储能的现状及前景

一、储能产业链简介

电化学储能的实现靠储能电池实现，储能电池是将化学能转化为电能的装置，主要以锂离子电池、液流电池、铅蓄电池和钠基电池等储能技术为主。对于一个完整的储能系统，一般包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及储能变流器（PCS）四大组成部分。未来，储能电池产品将朝着大容量、大型化、易回收和数字化等方向发展，推动储能产业进一步扩大。

产业概况

1、定义：电化学储能依靠储能电池实现

储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超导磁储能、电池储能等，其中，电化学储能在电力系统中应用较为广泛。通过电化学储能技术，电能以化学能的形式存储下来，并适时反馈回电力网络。

从技术路径来看，电化学储能的实现靠储能电池实现，储能电池是将化学能转化为电能的装置，主要以锂离子电池、液流电池、铅蓄电池和钠基电池等储能技术为主。其中，锂离子电池在现有电化学储能装机中占比90％，主要分为三元锂电池、磷酸铁锂电池等。

2、产业链剖析：下游的应用场景主要为电力系统储能

储能电池产业链可分为上游原材料及设备、中游储能系统及集成、下游电力系统储能应用。储能电池上游的原材料主要包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜以及结构件等；上游的集成系统设备主要包括涂布机、搅拌机等。产业链中游主要为储能系统的集成与制造，对于一个完整的储能系统，一般包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及储能变流器（PCS）四大组成部分。产业链下游的应用场景主要发电侧、电网侧和用户侧的电力系统储能。

储能电池只要以锂电池的形态存在，其上游原材料主要是锂电池上游的参与者，其中，杉杉股份是上游原材料的重要参与者，其对正极材料、负极材料和电解液市场均有布局。储能电池中游的储能系统及集成主要参与者分为电池公司和软件公司，前者主要生产锂电池，如比亚迪、宁德时代，后者只要对储能电池的软件进行研发，如派能科技、阳光能源。储能电池产业链下游电力系统储能的发电侧主要由五大发电集团完成；在电网侧主要企业有国网江苏、许继集团、平高集团等。

产业发展历程：行业处在铁锂成势时期

在2012年之前，在电化学储能领域，主要使用的是铅蓄电池、纳基电池和液流电池，但由于铅蓄电池寿命较短，制造过程中易产生环境污染；钠基电池存在短路燃烧的风险；液流电池系统效率低、原材料价格高、环境温度要求高等问题，2012－2020年，锂电池开始被广泛应用，锂离子电池占全球电化学储能累计装机规模由2012年的26％提升至2019年88．8％。2020年之后，由于磷酸铁锂具有相对较长的循环寿命、相对较好的安全性、相对较低的成本，预计在未来将是储能的主流技术。

上游供给情况：上游材料产量呈增长态势

储能电池上游主要为电池原材料，包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜以及结构件等，从锂电池的成本结构来看，正极材料的占比最大，为44％，其次是隔膜，占比为14％，负极材料占比为10％。

由于全球各领域锂电池需求大幅增长，高工锂电调研数据显示，2016－2020年，我国储能电池上游材料产量及出货量均呈上升态势。2020年，中国锂电正极材料出货量达到51万吨，同比增长26．24％；锂电负极材料出货量达到36．5万吨，同比增长35％；电解液市场出货25万吨，同比增长36．61％；锂电隔膜出货量达到37．2亿平米，同比增长36％。

下游发展情况：下游发电侧需求大幅提升

2018－2020年，我国储能电池行业装机数量占比在发电侧领域提升较快，2020年占比达到60．2％，同比上升23．2个百分点；用户侧的装机数量占比从2018年的39．9％下降至2020年的2％；电网侧的装机数量占比为37．8％。

产业发展现状

1、供给：出货量持续上升，新增储能项目占全球三分之一

按照储能项目投运分布来看，中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位，三者合计占全球新增投运总规模的86％。其中，中国的新增投运项目占比最大，占总规模的33％。

在新能源汽车不断推广以及电池技术不断进步的背景下，我国电化学储能发展迅速。目前，电化学储能主要以锂电池为主，市场份额约为90％。2018－2020年国内储能市场处于示范应用期，此阶段电力储能商业模式仍在探索中，受到中国“新基建”的推动，以及海外需求市场的刺激，储能锂电行业进入起步期，示范应用项目加快建设。

