新型储能半年考：系统中标均价趋稳，储能收益不确定性增加

　　即便面临来自价格竞争、市场机制不明晰等挑战，但新型储能产业上半年的市场参与热情不减。

　　2024年初，一份来自CNESA DataLink全球储能数据库的数据显示，截至2023年末我国累计的新型储能的装机规模超过30GW，标志着我国已提前达成新型储能装机目标。

　　半年之后，CNESA DataLink全球储能数据库再度披露2024上半年的统计数据。

　　这份“产业半年报”显示，2024上半年新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%。新型储能项目数量(含规划、建设中和投运)超1000个，较去年同期增长67%。

　　CNESA DataLink预计，下半年中国新型储能产业还将继续保持快速增长态势，预计2024年全年新增装机30GW至41GW。

　　至远期，该机构预计，“十四五”的最后两年，新增储能装机仍呈快速增长态势，超额完成目前各省的规划目标;而“十五五”期间将呈现一个平稳增长的态势。

　　保守场景下，预计2024至2030年复合年均增长率(CAGR)为30.4%，年平均新增储能装机规模为26.6GW。理想场景下，预计2024至2030年复合年均增长率(CAGR)为37.1%，年平均新增储能装机规模为39.9GW。

　　从上半年的新型储能市场供需关系上来看，储能市场的招投标情况火热。而在激烈的市场竞争之下，投标企业的报价持续走低，引发行业内人士担忧。

　　另外，在收益端，尽管多地各显身手试图盘活储能商业模式发挥其价值，但由于政策配套等问题，储能收益存在的不确定性还在增加。专家认为，未来我国仍需持续探索储能如何参与电力市场等难题。产业规模保持高增长

　　根据CNESA DataLink的不完全统计，今年上半年，新型储能招标规模持续高增长。其中，电池系统、储能系统和EPC的招标量均超去年同期水平(以能量规模计算)，同比增长86%、29%、124%;月度招标总量均高于去年同期水平，月均招标总量超过10GWh(含电池系统、储能系统和EPC)。

　　源网侧招标规模高于去年同期，特别是电网侧招标规模涨幅最大，同比增长140%，占比提升12个百分点;集采/框采规模近30GWh，同比增长20%，超过60%的采购规模来自储能系统。

　　招标方面，招标主体集采/框采规模放量，全部高于去年同期水平。中标方面，中标规模同样高于去年同期，电池系统、储能系统和EPC的中标量(以能量规模计算)，同比增长50%、19%、173%;上半年中标总量(含电池系统、储能系统和EPC)同比增长90%，各月中标规模均高于去年同期，最大月度中标规模增速超过200%。

　　市场招投标规模大增反映了需求火热，而在供给端，价格是市场竞争激烈的信号。

　　反映在数据上，储能系统上半年整体中标价格比去年同期呈现下降趋势，为676.06元/kWh，同比下降49%，与年初相比下降9%;此外，上半年首次出现了低于500元/kWh报价，创历史新低。EPC上半年中标均价相对储能系统波动较大，中标均价1369.08元/kWh，同比下降27%，与年初相比下降14%，降幅大于储能系统。

　　中关村储能产业技术联盟副秘书长、副研究员岳芬指出，上半年整体的中标均价趋稳，市场其实是正在回归理性的。“我们正对业主、政策制定者呼吁，要减少低价竞争的情况发生。”

　　从产能规模来看，上半年我国新增储能电池产能规模74GWh(含拟建、开工和投产项目)，投产项目产能规模9GWh，同比减少31%，全部来自锂电池项目。整体来看，产能投资回归理性，例如黑芝麻(000716)、珠海冠宇、新宙邦(300037)等多个锂电池、材料、电解液项目暂缓或终止。

　　另外，储能企业在全球业务拓展方面持续加力。2024年上半年，中国储能企业在全球范围内签约订单规模超过80GWh(不含招投标订单);海外订单签约规模超过50GWh。持续探索储能参与电力市场

　　储能产业不仅吸引着高新制造类企业争相入局，也吸引着地方政府积极参与。

　　在政策层面，截至2024年6月底，全国已发布约2160余项与储能直接和间接相关的政策，广东、浙江、山东、安徽等地储能政策最为集中;2024年上半年，全国共发布储能直接和间接相关政策425项，是去年同期的1.6倍。

　　截至目前，全国已有26个省市制定了2025年底的新型储能装机目标，总规模达86.6GW。更是有二十余个地区提出的2025年产值/营收目标超500亿元。这意味着，储能产业的招引/营收未来的规模目标合计近3万亿元。

　　另一方面，新型储能的价格疏导机制尚待逐步完善。在现有的储能收益来源中，亦缺乏长期稳定的收益机制。

　　中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生指出，从各项政策来看，新能源配储的方式越来越灵活，各地都鼓励租赁或购买独立共享储能容量。

　　虽然多地动态调整分时电价，但峰谷价差同比呈下降趋势，今年前8个月，32个地区最大峰谷价差的总体平均值为0.68元/kWh，同比收窄6.7%。现货市场方面，现货均价同比去年上半年普遍下降。

　　同时，调峰辅助服务方面，“196号文”是影响辅助服务市场价格的关键因素，这使得储能收益不确定性增加;容量租赁方面，容量租赁价格受供需影响较大;容量补偿方面，各地政策有所不同，例如河北、浙江对电网侧独立储能给与容量装机补偿，内蒙古、新疆等地按照放电量给与容量补偿。

　　从收益水平上看，陈海生介绍，作为对比，美国CAISO、ERCOT两座电池储能电站平均收益水平最好，过去两年呈出增长趋势。从收益构成上看，澳大利亚、英国储能收益来源以辅助服务为主，随着辅助服务市场的饱和，收益水平出现了大幅下降，但即便如此，从每年每兆瓦的收益来看，整体水平仍然高于国内。

　　值得注意的是，与国外典型国家相比，海外市场中大部分收益来自于市场化的能量市场和辅助服务市场，容量市场占据一小部分;但国内独立储能电站一半以上的收益依赖容量租赁，租赁年限和租赁价格难以保证。“未来我们仍需在储能如何参与电力市场方面持续探索和发力。”陈海生表示。

　　来源： 21世纪经济报道记者费心懿