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储能市场为何超预期

杨江凯发布时间:2024-06-25 12:47:13

  1、国内储能市场需求与发展

  今年国内储能市场需求强劲,预计全年新增装机量有望达到80GWh,相比去年的45~46GWh几乎翻倍。上半年新增装机量超过25GWh,西北地区储能发展最快,主要受风光大基地建设推动。光伏新增装机一季度同比增长30%,带动储能装机快速增长。

  独立储能成为主流模式,今年上半年投运的新型储能中超过75%为独立储能,独立储能和新能源自行配储合计占比约91~92%。台区侧储能增长较快,山东、河南、陕西等地成为新方向,主要与分布式光伏密切相关。

  2、政策与市场环境

  电力现货市场的推进将加快储能装机速度,预计到年底有15个省进入试运行阶段。目前已有三个省份从长周期试运行转为正式运行,电力现货市场的推进将提升储能电站收益率,带动储能投资建设。

  河北省开始对独立储能实施容量成本补偿机制,刺激储能投资积极性。随着平均储能时长的延长,储能容量补偿将成为储能收益的重要来源。

  3、储能项目的盈利性

  储能电站的总投资单位投资金额大幅下降,独立储能电站的EPC平均价格为1.2元/瓦时,相比2022年的2元/瓦时大幅下降。一个200MWh的独立储能电站全年毛利可超过4000万元,肯定可以实现盈利。

  不同省份的独立储能收益模式不同,山东省现货市场套利空间为0.35~0.4元/度电,全年可做220次循环。江苏省独立储能项目量有望超过5GWh,顶峰补偿和调峰收益较高,保障性调度次数要求使得收入相对有保障。

  4、储能市场竞争与供应链

  储能集成商市场竞争加剧,大型集成商优势明显,小规模厂家逐渐被淘汰。集采中标更多考虑价格、口碑和供应商规模的综合性选择,低价中标的情况减少。

  上游供应链龙头企业产能饱满,二三线储能供应商产能利用率较低,价格更低。优质产能在储能市场中更具竞争力,能够大批量出货的厂商如明德亿纬等受益。

  5、技术与产品发展

  储能电芯的循环寿命和日历寿命是关键问题,主流厂商能保证6000次以上的循环寿命,但日历寿命难以达到10年以上。电芯设计改进如电解液改进和副业型电芯设计有助于延长日历寿命。

  高压级联方案在构网型储能中具有优势,单体容量和功率较大,响应速度和时间优于传统集中式和组串式方案。尽管成本尚未明显优势,但在构网型储能中的渗透率可能会提高。

  Q&A

  Q:今年国内储能市场的需求为何如此强劲?

  A:今年国内储能市场的需求非常强劲,主要原因包括:首先,截止到5月份,新型储能的累计装机量已经达到38GWh,全球第一;其次,1~5月份国内新增装机量约为15GWh,相比去年同期有大幅增长。西北地区的储能发展最快,主要受风光大基地开发建设的推动。此外,集中式风电和光伏装机量的增加也带动了储能装机的快速发展,储能项目的时长从2小时延长到4小时,这也促进了储能装机量的增长。

  Q:独立储能在国内的发展情况如何?

  A:从2022年下半年开始,独立储能已经成为国内新型储能发展的主流模式。今年上半年投运的新型储能中,超过75%是独立储能。独立储能加上新能源自行配储的比例合计约为91~92%。此外,台区侧储能在山东、河南、陕西等地增长较快,成为储能发展的新方向。

  Q:今年全年储能市场的新增装机量预期如何?

  A:预计今年全年新增装机量有望达到80GWh,相比去年的45~46GWh装机量接近翻倍。下半年装机速度将进一步加快,主要原因是电力现货市场的推进速度加快,预计到年底会有15个省进入电力现货市场的试运行阶段。此外,河北省开始对独立储能开展容量成本补偿机制,这将有效刺激储能投资的积极性。

  Q:国内大型储能和独立储能的盈利性如何?

