国内大储市场展望及储能发展情况

国内大储市场展望及储能发展情况本次电话会议交流了国内大厨市场情况，近期储能项目招标量和中标量增长，储能系统价格企稳，储能电芯价格下降。国内储能市场乐观，光储结合市场超预期发 展。 储能行业发展趋势分析根据对话内容，分析了储能行业的招标量、项目落地情况以及政策文件对储能发展的促进作用。同时讨论了光伏电站储能配储的条件和市场接受度，以及新能源消纳问题。预测未来储能行业将会有较大发展。 储能系统价格与配置情况分析本文分析了国内储能系统的配置情况和价格走势。根据对话内容，预测了今年的大橱装及工商厨装水平，以及未来几年储能市场的增长趋势。同时，讨论了储能系统的 价格和成本构成，以及不同电芯厂商的价格差异。最后，指出储能系统的价格可能会在下半年略有上升。 储能电池电芯价格与循环次数的影响讨论了当前储能电池电芯的合理价格范围以及不同电芯循环次数对价格的影响。同时提到工商业储能对电芯寿命要求较高，需要考虑循环次数和质保年限。 储能电池质保年限差异及影响因素本文讨论了储能电池质保年限的差异以及其影响因素。根据电芯的物理特性和工商业储能的需求，质保年限有所不同。原网课的质保年限一般为3到5年， 而工商业储能则往往为十年以上。价格差异也是导致质保年限差异的原因之一。同时，集成商用不同电芯品牌的质保条件也可能存在差异。项目之间的差异也会对质保年限产生影响。根据经验，不同厂家的储能电池在项目上的表现存在差异，一线厂家的容量保持率较高。然而，三年前的储能项目容量保持率已经有一定下降，最好的也只能达到83%到85%左右。 西北储能利用率与市场运营问题本对话讨论了甘肃等西北地区的储能利用率与市场运营问题。专家指出，储能利用率提高的原因是新能源自行配置项目开始积极利用储能，而过去建设标准低的项目 利用率较低。另外，独立储能项目的利用率远高于新能源自行配置项目。对于储能项目的运营，独立储能可以自行调用，但配置的调用权利不同。此外，专家还解释了小企业被清出市场和下游业主 关注产品质量的变化原因。 储能技术路线和政策影响对话讨论了电化学储能和压缩空气储能的技术路线，以及新型储能项目的建设进展。同时提到了电力辅助服务管理实施细则的修订工作和容量租赁费对项目收益的影响。对于独立储能项目，讨论了度电成本和各省对政策文件的理解差异。 工商处项目收益率与储能配合趋势根据对话内容，工商处项目的收益率在浙江市场仍然很高，政策变化对落地项目影响不大。大工业用户装工商业储能的规模越来越大。分布式光伏配储能，在一些 大省份可能成为趋势，但配网改造需求增加。发电集团在分布式光伏开发中更多使用储能设备。储能市场细分逐渐显现。 光伏补贴火箭容量电价的可能性对话中讨论了利用光伏电力补贴火箭行业的一种思路，以及抽水储能的发展现状和成本问题。对话中提到光伏的上网电价和现货市场价格，以及抽蓄电站的造价和效率 。该摘要未提及具体角色名字。 Q&AQ：东吴证券研究所如何看待国内大厨市场的现状及发展趋势？A：在当前形势下，东吴证券研究所认为国内大厨市场呈现出比较乐观的态度。根据近期统计数据 ，储能项目的招标量和中标量都有显著增长，其中三月份储能项目的开标项目超 过十个G瓦时，很多项目计划在年内630之前并网。同时，尽管储能行业整体价格竞争 激烈，但储能系统和储能ETC的价格已经开始企稳并略有上升，这表明市场趋于稳定，利润率有所提升。 Q：储能电芯价格下降的原因是什么？A：储能电芯价格下降的主要原因是两方面因素。一方面是技术发展趋势的影响，下半年开始主流厂商大规模出货314小时以上的电池，库存量较大，因此电池厂有较强的降价意愿。另一方 面，随着技术进步，主流厂商如除宁德以外的部分厂家的280小时电芯价格已降至0.3 5元以下，甚至二线品牌价格可达3毛，这使得储能集成商在当前2小时系统均价下仍有一定利润空间。 Q：政策因素如何影响储能项目的进展和落地？A：政策因素对储能项目的发展起到了关键推动作用。