国内大储市场展望及储能发展情况

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&A Q：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 0.35 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，