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储能系统集成核心技术

目前，储能系统集成环节正处于由行业成长期向成熟期过渡的关键节点，入局玩家众多，行业集中度不高。

随着专业化集成商的出现和发展，其对安全问题和降本路径的探索并提出创新解决方案，将逐步抬高行业门槛，新入局者望而却步并压缩不具备核心实力的企业的生存空间，待到储能集成系统商业化落地，行业大洗牌将如期而至。

实际上，储能系统集成并非简单地组装，而是具备多重门槛。

一、安全性

1、储能电站全生命周期大型安全事故频发

近十年全球储能安全事故多发，大规模储能项目越来越多，单个储能项目规模越来越大，储能安全隐患也随之增大。

其中，有两个关注点：

1）安全事故多发于锂离子电池，一旦发生，通常事故等级高，损失惨重。例如2018年7月2日，韩国一风力发电园区内ESS储能设备发生重大火灾事故，造成706m2规模电池建筑和3500块以上锂电池全部烧毁。

2）多事故发生在电站投运多年后，储能全生命周期的安全问题引发重视。

2、储能电站建设全流程涉及的标准均尚未落地

储能正处于由研发示范向商业化过渡的关键时期，迫切需要建立健全储能技术标准为产业发展保驾护航。实际上，储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节。

但在电化学储能技术统一规范、并网调度规则、产品检测认证等方面仍无明确标准；储能系统运输、安装、调试、运维方面的安全性标准尚不成熟；对储能消防要求、环保、社会经济效益等方面的评价标准仍是空白。在光伏强制配储的背景下，缺乏电网公司对储能系统调度频次、充放电次数等的明确规定，储能产品的质量和安全无法保证。

3、安全总责环节向专业化过渡道阻且长

中游的储能系统集成环节是安全问题“第一责任人”：中游储能系统集成具备标准化机架式设备，组装难度低。

一般地，下游客户对上游元器件的要求较高，而对集成商的品牌关注度较低，因此“低毛利、高营收”的特性吸引了众多企业入局，内卷激烈。而下游的所有权、使用权和收益权分化，权责不明晰，均无法对全链条安全问题负责。

由于储能集成系统是对上游元器件的耦合，成为唯一能对整个储能系统产品的安全负责的环节。

集成商向上游拓展难：未来集成商将向专业化过渡，例如必须熟悉上游三大核心技术，因此向上游环节拓展是一大路径。而上游各环节要么技术壁垒高，要么规模效应明显，进入壁垒高。

另外，上游竞争格局稳定，未来将朝着市场细化演进，而各细分市场的龙头企业已具备边际优势，保护壁垒难以打破，集成商专业化道阻且长。

二、经济性

1、国内电力市场的交易模式和地区政策不完善

国内电力市场盈利模式尚不完善。从现货市场来看，与国外相比，我国的现货市场以发电侧单边交易为主，价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导，商业模式未形成闭环。

从中长期交易市场来看，美国电力整体市场通过竞争性拍卖进行发电资源交易；零售市场允许消费者自主选择供电商；中国电力市场以计划调度和双边协商为主，市场化程度相对较低。

虽然各地出台了一些辅助服务政策，但交易品种单一，难以覆盖储能投资成本。另外，各地市相关辅助服务政策不一，部分地区没有长效政策机制，缺乏稳定性，投资风险较大，一定程度上制约了投资者的参与积极性。

2、储能投资成本高导致供应商低价竞争

储能电站建设成本高：储能电站成本分为技术成本和非技术成本，其中技术成本高主要是因为储能尚未规模化应用，电池、PCS、EMS等设备成本高；非技术成本高，主要是储能电站开发、土地、接入、并网验收、融资成本高。

低价竞争，忽视质量与安全：根据毕马威《新型储能助力能源转型》报告，当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，压力较大。例如，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%，内部收益率降低0.5%-2%不等。

因此，发电企业出于经济性考虑，会更倾向于选择低成本储能项目，相对忽视性能和安全问题，传导到储能供应方就会引发低价竞争问题，甚至导致劣币驱逐良币。

3、储能电站市场参与度、收益性和贡献率较低

市场参与积极性不高：目前储能度电成本约为0.8元/kWh，而大多调峰价格均低于0.8元/kWh，不具备经济性，市场参与不积极。根据中电联数据，中国当前电化学储能项目平均等效利用系数仅为12.2%。个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。

运维成本高于预期：以AGC储能调频为例，按照设计寿命，电池组深浅组合充放需保障3年以上。但部分电站实际运行中，由于电池充、放电过于频繁，容量衰减过快，投运半年就需要大规模更换电池，质量隐患高，原有的全周期投资收益逻辑不成立，运维成本高。

早期储能构网能力不足：很多储能项目在前期论证阶段，都按照电网中新能源最大弃电规模进行调用情况测，放大