国内储能行业交流会- 20240115

一、综述 1. 2024储能市场展望及挑战 针对市场谣传中央企业放缓储能项目投资的不实言论，大型电力集团正持续加大储能项目的推进力度并进行积极采购，显示出行业发展的强劲势头并未削减。预计2023年独立储能项目的收益率有望突破6个百分点，这得益于成本控制策略以及拓展服务范围（如租赁监护、容量补偿和辅助服务），从而提升了项目的经济效益。至2024年，工商业储能装机容量预计将实现显著跃升，其中部分大规模项目的落地将有力推动整体工商业储能市场的高速增长。 国内储能行业交流会 一、综述 1. 2024储能市场展望及挑战 针对市场谣传中央企业放缓储能项目投资的不实言论，大型电力集团正持续加大储能项目的推进力度并进行积极采购，显示出行业发展的强劲势头并未削减。预计2023年独立储能项目的收益率有望突破6个百分点，这得益于成本控制策略以及拓展服务范围（如租赁监护、容量补偿和辅助服务），从而提升了项目的经济效益。至2024年，工商业储能装机容量预计将实现显著跃升，其中部分大规模项目的落地将有力推动整体工商业储能市场的高速增长。 2.储能行业趋势与自建模式解析 在竞争加剧和分成比例下滑的大背景下，开发商正面临收益分割减少的趋势，促使大型企业更倾向于采取自投自建模式，直接对接设备制造商而非通过中间开发商，尤其对于规模超过20MW的大型项目更是如此。2024年新能源装机需求预期乐观，尽管国家给出的指导性目标相对保守，但实际装机量或将超出预期；光伏行业受益于组件价格下降，发展前景可期。此外，储能配比上升将成为主流趋势，预测到2024年平均储能配比将达到16%，以4小时时长为主导，政策引导和市场需求将进一步催生西部风光大基地等高储能配置项目的繁荣。 3.成本下降与国产化进程加速 当前，国内逆变器市场价格保持稳定，去年单价维持在0.1至0.15元区间；集中式变压器配套逆变器的价格则为0.17至0.18元。储能企业在海外市场的拓展机遇良好，同时，国内企业的国产化进程正在加快，预计一年内国产化率有望突破50%，但在故障率方面仍存在改进空间。电芯价格有进一步下降潜力，预估可跌至约0.35元左右；系统集成成本亦有所降低，逆变器具备一定的降价空间。 4.储能行业现状及未来发展分析 储能电站与光伏场站合并运营尚未得到广泛应用，目前主要采用传统的租赁模式，储能独立运行的经济效益尚不理想，虽然光伏发电盈利状况较好，但开发商尚未完全承担储能设施的成本。虚拟电厂虽已涉足储能服务市场，但由于技术及政策限制，其规模化发展尚未形成，需求响应次数有限且市场容量计算尚不明朗。关于PCs业务和中车时代逆变器，中车时代凭借价格优势在市场竞争中占据一席之地，国产化部分仍有提升潜能，而变压器和智能电表在配网侧改造中受益明显。 5.储能电芯成本与市场动态研判 电芯价格差异：280Ah与314Ah电芯报价均低于0.4元，其中314Ah价格略高，两者差价在0.01-0.02元之间；随着技术成熟和280Ah逐渐停产，314Ah电芯价格有望下调。特斯拉上海工厂计划寻求国内供应链代工，预计于2024年底竣工，供应商名单尚未确定，逆变器和温控系统领域存在与本土供应商合作的可能性。国内外电芯市场上，南美非洲市场对3-3.5元价位的中小型方壳电芯存在购买需求；国轩电芯与其他企业提供的报价均在0.4元以下，出口最终售价约为1.6元，利润空间较大。 二、Q&A Q：您是否了解央国企未来可能对储能项目的收益率给予更多重视，并有可能因此导致独立储能项目市场放缓的传闻？ A：据可靠信息，关于央企全面放缓储能项目的说法并不准确。近期某电力央企领导层变动后，对其在建及规划中的新能源项目进行了严格的收益率评估排序，导致部分分布式光伏、小规模集中式光伏和储能项目暂时搁置。然而，这种情况仅限于个别集团内部，并且该集团仍有多项储能项目在持续推进中，甚至在最近一个月还组织了大规模的项目采购活动，故储能项目整体停滞的说法并不正确。