“融中·连线专家”线上论坛作为投资者与行业专家公开交流和分享平台，旨在通过专家对产业发展现状的深度剖析、未来发展格局的长远展望，挖掘潜藏投资机会。每次会议后陆续发布会议纪要，我们的行业会议纪要库可供投资者进一步系统性梳理和挖掘行业核心价值。
专家核心观点1）专家认为，在化石能源向可再生能源转变的能源结构转型背景中，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素，已形成千亿级别的巨大市场。储能是构建能源互联网的关键环节，储能贯穿电力系统的发电、输配电和用电环节，应用场景和用户群体都非常多样，具有重要价值。
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2）专家认为，储能电池系统的主要技术瓶颈在于储能电池性能和电池成组技术以及相应的管理系统。能量转换系统的主要技术瓶颈在于大功率逆变技术、云数据分析技术、能量管理系统和能量回收系统。
3）专家认为，储能电池系统的关键环节包括电池管理系统、电池热管理系统、信息化集成和多路控制系统、储能云平台等。
4）专家认为，储能系统的收益主要是峰谷电价差收益，此外还有参与电网调峰调频等一些服务的商业收益以及减少弃电增加电费收入，同时还有政策性的补贴。如果没有补贴，储能系统的投资收益目前是不够的，所以需要政策性的补贴市场。大型储能电站可能要七年左右的时间能收回成本。
5）专家认为，电池在储能系统中占总成本的65%左右。电芯成本在电池成本中占80%以上。以一套1MWh的储能系统成本为200万元估算，直流侧的电池舱成本大约130万元，其中电池的成本在100万元以上。
6）专家认为，目前磷酸铁锂技术路线的市场占有量在90%以上。与此同时，液流电池也是非常好的一个未来发展方向，其优势在于生命周期长、单体容量可以做的更大、可长时储能等方面。但液流电池现阶段造价成本高导致初始投资比较高。随着之后新能源配储越来越多，很多地方要发展长时储能，液流电池的应用场景未来也会非常广。
01
储能行业发展的背景和趋势？
储能行业发展的大背景是第三次工业革命下的能源结构转型，从化石能源向可再生能源转变。
双碳目标下的新型电力系统：2020年9月中国承诺了“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”的目标。目前，我们国家的电力系统主要还是以煤电为基础，并且大型风力和光伏发电设施正在投入使用。对整个电力系统而言，随着风电、光伏等可再生能源高速增长和煤电的不断退出，将逐渐形成一个新能源电力高占比的电力系统。2021年3月中央首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统，储能将成为新型电力系统的一个基本要素。
储能的市场规模和发展趋势：国家发改委、能源局确立储能产业发展目标为2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦。在新能源发电配套储能方面，按照2个小时时长配置储能，未来5年需要新型储能的容量为60GWh。按1GWh约15-20亿人民币投资，60GWh的储能装机容量将带来900-1200亿元人民币的巨大市场。从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素。新型电力系统有四高特征：高比例可再生能源、高比例电力电子装备、高度数字化、高度智能化。
储能与能源互联网的发展：能源互联网是支撑“互联网+智慧能源”得以实现的物理基础设施，同时也是以用户用能体验为中心的定制化能源服务存在的产业生态环境。能源互联网的特点是市场化、去中心化、智能化、物联化，任何能源主体都能自由的交换和共享，能源交易从传统的B2B、B2C扩充至C2B、C2C。储能是构建能源互联网的关键环节，通过互联网技术的运用来收集分析数据，“洁能+储能+智能”是未来能源互联网的发展方向，储能应用在电力系统中引入时间、空间因子要素，将改变电能生产、输送和消费同步完成的模式，实现电能潮流双向流动和电网更具柔性，提高能源利用效率。
储能的价值：储能的价值贯穿电力系统的发电、输配电和用电环节。可用于可再生能源并网，分布式发电与微网、发电侧调峰/调频，配网侧的电力辅助服务，用户侧的分布式储能以及重要部门和设施的应急备用电源等。储能的应用场景和用户群体都非常多样，可以体现出储能行业未来的巨大价值。
02
储能的技术分类及发展现状？
化学储能：主流是锂离子电池，其他的储能电池类型包括铅酸电池、钠硫电池、液流电池等。除了电池储能外，化学储能路线还有氢储能，但目前应用较少。磷酸铁锂电池在现阶段市场上占到了90%以上份额。2018年之前的锂电池储能系统规模多在1MW以下，到2022年已经达到100MW水平。
