，但銷售已經(jīng)完成，已經(jīng)反映在相應公司的業(yè)績上，這是沒有問題的。

海外大儲海外市場主要以北美大儲為主，美國大儲市場增量今年大概率是超過中國的，國外大儲市場供應也是非常火熱的，雖然國內(nèi)企業(yè)現(xiàn)在占比還不高，但增速很快，國內(nèi)有很多企業(yè)去做海外大儲市場，包括寧德時代、比亞迪、陽光電源、科陸、南都電源。有些在國內(nèi)大儲市場表現(xiàn)不好，但是由于出海比較早，在渠道方面有比較好的合作關系，所以他們在海外大儲也有不錯的表現(xiàn)，具體多少暫時不掌握數(shù)據(jù)，但這些企業(yè)表現(xiàn)是比較好的。

【大儲近期供應情況】

電芯層面，各家供應都比較緊張，但不存在不接單的情況，今天看到一些新聞說出現(xiàn)不接單的情況，電芯主要廠家不存在不接單的情況，接單肯定還是在接，只不過價格會上漲。

PACK層面，因為電芯廠對外很少出電芯，讓第三方做集成并把集成收益賺了的情況越來越少?，F(xiàn)在電芯廠最起碼出到電池PACK或者電池包層面。出到電池包層面就必然包含BMS，現(xiàn)在一線廠家價格大概1.1-1.2元/Wh，寧德肯定是最貴的（寧德能到1.2元），億緯1.1元左右，二線廠商差不多能做到1元以下，這些都是非上市公司體系，像海辰甚至可以做到更低，甚至做到0.9元以下也沒問題。但現(xiàn)在廠商為了搶占市場采取很激進的策略，280Ah電芯大多數(shù)出貨價格在1.1元以下（PACK層面，包含BMS），比上半年要高一些，而且價格很難談下去，如果是幾百GWh，每Wh降低0.01、0.02元就影響很大。目前情況是電芯供應緊張，價格微微上漲，但沒有說供不上。

大儲逆變器層面，目前市場供應非常緊張。第三季度由于增速比較快，大儲逆變器22Q3已經(jīng)生產(chǎn)完了，但是關鍵零部件比較欠缺，比如IGBT漲價，一個模組從600元漲到1500 元，漲2.5倍，即使這樣市場也拿不到。關于是不是和IGBT直供廠家，比如和IGBT工廠英飛凌簽直供的這些廠家拿貨情況更好，目前也沒有。渠道商的能力還是很強的，渠道商都拿不到，簽直供的也沒有什么優(yōu)勢?，F(xiàn)在整體大儲IGBT全線供應都有困難。如果這個情況得不到緩解的話，有可能影響第四季度逆變器廠家的供應，當然這個影響是雙重的，既影響儲能，也影響光伏，到底影響有多大不好說，但第四季度會受到一些影響。如果像英飛凌能在全世界范圍內(nèi)調(diào)整供應，原來分到其他國家的份額轉到中國，那么這個情況可能在11 月份得到緩解，但10月份是非常緊張。其他零部件不存在斷供的問題，只存在供應緊張的問題，今年增長還是比較大的，今年大儲增量是去年的2.5-3倍的水平。

至于今天有一些媒體報道說存在不接單的情況，不接單的角色大概率不是設備廠，訂單來了肯定是要接，大不了漲點價多賺點。不接單的角色更多的是項目EPC方或者純粹的系統(tǒng)集成廠商，他們由于之前在投標的時候投了一些比較低的價格，可能投標的時候沒有預測到后續(xù)價格上漲，甚至做的預測是第四季度價格下降，但是這種情況沒有發(fā)生，如果按照這個價格去做集成的話，按照EPC方或者投資方簽的供貨協(xié)議一定是虧損的，在這種上下夾擊的情況下毛利率基本為0，不接單是正常的。不接單的情況不是賣設備的廠商，而是做二道販子的，這種不接單是非常有可能的，但并不是普遍的情況。