2017－2020年，我国储能锂电池出货量逐年增长，2020年达到16．2GWh，同比增长70．53％。随着政策对新型储能支持力度加大、电力市场商业化机制建立、储能商业模式清晰、锂电池成本的持续下降，储能电池出货量将持续上升。

2、需求：2020年新增电化学储能装机规模首次突破1GW

储能电池下游应用主要包括电力系统储能，近年来，电化学储能快速发展，2018年是中国电化学储能发展史的分水岭，市场呈现爆发式增长态势，新增电化学储能装机功率规模高达682．9MW，同比增长500％。截至2020年底，中国电化学储能市场累积装机功率规模为3269．2MW，同比增长91．2％，新增电化学储能装机功率规模达到1．56GW，首次突破1GW。

近几年来，全球储能产业快速发展，储能系统日益增长的经济效益电池市场的增长。根据目前我国储能电池均价及出货量测算，2017－2020年，我国储能电池产值规模逐年攀升，保守测算2020年接近200亿元，为186亿元，同比增长约60％。随着需求的增长，储能系统电池技术进一步优化，其能量密度，安全性和效率进一步提高，未来行业仍将保持快速增长态势。

3、价格：成本下降，价格下探

在各类电化学储能技术中，锂电池储能在循环次数、能量密度、响应速度等方面均具有较大的优势，但此前高昂的成本制约了其在储能领域的大规模应用。近年来，随着产能规模的持续扩张，全球锂离子电池的成本快速下降。根据BloombergNEF统计数据显示，2020年全球锂离子电池平均价格已降至137美元／kWh，较2013年下降近80％。

中国是全球锂电池行业规模最大、成本下降最快的国家。在技术创新、规模经济、价格竞争和制造经验等因素的协同作用下，我国储能电池随着成本的下降，价格也在不断下探，目前，我国储能电池均价大致在1－2元／Wh区间。根据派能科技数据显示，其储能电池系统单价从2017年的2．03元／Wh下降至2019年的1．51元／Wh；根据其年 数据测算，2020年单价约为1．45元／Wh。

产业竞争格局

1、区域竞争：前十省市的新增电化学储能规模合计占比近九成

从企业的区域分布来看，目前我国储能电池产业代表性企业主要分布在广东省、江苏省、浙江省、安徽省等省份，其中广东省的代表性企业数量相对较多。

从新增的电化学储能项目来看，2020年，中国新增投运的电化学储能项目主要分布在29个省市中（含港、澳、台地区），其中，装机规模排名前十位的省市分别是：广东、青海、江苏、安徽、山东、西藏、甘肃、内蒙古、浙江和新疆，这十个省市的新增规模合计占2020年中国新增总规模的86％。

2、企业竞争：市场集中度高，宁德时代和比亚迪处于第一梯队

根据365光伏、365储能及智慧能源发布“2021中国储能20强排行榜”数据显示，2020年宁德时代以46840MWh的储能电池销量排名全国第一；排名第二的是比亚迪，储能电池销量为12598MWh。宁德时代和比亚迪处于国内储能电池领域第一梯队，销量遥遥领先于其他企业。此外，上榜的还有中航锂电、国轩高科、双登集团、中天科技、孚能科技、派能科技等企业。

从市场集中度来看，我国储能电池行业集中度较高，其中，宁德时代、比亚迪处于国内领先地位，合计占据国内市场的比重超过一半，CR8达到77％。

产业发展前景及趋势预测

1、产品将朝着大容量、大型化、易回收和数字化等方向发展

随着中国储能电池行业的快速发展，大容量、大型化、易回收和数字化将成为储能电池主要的发展方向。在大容量方面，同等规模下储能器件的大容量可以减少单体电池使用数量，降低单体电池一致均衡的难度，从而降低电池发生热失控乃至起火的概率；在大型化方面，大型化是配置灵活的电化学储能技术在电力系统中发挥主导的作用的必经之路；

在易回收方面，研制易回收的储能电池体系，使回收收益具备吸引力是未来发展大方向；在数字化方面，储能产品全生命周期数字化信息既可以向上为电网调度及监控提供重要支撑，也可以向下为核心部件的状态诊断、性能提升提供数据参考。

