中国储能网讯：

安全性

四大门槛着力点

  1.安全性问题

  01.储能系统起火爆炸是首要安全问题

  起火爆炸是储能系统的首要安全问题，其特点有：

  1）原因多：根据失效形式，导致热失控的原因可分为三类：①机械滥用，如挤压、碰撞、针刺等；②电滥用，如过度充/放电、低温充电、过高倍率充电等；③热滥用，如着火、环境温度过高等。

  2）荷载大：储能电站储存荷载电量较多，其内含电池数量多、模块组数多，电站的电流电压高、容量大，一旦发生故障，热失控传递速度较快，发生链式反应，能量大规模集中释放，从而引发大规模的剧烈燃烧、爆炸事故。

  3）副作用：火灾过程大致分为升温、初爆、漏液和复燃阶段，过程中易产生有毒有害气体，造成次生伤害。

  4）难度大：电池类火灾扑救难度大，无特效灭火剂。

  2.解决方案（一）

  01.储多环节落实规范是维护储能系统安全的基底措施

  国内将在建设前中后期分别制定规范落实储能系统安全问题。具体来说，1）在设计建设之初要详细考虑各种安全风险因素和应对措施；2）在投运阶段做好运维监控，及时发现安全隐患并加以解决；3）回收阶段要监测安全隐患和环境污染。因此，储能系统相关的电气安全、功能安全、电池热失控蔓延、火灾试验等相关要求进一步明确以后，将对储能系统集成商提出更高要求。

  02.通过海外储能安全认证的集成商具备先发优势

  海外市场门槛高，企业进入海外市场需要各种资质认证、业绩案例、海外客户的供应商体系认证等，所需时间周期长，且国际标准体系更加严格。目前行业标准主要有欧标CE认证和美标UL认证，前者适用于欧盟国，后者是进入美国市场的主要认证标准之一。其中，UL 9540是全球首个储能系统和设备安全的标准，2015年被授权为美国国家标准，2016年被授权为加拿大国家标准；UL9540A则是储能电池最具权威的热失控防护测试之一，也已得到北美地区相关 权威部门的广泛认可及采纳。因此，已通过海外电力电气设备的技术和生产制造标准的企业具备先发优势。

  03.液冷储能系统成为主流温控解决方案

  升级储能热管理系统是提升储能系统安全性的解决方案之一。储能热管理技术路线主要分为风冷、液冷、热管冷却、相变冷却。目前大型储能项目招标近80%采用液冷技术，相较于传统风冷集装箱，能量密度可提升100%，节省占地面积40%以上，节能30%左右。根据GGII分析，液冷储能渗透率预计25年将达45%。相较于温控企业，储能集成商门槛更高，其难点在于还要考虑如何降低冷却液的泄露风险。具体来说，储能集成商需要结合不同的储能应用场景，从多维度的设计选型、环境工况、散热要求及可靠性要求等方面综合考虑，充分满足储能电站的安全需求。

  04.电池一致性监测技术降低储能事故风险

  电池的一致性决定储能系统安全性。储能电站一般由多个MW级的储能系统并联组成，储能系统通常由2个或多个500kW的储能子系统并联，储能子系统由若干个电池簇(SBMU单元)并联，而每个电池簇由若干单体电池通过串并 联构成。其中，电池组不一致性的最直观表现是电池单体电压的不一致性；并联电路中电池衰减速度的不一致性会加速系统的恶化；电池单体的温度差异会影响电池组的使用寿命。因此为了保障电池的一致性，储能系统集成商会在入厂测试和实况运行两个环节对电池和系统进行把控。掌握电池测试能力和实况智能监测控制技术的系统集成商更具备技术优势，其产品交付质量更有保障。

  04.电池一致性监测技术降低储能事故风险

  作为安全第一负责人，储能系统集成商的售后服务和储能系统产品是一个整体。触发滥用过程的原因复杂且相互交叉，需要从系统层面进行分析。储能系统集成商的服务模式涉及到安装、调试、验收，以及定期的巡检维修等，对于具体核心零部件的维修更换，也由储能系统集成商提供技术支持或现场服务。由于储能系统核心部件的质保期普遍在五年以上，并且具有较多大容量和大功率电池组，容易引起发热失控导致爆炸和火灾，因此后期的运营维护至关重要。建立完善的售后服务体系以及在全球范围内广泛建立服务网络以及渠道布局将有效提升企业的全球影响力和竞争力。