发改委最近发布的关于促进新型储能并网和调度运用的通知中，明确提出优先调用新型储能试点示范项目，这对各省已纳入 规划的储能项目落地具有很强的促进意义。例如，山西和河南等省已经规划了大量储能项目，预计将在优先调用政策下加速落地，不具备建设条件的项目也将调整出库，让更多有意愿、有实力的投资者参与建设。此外，随着现货电力市场建设，尤其是甘肃等省份光伏集中式电站收益率大幅下降，通过智能调度调整储能放电时段，可以增加光伏投资商收益，进一步促进光伏与储能的结合发展。 Q：根据你的印象，近几年来全国范围内卸妆率最高的数字是多少？A：根据我的印象，近三年来全国范围内卸妆率的最高数字可能是最高的卸妆率，也是接下来一段较长时期内的趋势。 Q：目前五八电力作为建设方是否在筹划相关项目？A：五八电力作为建设方，已经关注到这个趋势，并且在观察市场。他们首先需要满足配置条件，但开发商已经明显关注如何更好地利用储能设施。 Q：储能集成商在当前市场中的表现如何？A：二三线储能集成商更关注工商处细分市场，而非集中式风光独立储能或风光配储竞争，因为他们缺乏竞争力。 Q：央企在集采项目中，入围的供应商名单有何特点？A：央企集采项目中，入围供应商名单基本上都是老面孔。Q：今年国内风光装机预计达到多少G瓦时？目前各省风光配置的时长是多少？A：今年风光装机预计会达到80个G瓦时以上，其中200G瓦需要配置储能，配置功率比例大约为15%至20%，平均时长为2.5至3小时，由风光带动的储能量 将接近80个G瓦时。西部省份如新疆、甘肃、青海以4小时配置为主，而其他地区则以2小时为主，西藏项目多为5小时配置。 Q：去年国内风光装机的装机量是多少？增长幅度如何？A：去年风光装机量接近50G瓦时，增速约为46%左右，实现了连续四年相比上一年翻倍增长的态势。Q：目前储能配置比例、功率和时长有何变化？A：配置比例、功率和时长都有所增长，尤其是西部省份在风光上马后，储能逐渐跟上。Q：电网公司在配置光伏后，是否要求补储能？ A：是的，电网公司要求补储能的情况较多，即使光伏项目已经配置完毕，也会根据实际需求增加储能量。 Q：储能的现货市场价格如何？A：在拉萨等地已经长时间运行现货市场的省份，储能的度电收益通常在3毛5到4毛钱以上。 Q：目前储能系统和ETC的价格水平如何？储能系统成本构成如何？ A：2小时储能系统的系统价格约0.65元/瓦时，4小时储能系统的系统价格约0.58-0.59元/瓦时；独立储能的ETC价格在1.2-1.4元/瓦时左右。储能系 统成本主要由电芯、直流侧和交流侧构成，其中头部企业提供的电芯价格在0.35元左右 ，加上液冷方案带来的分摊成本，直流侧成本约0.17元/瓦时。Q：当前市场价格是否具有竞争力？A：当前市场价格较低，国内产能较大，如果对品牌没有特别要求，成本可以再降5-6分钱 ；但在当前碳酸锂价格下，价格较低的电芯持续时间不会太久，下半年价格可能会略有 上升。Q：储能电池的报价是否会按循环次数不同而有所调整？储能电池循环次数为何与质保年限有关系？ A：基本上没有根据不同循环次数来调整报价的现象，因为大多数项目对储能电池的询盘次数并不十分关注。质保年限更为重要，例如三年或五年质保的差异显著，但循环次数本 身并非报价的主要决定因素。电池循环次数与质保年限相关是因为电池有自身的两个寿命指标：循环寿命和日历寿命。在循环寿命中，虽然锂电在容量保持率上可实现较高水平，但随着循环次数的增加，容量保持率会下降，这是由于电芯自身物理特性的限制。因 此，随着质保年限的延长，储能电池的循环次数要求也相应提高。Q：工商业储能为何要求更长的质保年限？不同电芯厂或集成商提供的储能系统在质保条件和最终达成率上有何区别？ A：工商业储能的投资方案通常认为系统具备15年的运营能力，因此要求五到十年的质保年限以保证电池系统在如此长时间内稳定运行。由于工商业储能每年循环次数多，且质 保往往是系统经营商给投资方提供的，因此较长的质保年限可以作为增加报价依据，并且 在实际项目中，不同质保年限下的系统价格差距较大。