一、大型储能系统的发展趋势
大型储能判断标准（满足两个及以上）：1）规模100MWh以上；2）拓扑结构用到的是集中式高电压等级的逆变器，3）储能项目建成后接入电压等级至少110千伏。
(资料图片仅供参考)
占比最高。集成难度较高、定制化较强、可能存在直流拉弧等现象，安全系数不太高。
安全系数有所提升，但是效率降低、成本升高
由逆变器厂家做集成和运维优势会更大
电池厂家做集成已经成为集采趋势，质量和成本上更有保障
集中式：和国外一样，效率在88%-90%。
集散式：和国外不一样的是集中式逆变器变成分散式逆变器（200kw），然后逆变器并联并网。好处更为灵活，坏处成本升高，效率降低。华为效率在83%左右，国外86-87%。
分布式：电池、DC/DC、逆变器组成一个模组。
二、大型储能集成关键问题
目前国内大储项目毛利10-15%，国外有30%左右。
电池类型：280安时的方壳电芯，目前各个厂家都在研发300安时电芯。
箱体结构：从空冷到液冷。液冷温差更小，电池一致性更高，有利于安全性和效率的提升。
280AH在未来几年都会是主流。280AH电芯做的最好的是宁德，市占率50%左右，其次是亿纬锂能。欣旺达、鹏辉明年都会有出货量。
华为（研究最早）、上能电气、阳光电源（已经有实际应用）都有做。
每wh5分钱。宁德这种电池厂家更青睐被动均衡，因为未来电池差异会越来越小，对bms要求会越来越低，被动均衡就足够了。
每wh8分钱-1毛钱。
有垄断优势的是和电网集团深度合作的，比如南瑞集团、北京四方等。现在一套EMS两三百万，未来可能四五十万。
未来预测：
今年至今招标的有20GWh，形成采购合同的有6-7GWh，逆变器会有3-4GW的采购。上半年并网较少，主要原因是疫情&供需紧张，下半年会得以改善。BMS、PCS很多代理商都在上海，疫情影响很大。预计2022年中大型储能项目增量8-10GWh,23年15-20GWh。
Q:怎么看风冷、液冷成本差异？各温控企业未来市场份额怎么看？
A:液冷是未来的标配：技术上已经没有难度，技术难度比空冷更低；成本上贵15-20%，但是优势在电芯温度更好的均衡，带来一致性的提升，从而保证电芯的效率和延长寿命，带来的收益远大于成本的增长。
热管理技术门槛不高，未来会供大于求，市场会很分散。
Q:集成商毛利率只有10%是为什么？后续怎么看？
A:主要是国内竞争更为激烈，且各个组件价格都有上升。后续可能会长期处于较低的毛利。如果未来对储能定位更为清晰，收益越来越有保障的话，储能项目毛利有望上升。海外毛利高一个是因为海外项目有信息差，一个是收益渠道更多更为稳定。国内政策都不成熟不稳定。
Q:哪个环节利润率更好？
A:电池环节占比60%，未来还会更高，目前毛利比较低的情况下都有接近20%。现在电池厂商趋势是将直流侧集成都做了，把电芯做成pack，然后做成电池柜（电池簇+液冷系统+主控系统+消防系统），毛利会更大。
Q:有环节在边际改善吗？
A:目前所有环节都竞争激烈，除了阳光转为关注国外，其他还是积极参与国内市场的，很多逆变器、电池等厂家都在积极转型进入集成商领域。
Q:能参与国外大储市场的国内企业有哪些？
A:更多通过国外渠道商在做，只有阳光、比亚迪的战略是建立自己的品牌。
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