Q：当前独立储能项目以及新能源项目的经济性状况如何？ A：目前，在山东等地区，大型电力集团运营的独立储能项目收益率保持在可接受范围内并实现有效运行。由于储能系统成本持续下降，新建项目的经济效益已显著提升。自2024年起，独立储能的收益来源将由现有的三项增加至四项，特别是在山东已经开放独立储能参与辅助服务市场后，尽管容量补偿费用有所滑落，但总体收入呈上升态势。预计2023年和2024年建成投运的新项目，因成本优势明显，其预期收益率将高于以往项目。同时，新能源项目的合规性和稳定性得到充分保障。 Q：当独立储能项目依赖现货市场和辅助服务等收益时，其经济性将会怎样变化？ A：虽然容量补偿在总收益中占比相对较小，约为每年400多万元，但随着现货市场价格波动性的增强，日平均价差已超过0.5元，储能电站能够执行超过250次操作。鉴于现货市场波动性增强的趋势以及未来电价走势的预测，储能项目的经济性有进一步提升的可能性，不过区域差异显著，例如广东省现货价差相对较小。 Q：对于2024年的储能装机规模有何预测？ A：预计2023年储能装机总量将达到约46GWh，其中工商业储能约占1.5GWh以下，剩余为大规模储能设施。到2024年，工商业储能领域有望以远超市场平均水平的速度增长，乐观估计能达到6~8GWh。值得注意的是，一些超过100MWh的大型工商业储能项目，因其采用特殊的建设技术路径，可能未被部分统计资料完全涵盖，此类项目凭借自身较大的用电需求，支撑起了相当规模的储能部署。 Q：当前储能项目开发商所面临的竞争格局和趋势是怎样的？大型企业的自投自建模式会带来哪些影响？ A：目前，储能项目开发商正面临日益激烈的市场竞争。行业内一个明显的趋势是，开发项目的分成比例逐渐降低。特别是大型企业，更偏好采用自投自建的方式，尤其针对规模大于20兆瓦时的项目，通常会选择直接与设备厂商合作而非通过经销商渠道。这种模式转变可能导致20兆瓦时以下的小型工商储能项目开发商承受更大的竞争压力。 Q：对于2024年新能源新增装机量的预测是多少？影响因素有哪些？ A：尽管国家能源局和发改委在2023年12月发布了2024年全年新增装机量指引为200千瓦，但实际上当年的实际装机量可能会远超这一指导目标，参照2013年数据已超出国家预期的情况。对于2024年，我持较为乐观的态度，许多业内专家和行业协会预测该年度累计装机量可能达到约280千瓦时左右，这意味着增速可能维持在10%至20%之间。 Q：储能行业的装机时长与配储比例的发展趋势如何？ A：当前数据显示，储能行业的配储比例和装机时长呈现上升态势。至2023年，储能项目的平均配储比例已达到约10%，而平均装机时长大约在两小时左右。预测到2024年，平均装机时长有望增长至2.5小 时，西部地区项目主要配置4小时的储能系统，预计届时配储比例将达到约16%。同时，西部省份对储能配比的要求相较于东部更高，可能会提升至20%甚至更高的水平，这将进一步驱动储能行业整体增速。 Q：目前供应链价格情况怎样？电芯及系统出口的价格有哪些变动？ A：近期，供应链价格呈现出下降走势。目前市场中，除宁德时代外的部分电芯厂商报价已能降至含税每瓦时0.4元，针对中小规模开发商，价格区间可能在0.45至0.5元之间，而一级大客户则能够获得大约0.42至0.43元左右的价格。关于出海价格，当前储能系统的平均出口价格约为每瓦时1.3至1.4元，各电芯厂商出口至欧美市场的价格差异在一毛钱上下波动。 Q：当前逆变器的价格走势是怎样的？ A：自去年年初以来，逆变器市场价格经历了一次下跌后，国内市场上其价格基本稳定在每瓦时0.1至0.15元范围内。集中式逆变器（包括变压器）的价格在0.17至0.18元之间，总体来看，逆变器的降价幅度相较电池而言较小。一年前的平均水平为每瓦时约0.11元，此后价格逐渐下滑。尽管国产替代趋势明显，但由于顶级企业往往仍采用如英飞凌等品牌的高端产品，这也限制了逆变器价格进一步大幅下探的空间。 