Q：储能在户用、电表前端等应用场景的发展情况、潜力及成本？
A：2021年全球装机约30GWh，用户端5GWh，表前新增25GWh，来自新能源强制配套，最主要的市场是美国（占60%）和中国。
中国：1）前年开始做强制配套，去年新增较多，2）工商业侧去年出了很多政策，峰谷价差进一步拉开差距，商业模式处于临界点，江浙沪、广东、北京、天津、海南等地装了约500MWh，3）广东省作为储能示范基地，装了1.2-1.3GWh，中国21年整体装了5-6GWh，22年能超过10GWh，中国没有户用储能（因为电价低）。
美国：1）光伏增加储能，按4小时配套，约8GWh。2）之前通过燃气做调峰，21年储能调峰的度电成本略低于燃气电站，很多电力公司通过储能做调峰，约7-8GWh。3）户用储能：商业模式较简单，取决于电价差异，中国居民用电价格低（5毛5），没有户储，欧美居民用电价格高，美国1块/度，德国2块/度，光伏增加储能成本远低于1块，美国户用储能装机1+GWh，欧洲1.5GWh，日本接近1GWh、其他国家几百MWh（合计2GWh+）。
中美外的市场储能没有大规模建设，其他主要是参与电交易市场的英国。22年产能新增装机肯定超50GWh，25年至少100GWh（有人说200GWh，持保留意见）。
Q：1GWh产能项目的安装成本？
A：各国差异大，中国初始建设成本20年底2块1/Wh，21年底1块2/Wh，现在1块5/Wh，海外至少30美分/Wh。度电成本，中国新能源强制配套，没有商业模式，没有所谓的度电成本。海外度电成本5-6毛/度。
Q：今年大电站装储能什么时候能启动？
A：电站装储能21年就启动了，新能源增加储能折算到光伏每瓦增加成本10%，光伏本身实现了平价，新能源企业建设光伏增加储能后能达到过会的最低IRR水平。储能建设成本从20年2块1降到21年1块2，所以21年装机增加较多，但大家对储能质量没有特别要求。中国推出的2个细则，明确了储能是可以参与发电侧的电力辅助服务市场，预计22年终在各省会落地，对于储能是利好的方向。有些大电站项目满足条件的已经启动了，黄河水电的大基地项目明确了增加储能，配置小时数从2小时做到了4小时。
Q：共享储能的业务模式、国内进展情况？对电站来说收益率更高，对风电光伏项目成本增加有限？
A：共享储能出来的背景：新能源强制配套储能，是成本的增加，没有商业模式，推出共享储能，把规模做大，降低单瓦时的成本。我们认为共享储能只是过渡，不会成为未来的发展方向，可能建设到今年，明年就很少甚至消失了。随着储能定位的确定，可以参与后期收益，新能源配套储能就会成为收入来源，他们就愿意自己去建，而不是寄希望于共享储能的形式（租）。共享储能最担心的问题是收不到钱，电力公司不给钱，租赁方也不给钱。我们认为共享储能未来的发展趋势是变成独立储能，和新能源完全脱钩。新建储能，自由参与电交易市场、电力辅助服务。
Q：未来会有更大规模的对于储能的补贴政策吗？
A：应该不会有。补贴力度不会变强、也不会有更多地区愿意补贴。大家都认为储能是朝阳行业，价值量也很高，补贴核心是地方为了让储能产业项目落地，不会是国家层面的。
Q：国内户用储能未来2-3年的增长？
A：2-3年都不会起来，除非补贴，但目前看不会补贴，因为中国居民用电价格低，储能就5毛以上的度电成本，只增加储能不行，必须加光伏，独立增加储能不具备任何经济收益。没有光伏的话，储能放电只有5毛5的收益，充电来自电网，5毛5充进去，一次循环后一块多的成本，一定要有便宜的输入来源，就是光伏。海外对于家庭一定是光伏加储能，而不是只有储能。国内现在光伏加储能成本也是高于5毛5的用电价。
Q：储能市场各环节（电池、PCS、集成）的竞争环境？
A：电芯、pack、PCS、箱变、温控等。电芯厂家主要是CATL、比亚迪、亿纬锂能、国轩高科、力神、中航锂电、瑞普、鹏辉，动力电池专做储能电池。动力电池竞争比较激烈，但电力储能竞争并不那么激烈，市场规模相对比较小，所以动力电池毛利率水平较低，电化学储能毛利率水平还可以。导致电芯变成卖方市场，不是有钱就能买到。Pack主要由设备集成厂家做设计，找代工，欣旺达、富士康都可以做代工。PCS之前主要盛弘股份、索英电气等厂家做，现在光伏逆变器也进入这个行业，光伏逆变器和储能PCS架构层面非常相像，光伏逆变器厂商做起来比较容易，阳光、华为、固德威、锦浪、古瑞瓦特、上能、特变、正泰进来后对索英和盛弘形成了比较大的竞争压力。箱变主要还是蓝海华腾、白云电器、泰开等传统箱变厂家做，因为和储能行业没有强相关的东西。另一个和储能强相关的是温控，做汽车空调、IDC温控解决方案的厂家会转做，英维克、黑洞、高澜、申菱环境、同飞，市场空间没那么大，竞争也没那么激烈。