物理储能：在电池储能广泛应用前，我们国家在电网系统内用来调峰多是采用抽水蓄能技术。其缺陷是投资大、投资周期长、对选址要求比较高。其他新型物理储能技术路线还包括：机械储能类型的飞轮储能、压缩空气储能和电磁场储能类型的超导电磁储能和超级电容器储能等。
热储能：包括相变储能、显热储能、化学反应热储能等，目前都是相对小众。
03
储能系统的技术难点？
储能电池系统方面：
（1）储能电池性能需要高功率、大容量、长循环寿命且体积小、性价比高、安全性好。
（2）电池成组技术上存在“短板效应”使得电池成组后不能达到较高的充放电效率和较长的使用寿命。
（3）电池管理系统方面的技术挑战主要是电池故障预警不够准确及时，单体电池自动均衡的效果不明显等，需要更精准的管理来使电池性能得到最大的发挥。
（4）热管理系统需要让串并联工作的大量电池保持温度均匀，避免造成电池性能与寿命不一致，影响系统运行和系统安全。
能量转换系统方面：
（1）大功率逆变技术易产生高次谐波干扰，抗冲击能力弱，造成电源质量不高，切换周期较长，低电压穿越困难等问题。
（2）云数据分析技术方面，由于储能系统离散分布，系统运行状况不能被综合了解，相关数据的搜集、整理与分析需要完善。
（3）能量管理系统大多仅停留在监控系统层面，没有整体风光发电预测、系统分析、能量调度等功能。
（4）能量回收系统方面，大型机械如港机、装载机、电梯等均存在起吊时的电源冲击和下放时的能量浪费，需储能装置进行缓冲并节能。
04
储能电池系统的关键环节有哪些？
电池管理系统（BMS）是非常关键的一个结构，可以让电池在运行过程中能够保持一致性，使电池的循环效率、充放电次数、电池的性能以及电压电流等各方面的管理可以做到更精准。通过硬件跟软件的结合，后台可以实时监控电池的运行状态、寿命等，让业主知道整个系统的状态。储能产业的BMS企业有很多在杭州，比如杭州高特电子、杭州科工电子、杭州协能科技等。
电池热管理系统也非常关键。电池热管理系统涉及整个系统的动力学、流体力学和温控的设计，通过软件模拟分析储能系统运行到某一阶段应该是什么样的温度、湿度、通风情况是最佳的运行环境。这就可以有效的提高储能系统能源利用的效率，同时也可以减少温度失控电流过高等产生的故障甚至事故。
信息化集成和多路控制系统是功能实现的核心，其工作流程是：通过BMS对电池单元组成的电池Pack进行数据采集，之后通过控制板进行逻辑控制，再上传到人机交互的终端来实时反馈给最终后台页面的能量管理系统，可以获取整个系统的运行是充电放电还是故障等的一个状态。这个系统可以接多路而不是单独接一个电芯，像是24路或者48路。
储能云平台可以实时监测和远程控制光伏储能系统的运行，能灵活设置系统运行策略，智能预测光伏、风能发电量，自动调度，平衡发电与用电，具有削峰填谷、功率平滑、调压调频、需求侧响应等功能，并连接电力交易接口。
通过建立各储能系统的远程分布式数据搜集，汇总到企业数据库，运用大数据采集、传输及分析技术，储能企业可以从数据中淘金，改进及完善现有储能产品。无需到达现场，企业就可主动掌握各储能系统中单体储能电池的性能状况，预防故障发生，提高客户服务的附加值和满意度。通过数据分析实现可靠的管理，从高端制造到提供高端服务。
05
储能系统的整体架构和电池系统架构？
储能系统：
储能系统前端是用于接入高压电的部分，现在市场上大部分的大型储能系统都是通过三十五千伏变电站高压接入的。前端包括变电站里面的开关、过压配网变压器等，包括到380v低压的转换器。之后为直流侧，就是电池储能系统，通常为集装箱形式，里面有储能变流器PCS系统和包括BMS在内的电池等部件。BMS是集成到电池单元里面的，储能电池变流器变声器现在都是箱变测控一体机，就是变流器加变压器都是做成一体的集成的模块化设计，然后通过BMS把数据上传到后台监控。
电池系统：
首先将单体的电芯通过串并联把它做成一个模组，再将模组堆叠起来形成一个簇，然后按照整个系统的容量比如50或者100兆瓦时来组成整组，之后按照集装箱尺寸安装。我们目前市场上采用风冷而非液冷技术的一个40尺的集装箱储能系统，基本上能够做到三兆瓦时左右。
06
储能系统的市场规模、商业模式和盈利能力？
随着我们国家能源局和发改委的各种配套的政策机制和价格机制推出，储能技术路线在2021年以来发展非常迅速，市场容量以及它的规模越来越大。2021年新型储能产业规模550亿元，预计2024年产业规模将达2890.70亿元。280Ah电芯已经逐渐成为电力储能主流，2022年的出货量中占了80%以上，并将迅速进入280Ah电芯后时代，容量将向300Ah以上发展。2022年度电力储能电池出货量为92GWh，同比增加216.2%，预计2023年将达130GWh。按照目前储能电站每MW成本为2元估算，2023年的市场规模将在2000亿元左右。