2、储能电池将成为拉动我国储能行业的主要细分市场

随着锂离子电池成本也在快速下降，预计到2030年其装机成本将不断下降。由于锂离子电池成本下降速度超过预期，使其在多个主要能源市场成为天然气发电厂的有力竞争对手，预计电化学储能将成为中国储能装机容量的核心增长动力。在此背景下，预计未来储能电池将保持快速增长态势，未来几年出货量有望超过60GWh，市场规模有望突破千亿，成为拉动我国储能行业的主要细分市

二、储能变流器PCS

储能变流器，又称双向储能逆变器，英文名PCS（Power Conversion System），应用于并网储能和微网储能等交流耦合储能系统中，连接蓄电池组和电网（或负荷）之间，是实现电能双向转换的装置。既可把蓄电池的直流电逆变成交流电，输送给电网或者给交流负荷使用；也可把电网的交流电整流为直流电，给蓄电池充电。PCS 控制器通过 CAN 接口与 BMS 通讯，获取电池组状态信息，可实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。

储能变流器（PCS）由功率、控制、保护、监控等软硬件电组成。分为单相机和三相机，单相PCS通常由双向DC-DC升降压装置和DC/AC 交直流变换装置组成，直流端通常是48Vdc，交流端220Vac。三相机分为两种，小功率三相PCS由双向DC-DC升降压装置和DC/AC 交直流变换两级装置组成，大功率三相PCS 由DC/AC 交直流变换一级装置组成。储能变流器分为高频隔离、工频隔离和不隔离三种，单相和小功率20kW以下三相PCS一般采用高频隔离的方式，50kW到250kW的，一般采用工频隔离的方式，500kW以上一般采用不隔离的方式。

储能变流器的重要技术参数：由于应用场合不同，储能变流器的功能和技术参数差异较大，在选择时应注意系统电压、功率因素、峰值功率、转换效率、切换时间等等，这些参数的选择对储能系统功能影响较大。

系统电压

就是蓄电池组的电压，储能变流器的输入电压。不同技术的储能逆变器，系统电压相差较大，单相两级结构的储能变流器在50V左右，三相两级结构的储能变流器在150V-550V之间。三相带工频隔离变压器的储能变流器在500V-800V之间，三相不带工频隔离变压器的储能变流器在600V-900V之间。

功率因数

储能逆变器正常运行时，功率因素应大于0.99，当系统参与功率因素调节时，功率因素范围应该尽可能宽。

切换时间

储能逆变器有两种切换时间，一是充放电切换，大型储能逆流应该能快速切换运行状态，通常要求在90%额定功率并网充电状态和90%额定功率并网放电状态之间，切换时间不大于200ms，二是应用于并网模式和离网模式的切换，切换时间不大于100ms。

工作模式

储能变流器主要有并网和离网两种工作模式。并网模式，实现蓄电池组和电网之间的双向能量转换。具有并网逆变器的特性，如防孤岛、自动跟踪电网电压相位和频率，低电压穿越等等，根据电网调度或本地控制的要求，PCS 在电网负荷低谷期，把电网的交流电能转换成直流电能，给蓄电池组充电，具有蓄电池充放电管理功能；在电网负荷高峰期，它又把蓄电池组的直流电逆变成交流电，回馈至公共电网中去；在电能质量不好时，向电网馈送或吸收有功，提供无功补偿等。离网模式，又称孤网运行，即能量转换系统(PCS)可以根据实际需要，在满足设定要求的情况下，与主电网脱开，给本地的部分负荷提供满足电网电能质量要求的交流电能。

总结

在多种能源组成的微网系统中，储能变流器是最核心的设备，因为光伏、风力等可再生能源具有波动性，而负荷也具有波动性，燃油发电机只能发出电能，不能吸收电能。如果系统中只有光伏、风力和燃油发电机，系统运行可能会不平衡，当可再生能源的功率大于负荷功率时，系统有可能会出现故障，而储能变流器可吸收能量，也可发出能量，且反应速度快，在系统中起到平衡作用。

通过对储能产业链的解析可以看出，电池与 PCS 是当下储能产业链上的最大受益者。储能系统成本中电池占比最高，达到了 60%，技术壁垒相对最高、最成熟，是该产业链中最大的受益者。其次就是 PCS，在当前储能电站成本占比20%。