【對儲能最新政策的看法】

容量電價（或者叫容量補償）參考抽水蓄能兩部制電價，這是抽水蓄能設計比較特殊的收益方式，由兩部分組成。一部分來自于固定收益，一部分來自于變動收益。固定收益叫容量電價，主要基于抽水蓄能電站投資以及運行成本、運維成本進行反算，按照6.5\%收益率給抽水蓄能電站每年固定收益。變量電價就是在抽水蓄能電站完成基本義務之后，剩下時間參與到電量現(xiàn)貨交易市場，或者沒有電量現(xiàn)貨交易市場，把抽蓄電站自己當做負荷也可以去削峰填谷，同時，未來也可能開放電力輔助服務市場。抽蓄電站可以參與這兩個市場，賺競爭性市場的錢，形成另外一部分收益。這是給抽水蓄能電站設計的規(guī)則，其中一部分叫容量電價，就是基于抽水蓄能電站的裝機容量進行一定的補償，疏導、補償成本，這個已經(jīng)明確寫在21年能源局和發(fā)改委出的633號文里，要通過各省輸配電價體系傳導到終端用戶，無論是居民用戶、工商業(yè)用戶都是要承擔這個成本的，這個叫做容量電價?，F(xiàn)在儲能電價也希望能獲得類似的電價補償，首先在山東給出一個概念叫“容量補償”，有點類似于容量電價。容量補償規(guī)定價格，也說最終由用戶承擔，和抽水蓄能非常相似。剛開始出這個補償?shù)臅r候，市場很興奮、很激動，大致有3600萬，但是沒過幾個月馬上重新解釋政策，3600萬變成300萬。最近也有一些其他政策，說多個省份的火電機組也開始給容量電價，比如50元/GW/年，這個比起儲能便宜多，激起很多人的興趣，市場想知道針對儲能的容量電價會不會全國范圍推開，目前看來，成本疏導沒走通的話，能源局是不會貿(mào)然出這樣的政策。所以對于容量電價不要特別當真，即使出了也一定是在一些局部省份，主要是在一些承受力很強的省份，絕不可能是全國范圍的，而且絕不可能是從承受能力比較差的省份開始。容量電價要出的話，為了讓更多人去均攤，會將電費增加從而將成本攤薄，一定會在GDP比較高的省份，在人口比較多的省份，在工商業(yè)都比較發(fā)達的省份來推出，而不太可能剛開始就全部鋪開，全國GDP排名前五名、工業(yè)產(chǎn)值排名前五名的省份先出是有可能的。但排名第一的省份這個事情還沒有考慮，至少沒有考慮近期出政策。目前大儲發(fā)展依然是政策驅(qū)動為主，市場驅(qū)動為輔。政策驅(qū)動力來自于新能源強配，市場驅(qū)動力來自于各省份可能有、也可能沒有，第一是電力現(xiàn)貨交易市場，大概有十多個省份有第二是電力輔助服務市場，也有十多個省份有，主要是來自于這兩個市場的持續(xù)建設，這兩個市場建設越好，對政策驅(qū)動性的依賴就會越小，未來會是此消彼漲的態(tài)勢，政策驅(qū)動因素會逐漸降低，市場驅(qū)動因素會逐漸升高，但這個過程注定是比較漫長的，需要三、五年的時間。

【主流企業(yè)對于大儲市場的開拓情況】

第一，頭部大儲企業(yè)百分之百會進入戶儲市場。比如東莞有一家大儲逆變器做得特別強的公司，剛剛獲得戶儲逆變器TOV在歐洲的認證，可以判定它一定是要做戶儲市場。同樣，它的友商目前沒有認證的也都在做認證，包括產(chǎn)品研發(fā)層面、成熟產(chǎn)品準備層面，這些公司提前三四個月都已經(jīng)差不多了，最近這幾個月一直在走各種認證。一個是歐洲方面的認證，一個是美國方面的認證。國內(nèi)頭部大儲領先公司，無論是逆變器領域領先的，無論是電芯領域領先的，甚至在BMS領域領先的企業(yè)，都已經(jīng)或者正在去搶奪海外戶儲市場的空間，實力強的通過自己建設本地化團隊，比如技術支持、售后是國內(nèi)公司派過去，市場銷售、渠道一定是當?shù)厝私M成。實力強的、有錢的公司會這樣做。實力稍弱的就找本地渠道商進行合作。所以明年海外戶儲市場會迎來越來越多強勁的中國品牌。