知名厂家如C公司与其他品牌的储能电池在项目中表现出明显差异，如在同等条件下运行三年，C公司的剩余容量明显高于某些品牌 。此外，不同储能集成商也会在同一项目中进行PK，如南网在佛山筹建的400兆瓦时储能 电站，特意邀请了多个集成商参与。通过比较项目数据，可以清晰地看出不同电芯厂和集成商的产品性能差异。 Q：储能技术发展对存量储能项目的影响及原因是什么？ A：三年前并网的储能项目在当前的技术条件下，容量保持率仍有约83%至85%，相较于早期项目，整体上性能表现不错。然而，部分早期储能项目由于建设标准较低、运营方缺乏电力现货运营经验和能力，以及风电等新能源配置项目利用率不高等因素，导致储能利用率较低，与风光等新能源利用存在矛盾。对于独立储能项目，其年平均利用率远高于新 能源自行配置项目，且可以在调度模式下自行调整运行。Q：为什么一些小厂商在储能系统中被出清了？A：在当前市场竞争激烈的情况下，大型发电集团通过集采方式增强了议价权，设置了较高的入围门槛，导致一些小厂商难以参与。同时，原材料采购（如电机采购）存在规模效 应，采购量大时能获得更优惠的价格，这也加速了小厂商的出清速度。Q：储能项目的利用率为何明显提高？A：在过去，新能源自行配置项目的实际利用率相对较低。然而，由于光伏价格下降迅速，尤其是现货市场价格变动较大，许多原本被视为闲置的项目现在都开始具有一定的主 动利用积极性。 Q：目前PCS和工商所的PCS价格如何？ A：PCS的价格相对稳定，大体上为每瓦0.09到0.1元之间，而工商所的PCS 价格通常超过0.13元，但具体价格受功率段影响，并且随着国产化工艺器件的进步，PCS产品的利润率有所提高。 Q：在储能技术路线上，电化学储能是否仍然是主导？A：电化学储能仍然是储能市场中的主要技术路线，尽管锂电成本大幅下降带来了其他技术路线的压力，但短期内仍难以撼动电化学储能的地位。 Q：液流储能和压缩空气储能的发展现状如何？A：液流储能签约项目较多，但实际电站案例进程相对较慢，部分项目仍需较长建设时间。压缩空气储能项目建设周期较长，已建成的大型项目主要包括湖北应城和山东肥城的 300兆瓦项目。Q：长时储能政策现状及可能影响？A：目前新疆等西北省份正在调整调峰容量补偿政策，储能时长越长，补偿标准可能越高。但全国范围内的类似政策出台可能性较小，以免对电网系统运行费产生较大上涨压 力。Q：储能项目在度电成本角度下的收益如何计算？ A：在满足容量租赁费前提下，独立储能项目需在现货市场下稳定实现0.35元以上的驻点收益才能实现盈利。此外，独立储能项目充电成本主要为上网电价，而放电成本则需承担 过网费（部分地方可能存在不同理解）。Q：目前浙江工商处项目的收益率情况如何？ A：浙江工商处项目的收益率在那个时段进行了调整后仍然较高，没有受到政策变化的影响，企业积极性也很高。很多大工业用户装的工商业储能项目规模越来越大。国内已出现 多个百兆瓦级以上的工商署项目。Q：工商署改造中与光伏配合的情况如何？ A：目前在工商处，独立风谷大厦项目中光伏与储能配合较少，主要是企业用电，光伏消纳能力强 。未来在工商光夜光服场景下，与分布式光伏配合可能会增多。Q：是否有大规模分布式光伏配储能的案例？A：山东、河南等地已开始进行分布式光伏或固定光伏配储能，但这是趋势之一，电网公司不愿意做配网改造，而是要求开发商满足一定的配置要求。如国家电投等发电集团通过 排气侧储能招标方式参与分布式光伏开发。Q：为什么以前只有电网公司做储能业主，现在不同了 ？ A：现在储能不仅是电网调节的一部分，更多是主动调节，有些企业如珠海瓦特瞄准排气侧储能市场。 Q：为什么全国很多省份没有采用分时电价来补贴储能容量电价？A：目前电力市场设计思路是上网电价要反映对电网调节能力的贡献，火电受益较多，而光伏边际成本接近0，会影响电力现货市场价格。因此，光伏通过