即便面臨來自價格競爭、市場機制不明晰等挑戰(zhàn)，但新型儲能產(chǎn)業(yè)上半年的市場參與熱情不減。

　　2024年初，一份來自CNESA DataLink全球儲能數(shù)據(jù)庫的數(shù)據(jù)顯示，截至2023年末我國累計的新型儲能的裝機規(guī)模超過30GW，標志著我國已提前達成新型儲能裝機目標。

　　半年之后，CNESA DataLink全球儲能數(shù)據(jù)庫再度披露2024上半年的統(tǒng)計數(shù)據(jù)。

　　這份“產(chǎn)業(yè)半年報”顯示，2024上半年新型儲能新增投運裝機規(guī)模13.67GW/33.41GWh，功率規(guī)模和能量規(guī)模同比均增長71%。新型儲能項目數(shù)量(含規(guī)劃、建設中和投運)超1000個，較去年同期增長67%。

　　CNESA DataLink預計，下半年中國新型儲能產(chǎn)業(yè)還將繼續(xù)保持快速增長態(tài)勢，預計2024年全年新增裝機30GW至41GW。

　　至遠期，該機構預計，“十四五”的最后兩年，新增儲能裝機仍呈快速增長態(tài)勢，超額完成目前各省的規(guī)劃目標;而“十五五”期間將呈現(xiàn)一個平穩(wěn)增長的態(tài)勢。

　　保守場景下，預計2024至2030年復合年均增長率(CAGR)為30.4%，年平均新增儲能裝機規(guī)模為26.6GW。理想場景下，預計2024至2030年復合年均增長率(CAGR)為37.1%，年平均新增儲能裝機規(guī)模為39.9GW。

　　從上半年的新型儲能市場供需關系上來看，儲能市場的招投標情況火熱。而在激烈的市場競爭之下，投標企業(yè)的報價持續(xù)走低，引發(fā)行業(yè)內人士擔憂。

　　另外，在收益端，盡管多地各顯身手試圖盤活儲能商業(yè)模式發(fā)揮其價值，但由于政策配套等問題，儲能收益存在的不確定性還在增加。專家認為，未來我國仍需持續(xù)探索儲能如何參與電力市場等難題。產(chǎn)業(yè)規(guī)模保持高增長

　　根據(jù)CNESA DataLink的不完全統(tǒng)計，今年上半年，新型儲能招標規(guī)模持續(xù)高增長。其中，電池系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)和EPC的招標量均超去年同期水平(以能量規(guī)模計算)，同比增長86%、29%、124%;月度招標總量均高于去年同期水平，月均招標總量超過10GWh(含電池系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)和EPC)。

　　源網(wǎng)側招標規(guī)模高于去年同期，特別是電網(wǎng)側招標規(guī)模漲幅最大，同比增長140%，占比提升12個百分點;集采/框采規(guī)模近30GWh，同比增長20%，超過60%的采購規(guī)模來自儲能系統(tǒng)。

　　招標方面，招標主體集采/框采規(guī)模放量，全部高于去年同期水平。中標方面，中標規(guī)模同樣高于去年同期，電池系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)和EPC的中標量(以能量規(guī)模計算)，同比增長50%、19%、173%;上半年中標總量(含電池系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)和EPC)同比增長90%，各月中標規(guī)模均高于去年同期，最大月度中標規(guī)模增速超過200%。

　　市場招投標規(guī)模大增反映了需求火熱，而在供給端，價格是市場競爭激烈的信號。

　　反映在數(shù)據(jù)上，儲能系統(tǒng)上半年整體中標價格比去年同期呈現(xiàn)下降趨勢，為676.06元/kWh，同比下降49%，與年初相比下降9%;此外，上半年首次出現(xiàn)了低于500元/kWh報價，創(chuàng)歷史新低。EPC上半年中標均價相對儲能系統(tǒng)波動較大，中標均價1369.08元/kWh，同比下降27%，與年初相比下降14%，降幅大于儲能系統(tǒng)。