第二，做大儲的企業(yè)紛紛把目光瞄向大儲市場增長較快的海外市場，主要指的是美國和澳洲市場，這兩塊市場的優(yōu)勢就是配儲增速和配比大，比如說功率配比達30\%、40\%，時長達3-4小時、4-6小時，所以這兩個區(qū)域的大儲市場增長非常迅猛，目前國內(nèi)大儲企業(yè)都已經(jīng)瞄向了，并且已經(jīng)在做出努力，比如做人員方面的布置。關于市場策略，以電芯廠為例，電芯廠在海外做大儲市場，首先是他們要自己做集成，而且主要是要做全系統(tǒng)集成，這些國內(nèi)頭部電芯廠家，類似于比亞迪，未來國內(nèi)做海外大儲就要做比亞迪這樣的角色，比亞迪就在海外做全系統(tǒng)的集成，像寧德、億緯這樣的頭部電芯廠未來在海外做大儲的時候，做儲能系統(tǒng)集成商的角色，主要就是全系統(tǒng)集成，他們一定會帶國內(nèi)逆變器廠家、配件零部件廠家一起出海。國內(nèi)在大儲領域做逆變器的廠家，在國內(nèi)市場為了避免丟掉國內(nèi)出貨渠道（比如渠道商、第三方系統(tǒng)集成廠商等），在國內(nèi)沒有做集成。但海外市場足夠大，國內(nèi)做大儲逆變器的廠家未來在海外市場也會主打全系統(tǒng)集成。

第三，產(chǎn)品方面的趨勢是海外大儲市場檢驗更加嚴格，罰款條例更加苛刻，在性能方面、運行條件方面、運行性能衰減方面都有非常嚴厲的要求。關于未來誰能在海外大儲市場獲利最大，電芯成本占比最高，優(yōu)質(zhì)的頭部電芯廠有望受益，因為海外大儲市場由于考核特別嚴苛，一般情況不敢用便宜的電芯，不敢用二三線的電芯，所以海外的大儲市場利好一線電芯廠出海。如果逆變器廠家出海的話，他們選擇的國內(nèi)合作伙伴80\%估計還是國內(nèi)一線電芯廠，國內(nèi)一線電芯廠在海外做全系統(tǒng)集成商時選擇的合作伙伴八成也是國內(nèi)一線逆變器廠家，所以這兩者會是互相支持，在海外會是良性的狀態(tài)，也即國內(nèi)二三線廠家的電芯不太可能往海外賣。但是國內(nèi)儲能市場對于電芯的容忍度會越來越高，由于原材料漲價，預計明年國內(nèi)大儲市場會接受越來越多二三線品牌的電芯在項目上使用，這可能是明年上半年的趨勢，主要是受制于成本方面的壓力。

【我們的近期觀點】持續(xù)推薦國內(nèi)大儲及海外戶儲投資機會

1、國內(nèi)大儲招標景氣度高漲，共享儲能經(jīng)濟性顯著提升。1）發(fā)電側配儲具備強制性。目前政策主流要求配儲比例為功率配比10\%+配儲時長2h，風光大基地項目第二批計劃超過400GW，對應儲能容量40GW/80GWh；部分儲能招標項目配儲比例已上升至20\%。2）儲能電站經(jīng)濟性有望提升。共享儲能可作為獨立主體參與市場并獲取多種政策利好，租賃費用+調(diào)峰補償驅(qū)動共享儲能電站IRR有望達7.48\%。預計22年國內(nèi)儲能裝機達15GWh，且主要集中在2204。

