核心观点
1）碳酸锂价格下跌空间有限；
2）储能系统集成厂商与业主方短期内都没有再去下压价格的动力；
3）电芯产业链产能出清需要时间；
4）储能集成厂商同质化严重，差异化突破需要时间。
2、从逆变器或者电芯企业转型做储能集成商会有一定的技术优势或者成本优势，长期来看，储能集成厂商的核心竞争力在于底层研发领域、集成基础理论领域、电气理论领域、元器件研发领域的壁垒。
Q
复盘23年储能电芯的价格走势，对未来储能电芯价格的看法？
A
与22年年底储能电芯0.9元-1.0元/Wh的价格相比，23年年底储能电芯价格下跌40%-50%，市场报价约0.4元-0.5元/Wh。23年储能电芯价格一路下滑的主要原因有两个，一方面是电芯产业链产能的全面过剩，另一方面是碳酸锂价格下行带来的成本下降。
产能方面：包括正极、负极、隔膜、电解液等上游环节，以及电芯本身在23年都面临供大于求、产能过剩的问题，这导致各环节议价能力弱，为了保证产线产能利用率，厂商主动降价抢占市场份额。23年电芯产业链的新建产能也没有全部建成、释放。产能的出清、供需格局的改善需要时间，预期短期内储能电芯低价抢占市场份额、内卷的局面难以改善，甚至部分处在生死边缘的厂商会以极低的价格抛售电芯。
原材料方面：碳酸锂价格从22年年底的60万/吨下跌至近期10万/吨左右，碳酸锂吨价格每下跌10万，对应电芯材料成本下降0.07元-0.08元/Wh左右。个人判断，短期内碳酸锂下降空间也比较有限。
目前电芯处于价格低位，再向下的空间有限，但是受制于供需格局问题，短期内也难以上涨，预期24、25年伴随着产能出清，优质电芯的价格能够持续坚挺，毛利也能逐步走高。参考中国的白电行业，近年来白电行业的毛利率稳步走高也是受益于小厂商、低质产能的出清。
Q
23年电芯价格下降对于系统集成商的影响？
A
部分提前锁定电芯产能的系统集成商承担了电芯价格下行的损失。22年，尤其是22年四季度时，整个市场需求比较旺盛，电芯出现了供不应求的苗头，叠加部分储能集成商当时对于23年的需求比较乐观，为了能够拿到比较好的电芯价格，甚至与电芯厂商签署承包产线产能的协议。
在当时看来，能够以0.7元/Wh的价格拿到一线企业的电芯已经是非常好的价格了，但是放在今天来看，可能最头部企业的电芯也卖不到0.7元/Wh，只能卖到0.5元/Wh左右。
Q
划分一、二线电芯企业的标准是什么？一、二线企业电芯的价差如何？
A
目前市场上一二线企业电芯价差在0.05元/Wh左右，甚至更高一些。越大型的储能项目、区域标杆类项目，越容易接受或者偏向一线企业的电芯，因为能够有效地减少质量问题、避免合规问题。
而在工商业领域，对于电芯价格则比较敏感，主要考虑到：1）项目比较小，管控要求相对较低：工商业领域储能项目主流在10MWh以内，可以以相对较低的成本进行更精细的管控；2）单个项目需求电芯数量少，对于一致性要求没有那么高，一致性稍微差一些，对于安全运行的影响没有那么敏感。在工商业领域，如果业主不明确要求，集成商可能会倾向于使用二线甚至三线企业的电芯。
个人划分一、二线企业主要通过产品丰富度（技术）和出货量（应用经验）两个因素。
产品丰富度（技术）领域：最好是两条腿或者多条腿走路，电池厂商并不是单纯的只研究储能电池，而是储能、动力、消费领域都有涉及，这样才能在电池的研发、应用以及制造环节的know-how、质量控制、先进制造和数字化制造方面都有积累与沉淀，不同领域相互借鉴、促进共同发展。例如在动力电池领域，需要有成熟的产品供给车企，或者在动力电池领域能够排名进入前十的水平。
出货量（应用经验）领域：个人认为需要这个厂家在储能领域有比较久（五年以上）的经验，例如18年开始就要做电芯。
Q
对于储能领域电芯未来竞争格局如何看待？
A
