22年国内新增12-15Gwh

23年储能招标，1-2月中标6Gwh，同比去年倍数以上增速（去年1-6月只有900Mwh）23年建设势头比较良好。

12月以后，碳酸锂50多万，到20多万。预计进一步下降，去年储能系统1.57的价格今年全年价格1.35储能成本。

储能国内应用场景：

A:电源测电网测：独立储能逐步成为主流方向，独立储能进入到招标以后的项目超过50gwh，独立储能自身的经济性也会提高

B:工商业储能爆发：最少3gwh，去年1qwh。以浙江为代表，如火如荼。1-2月浙江省工商业超过300mwh。其他广东，江苏，重庆，安徽工商业储能都比较快。重庆出台工商业储能规划目标600mwh。1-3月电网的峰谷价差拉大，浙江做到8%以上，更多的投资主体愿意进入市场。

C:新能源配储：功率配比，都有提高。集中风光配储10-20%，在山东河南都出现竞配会打到40%。内蒙，新疆，西藏提到4-5小时。

储能出海情况：

做的比较好的阳光，比亚迪，南都，科陆。宁德主要是电池和直流测，不提供储能系统。

阳光比较大的项目：以色列，最近半年，阳光超过1gwh。在英国康斯坦丁825mwh.

代表项目：

A:沙特1.3gwh华为储能项目已经建设安装。国轩高科提供电池天威保变变压器。

B:南都2月份美国储能1.36gwh，跟意大利签订。

C:非洲320mwh平高储能项目。

Q:下游客户观望，会不会客户延期交付？会不会毁单？

A:山西800mw有毁单。独立储能投资主体还是电力集团。建设节奏有影响。不影响全年装机量。75%集中在第四个季度集中并网。会影响节奏，不影响总量。

Q:各个环节，电池，集成商，业主的策略？差异化？

A:电池公司不管储能动力，现在产能利用率不高，在压着生产能力，因为碳酸锂降价，现在不敢生产

储能系统集成商的盈利情况比较好：过往价格比较高，碳酸锂成本下降，盈利情况改善

业主单位：有一定的观望情绪，不太急去招标。要跟着风电光伏，只要保证1231并网就可以啦。如果是630并网，那现在就得开始干。

工商业储能：影响不大，现在收益率比较大，对浙江工商业储能影响不大。

Q:储能政策？山东政策？接下来值得预期的政策？会不会继续强配？现货市场？辅助服务市场？

A:独立就能盈利性：山东23年规模可能有3Gw功率。山东储能示范项目，允许独立储能辅助服务市场。Agc调频，200mwh，增加收入2000万。预计大部分省份开放独立储能开放辅助服务。收益率比较高的。山西值得关注，一次调频。

现货市场大年：2批试点。山西，山东，广东，甘肃加福建。已经介入2批的10多个省份。陕西，黑龙江也在出方案做模拟结算现货套利。会成为收益来源。

山东日套利4毛，今年估计到6毛。山东22年100多天负的电价，以后现货市场套利。

Q:河南的，分布式光伏配储怎么看？

A:河南分布式光伏装机大省，不存在消纳问题的，有没有必要赔储能。进入河南储能示范项目，这些进展比较慢。后面可能要修订。利用率低。不太合理。

Q:火电灵活改造，抽水蓄能，储能关系，竞争？

A:抽蓄要到26-27年会陆陆续8000万kw并网。

火电灵活改造，新疆，甘肃，对新型储能有一定的替代性。他确实是低成本的改造。火电的业主比较集中，对于国有电力集团。在西部区域会一定程度压制新型储能，但很少。

Q:内蒙取消强配，改成制氢？

A:内蒙，新疆22年源网荷储一体化，真的一体化，电网公司不负责新能源并网外送，需要自己消纳解决。譬如内蒙的冶金，晶硅，属于产业转移。制氢，也可以抵消储能需求。但是如果没有化工厂作为原材料，单纯制氢，再用氢发电，成本远远大于独立储能。

Q:1-2月中标5.Gwh。预计全年中标50Gwh。未来路线趋势？

A:储能技术多元化发展，锂电80%以上。压缩可能功率2gw。全钒发展速度不及预期，大的项目招标比较少。主要还是锂价在降，钒在涨价从10万，涨到15万。铅碳的市占率会下降，主要还是锂电。

Q:锂和钒价格，展望？锂电储能性价比变化？？

A:锂，钒比较。当前，全钒的特点没有办法体现。钒价现在比较高，按照全钒供应商，15000次循环，全钒，略有优势，相比锂电。但是大家对全钒20年寿命有疑问。全钒的效率低。

Q:碳酸锂价估计马上20万，产业链谁最受益

A系统集成商和业主受益。系统集成商之前高价订单，现在低价成本，可以赚个差价.

Q:储能电芯价格：

A:亿纬8毛2，8毛3wh，但是还在进一步下降。

Q:宁德时代循环次数10000次，溢价？

宁德280，过去一年溢价超过1毛wh，宁德的溢价也在降低。海辰也不错。

原标题：揭秘储能市场现状和发展的36问