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1、2023年H1储能市场分析:储能系统首破1元/Wh,上半年跌幅超30%_百度知 ...
北极星储能网统计数据显示，2023年上半年储能市场异常活跃，共有超过300个储能项目进行开标。在储能系统方面，从1月至6月的均价显著下降，跌幅超过30%，平均价格从初始的约1.6元/Wh降至1.2元/Wh的区间，随后基本稳固在该水平。2月底开始，碳酸锂价格的大跌对储能系统产生了重大影响，导致最大跌幅约为28%，系统价格降至1.2元/Wh左右。5月-6月期间，央国企大型储能系统集采的开标吸引了众多企业的参与，系统报价甚至低至1元/Wh以下。储能EPC（工程、采购和施工）方面，上半年价格持续下行，降幅超过23%。4月底至5月中旬，材料价格短暂止跌后平稳回升，储能EPC价格随之上涨。然而，从6月的价格走势来看，预计后续还会继续下降。在最近的6月，共有49个储能项目开标，涵盖储能电站EPC、储能系统集成、储能电池、储能电站运维等服务内容，总规模约为3.2GW/8.4GWh。在风电储能EPC方面，6月共计13个、总规模1.4GW/4.7GWh的项目开标，整体报价区间在1.03元/Wh-1.91元/Wh，平均报价为1.42元/Wh，相比3月的1.68元/Wh，又下降了约15%。其中，“浙江会战”储能项目EPC由太湖能谷科技（牵头）与浙江长兴电气工程、浙江博邦电力设计公司联合体中标，采用铅碳电池技术，总规模达到600MW/3000MWh。太湖能谷还在6月中标了另一储能EPC项目，即吉洋绿储共享储能项目，计划在宁夏银川建设200MW/400MWh的共享储能电站，中标均价为1.836元/Wh，是本月报价最高的项目。太湖能谷以1.74元/Wh的价格优势位列候选人第一名。风电储能项目的EPC价格再创新低，河南新能源叶县100MW平价上网风电10MW/20MWh的储能EPC工程报出1.24元/Wh的低价，由平高集团中标。此价格相比此前稳固在1.6元/Wh左右，今年以来逐渐降至1.3元/Wh以下。在储能系统方面，6月总规模共计508MW/1076MWh的储能系统开标，用户侧储能报价相较于新能源侧和电网侧平均高出大约18%。风电光伏项目配建储能系统均价约为1.09元/Wh，其中3家企业报价低于1元/Wh。远景能源在公航旅凉州区九墩滩100MW光伏项目储能系统采购中以报价0.985元/Wh中标，中车株洲所为该项目中标候选人第二名，投标报价为0.99元/Wh。格力钛新能源创造了本月储能系统最低报价，为0.95元/Wh，该项目由国能尼勒克县100万千瓦多能互补光伏项目和尼勒克8万千瓦光伏项目储能系统采购组成。本月，集中式共享储能系统平均报价为1.089元/Wh，其中报价最低的是上海电气国轩新能源，最终以1.05元/Wh的价格优势中标甘肃定西市通渭县共享储能电站储能系统采购。用户侧储能系统平均报价为1.278元/Wh，其中长电能源2023年第一批用户侧储能项目设备采购中，第一中标候选人天津华致能源投标报价为1.28元/Wh，第二名新风光电子投标报价为1.26元/Wh，第三名未蓝新能源投标报价为1.295元/Wh。该项目招标曾提出以电池级碳酸锂材料价格18万元/吨作为基准，但截至目前，电池碳酸锂市场报价已上涨至29.85万元/吨。此外，本月央国企储能系统集中采购规模5GWh，华电2023年度电化学储能系统集采中，共有6家入围，投标报价区间为1.002元/Wh至1.095元/Wh，投标均价为1.058元/Wh。标段一2GWh的中标候选人按顺序依次为阳光电源、山东电工时代、亿纬动力、比亚迪，入围的中标备选人为海博思创、宁德时代。标段二3GWh的中标候选人按顺序依次为阳光电源股份有限公司、山东电工时代、比亚迪、宁德时代，入围的中标备选人为亿纬动力、海博思创。在储能电池方面，本月央国企共三大储能电池集采开标，规模共计7.4GWh，招标单位分别来自中国电气装备集团、国家能源集团、深能集团。其中，中国电气装备集团5GWh储能电池集采共有4家企业中标，按中标规模排名依次为中创新航、鹏辉能源、海辰储能、瑞浦兰钧，共有10家企业入围磷酸铁锂电芯框采。国能信控与深能智能能源储能电池集采则由电池龙头企业夺得，其中报价最高的是宁德时代，报价最低的是鹏辉能源，平均报价为0.623元/Wh。国能信控的方形铝壳磷酸铁锂电池采购规模为1.4GWh，标段一0.8GWh的中标候选人依次为鹏辉能源、瑞浦兰钧，标段二0.4GWh的中标候选人依次为宁德时代、瑞浦兰钧，标段三0.2GWh的中标候选人依次为亿纬动力、瑞浦兰钧。深能智能能源的0.5C储能电池采购总规模为1GWh，三个标段容量分别为500MWh、300MWh、200MWh，中标候选人依次为海辰储能、亿纬动力、鹏辉能源。