储能行业远期看潜在空间大，将达 TW/TWh 级别。预期随峰谷电价调整、辅助市场机制建立，储能的经济性将有明显改观，在源-网-荷侧都有可能实现高速发展。远期看，据全球能源互联网合作发展组织预测，2050 年全球储能需求将达到 4.1TW，对应存储电 量约 500TWh。新能源+储能将对电力系统带来深刻的颠覆。
电池、PCS 及相关管理系统、系统集成均受益。测算 2025 年国内用户侧、发电侧、电 网侧、5G 领域与国外用户侧对应的储能需求约为 110GWh，若按储能系统 1.4 元/Wh计算，对应市场空间超 1500 亿。若在此期间内储能成本进一步下降，预计更多需求将被激发，需求增加对市场空间的影响可能会远超价格下降，届时市场规模有可能接近 2000 亿元。预计锂电池/钠电池、PCS/EMS 等管理系统、储能系统集成企业都受益。

从集中度看，各环节的集中度分别为电池组>PCS>集成商，表明 储能电池的行业壁垒最高，PCS次之，集成企业的壁垒最低。

三、储能行业的今天和明天

1、国内储能现状简介

目前中国储能行业做了一个总体点评：“行路难，多歧路。前景光明，隐忧依然。国内储能产业的从业者大多是实力单薄的中小型企业，时至今日依然没有摸索出适合自身发展的恰当的市场机制和商业模式。电力市场机制滞后缺模式，技术厂商靠垫资，集成商赔钱担风险。占据大多数的新建风光发电侧项目属于强配储能，缺乏模式和价格传导机制。风光储模式促进了储能产业规模的快速增长，但缺乏体现储能成本疏导机制的强配储能必然引发低价的无序竞争。‘近亲结婚’成为常态，第三方产业资本很难直接面对储能。如此模式下的快速增长无助于储能产业健康发展，劣币驱逐良币，技术迭代很有可能走上歧途。从商业角度看，现有的储能项目收益模式依然遭遇市场规则和过剩低效电力资产的挑战。安全问题并没有根本性解决方案，随着锂电项目规模的迅速扩大，风险萦绕始终。”

这份点评可谓客观、准确、直指要点。最近也看了不少储能相关的深度研 ，整体感觉研 不够客观，只说好的一面，如空间多大，前景多好，但对于实际面对的问题却是一笔带过。

实际上，一个新生事物刚刚出来的时候，一定是不成熟的，它的发展一定是迂回前进的。过早的介入很可能成为先烈，比如2016年买新能源汽车，现在虽然看起来很好，中间可是经历了3年深度调整，而且有一些公司最后并没有走出来。我们国家发展新能源汽车，如果仅从16年算起，也用了5年才让这个行业发展到可以靠自己成长的阶段，而不是靠补贴。

然后说一组数据，2020年全球新增电化学储能排名靠前的国家，第一是中国，装机量1.56GW；第二是美国，装机1.4GW；第三是英国，装机0.5GW。可以想象，即便今年增速翻10倍，国内也才15GW，美国14GW，相比整个光伏装机占比非常低，因此可以发现很多公司业务上面的储能的利润贡献大概率会不足10%，比如逆变器公司。

书里提到，储能的一个未解问题是，目前的储能技术大概率不是最终的方案，因为锂储能假设完全铺开做，对锂的消耗量非常大，锂价一定会涨到产业链不可承受的状态。如今长时非锂储能技术开始进入大众视野。Form Enegy公司推出了“水空气”储能方案，获得7600万美元C轮融资。Lockheed Martin推出长时储能系统GridStar Flow，在完全放电情况下持续放电时长为5小时，半放电情况下放电始出可达10小时，目前现有的储能系统很少能超过4小时。还有宁德近期推出的钠电池，可能也是改变储能行业的一个技术。也就是说，这个行业目前存在的大量的未知数，技术的更迭会让一些企业戛然消失，它的投资蕴含的风险不可谓不大。

书里还提到，安全问题也是一个非常棘手的问题。要知道韩国的锂电池公司是非常牛的，然而韩国的储能系统近3年发生了20多起安全事故，最近一次事故发生在2021年4月6日，韩国忠清南道光伏储能项目起火。以目前储能系统的不成熟性，发生事故几乎是“必然”的，一旦发生恶性事件，就会是这个行业的黑天鹅。

整体看下来感觉就是，这个行业路还很长，值得关注和跟踪，但是投资上面可能还需要时间观察和等待。

2、新型储能支持政策落地，储能行业迎历史大机遇

新型储能支持政策正式落地，到2025年新型储能装机空间达到30GW以上，储能迎来高速发展前期。2021年7月15日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。在2021年4月21日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，近期，正式文件正式落地，根据本次《指导意见》，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。截止2020年底，国内电化学储能的累计装机规模为3.27GW，本次政策有望推动国内新型储能装机大幅提升。