  A:国内大型储能和独立储能的盈利性有所改善,主要原因是储能电站的总投资金额大幅下降。目前独立储能电站的EPC平均价格约为1.2元/瓦时,相比2022年的2元/瓦时有明显下降。这意味着一个200兆瓦时的独立储能电站全年的毛利超过4,000万元是可以实现的,盈利性显著提升。

  Q:不同省份的独立储能收益模式有哪些差异?

  A:不同省份的独立储能收益模式存在显著差异。例如,山东省的现货市场套利空间大约在每度电0.35到0.4元左右,全年可以进行约220次循环。江苏省的独立储能项目发展迅速,预计今年并网的项目总量可能超过5G瓦时。江苏的现货市场尚未进入长周期运行,但其顶峰补偿和调峰收益较高,顶峰电价为每度电0.5元,并有保障性调度的要求。总体来看,各省的独立储能主要依靠现货加容量租赁的收益模式,部分省份如山西则通过调频来盈利。

  Q:今年下半年储能行业是否有更积极的信号?

  A:预计今年下半年储能行业会有一些积极的变化。首先,储能行业的价格战烈度在下降,大型储能项目通过集采锁定供应商,低端或小规模厂商逐渐被淘汰。其次,越来越多的项目不再以低价中标,而是综合考虑价格、口碑和供应商规模。上游供应链也出现了变化,龙头企业产能饱满,而二三线储能供应商的产能利用率较低,价格也更低。

  Q:储能系统的成本如何分摊?

  A:储能系统的成本可以分为直流侧和交流侧。直流侧主要以液冷为主,价格大约为每瓦时0.5元。电芯的平均价格在每瓦时0.33元左右,BMS的价格在每瓦时0.04到0.05元之间。液冷系统的空调成本大约为七八万元一个5兆瓦时的舱体。交流侧包括PCS和变压器,合计成本约为每瓦时0.1元。因此,两个小时的储能系统的总成本大约为每瓦时0.6元。

  Q:储能系统各环节的毛利率如何?

  A:电芯厂的材料成本大约为每瓦时0.27元,售价为每瓦时0.33元,毛利大约在每瓦时0.05到0.06元之间。BMS和其他设备的毛利率则较难具体计算,因为涉及设备折旧和人工成本等因素。

  Q:为什么经销商不再报特别低的价格?

  A:因为从集采端的角度来看,大的集成商优势已经很明显。如果一些小的集成商报最低价去搅局,也不见得能够中标。所以大的集成商开始保留一定的毛利。此外,中车去年已经建立了行业地位和知名度,出货量国内第一,今年没有必要完全牺牲利润。

  Q:为什么下半年的投资市场更加看好?

  A:有两个方面的原因。首先,电力市场的推进会随着现货市场的推进和更高比例的新能源入市,电价端的套利价差会进一步拉大,不管是在源网还是工商业储能方面。其次,多个省份已经开始执行中午低谷电价,这对源网侧和工商业都会有一定影响。此外,下半年还有大量第二批新能源大基地项目要并网,配套的储能是必不可少的。

  Q:314对280的替代趋势是否是绝对碾压式的?

  A:是非常明确的,尤其是今年上半年,很多电芯厂在电池端的价格下调是因为280电芯的产能和库存需要抓紧时间出货。下半年280电芯的出货会更难。

  Q:为什么储能市场在今年发生了如此大的变化?

  A:独立储能的模式发展是一个重要因素。独立储能可以直接由电网调度,而过去的新能源配储能电站由于位置的限制,调度困难,利用率较低。随着现货市场的推进,独立储能的灵活性和收益更高,逐渐成为主流模式。此外,一些省份如新疆、青海等地,原有的新能源配储项目也在进行整改,转变为独立储能以提高调用率。

  Q:独立储能相比于新能源配储有哪些优势?

  A:独立储能的主要优势在于灵活性和收益更高。独立储能从电网下网买电,不需要支付电价,使用起来更加灵活,收益也更高。

  Q:现货市场的推进对储能市场有何影响?