经济性

储能系统招标价格下压，降本路径任重而道远

  1.经济性问题

  01.储能系统招标价格下压，降本路径任重而道远

  储能系统中标价格不断下探，专业化竞争拉开序幕：以2小时磷酸铁锂电池储能系统（不含用户侧应用）为例，2023年6月储能系统中标均价为1082.00元/kWh，较1月下降25%。其中，华电集团2023年第一批5GWh磷酸铁锂电化学储能系统 框架采购项目竞争最激烈，共56家企业参与竞逐。我们预测到2030年，各类储能技术的度电成本将实现10%以上的降幅。其中，如果2020-2030年锂离子电池容量成本、功率成本下降 20%，2030年其LOCE有望低于现阶段最经济的抽水蓄能。

  2.解决方案（一）

  01.自建电芯厂的储能系统集成商具备成本优势

  目前国内储能市场采用招标制竞争，而储能系统中电池占比最高，达60%以上。以2023年6月的中标项目为例，电池企业和储能系统集成企业同台竞争，其中储能系统企业中标量最大，达到8GWh，占比接近60%。根据CNESA统计，电池企业的整体投标报价水平略低于专业集成商，基本在1.06元/Wh以内，最低投标报价达到1.00元/Wh，而大部分系统集成商的报价基本在1.1元/Wh左右。因此在招投标市场中，自产电芯的储能系统企业成本更低，在项目报价中呈现出更强的竞争力。

  02.使用大容量电芯是降本解决方案之一

  据GGII研究，大电芯优势体现在五方面：1）在PACK端零部件使用量减少，拥有成本优势；2）高集成度，体积能量密度更高；3）相同系统电压下，更容易获得高容量，安全性提升；4）串并联电芯减少，BMS数据采集与监控精度提升，安全性更有保障；5）在后端集成领域装配工艺简化度高，可大幅度节省土地基建、集装箱等方面的成本投入；6）可支持更大时长储能系统。

  03.“方形+叠片”电池配合电芯大容量趋势

  三大工艺路线尺寸大型化：全球范围看，储能电芯有软包、大圆柱和方形三大产品路线，均呈现容量向上趋势。另外，圆柱电池仅使用卷绕工艺，软包工艺仅使用叠片工艺，方形电池既可以使用卷绕也可以使用叠片工艺。而中短期来看，集中式储能的主流电芯方案仍以方形路线为主。方形电池市场占比从2018年的74%提升到了2021年的87%。

  叠片电池符合大容量趋势：叠片电池具备性能优势，与大容量电池生产工艺的匹配度更高，叠片电池将成为新的增长极。据GGII调研，2022H1方形叠片电池在储能市场已出货3GWh以上，整体渗透率约为7%，广泛应用到户储、国内工商业储和源网侧储能项目中。

  04.储能系统单机容量随电芯单体容量变大而变大

  截至2022H1，280Ah大容量电芯在国内工商业侧渗透率已达60%以上，且已逐渐被大型储能市场认可 。海辰储能表示，使用320Ah电芯，20尺集装箱，可搭载容量超过5MWh+，实现系统成本降低约12.5%。对于同样规模的项目，可以降低集装箱使用量13.04%。由于海外项目涉及长时间运输以及存储，320Ah电芯组装的储能系统6个月后电量仍可满足5MWh，无需额外电量。据GGII不完全统计，当前已经超25款300Ah+储能电芯问世。在此趋势之下，大容量储能系统产品更具优势。

  05.延长电芯循环寿命助力全生命周期的度电成本降低

  电芯循环寿命是当前全生命周期度电成本中的核心影响因素：电力储能项目投资关注点短期内以初始投资成本为主，中长期将转向全生命周期成本。循环寿命越高，全生命周期度电成本越低。随着电力市场化的持续推进，以目前独立储能电站、工商业储能每日“两充两放”计算，一年的循环次数为730次，若储能电站的使用周期为20年，则需要整个储能系统的寿命为14600次。据GGII统计，当储能电池循环寿命提升到10000次，储能成本将降至1000元/kWh以 下，扣除充放电损耗和折旧，度电成本将低于0.16元，低于抽水蓄能。