2、光伏,光储系统和用户侧储能谁最具投资价值
下面分析，光伏、光储以及用户侧储能三个项目的特点，投资经济性对比。以广州某工业厂房为例,该地区峰段电价1.0348元/度，时段是14到17点，19点到22点;平段电价0.6393元/度，时段是8到14点，17点到19点，22点到24点;低谷电价是0.3351元/度，时段是00点到8点。该工厂峰值负载功率为500kVA,工厂是早上8点开工，下午18点收工。一年工作时间为280天左右。目前无论是光伏，还是储能都没有补贴，依靠货款去做这3个项目，都没有投资价值，所以以下模式设定为厂房业主有闲余资金自投，光伏发电或者储能用于抵消电费开支，没有计算资金的货款成本，以及税金和租金等各种开支。光伏并网系统特点：光伏并网系统，负载优先使用太阳能，当负载用不完后，多余的电送入电网，当光伏电量不足时，电网和光伏可以同时给负载供电，光伏发电依赖于电网和阳光，当电网断电时，逆变器就会启动孤岛保护功能，太阳能不能发电，负载也不能工作;系统输出功率和光照同步，和电网峰平谷电价没有关系。根据该公司的用电负载功率和用电情况，安装一个400kW的光伏电站，开工期间光伏用电可以全部自用，正常工作日8点之前和18点之后和休息日余量上网，以脱硫电价0.4153元卖给电网公司，综合计算自发自用比例为80%，余电上网比例为20%。整个系统初装费用为180万元。400kW在广州地区，平均每年发电40万度，自用比例为80%，约32万度，峰段约为12万度，按1.0348元每度价格算，每年收益为12.4万元，平段约为20万度，按0.6393元每度价格算，每年收益为12.8万元,余量上网比例为20%，以脱硫电价0.453元卖给电网公司，总费用为3.6万元，加起来为29.2万元。光伏储能系统相对于并网发电系统，光储系统增加了充放电控制器和蓄电池，系统成本增加了30%左右，但是应用范围更广。一是可以设定在电价峰值时以额定功率输出，减少电费开支;二是可以电价谷段充电，峰段放电，利用峰谷差价赚钱;三是当电网停电时，光伏系统做为备用电源继续工作，逆变器可以切换为离网工作模式，光伏和蓄电池可以通过逆变器给负载供电。还是上述的项目，在光伏电站增加一个储能系统，光伏设为250kW，储能系统配备一台250kW的PCS双向储能变流器，1000kMH铅炭蓄电池，整个系统初装费用为200万元，光伏平均每年发电25万度，80%开工期间系统设计在电价峰值时功率输出，20*1.0348=20.7万，20%节假日以脱硫电价0.453元卖给电网公司，5*0.453=2.27万，利用峰谷0.7元每度的价差，每天充500度，充放电效率算0.85，在高峰期放425度，每天可以节省电费272元，一年算280天约7.63万元;电网停电会给工厂带来较大的损失，停电一小时，可能损失几千到几万元，加装了储能系统，还可以做为备用电源使用，估计一年算2.1万左右，这样全部加起来约32.7万元。用户侧储能系统用户侧储能系统，主要设备是双向储能逆变器和蓄电池，电价谷时充电，电价峰时充电，电网停电时，作为后备电源使用。还是上述的项目，我们设计一台500kW的PCS双向储能变流器，2200kWH铅炭蓄电池，整个系统初装费用为180万元。利用峰谷价差充放电，效率算0.85，设计高峰期放1500度，总的价差约980元，一年算280天约27.44万元;电网停电会给工厂带来较大的损失，停电一小时，可能损失几千到几万元，加装了储能系统，还可以做为备用电源使用，估计一年算4万左右，这样全部加起来约31.44万元。
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