降本增效是核心，自主可控是关键，2030年实现全面市场化，储能产业有望在政策推动下，成为我国新一个具备较强全球竞争力的产业。根据本次《指导意见》，新型储能发展的过程中，核心设备的自主可控是关键，需要在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步。在当前背景下，由于储能系统总投资额较高，新能源+储能的应用经济性不强，也是限制当前储能发展的核心原因。随着后续储能技术的持续进步，根据本次《指导意见》，要做到再2030年，实现新型储能全面市场化发展。这也意味着，在2030年之后，随着储能进入全面市场化，在自主可控、技术创新的推动下，储能产业有望成为我国新一个具备较强全球竞争力的产业。

完善政策机制、简化并网流程、强化规划引导，从政策端推动储能发展。过去储能存在商业模式不清晰等问题，《指导意见》表示明确新型储能的独立市场主体地位、简化储能项目并网流程并要强化政府的规划引导效果，省级能源主管部门应开展新型储能专项规划研究，提出各地区规模及项目布局，并做好与相关规划的衔接。政策端后续有望向新型储能倾斜，以政策为导向引导行业发展。

电源侧、电网侧、用户侧均有望加速发展，“新能源+储能”项目或将获得激励机制。从储能使用场景去看，本次《指导意见》为各类使用场景进行规划：1）电源侧：以优先保障消纳为核心，推动多能互补发展，发展配置储能的系统友好型新能源电站；2）电网侧：以保障电网系统的安全稳定为核心，在偏远地区保障电网贡献能力，发展建设一批移动式或固定式储能；3）用户侧：进行多类储能+应用场景的探索和发展，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。另外本次《指导意见》表示将健全“新能源+储能”项目的激励机制，可能会在竞争性配置、项目核准、并网时序、调度安排、利用小时数等方面提供支持，积极推动发电侧储能发展。

3、为啥大规模锂电池储能不靠谱？

2020年11月，青海共享储能招标比亚迪胜出。几个项目中标价格在1.1元/wh左右。相对大家理解的1.5，堪称跳楼价，引起大家一片惊呼。这里面仅仅是设备款，业主的土地和管理费用并没有纳入。而且锂矿价格也是一天一个样。这些我们都不管，现在假设成本1元/wh的时候，到底比抽蓄贵多少？

很多人喜欢玩弄一个概念，就是千瓦和千瓦时。一个是功率单位，另一个是能量单位。他们往往拿锂电池多少多少千瓦去证明很大。然而牙签真的大了，就一定粗么？

抽蓄当前的设计惯例是按照6小时电量考虑的。也就是说表面上看起来是120万千瓦，但是肚子里是720万千瓦时的电。而锂电池很多时候适合用于调频，也就是秒级应用。说的一个千瓦，恐怕最多半小时就放空了。甚至十分钟。

现在我们假定1元/wh对应的是1kwh，那么看起来跟6kwh的抽蓄造价一致。挺好的啊？

问题出在寿命上。锂电池目前大规模应用验证的数据保持在3000次左右。招标要求通常在5000次，而实验室突破上万次。我们不管电池衰减后时间价值的损失，假定效果跟新电池一样，每天一次，5000次对应的就是14年。

抽蓄的设计寿命是50年。至于50年后，把水轮机换一个，继续用50年也无所谓。

目前超过百年的水电站满大街都是。

寿命长的意义就在于：每天可以用两次。比如半夜买低谷风电，把水库抽满，上午用电高峰放水发电。中午购买光伏，继续把水库抽满，傍晚再放水发晚高峰。

也就是说抽蓄的设计寿命是50*365*2=36500次。咱们都不用说100年的话。我敢保证的是在座的各位50年后能自己吃饭的都是人生赢家了。更别说锂电池那区区几千次了。大部分项目，估计连碳达峰都熬不过去。就别提服务碳中和了。

除了系统成本高，大家都知道还有耳熟能详的安全问题。我就没听说过不着火的锂电池公司。我相信，随着技术的进步，安全问题肯定会逐步变成一个概率问题，但是对于我们这样的规模经济体，成本还是重点需要考虑的。