  A:现货市场的推进使得独立储能项目有了更多的盈利机会。随着新能源整体电价的下降和弃光率、弃风率的提高,业主更倾向于利用储能系统来提高收益。例如,甘肃省的光伏电站通过储能将电量从白天转移到早晚高峰时段,从而提高收益。

  Q:新能源配储项目在转变为独立储能时需要进行哪些硬件改造?

  A:如果只是为了改变出力曲线,硬件改造几乎不需要。但如果要接入电网调度,进行调峰、调频等操作,则需要进行硬件改造,主要涉及PMU相关费用。此外,还需要通过电网的并网测试。各省对改造的规模有要求,一般是10兆瓦或20兆瓦以上的储能电站才有必要进行改造。

  Q:储能系统的核心电芯在国内的现状如何?

  A:目前主流厂商的电芯循环次数可以达到6000次以上,这对于业主来说是足够的。然而,储能系统的日历寿命仍然是一个问题,难以支撑10年以上的使用寿命。为了解决这个问题,厂商正在进行长效电芯的设计改进,如改进电解液和设计副业型电芯,以延长日历寿命。

  Q:现货市场的运行能力如何?

  A:在15个计划开通现货市场的省份中,一些省份已经具备了长周期运行的能力。例如,蒙东、蒙西、甘肃市场已经非常成熟,江苏和浙江也进行了多次结算试运行,接近长周期运行的条件。此外,福建市场也没有问题。一般来说,长周期运行的时间因省份而异,以山西为例,连续运行两年后即可正式转为正式运行。

  Q:山东地区储能项目的收益率大概是多少?

  A:假设一年利用小时数为2400小时,按当前的投资1.2元每瓦时、220次的循环充放电次数、每次价差在0.4元到0.45元之间、容量租赁率在80%的前提下,收益率可以达到6%。不过,这个收益率的条件相对理想化,到今年下半年,15个省份进行现货市场运行后,达到6%的收益率还是比较困难的。大家抢着开工主要是为了占据好的并网点。

  Q:储能集成的价格是否已经触底?

  A:储能集成的底价已经打出来了,但行业的均价还会往下走。不同厂商有自己的报价策略,最近两个月的价格还是略有下降。阳光电源今年海外市场的量很大,主要利润指标在海外,国内相对放低了利润的诉求。

  Q:直流侧和交流侧的一体机会成为产业趋势吗?

  A:我看好这种储能系统的结构,未来这块的占比会越来越高。随着储能系统集成、储能集装系统寿命以及循环效率要求的提高,一体舱的模式更适配。阳光电源的海外项目基本上都是一体舱,国内还是分开的比较多,主要是成本方面有差距。但随着储能调度和使用次数的增加,以及光储同寿的共同目标,一体舱的优势会越来越明显,工程建设成本较低,交付周期更短。

  Q:电池和PCS的稀缺性如何?

  A:314电芯有一定稀缺性,但如果拿280电芯和PCS来比,PCS的稀缺性更高。电芯的大型化本质是在降本,314电芯可能在下半年稀缺性会降低,628电芯可能会出现稀缺性。PCS厂家的稀缺性从持续性来说会更长远一些。

  Q:未来储能赛道中,电芯厂家、PCS厂家和集成厂家哪种优势更大?

  A:在未来的储能赛道中,懂电器的厂商优势较大。构网型储能在国内发展很快,利润丰厚,相对于常规储能有20%~30%的溢价。国内已投运的项目90%由南瑞一家完成,阳光和华为也有较大业绩,显示出懂电器的厂家在储能赛道中的明显优势。

  Q:高压级联方案的市场推广情况如何?前景如何?

  A:高压级联方式发展多年,志光和金盘做得较多,但高端项目增速不快,主要原因是成本方面没有明显优势。南瑞认为在构网型储能中,高压级联方案可能优势更大,单体容量和功率较大,在并网时响应速度和时间有优势。西电也持相同看法,未来可以关注其在构网型储能中的渗透率。


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