Q：集成环节门槛低一些？现在做逆变器、电池的也做集成，新企业做集成会比较难？
A：目前做储能设备集成的分三类厂家。第一类是电芯类厂家，CATL、比亚迪，CATL之前做设备集成，慢慢变成只做电芯、pack，比亚迪一直有做集成。第二类是光伏逆变器厂家，以PCS为核心竞争力，向下买电芯、温控、消防做成一整套的系统。第三类是完全做设备集成的，没有做电芯、PCS的能力，这种厂家国际上多一些，特斯拉、Powin Energy、Fluence，目前市场规模做的比较多的是特斯拉、Fluence，因为之前60-70%的储能市场空间来自美国，往后的发展对于特斯拉等厂家有变化。
电芯类厂家后面可能会聚焦做电芯，因为1）电芯毛利率水平较高，但设备集成毛利率较低。2）在整个设备集成中，只有电芯是电化学行业，其他都不是电芯子行业，电芯厂商算是跨了行业。3）责任划分问题，现在不管电池做到什么程度还是面临安全隐患，如果整个设备由他们提供，责任人就是他们自己，如果只负责电芯，其他部分让别人做，出了事故可以躲在集成厂家后面。
光伏逆变器厂家后面会聚焦做集成，之前在逆变器行业做的比较好，去做PCS从技术角度没有问题，客户同源。三类厂家中，逆变器厂家会是后面发展最快的，占比会比较多。
第三类厂家，设备集成没什么难度，电芯、PCS都能买到，除了电芯、PCS外没有什么技术门槛，他们没有特别的竞争力，往后发展规模会越来越小，新进的厂家或没有构筑核心竞争力的厂家不会过的特别好，面临的竞争压力会越来越大。
Q：户用储能竞争格局？华为、阳光电源、正泰等大企业会进入户用储能市场吗？
A：户用储能比较好，商业模式在欧美天然是成立的，不像电网侧、发电侧商业模式还在摸索，因此成本不是第一考虑因素，而是看整个系统的性能，所以户用储能价格比较高，35-40美分/Wh，在发电侧、电网侧是翻倍的价格，所以户用储能毛利率比较高，目前各个厂家都在进入这个行业，固德威、古瑞瓦特、派能都在做户用储能（锦浪只做PCS），阳光一直在做户储（核心聚焦点不在）。华为户用储能后面是重点发展方向，20年11月把户用储能产品开发出来，21年达到900MWh，22年2GWh发货，华为战略方向由大型地面电站走向分布式，再由分布式走向储能。
Q：固德威最早做逆变器，后面做储能，派能从电芯做，这两种路线哪种更有优势？
A：有各自的优劣势。逆变器厂家在客户侧同源，销售渠道存在重叠（60-70%），户用储能一定是光伏+储能，涉及光伏逆变器。电芯厂家的核心优势在于电芯自研，毛利率水平更高，上升趋势，光伏逆变器厂家做储能毛利率必然较低。
Q：储能发电侧和电网侧可能会参与电力辅助服务，用户侧跑通的是工商业赚峰谷价差，这三块商业模式之后会如何演变？
A：产品角度看，储能和光伏差不多，面向大型的地面电站产品，就是发电侧和电网侧。面向用户侧是工商业和户用。
工商业是峰谷套利，目前真正能实现峰谷价差的就是中国和越南。例如晚上电价较低，适合存电，中午用电高峰时放电自用（不是卖给电网），取代高价从电网买电，相当于节省部分电费。峰谷次数越多，收益越明显。现在储能做到1块5/Wh，峰谷价差达到6毛5，每天充放电2次循环，能算过经济账。目前，海南、广东、浙江、江苏、上海、天津、北京已经具备该条件。
电网侧和发电侧，目前新能源强制配套没有任何收益。配套储能可以平滑新能源的输出，其他时间段电网少电，电池存电，电力公司按放电量给钱。中国电网频率50HZ不是稳定值，是调节的过程，发电和用电相等时频率时50HZ，发电、用电不平衡时频率是变化的，传统方案是火电机组减少煤电转子转动达到平衡，有专门的火电机组做这个事。供需不平衡和发电侧强相关，所有发电侧要自己出钱给调度公司，运行一年把这部分钱赚回来。调度机组越好，参与调频的响应性能越好，赚的越多，甚至比交的钱还多。中国21年末出台两条细则，明确储能也可以参与调峰调频、从中赚钱。
Q：参考海外成熟经验，储能配置比例多少比较合适？
A：海外市场维持在10%-20%，备电时长存在延长趋势，从2小时到4小时甚至更长时间，海外主流是美国的4个小时。
（以上内容来自券商的交流会，仅供参考）
