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Q：儲能在戶用、電錶前端等應用場景的發展情況、潛力及成本？
A：2021年全球裝機約30GWh，使用者端5GWh，表前新增25GWh，來自新能源強制配套，最主要的市場是美國（佔60%）和中國。
中國：1）前年開始做強制配套，去年新增較多，2）工商業側去年出了很多政策，峰谷價差進一步拉開差距，商業模式處於臨界點，江浙滬、廣東、北京、天津、海南等地裝了約500MWh，3）廣東省作為儲能示範基地，裝了1。2-1。3GWh，中國21年整體裝了5-6GWh，22年能超過10GWh，中國沒有戶用儲能（因為電價低）。
美國：1）光伏增加儲能，按4小時配套，約8GWh。2）之前透過燃氣做調峰，21年儲能調峰的度電成本略低於燃氣電站，很多電力公司透過儲能做調峰，約7-8GWh。3）戶用儲能：商業模式較簡單，取決於電價差異，中國居民用電價格低（5毛5），沒有戶儲，歐美居民用電價格高，美國1塊/度，德國2塊/度，光伏增加儲能成本遠低於1塊，美國戶用儲能裝機1+GWh，歐洲1。5GWh，日本接近1GWh、其他國家幾百MWh（合計2GWh+）。
中美外的市場儲能沒有大規模建設，其他主要是參與電交易市場的英國。22年產能新增裝機肯定超50GWh，25年至少100GWh（有人說200GWh，持保留意見）。
Q：1GWh產能專案的安裝成本？
A：各國差異大，中國初始建設成本20年底2塊1/Wh，21年底1塊2/Wh，現在1塊5/Wh，海外至少30美分/Wh。度電成本，中國新能源強制配套，沒有商業模式，沒有所謂的度電成本。海外度電成本5-6毛/度。
Q：今年大電站裝儲能什麼時候能啟動？
A：電站裝儲能21年就啟動了，新能源增加儲能折算到光伏每瓦增加成本10%，光伏本身實現了平價，新能源企業建設光伏增加儲能後能達到過會的最低IRR水平。儲能建設成本從20年2塊1降到21年1塊2，所以21年裝機增加較多，但大家對儲能質量沒有特別要求。中國推出的2個細則，明確了儲能是可以參與發電側的電力輔助服務市場，預計22年終在各省會落地，對於儲能是利好的方向。有些大電站專案滿足條件的已經啟動了，黃河水電的大基地專案明確了增加儲能，配置小時數從2小時做到了4小時。
Q：共享儲能的業務模式、國內進展情況？對電站來說收益率更高，對風電光伏專案成本增加有限？
A：共享儲能出來的背景：新能源強制配套儲能，是成本的增加，沒有商業模式，推出共享儲能，把規模做大，降低單瓦時的成本。我們認為共享儲能只是過渡，不會成為未來的發展方向，可能建設到今年，明年就很少甚至消失了。隨著儲能定位的確定，可以參與後期收益，新能源配套儲能就會成為收入來源，他們就願意自己去建，而不是寄希望於共享儲能的形式（租）。共享儲能最擔心的問題是收不到錢，電力公司不給錢，租賃方也不給錢。我們認為共享儲能未來的發展趨勢是變成獨立儲能，和新能源完全脫鉤。新建儲能，自由參與電交易市場、電力輔助服務。
Q：未來會有更大規模的對於儲能的補貼政策嗎？
A：應該不會有。補貼力度不會變強、也不會有更多地區願意補貼。大家都認為儲能是朝陽行業，價值量也很高，補貼核心是地方為了讓儲能產業專案落地，不會是國家層面的。
Q：國內戶用儲能未來2-3年的增長？
A：2-3年都不會起來，除非補貼，但目前看不會補貼，因為中國居民用電價格低，儲能就5毛以上的度電成本，只增加儲能不行，必須加光伏，獨立增加儲能不具備任何經濟收益。沒有光伏的話，儲能放電只有5毛5的收益，充電來自電網，5毛5充進去，一次迴圈後一塊多的成本，一定要有便宜的輸入來源，就是光伏。海外對於家庭一定是光伏加儲能，而不是隻有儲能。國內現在光伏加儲能成本也是高於5毛5的用電價。
Q：儲能市場各環節（電池、PCS、整合）的競爭環境？
A：電芯、pack、PCS、箱變、溫控等。電芯廠家主要是CATL、比亞迪、億緯鋰能、國軒高科、力神、中航鋰電、瑞普、鵬輝，動力電池專做儲能電池。動力電池競爭比較激烈，但電力儲能競爭並不那麼激烈，市場規模相對比較小，所以動力電池毛利率水平較低，電化學儲能毛利率水平還可以。導致電芯變成賣方市場，不是有錢就能買到。Pack主要由裝置整合廠家做設計，找代工，欣旺達、富士康都可以做代工。PCS之前主要盛弘股份、索英電氣等廠家做，現在光伏逆變器也進入這個行業，光伏逆變器和儲能PCS架構層面非常相像，光伏逆變器廠商做起來比較容易，陽光、華為、固德威、錦浪、古瑞瓦特、上能、特變、正泰進來後對索英和盛弘形成了比較大的競爭壓力。箱變主要還是藍海華騰、白雲電器、泰開等傳統箱變廠家做，因為和儲能行業沒有強相關的東西。另一個和儲能強相關的是溫控，做汽車空調、IDC溫控解決方案的廠家會轉做，英維克、黑洞、高瀾、申菱環境、同飛，市場空間沒那麼大，競爭也沒那麼激烈。