　　中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟副秘書長、副研究員岳芬指出，上半年整體的中標均價趨穩(wěn)，市場其實是正在回歸理性的。“我們正對業(yè)主、政策制定者呼吁，要減少低價競爭的情況發(fā)生。”

　　從產(chǎn)能規(guī)模來看，上半年我國新增儲能電池產(chǎn)能規(guī)模74GWh(含擬建、開工和投產(chǎn)項目)，投產(chǎn)項目產(chǎn)能規(guī)模9GWh，同比減少31%，全部來自鋰電池項目。整體來看，產(chǎn)能投資回歸理性，例如黑芝麻(000716)、珠海冠宇、新宙邦(300037)等多個鋰電池、材料、電解液項目暫緩或終止。

　　另外，儲能企業(yè)在全球業(yè)務拓展方面持續(xù)加力。2024年上半年，中國儲能企業(yè)在全球范圍內簽約訂單規(guī)模超過80GWh(不含招投標訂單);海外訂單簽約規(guī)模超過50GWh。持續(xù)探索儲能參與電力市場

　　儲能產(chǎn)業(yè)不僅吸引著高新制造類企業(yè)爭相入局，也吸引著地方政府積極參與。

　　在政策層面，截至2024年6月底，全國已發(fā)布約2160余項與儲能直接和間接相關的政策，廣東、浙江、山東、安徽等地儲能政策最為集中;2024年上半年，全國共發(fā)布儲能直接和間接相關政策425項，是去年同期的1.6倍。

　　截至目前，全國已有26個省市制定了2025年底的新型儲能裝機目標，總規(guī)模達86.6GW。更是有二十余個地區(qū)提出的2025年產(chǎn)值/營收目標超500億元。這意味著，儲能產(chǎn)業(yè)的招引/營收未來的規(guī)模目標合計近3萬億元。

　　另一方面，新型儲能的價格疏導機制尚待逐步完善。在現(xiàn)有的儲能收益來源中，亦缺乏長期穩(wěn)定的收益機制。

　　中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟理事長、中國能源研究會儲能專委會主任委員陳海生指出，從各項政策來看，新能源配儲的方式越來越靈活，各地都鼓勵租賃或購買獨立共享儲能容量。

　　雖然多地動態(tài)調整分時電價，但峰谷價差同比呈下降趨勢，今年前8個月，32個地區(qū)最大峰谷價差的總體平均值為0.68元/kWh，同比收窄6.7%?，F(xiàn)貨市場方面，現(xiàn)貨均價同比去年上半年普遍下降。

　　同時，調峰輔助服務方面，“196號文”是影響輔助服務市場價格的關鍵因素，這使得儲能收益不確定性增加;容量租賃方面，容量租賃價格受供需影響較大;容量補償方面，各地政策有所不同，例如河北、浙江對電網(wǎng)側獨立儲能給與容量裝機補償，內蒙古、新疆等地按照放電量給與容量補償。

　　從收益水平上看，陳海生介紹，作為對比，美國CAISO、ERCOT兩座電池儲能電站平均收益水平最好，過去兩年呈出增長趨勢。從收益構成上看，澳大利亞、英國儲能收益來源以輔助服務為主，隨著輔助服務市場的飽和，收益水平出現(xiàn)了大幅下降，但即便如此，從每年每兆瓦的收益來看，整體水平仍然高于國內。

　　值得注意的是，與國外典型國家相比，海外市場中大部分收益來自于市場化的能量市場和輔助服務市場，容量市場占據(jù)一小部分;但國內獨立儲能電站一半以上的收益依賴容量租賃，租賃年限和租賃價格難以保證。“未來我們仍需在儲能如何參與電力市場方面持續(xù)探索和發(fā)力。”陳海生表示。

　　來源： 21世紀經(jīng)濟報道記者費心懿