新型儲能半年考：系統中標均價趨穩，儲能收益不確定性增加

　　即便面臨來自價格競爭、市場機制不明晰等挑戰，但新型儲能產業上半年的市場參與熱情不減。

　　2024年初，一份來自CNESA DataLink全球儲能數據庫的數據顯示，截至2023年末我國累計的新型儲能的裝機規模超過30GW，標志著我國已提前達成新型儲能裝機目標。

　　半年之后，CNESA DataLink全球儲能數據庫再度披露2024上半年的統計數據。

　　這份“產業半年報”顯示，2024上半年新型儲能新增投運裝機規模13.67GW/33.41GWh，功率規模和能量規模同比均增長71%。新型儲能項目數量(含規劃、建設中和投運)超1000個，較去年同期增長67%。

　　CNESA DataLink預計，下半年中國新型儲能產業還將繼續保持快速增長態勢，預計2024年全年新增裝機30GW至41GW。

　　至遠期，該機構預計，“十四五”的最后兩年，新增儲能裝機仍呈快速增長態勢，超額完成目前各省的規劃目標;而“十五五”期間將呈現一個平穩增長的態勢。

　　保守場景下，預計2024至2030年復合年均增長率(CAGR)為30.4%，年平均新增儲能裝機規模為26.6GW。理想場景下，預計2024至2030年復合年均增長率(CAGR)為37.1%，年平均新增儲能裝機規模為39.9GW。

　　從上半年的新型儲能市場供需關系上來看，儲能市場的招投標情況火熱。而在激烈的市場競爭之下，投標企業的報價持續走低，引發行業內人士擔憂。

　　另外，在收益端，盡管多地各顯身手試圖盤活儲能商業模式發揮其價值，但由于政策配套等問題，儲能收益存在的不確定性還在增加。專家認為，未來我國仍需持續探索儲能如何參與電力市場等難題。產業規模保持高增長

　　根據CNESA DataLink的不完全統計，今年上半年，新型儲能招標規模持續高增長。其中，電池系統、儲能系統和EPC的招標量均超去年同期水平(以能量規模計算)，同比增長86%、29%、124%;月度招標總量均高于去年同期水平，月均招標總量超過10GWh(含電池系統、儲能系統和EPC)。

　　源網側招標規模高于去年同期，特別是電網側招標規模漲幅最大，同比增長140%，占比提升12個百分點;集采/框采規模近30GWh，同比增長20%，超過60%的采購規模來自儲能系統。

　　招標方面，招標主體集采/框采規模放量，全部高于去年同期水平。中標方面，中標規模同樣高于去年同期，電池系統、儲能系統和EPC的中標量(以能量規模計算)，同比增長50%、19%、173%;上半年中標總量(含電池系統、儲能系統和EPC)同比增長90%，各月中標規模均高于去年同期，最大月度中標規模增速超過200%。

　　市場招投標規模大增反映了需求火熱，而在供給端，價格是市場競爭激烈的信號。

　　反映在數據上，儲能系統上半年整體中標價格比去年同期呈現下降趨勢，為676.06元/kWh，同比下降49%，與年初相比下降9%;此外，上半年首次出現了低于500元/kWh報價，創歷史新低。EPC上半年中標均價相對儲能系統波動較大，中標均價1369.08元/kWh，同比下降27%，與年初相比下降14%，降幅大于儲能系統。

　　中關村儲能產業技術聯盟副秘書長、副研究員岳芬指出，上半年整體的中標均價趨穩，市場其實是正在回歸理性的。“我們正對業主、政策制定者呼吁，要減少低價競爭的情況發生。”

　　從產能規模來看，上半年我國新增儲能電池產能規模74GWh(含擬建、開工和投產項目)，投產項目產能規模9GWh，同比減少31%，全部來自鋰電池項目。整體來看，產能投資回歸理性，例如黑芝麻(000716)、珠海冠宇、新宙邦(300037)等多個鋰電池、材料、電解液項目暫緩或終止。

　　另外，儲能企業在全球業務拓展方面持續加力。2024年上半年，中國儲能企業在全球范圍內簽約訂單規模超過80GWh(不含招投標訂單);海外訂單簽約規模超過50GWh。持續探索儲能參與電力市場

　　儲能產業不僅吸引著高新制造類企業爭相入局，也吸引著地方政府積極參與。

　　在政策層面，截至2024年6月底，全國已發布約2160余項與儲能直接和間接相關的政策，廣東、浙江、山東、安徽等地儲能政策最為集中;2024年上半年，全國共發布儲能直接和間接相關政策425項，是去年同期的1.6倍。

　　截至目前，全國已有26個省市制定了2025年底的新型儲能裝機目標，總規模達86.6GW。更是有二十余個地區提出的2025年產值/營收目標超500億元。這意味著，儲能產業的招引/營收未來的規模目標合計近3萬億元。

　　另一方面，新型儲能的價格疏導機制尚待逐步完善。在現有的儲能收益來源中，亦缺乏長期穩定的收益機制。

　　中關村儲能產業技術聯盟理事長、中國能源研究會儲能專委會主任委員陳海生指出，從各項政策來看，新能源配儲的方式越來越靈活，各地都鼓勵租賃或購買獨立共享儲能容量。

　　雖然多地動態調整分時電價，但峰谷價差同比呈下降趨勢，今年前8個月，32個地區最大峰谷價差的總體平均值為0.68元/kWh，同比收窄6.7%?，F貨市場方面，現貨均價同比去年上半年普遍下降。

　　同時，調峰輔助服務方面，“196號文”是影響輔助服務市場價格的關鍵因素，這使得儲能收益不確定性增加;容量租賃方面，容量租賃價格受供需影響較大;容量補償方面，各地政策有所不同，例如河北、浙江對電網側獨立儲能給與容量裝機補償，內蒙古、新疆等地按照放電量給與容量補償。

　　從收益水平上看，陳海生介紹，作為對比，美國CAISO、ERCOT兩座電池儲能電站平均收益水平最好，過去兩年呈出增長趨勢。從收益構成上看，澳大利亞、英國儲能收益來源以輔助服務為主，隨著輔助服務市場的飽和，收益水平出現了大幅下降，但即便如此，從每年每兆瓦的收益來看，整體水平仍然高于國內。

　　值得注意的是，與國外典型國家相比，海外市場中大部分收益來自于市場化的能量市場和輔助服務市場，容量市場占據一小部分;但國內獨立儲能電站一半以上的收益依賴容量租賃，租賃年限和租賃價格難以保證。“未來我們仍需在儲能如何參與電力市場方面持續探索和發力。”陳海生表示。

　　來源： 21世紀經濟報道記者費心懿