现有典型储能集成厂商都不具有电芯的生产能力，考虑到电芯本身的高投资、产能过剩等因素，个人判断，未来再布局进入电芯领域的储能集成商相对较少，而电芯领域企业如果希望通过储能集成走出第二增长曲线，转型增加储能集成的情况会相对更多一些。目前已经有部分电池厂开始逐步涉足集成业务，未来头部电芯厂商大概率会把直流侧的集成做了，捎带做一下交流侧的集成完全有可能。如果电芯厂商转型成为全系统集成、典型的集成厂商的角色，可能会与现有的客户产生竞争，会综合各方面进行博弈。
目前储能集成的门槛并不高，尤其是一些大路货的传统集成方案，之前只要做过大型光伏的团队，只要再招一些行业里面有能力的人进来，二三十个人的团队就可以把传统的集成方案做出来，因为行业的配套资源太多，整个产业链的成熟度也比较高。就像中国人创业做电动车比其他国家要简单的多一样。
Q
当前储能系统的成本组成如何？
A
目前市场上整个系统集成价格约0.8元/Wh左右，其中电芯成本约0.4-0.5元/Wh、逆变升压一体约0.23元-0.24元/W、BMS约0.04元-0.05元/Wh（如果是主动均衡则是0.07元-0.08元/Wh）、温控约0.02元-0.03元/Wh、消防约0.04元-0.05元/Wh（如果做到PACK级别会更贵一些），其他的结构、箱体等一起约0.1元/Wh。
Q
对于未来储能系统价格的走势？
A
个人判断目前电芯与储能系统价格都处在历史低位，下行的空间有限，主要考虑到：
1）集成厂商集中度低、议价能力较弱：由于储能系统集成门槛低、现阶段市场格局散乱、市场集中度低，储能系统集成商本身对于逆变器、BMS、EMS等厂商的议价能力较弱，本轮降价主要是因为电芯供需、原材料价格导致的电芯厂商主动降价抢市场；
2）当前储能集成技术门槛较低，同质化严重：储能系统的集成不像飞机、火力发电厂或者核电厂集成那样具有非常高的技术含量，有很多不传之秘，目前传统的集成方案已经没有多少秘密了。
当前如果储能系统再降价，大概率是集成厂商牺牲了自己的毛利，未来可以通过优化集成方案进行降本。例如在2020年之前只有集中式和高压级联两种集成方式，2020年之后新增了集散式、大组串、智能组串等多种集成方案。很多集成方案推出后很快就成为了主流方案，例如大组串形式，23年的占比非常高，甚至在招标的时候已经把它单独罗列了出来。
新的集成方案的出现带来了集成技术方案的优化、甚至成本的优化，未来集成方案可能会随着电子元器件的迭代（功能更强大、价格更便宜）发生变化，甚至可能会出现新的集成形态。新的集成形态可能会导致在硬件层面带来减少，预期未来三年可能会使得集成的硬件成本减少15%-20%。
Q
对于储能集成商核心竞争力的看法？
A
个人认为目前绝大多数系统集成商都没有核心竞争力，核心竞争力不是依靠集成实现的，而是靠底层的研发实现。目前在底层研发领域、集成基础理论领域、电气理论领域、元器件研发领域真正大规模投入的企业非常少，国内具备核心竞争力的集成厂商不超过10家。
逆变器厂商拓展到集成领域是有天然的优势，因为逆变器在集成里面是非常核心的环节，从逆变器厂商转型去做集成，往往会做的更好。市场上逆变器转型，尤其是大容量逆变器厂商转型做集成的会具有一定的技术壁垒，但是这个壁垒并不绝对，也需要持续投入。
电芯厂商拓展到集成领域也具有比较好的成本优势，电芯的成本完全由自己掌控，这个壁垒实际上是更高的壁垒。电芯本身在投资金额、制造工艺、质控、一致性等方面就有很多的门槛与壁垒，相同性能下能够更低成本的制造电芯，本身也是技术先进的一种体现。
Q
对于储能集成商竞争格局的看法？
A
根据过去几年市场份额的统计数据可以发现，即使行业排名第一储能集成商的市场份额也没有超过20%。这个和电芯、逆变器、BMS等比较成熟的环节都不一样，电芯某一家厂商的市场份额接近40%，逆变器的CR3在70%-80%、BMS的CR2在60%-70%。
长期来看，集成领域也会形成寡头竞争的局面，可以用美国的汽车行业类比，整车也是一种集成，美国汽车经历上百年发展后也只剩下3-5家巨头。短期来看，目前还处于市场的早期阶段，只有市场有增量，就会不断培育出新的参与者。