2、海外能源及電力成本高企，戶用儲能已具備較高經(jīng)濟性。1）戶儲經(jīng)濟性顯著，以德國為例，2021年居民及小型企業(yè)用電價為32歐分/kWh，對應的光儲IRR可達15\%。從電價趨勢看，受天然氣價格影響波動較大的批發(fā)電價約為8歐分/kWh，約占25\%，不論批發(fā)電價未來往上還是回歸正常，都不影響儲能的收益率。從滲透率來看，歐盟的儲能滲透率約在3-4\%，空間仍然巨大。2）大儲方面，以表前市場為主的英國和美國，其項目經(jīng)濟性都非常可觀。美國多數(shù)新能源+儲能項目的儲能功率配比在20\%-50\%，時長在3h+，發(fā)電側PPA模式+ITC退稅使其IRR高達15\%+。

3、標的方面，持續(xù)推薦∶1）戶儲【派能科技】【鵬輝能源】【德業(yè)股份】【固德威】【科士達】等；2）大儲【南網(wǎng)科技】【陽光電源】【盛弘股份】【南都電源】【科陸電子】【科華數(shù)據(jù)】等。此外如【寶光股份】【智光電氣】【威騰電氣】【金盤科技】【新風光】【天能股份】【德賽電池】【英維克】【青鳥消防】等也建議積極關注。

【QA環(huán)節(jié)】

Q∶國內(nèi)大儲裝機預期上調(diào)，主要是哪些地區(qū)裝機量上的比較快?核心驅(qū)動因素是什么?A∶近期主要是西北區(qū)域裝機上的比較快，山西、新疆，西北這些省份裝的比較快。山西上的比較快的一個很重要的原因是山西市場政策準備比較完善，山西既有電力現(xiàn)貨交易市場，也有容量租賃市場，還有電力輔助服務市場里面的一次調(diào)頻，各方面準備比較充分，市場對23年山西的預期甚至好于21年山東的增速，而且山西儲能項目收益可能也會好于山東。由于西北五省主要是配套風光大基地建設的儲能項目，近期比較確定的訂單比較多，基于這些反饋上調(diào)對于大儲今年增量的預期，本次裝機預期上調(diào)至10-12GWh，加上一些不可預料的好消息，可能到10-14GWh的區(qū)間。

Q∶目前來看儲能電站收益包括租賃費用、峰谷電價差套利、輔助服務收益和容量補償?shù)?，參照國外成熟市場表前側配儲積極性非常高，目前這些盈利模式在國內(nèi)現(xiàn)在是什么樣的情況美國表前側較高IRR的核心因素是什么?

A∶國內(nèi)和國外相比最大的區(qū)別就是電力消費交易市場。第一，國外民用電、工商業(yè)用電和中國形式完全不一樣，中國工商業(yè)用電補貼民用電，民用電便宜，工商業(yè)用電貴，國外是相反的情況。第二，國外電價峰谷差值更大，國內(nèi)能做到4-5倍，國外很多能做到10倍以上。國外電價更能反映實時供需的情況，這個價格波動傳導就會影響到輸配電網(wǎng)絡盈利的分配，最終就會造成國外大儲項目資本金內(nèi)部收益率能做到15\%甚至更高，這和其在售電側或者輸配分離、電力市場化做得好是息息相關的。由于中國電價受管控比較多，峰谷價差并不大，峰谷價差不夠大，向上游傳遞，一直傳遞到上網(wǎng)電價，以及各層面的分配，分出來的利潤不夠多，因為最終利潤來源一定是來源于終端用戶，終端用戶沒有把成本給承擔掉，上游每一個環(huán)節(jié)分到的利潤都少，這就導致中國大儲項目收益來源像容量租賃、容量補償都是來自于政策性收入，唯一的電力現(xiàn)貨交易市場，類似于峰谷價差這種靠套利的形式，是相對比較穩(wěn)定的。未來中國市場如果想趕上美國大儲市場的景氣程度，一定要靠電力現(xiàn)貨交易市場以及電力輔助服務市場兩者共同建設才能做到，長期來看這些改革做得越好，國內(nèi)大儲市場的收益就會越好。

Q∶如何看待大儲的競爭壁壘?