Q：国产逆变器在国内市场的占有率及其未来预期如何？ A：目前，国产逆变器在国内市场的占有率已超过20%，具体数值在20%至30%之间。鉴于中车等单位的采纳应用以及不断提升的市场接纳度，预计未来一年内，国产化逆变器的市场份额有望突破50%。尽管部分项目的故障率较高，甚至出现过炸机现象，但总体来说，国产逆变器的产品性能是可用的。Q：国内外储能系统价格现状及未来降价预期是什么？ A：现阶段，海外储能系统的平均价格大约在1.3至1.4美元每瓦时，而国内项目上储能系统的报价介于0.75至0.8元人民币之间，若进行集采采购，则可能更低。至于电池芯片部分，当前成本已经降到每瓦时0.4元以内，预计未来可能继续降至约0.35元。系统整体报价也预计将有所下调，针对特定储能项目的系统价格可能降低至0.65至0.7元人民币。预期系统整体价格再降0.1元，电芯成本降低5分钱，逆变器成本可能再减少1至2分钱。另外，随着更高能量密度电池的大范围推广，系统集成成本也将得到降低，预估整个储能系统价格可能再度降低约3分钱。其中，电池能量密度提升和结构成本的下降是实现降本的主要途径。 Q：申通公司之前提供的储能解决方案有哪些？为什么早期独立储能项目缺乏经济效益，而现在又发生了哪些变化？ A：申通曾提出的方案之一是将光伏电站和储能电站整合为一个联合发电体，但这一方案并未得到有效执行。过去，由于独立储能项目的定位问题，采用的传统租赁模式未能带来显著经济效益。然而现在，随着光伏发电电价趋于稳定、光伏成本持续下降，电厂盈利能力增强，开始有能力承担储能的成本，并且实际上通过租赁方式已经在负担这些成本。因此，独立储能项目的经济效益正在逐步显现。 Q：对于光伏项目开发商来说，在考虑效益和规模效应时，如何比较自建储能电站与租赁方案？A：当光伏项目开发商的项目规模达到一定程度时，由于规模经济效应的作用，自建独立储能电站在投资回报率方面通常表现更优。长远来看，自行建设储能电站相较于租赁方式在经济效益上将展现更大优势。 Q：储能技术在虚拟电厂和需求响应领域中，有哪些参与策略或发展前景规划？ A：目前，储能技术在虚拟电厂和需求响应方面的应用受到技术和政策因素的限制，尚未形成大规模市场。储能从需求响应的角度出发，在某些地区可能全年参与次数有限，这制约了其实际参与频率和覆盖范围。当前市场需求响应的认知度及市场规模尚处于初级阶段。 Q：请对科龙电子的业务表现进行评价，并分析其国内和海外业务现状。 A：2023年，科龙电子的业务表现显著低于预期，尤其是在国内市场，几乎未见大型项目的启动运营或新增订单；而在海外市场，其项目数量也相对较少。 Q：今年我国大储能订单的情况如何？哪些企业占据较大市场份额？ A：关于今年46吉瓦时的大储能订单，海博斯特朗普和中车交易所占据了较大的市场份额。此外，山东电工、阳光比高所获取的订单相对较多，而万里扬的订单量则较小。 Q：独立储能运营模式有何新变化？广东新建储能电站的运营情况怎样？ A：广东最近投入运营的储能电站是经过两年精心规划与建设完成的项目，目前其经济效益仍待观察，因其可能尚未与电网签订多个售电合同，因此无法准确评估其经济效益。 Q：在PCS和逆变器市场上，中车时代的价格竞争力如何？ A：中车时代的逆变器产品在价格竞争方面具有明显优势，以致于国内主流的PCS厂商正逐步开展小规模试用。预计到2023年，国产逆变器中采用国产芯片的比例将达到20%，并计划于2024年提升至50%。Q：在工商电力部署方面，为何大型企业倾向于选择自建模式？他们的建设容量一般多大？ A：众多大型企业，如钢铁厂等，选择自建电力设施以节省成本，视之为一项利润丰厚的投资，不愿与第三方分享收益。电价敏感且用电量大的企业在各省份均有考虑自建电力设施，但具体的建设容量会根据企业的实际情况灵活调整。 Q：当前电力改革的趋势如何？民用和工业用电价格将出现何种变动？ A：电力改革的核心趋势在于通过