Q
对于主动均衡的看法？
A
个人判断主动均衡会是一个趋势，主动均衡做的好能够提供一些额外的增值服务。现阶段主动接受度偏低的主要原因在于：1）当电芯一致性越来越高时，对于主动均衡的依赖会有所降低；2）当下主动均衡的价格依然偏贵，无法判断主动均衡未来长期的收益中的贡献。主动均衡的性价比会是主动均衡与被动均衡价差以及主动均衡在长期收益贡献的动态对比。
Q
对于高温电池的看法？
A
现在大部分大储系统的最佳运行温度是25至30摄氏度，需要一套相对比较精密、昂贵的空调系统来支撑。高温电池肯定会涉及材料体系方面的变化，能够让电池在70至80摄氏度还能够稳定运行，这样可以有效减少温控系统的成本、储能系统占用电的成本等。目前高温电池技术还不成熟，大部分都处于实验室或者小试阶段。
Q
对于大容量电芯的看法？
A
个人判断电芯不会无限大下去，电芯增大过程中面临的难题之一就是热管理。现在在280Ah电芯的尺寸上，新设计的314Ah、甚至未来更高容量电芯的热管理、温度控制还没有做的很好。
尤其是目前很多电芯的冷板都是在纵向高度界面来进行冷却，280Ah电芯纵向电芯高度超过10厘米，现有的冷却方案会使得电芯在运行过程中存在一定的温差，长期使用会带来电芯一致性的问题，进而影响整个系统效率的下滑，甚至造成部分电池簇的过冲过放、带来运营风险。
电池的一致性提高是针对某一型号的电池在非常大量的应用后，根据反馈逐步改进得到的结果。如果不顾反馈，过度追求大容量、新技术，使得电芯没有经过足够量、足够时间的检验与反馈，电芯的一致性很难得到保障。
对于314Ah电芯，个人判断24年年初会小批量使用，下半年会开始大量使用，因为很多厂商已经研发出来了，正在测试阶段，甚至部分集成商已经采购314Ah进行测试了。
314Ah电芯的优势在于可以提高集成度、提高空间利用率，本质上对于材料成本的降低有限，所以314Ah电芯更适用于户储或者工商业储能，对于空间占用面积要求、能量密度比较高的场景。而在大储领域，出于安全性与成熟度的考虑，短期依然会以280Ah为主。
Q
对于EPC中标价格低于1元/Wh的看法？
A
个人认为这个价格不正常，这个价格会让包括业主在内的所有参与者都很痛苦。业主是否真的敢信任1元/Wh报价的EPC厂商所交付的产品也值得商榷。如果出了事情后进行追责，可能要审计整个招投标过程以及所有采购环节，个人认为这个价格不是一个让人放心的价格。
目前比较有牌面、有头脸的集成商都不太愿意参与价格战。但是对于一些处在生死边缘的电芯厂商，他们愿意以0.2元/Wh的价格处理自己的电芯，市场上也有一些集成商愿意使用这样的电芯做成产品进行投标，但是从业主的角度出发，对于这样产品的质量、售后运维都非常担忧。
Q
对于锂电池做长时储能的看法？
A
锂电池不是不能做长时储能，而是目前阶段下没有性价比。长时储能系统需要具有长时、大功率、便宜三个特征，目前最适合的技术路线就是抽水蓄能。如果未来锂电池能够满足大规模装机、长时储能、低成本的要求，锂电池也能做长时储能。
Q
如何看待集装箱储能与小柜体并柜之间的竞争？
A
集装箱通常就是20尺或者40尺的集装箱通常用于大储领域，小柜体通常用是分布式储能系统，更适合中小型工商业领域。两者在部分领域上相互渗透，集装箱也有应用在2MW-3MW的工商业储能项目中，小柜体并柜也有用在大型储能项目中。整体而言，集装箱式储能更具有规模优势和成本优势，适用于大型储能；小柜体相对灵活，在工商业领域更有优势。
Q
如何看待组串式与集中式在大储领域的应用？
A
个人判断两种技术路线会长期共存，都会不断迭代升级。目前组串式作为新兴的技术路线，增长速度非常快，但是集中式自身也在不断迭代，不会一下子失去主流地位。目前也有一些集中式方案在迭代研发中，还没有推向市场。