A∶未來大儲格局最終會進化到這個市場上存在兩類企業(yè)做大儲。第一是成本占優(yōu)的企業(yè)，由它來做大儲集成、做大儲項目，可以將整個項目成本做的更低，像電芯廠很有可能成為這類角色。第二是技術占優(yōu)企業(yè)，由戰(zhàn)略企業(yè)做集成，未來可以將集成做得更好，也可以將運維、運營做得更好，除了賺集成微薄的毛利之外，更多靠運維賺錢，這類企業(yè)也會長期存在。以成本占優(yōu)的企業(yè)大概率是由頭部電芯廠轉型的；以技術占優(yōu)的企業(yè)，比如以運維占優(yōu)的企業(yè)，大概率會從頭部逆變器廠家轉型來做。

Q∶從供應商拿單情況來看，主要哪些企業(yè)做的比較好?

A∶集成方面目前還是大的集成商，比如海博思創(chuàng)等，這些廠商在行業(yè)內(nèi)已經(jīng)形成比較多的項目經(jīng)驗，在集成方面更容易拿單；或者和電芯廠有很深刻的合作，有成本優(yōu)勢去拿單；還有一些企業(yè)有很強的資源，能夠在短期之內(nèi)獲得供應商更強的支持，成長勁頭非常蒙，愿意把毛利壓的非常低，甚至零毛利去拿單。目前這幾類都有，并沒有說誰占特別大的優(yōu)勢。當然也有一些企業(yè)，比如和央企成立合資公司，一段時間內(nèi)，可能在一年、半年內(nèi)，央企把增量的系統(tǒng)集成或者EPC總承包都讓這些成立的合資公司來做，但是長期來看不可持續(xù)，只能做這一家企業(yè)的單。比如國電投成立一個合資公司，像華能、華電大概率不會和它們的合資公司合作，不會讓它來做系統(tǒng)集成。長期來看，經(jīng)過市場競爭或者有成本優(yōu)勢、或者有品牌溢價的系統(tǒng)集成廠商占優(yōu)，靠著純粹走關系的一般持續(xù)不了，做半年、一年差不多了。

Q∶目前大儲業(yè)務盈利水平很低，是否會預計未來有一定的改善?

A∶太遠的不敢說。但根據(jù)現(xiàn)在市場態(tài)勢，23年大儲盈利水平應該比22年高，尤其到明年下半年大概率會出現(xiàn)一定的供大于求的情況，尤其電芯供大于求，會帶來電化學儲能系統(tǒng)的成本下降，肯定會影響到資本金內(nèi)部收益率。大概比率是如果成本能下降10\%，資本金內(nèi)部收益率能提升18\%-19\%。無論政策或者市場收益也會更加穩(wěn)定，今年市場已經(jīng)體驗到政策比較混亂的改動，各省也有試運行的政策，尤其現(xiàn)貨市場部分省份經(jīng)過一年的試運行，好的經(jīng)驗、好的政策會保留固化下來，固化下來的政策有可能會更多的省份去參考學習，明年政策方面會更加穩(wěn)定，政策波動會小。這兩方面疊加的話，比如今年收益6\%的項目，明年有可能達到8\%，這是有可能的?，F(xiàn)在整個供應鏈的情況變化比較大，不知道明年供應鏈是什么樣的形態(tài)，至少現(xiàn)在看來在電芯層面很多原材料還處于歷史高位，雖然大家都預測明年下半年會降，但這個拐點什么時候到來還不好預測。

Q∶22年裝機10-14GWh中電化學占多少?其他形式占多少?