至于说抽蓄没有场地的，已经被能源局啪啪打脸了。你说上海没山可以，你要是说广东浙江河北全中国都缺山一定是智商有问题。

锂矿资源很宝贵，现在生产电动车都供不上，就别来抢这几分钱的生意了。大家可以看看各个大厂的产能占比。如果有一个厂储能占比超过汽车了，那他才是真牛。满足3亿抽蓄的规模，用锂电池替代的话，需要10Twh以上。你们知道这是啥概念么？宁德得跟天齐赣锋一起再定增N次！

之前在我《再说储能》那个文章里说过：电池储能，只不过是一个应急品。当汽车需求短时间有错配的时候搞一批。他还是一个B级品仓库，把各种原因不符合车辆用的残次品再利用一下。

经过十多年的博弈，能源局终于使用了杀手锏。如此大规模的推进抽蓄，给人一种亡羊补牢的感觉。这也是近年风光装机上不去给逼的。

好的决策时机通常有两个。一个是十年前，一个是马上。

当然，这不仅仅是发改委的事。国土、环保等等也都需要一起配合。不过话说回来，现在一个屁大的事，不也得这些部门配合么？更何况万亿的规模。

为今之计很多卖方的电池储能 告肯定都得重写了。模型里面把风光配套那一部分进行大规模调整。海外需求估计还可以更乐观一些。多强调一些调频应用，才是锂电池的正事。。十几年下来，也就稀里糊涂过去了。到时候希望固态电池和氢能可以崛起，接过抽蓄的接力棒，把新的储能需求扛在肩上。

当然，这里面还有很多政策、规模、市场甚至GDP的问

抽水蓄能也是水电站，用的也是水轮发电机。只不过这个水轮机是可以倒着转的。正着转发电，反着转就是水泵工况，抽水。

他的发电机，叫做：发电电动机。也就是说除了正常的发电，也要在需要的时候给下面反着转的水轮机提供动力。

并不是说有水泵两个字就满大街卖泵的都可以生产了！你首先得是一个水轮机企业，而且得是最好的。

一台抽蓄的机组功率30-40万千瓦，这是什么概念？赶上一台火电机组了好么？三峡电站单机才70万。能生产这个级别的水轮机，而且让大家闭着眼睛敢买的也就是哈电和东电吧？水轮机这东西是人类做过的最大的高速机械。别老盯着燃气轮机，水轮机照样是综合国力的象征，是人类制造业皇冠的另一颗宝石。

一堆人拍着胸脯说我也可以，你丫照照镜子！一个职业陪标的有本事拿几十台业绩出来给我看看？

而抽蓄的机组，由于需要倒着转。又跟常规水轮机有着极大的不同。结构、材料、精度、设计模型都得靠长期的积累和规模化的团队支撑。即便是生产了世界最大机组的东电，在这个行业里也是新兵。相对来说，哈电几十年的积累，砸的外企嗷嗷叫，那可不是随便超越的。。。

至于设计施工，整体上抽蓄的难度是比常规水电站低一些的。毕竟这是上百亿千瓦的资源里面筛选出来16亿，又从16亿里面筛选出的第一批2亿。都是属于最好的条件、最好的资源了。如果业主能力足够，其实是不必聘请电建下属设计院的。很多民营设计院同样有这个实力。。

至于施工，就更是如此了。。基本上能拿的出来几千万买设备的，都有这个能力。

当然，国字头的企业虽然贵，不过也更省心。中国电建是毫无疑问的霸主。不过铁建、能建，甚至中国建筑过来抢肉吃也是必然。我估计设计的订单他能吃掉三分之二，施工的订单可以吃掉一半就不错。

至于闸门啊、电缆啊、变压器、起重机，估计每个品类都有两位数的企业来竞标。使劲杀价即可。。大家可以理解为去产能平缓落地的一个机遇，仅此而已。

在这个社会分工越来越精细化的时代，看着是几年万亿投入，可属于你的有多少？此消彼长的影响下，又有多少增量能落到兜里？

在最近的新能源行情中，储能备受关注。不过，简单地将储能等价于储能电池的观点，其实是有偏差的。电化学储能只是诸多储能形式中的一种。实际上，抽水蓄能是现阶段比电化学储能更成熟的手段。

抽水蓄能最近收到了文件送来的大礼。不久前印发的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（征求意见稿）提出，到2035年我国抽水蓄能电站的装机量，要从目前的3249万千瓦，增加到3亿千瓦。也就是说，这大约是一个年均复合增