  06.高压级联拓扑结构降本空间大

  高压级联具备性能优势，有望成为大储主流：1）大幅缩小电池堆物理空间；2）单体电池容量提高，电池利用率突破85%，系统响应时间短；3）降低成本。首先因电池SOC衰减问题，20MWh的输出容量，集中式方案需要配23MWh的物理容量，而高压级联仅需配22MWh，节省电池成本6-7%。另外，其拓扑构造还节省了10%的变压器和开关柜的制造成本；4）使用电芯更少，储能系统的生命周期更长。

渠道和经验

表前储能以招投标作为销售渠道

  1.渠道和经验

  01.表前储能以招投标作为销售渠道

  从下游客户和销售渠道来看：

  1）表前储能：采取招投标的方式进行销售。目前主要市场在国内，下游集中于to B面向企业。由于单个项目投资额大、投资回收期较长，一般为电网公司和大型发电集团等电力系统央企。因此具有下游渠道优势和客户资源的储能集成商将率先受益。

  2）表后储能：通过经销与直销并存的方式向下游终端客户和经销商进行销售。市场目前主要在海外，集中于to C 端面向大众消费者，业务拓展更多依靠渠道和品牌推广，储能集成商是否具备本地化能力是重要因素。

  02.下游客户集中于电力系统央（国）企或电网公司

  国资委对“五大四小”等发电央企到2025年新能源装机占比提出了50%的刚性要求，下游EPC厂商的集中度或将持续扩大。据五大四小公布装机规划，2025年将合计新增装机容量可达450GW，总装机预测合计689GW。另外从国家组织的第三批光伏“领跑者”基地中标结果看，光伏行业市场份额也越来越向大型企业集中，其中国电投集团、中广核、晶科三家企业累计中标比例达到71.1%。因此，客户资源稳固的储能集成商未来具备长久生存空间。

  03.储能非标特性使原PCS和电网系企业优势凸显

  非标定制化对项目经验要求高：目前储能行业整体产能供求比高，碎片化市场、独立场景应用较多，系统集成主要为非标准模式项目，单项目定制化需求越来越高 。因此为了满足不同应用场景的需求，设计储能系统产品需要丰富的项目实践经验做支撑。其往往在技术团队和技术研发上极具优势，满足国内外市场应用需求，提供定制化解决方案。

  两类企业具备资源和经验的先发优势：1）PCS系企业：一般为光伏逆变器企业将产品跨场景应用于储能，因此该类往往具备电子电力技术的积累、对电网属性的理解、丰富的下游客户资源和电站运行经验。2）电网系企业：一般为具备电网背景的地方资源型企业，如南网科技、许继电气、海博思创等对于电网具有深刻的理解，技术经验丰富。另外，背靠电网，下游客户资源有保障，手握订单多。

资金实力

大规模集采订单的斩获能力决定集成商市场格局

  1.资金实力

  01.大规模集采订单的斩获能力决定集成商市场格局

  2022年，中国并网了16.428GWh储能项目，共计44GWh的项目完成了招投标程序，超过120家储能系统集成企业在招投标市场展开厮杀。在26家入围的锂电池储能系统集成商中，海博思创和阳光电源均以7次的入围成绩并列排名第一。入围5次的企业包括比亚迪、智光和远景能源。斩获集采订单的规模已经成为影响各系统集成商出货量和市场格局的重要因素。

  02.资金规模大的集成商有望覆盖储能电站全生命周期运营

  大储建设周期长，资金占用比例高：由于大储电站为重资产行业，主流储能集成企业的资产负债率和营收周转天数较高，资金占用比例高。目前单体储能项目规模通常在百兆瓦级以上，项目投资额基本超过亿元。且大储建设流程一般包括选址、涉及、确定方案、设备采购、安装调试和性能测试等，建设周期在6-12个月。加之下游EPC一般为国网、五大四小等电力央国企，其议价能力强，回款周期较长，储能集成商资金周转效率不高，通常需要垫付大量资金。因此资金规模较强的企业才能够覆盖储能电站全生命周期运营。