A∶我這邊關注的只有電化學，或者說只有鋰電池，就是基于磷酸鐵鋰的大儲項目，其他的沒怎么關注，因為其他的量不多，無論是礬液流還是壓縮空氣等。液流電池除了今年并網(wǎng)的礬液流項目之外，其他項目沒有什么并網(wǎng)，都很小。其他形式的，比如壓縮空氣儲能，有些項目反復宣稱自己并網(wǎng)，去年算一遍，今年又算一遍，不知道算今年還是去年。比如張家口100MW、4小時，去年已經(jīng)出了，今年再來一遍。如果算到今年的話，也算是有400MWh。除了這些形式之外，飛輪儲能也做了一些示范項目，但一般不以時長來計算，以并網(wǎng)的功率來計算，如果從功率層面來說，多個示范項目加起來接近100MW是有的，但時長可能不長，只有幾分鐘，因為它是功率性的儲能。預測10-14GWh增量只針對國內(nèi)大儲市場的鋰電池應用，其他相對來說沒有統(tǒng)計在內(nèi)，且不包括國內(nèi)工商業(yè)側，工商業(yè)側數(shù)據(jù)特別不好統(tǒng)計，能做的公司特別多，不太好統(tǒng)計，大致工商業(yè)預計增量2-3GWh。

Q∶如果今年10-12GWh是鋰電池，明年大概有多少?

A明年可能會接近20GWh。

Q∶寧德、比亞迪等傳統(tǒng)動力電池廠商跟純新的玩家對比（比如海辰新能源等）各自的優(yōu)劣勢

A:首先，原來一線做動力電池的廠商現(xiàn)在基本都做儲能電芯，兩條腿走路一定是優(yōu)于單條腿走路。無論從產(chǎn)品產(chǎn)量、到質(zhì)量、到售后、到產(chǎn)品性能，既做動力也做儲能整體優(yōu)于只做儲能的。

Q:動力電池和儲能產(chǎn)線能夠互用嗎

A∶ 越來越不傾向于共用。首先儲能電芯和動力電芯兩個追求的工藝、追求的產(chǎn)品目標是不一樣的，動力追求的是高能量密度，對壽命要求沒有那么高；儲能追求長壽命、極高一致性，對高功率追求沒那么高。所以這兩者差異化越來越大，在產(chǎn)線上能夠共用的也越來越少。改造起來很容易，但現(xiàn)在越來越傾向于專線，因為專線的話才能保證電芯的一致性，一致性尤其對大電芯來說特別重要的指標，所以目前一線廠家做的儲能產(chǎn)線都是專線，基本已經(jīng)不再和動力電芯共用了，但極少數(shù)廠家還會做儲能電芯和動力電芯共用的產(chǎn)線，但產(chǎn)線投資相對會大一些，共用產(chǎn)線的占比也很小。

Q∶如果改造的話，大概成本會有多少?

A∶改造的話成本占整個產(chǎn)線建設成本的10\%-15\%。改造的成本倒是不高，但是產(chǎn)線改造之后又需要一系列從生產(chǎn)、測試到穩(wěn)定產(chǎn)能的過程，這個時間蠻長，包括穩(wěn)定產(chǎn)能的時間也需要好幾個月，并不是改造完成馬上可以投入使用，和專線一樣有個調(diào)試的過程。

Q∶如何看待鋰電儲能在電化學儲能中未來三年、五年或者八年的占比?

A三、五年不好預測，三年、五年內(nèi)可能有某一年做大項目，因為現(xiàn)在礬液流電池特別喜歡往大項目做，可能會擠壓鋰電池電化學儲能。但長遠來看，尤其根據(jù)現(xiàn)在一線廠家，像寧德時代、億緯280Ah的未來長遠發(fā)展策劃來看，280Ah電芯使用壽命、循環(huán)次數(shù)將會翻番，達到8000-16000次，這個時間節(jié)點大概會在2026-2028年，僅僅是優(yōu)化電解液、正負極材料、內(nèi)部機構對成本提升非常有限。如果這個目標順利實現(xiàn)的話，而且實現(xiàn)的概率非常大，會給鋰電池帶來非常大的優(yōu)勢。第一個優(yōu)勢，是除鉛酸電池外在初始投資領域是最便宜的；第二個優(yōu)勢，在使用成本方面是所有電化學成本中使用成本最低的，這個使用成本是用初始投資+運維成本÷全生命周期放電度數(shù)，不算電價成本，在2028年大概能達到0.2 元以下，有可能使用成本是最低的。這兩個優(yōu)勢累計起來，初始投資優(yōu)勢和使用成本優(yōu)勢疊加起來，其他儲能技術，尤其像液流電池就會被它甩的更遠。至于說鈉離子電池那時候有沒有可能有競爭力，也會有一定競爭力，但是當鋰電池循環(huán)次數(shù)達到15000次時，鈉離子電池想競爭過鋰電池會非常難，但它會填補鋰電池不太有利的場景，比如低溫以及要求安全場景。大儲領域越靠后，越靠近2030年，鋰電池的優(yōu)勢會越大。