Q：整合環節門檻低一些？現在做逆變器、電池的也做整合，新企業做整合會比較難？
A：目前做儲能裝置整合的分三類廠家。第一類是電芯類廠家，CATL、比亞迪，CATL之前做裝置整合，慢慢變成只做電芯、pack，比亞迪一直有做整合。第二類是光伏逆變器廠家，以PCS為核心競爭力，向下買電芯、溫控、消防做成一整套的系統。第三類是完全做裝置整合的，沒有做電芯、PCS的能力，這種廠家國際上多一些，特斯拉、Powin Energy、Fluence，目前市場規模做的比較多的是特斯拉、Fluence，因為之前60-70%的儲能市場空間來自美國，往後的發展對於特斯拉等廠家有變化。
電芯類廠家後面可能會聚焦做電芯，因為1）電芯毛利率水平較高，但裝置整合毛利率較低。2）在整個裝置整合中，只有電芯是電化學行業，其他都不是電芯子行業，電芯廠商算是跨了行業。3）責任劃分問題，現在不管電池做到什麼程度還是面臨安全隱患，如果整個裝置由他們提供，責任人就是他們自己，如果只負責電芯，其他部分讓別人做，出了事故可以躲在整合廠家後面。
光伏逆變器廠家後面會聚焦做整合，之前在逆變器行業做的比較好，去做PCS從技術角度沒有問題，客戶同源。三類廠家中，逆變器廠家會是後面發展最快的，佔比會比較多。
第三類廠家，裝置整合沒什麼難度，電芯、PCS都能買到，除了電芯、PCS外沒有什麼技術門檻，他們沒有特別的競爭力，往後發展規模會越來越小，新進的廠家或沒有構築核心競爭力的廠家不會過的特別好，面臨的競爭壓力會越來越大。
Q：戶用儲能競爭格局？華為、陽光電源、正泰等大企業會進入戶用儲能市場嗎？
A：戶用儲能比較好，商業模式在歐美天然是成立的，不像電網側、發電側商業模式還在摸索，因此成本不是第一考慮因素，而是看整個系統的效能，所以戶用儲能價格比較高，35-40美分/Wh，在發電側、電網側是翻倍的價格，所以戶用儲能毛利率比較高，目前各個廠家都在進入這個行業，固德威、古瑞瓦特、派能都在做戶用儲能（錦浪只做PCS），陽光一直在做戶儲（核心聚焦點不在）。華為戶用儲能後面是重點發展方向，20年11月把戶用儲能產品開發出來，21年達到900MWh，22年2GWh發貨，華為戰略方向由大型地面電站走向分散式，再由分散式走向儲能。
Q：固德威最早做逆變器，後面做儲能，派能從電芯做，這兩種路線哪種更有優勢？
A：有各自的優劣勢。逆變器廠家在客戶側同源，銷售渠道存在重疊（60-70%），戶用儲能一定是光伏+儲能，涉及光伏逆變器。電芯廠家的核心優勢在於電芯自研，毛利率水平更高，上升趨勢，光伏逆變器廠家做儲能毛利率必然較低。
Q：儲能發電側和電網側可能會參與電力輔助服務，使用者側跑通的是工商業賺峰谷價差，這三塊商業模式之後會如何演變？
A：產品角度看，儲能和光伏差不多，面向大型的地面電站產品，就是發電側和電網側。面向使用者側是工商業和戶用。
工商業是峰谷套利，目前真正能實現峰谷價差的就是中國和越南。例如晚上電價較低，適合存電，中午用電高峰時放電自用（不是賣給電網），取代高價從電網買電，相當於節省部分電費。峰谷次數越多，收益越明顯。現在儲能做到1塊5/Wh，峰谷價差達到6毛5，每天充放電2次迴圈，能算過經濟賬。目前，海南、廣東、浙江、江蘇、上海、天津、北京已經具備該條件。
電網側和發電側，目前新能源強制配套沒有任何收益。配套儲能可以平滑新能源的輸出，其他時間段電網少電，電池存電，電力公司按放電量給錢。中國電網頻率50HZ不是穩定值，是調節的過程，發電和用電相等時頻率時50HZ，發電、用電不平衡時頻率是變化的，傳統方案是火電機組減少煤電轉子轉動達到平衡，有專門的火電機組做這個事。供需不平衡和發電側強相關，所有發電側要自己出錢給排程公司，執行一年把這部分錢賺回來。排程機組越好，參與調頻的響應效能越好，賺的越多，甚至比交的錢還多。中國21年末出臺兩條細則，明確儲能也可以參與調峰調頻、從中賺錢。
Q：參考海外成熟經驗，儲能配置比例多少比較合適？
A：海外市場維持在10%-20%，備電時長存在延長趨勢，從2小時到4小時甚至更長時間，海外主流是美國的4個小時。
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