投资电化学新型储能系统的收益一方面是峰谷电价差的收益，此外还有参与电网调峰调频这样的一些服务的商业收益以及减少弃电增加电费收入。同时，还有政策性的补贴。如果没有补贴，投资收益目前是不够的，所以说需要政策性的补贴市场。整体投资回报方面，工商业储能的话要看地区，浙江地区可能四年左右就能收回成本，大型储能电站因为它的体量非常大可能要七年左右。
从不同地区来看，发布政策文件并公布地方补贴政策的省份主要是西北地区和华东地区，在甘肃、青海、新疆、宁夏、内蒙等地区都有非常好的投资计划和大型的新能源配套储能。比如青海省做的大部分都是共享储能的这种方式，建立了很多大型的储能电站。
在考虑度电成本的情况下，风能和光伏这种间歇性能源比传统的火电更有优势就是因为锂电池可以做配套的储能系统，其循环次数提升的同时储能成本可以降低，因为我们国家现在电力上网标杆价都是固定的价格，0.35元每千瓦时，如果说光伏投资加储能投资整体能够控制在这个成本以内，那多余的电反送电网或者给用户企业都是可以实现经济收益的。目前来看，若储能度电成本可以降到0.2元，则光储结合相比火电会更具经济性，且供电更稳定可控。但目前各地区发电成本、上网电价不同，存在一些差异性。
07
储能系统的设计寿命跟使用寿命？
现在很多做的项目设计寿命都是十年，这里面有一个区分就是设计寿命跟使用寿命是不一样的。设计寿命是基于整个系统的设计，包括里面的一些器件房租电力电子的器件等，因为有一个产品的使用周期和生命周期。现有的电站有很多是一零年左右的，现在还在运行，使用寿命是可以达到十五年甚至二十年的。使用寿命主要取决于两点，一点就是电池的电芯有循环寿命，现在市场上大部分的循环次数是6000次，部分可以使用8000到10000次。每天循环两次，一年就是600次，所以也就是十年左右的寿命，想要做到十五年甚至二十年也是可以的，就是在这个过程中间要更换电池来延续使用。
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储能系统的成本构成？
电池在储能系统中占总成本的65%左右，其余成本为交流侧的变压器等，电芯成本在电池成本中占80%以上。例如以2元每Wh估算，一套1MWh的储能系统成本为200万元，直流侧的电池舱成本大约130万元，其中电池的成本在100万元以上。
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目前的储能需求有多少是来自于新能源发电强制配储政策的需要？
现阶段很多地区都有强制要求新能源发电配套储能，比如西北地区很多省份要求是发电量百分之十到十五的两小时储能配套。
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独立储能容量电价政策出台的进展？
容量租赁和发电加辅助服务的商业模式是否冲突？
大型独立储能的分布主要还是在西北地区，这些省份有部分出台了相应政策。
不冲突，这是两种计算方式。租赁的模式有一个例子是湖南省，当地国家电网或新能源开发商这些业主租赁整个储能电站的设备实现电量消纳。储能设备的盈利是通过电量的消纳、辅助容量等一些功能去获得综合的经济收益，包括做电网调频、火电调频等调度的过程中产生的奖励或者收益，然后投资方和租赁方再来进行利益的分配。正常情况下独立储能采用融资租赁方式的目前其实非常少。
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液冷与风冷系统的区别？
液冷系统通过冷板+液冷管路+液冷机组进行散热，而风冷系统采用风扇+风道+空调散热，液冷系统的电池Pack更大，在体积能量密度、场地利用率、堆内温度一致性等方面具有优势，但因为液体管道、阀门等的维护检修更复杂，在防水等级、设备成本、运维成本、安全性等方面要求更高。
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液流电池的发展状况和前景？
整个储能市场目前磷酸铁锂技术路线的占有量基本在90%以上，液流电池也是非常好的一个未来发展方向，它的优势是生命周期长、单体容量可以做的更大、可长时储能，现在的磷酸铁锂电池基本上都是两小时储能，液流电池可以达到四小时、六小时或者八小时的配置。但是液流电池现阶段来说初始投资比较高，比方说按照一兆瓦时规模，磷酸铁锂电池单位成本2块钱，如果说采用液流电池的话，现阶段造价应该是在3.5~4元，造价成本高。液流电池的前景是比较好的，因为随着之后新能源配储越来越多，很多地方要发展长时储能，它的应用场景是非常广的。
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储能系统的消防灭火系统配置？
消防涉及到整个储能系统的安全性，是最后一道防护环节。目前储能系统行业主要有两种灭火系统，一个是水喷淋系统，此外还有灭火剂的使用。
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