Q∶如果鈉離子電池比較成熟，鋰電池廠商往鈉離子切換難度大嗎?

A∶國內(nèi)選擇鈉離子電池的路線和鋰電池工藝路線高度相似，國內(nèi)鋰電池產(chǎn)線1GWh產(chǎn)線只需要20\%-30\%的改造工作就可以轉型去生產(chǎn)鈉離子電池，成本比較低也比較快速。在這方面來看，對于做鈉離子電池的初創(chuàng)企業(yè)是不友好的，目前國內(nèi)主推的這些產(chǎn)線，包括正極材料層狀氧化物、普魯士藍，不論哪個都不利于初創(chuàng)企業(yè)，反而會有利于一線頭部鋰電池企業(yè)。未來假設初創(chuàng)企業(yè)取得了技術突破，預計也很快會被這些頭部鋰電池大廠學到，并且利用規(guī)模優(yōu)勢將他打敗。

Q∶如何看待鋰電池上游資源問題?

A這個問題會長期存在，不太好預測，但是在上游礦層面，鋰礦最多的應該是智利，接下來是澳大利亞，中國大概排第四、第五，這方面值得去關注，但不用太擔心。在原礦方面想卡中國的脖子是越來越難，專門做鋰電供應的專家反饋的觀點是會緊張，但不至于被卡的沒有辦法發(fā)展。

Q∶22年10-12GWh大儲需求中共享儲能大約占多少?10-12GWH需求中各省是如何分配的?A∶ 從分割上來說沒有特別精確的數(shù)據(jù)支持，這些主要增量還是來自于山東以及西北幾個省份，相對來說比較平均，沒有說哪個省特別集中，一下子占到30\%、40\%，甚至一半，這個情況沒有，相對來說比較平均。但前五名占據(jù)國內(nèi)增量的80\%以上，呈現(xiàn)頭部集中的狀態(tài)。共享儲能占到60\%-70\%，還有一些是強配的，并不是共享的模式，還有少量是火儲聯(lián)合調(diào)頻項目，共享大概是60\%-70\%，接近70\%。

Q∶國內(nèi)工商業(yè)儲能市場發(fā)展趨勢?23年的量如何預計?

A∶ 工商業(yè)儲能市場發(fā)展快速，22年增量達到21年的2倍是有可能的，有些專注做工商業(yè)市場的公司22年銷售數(shù)據(jù)基本是翻番的，是21年的2倍以上，它們只做工商業(yè)，不做其他。對于23年的狀態(tài)它們也非常看好，23年依然會處于高速增長的狀態(tài)，23年預計是22年的1.5-2 倍。工商業(yè)側雖然總量不大，單個項目比較小，但增速很快，最大的驅(qū)動力來源是峰谷價差的絕對值在多個省份，尤其在沿海省份不斷增加。浙江有些區(qū)域給予一定的補貼，雖然這個補貼不多，但這點補貼對于工商業(yè)側儲能靠利潤的項目來說非常關鍵，原來不能做變成能做，這也是快速增長比較重要的原因。但最主要的原因來自于電價更加市場化，電價更反映供需關系，峰谷價差更大的趨勢還將持續(xù)。因為只要電網(wǎng)的調(diào)峰壓力持續(xù)增加，峰谷電價差一定會增大，一定會用價格的手段引導市場行為，減緩調(diào)峰壓力，現(xiàn)在調(diào)峰壓力增速比較快，所以峰谷價差未來3-5年還會增加，這個會直接促進工商業(yè)儲能增長。