2022年1-5月，據(jù)中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會不完全統(tǒng)計，儲能系統(tǒng)中標價在1.4-1.8元/wh之間。由于原材料價格持續(xù)上漲、儲能收益不明確、調(diào)度次數(shù)不穩(wěn)定、業(yè)主對價格敏感度高等因素，供需兩頭進一步擠壓了儲能系統(tǒng)集成商的利潤空間，行業(yè)整體毛利率在10%左右（個別項目或個別企業(yè)毛利率略高于這個水平）。
這一輪的系統(tǒng)價格上漲，多數(shù)歸因于原材料價格大幅攀升。其中，碳酸鋰價格由2020年1月的5萬元/噸一路上漲到50萬元/噸（2022年4月），5月略有下調(diào)到46.8萬元/噸，兩年半時間，漲幅近10倍。磷酸鐵鋰電池核心部件約40%成本在正極材料，因而原材料的價格是影響電池乃至儲能產(chǎn)業(yè)鏈成本控制的核心因素。雖然中國鋰資源相關(guān)企業(yè)都有較高的鋰鹽產(chǎn)能規(guī)劃，但受到上游鋰礦的生產(chǎn)周期制約，鋰鹽擴產(chǎn)到產(chǎn)能釋放需要1-2年時間，因而可以預計到2023年前，正極材料的價格依舊維持在高位。
據(jù)行業(yè)人士透露，目前能夠滿足儲能系統(tǒng)安全運行要求的磷酸鐵鋰電池的成本約0.8-0.9元/wh，儲能系統(tǒng)成本約在1.5元/wh。但從市場中標價來看，部分項目中標價低于或者接近于成本價。從新能源行業(yè)整體來看，光伏、風電低價中標越來越成為行業(yè)普遍現(xiàn)象。據(jù)某風電企業(yè)測算，按照10%，2小時配比，儲能EPC定價2元/wh測算，安裝儲能系統(tǒng)會降低項目整體IRR 1.16%，如果按照儲能EPC定價1.5元/wh測算，安裝儲能系統(tǒng)會降低項目整體IRR 0.91%。在目前的市場環(huán)境下，業(yè)主的確更傾向于選擇最低價而不是最優(yōu)質(zhì)。
今年以來陸續(xù)出臺的各省十四五能源規(guī)劃，公布了各省的儲能規(guī)模，近期兩項重磅政策《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》和《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力時長和調(diào)度運行的通知》也提振了整個行業(yè)信心。但熱潮過后，我們還是需要清醒地意識到，在原材料中期缺乏大幅下降空間的前提下，達成《實施方案》要求的電化學儲能系統(tǒng)成本降低30%需要產(chǎn)業(yè)鏈同仁一起努力推進。
儲能作為推動構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，我們認為，構(gòu)建滿足高安全、長壽命、低成本的新型儲能系統(tǒng)定價體系，儲能系統(tǒng)的定價應該充分反映能源的市場價格。
首先，進一步深化電力市場改革，提升電力系統(tǒng)靈活運行能力，加速電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型。其次，完善輔助服務市場建設(shè)，電力輔助服務的補償定價機制向“誰提供、誰獲利、誰收益、誰承擔”發(fā)展。電力市場輔助服務定價是對保證電能安全、優(yōu)質(zhì)輸送而提供的額外服務的定價，也是儲能項目的主要收益之一。再次，推動獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場，并研究獨立儲能的容量電價機制。參照國外成熟儲能市場經(jīng)驗，儲能的盈利模式應從單一的電網(wǎng)調(diào)峰服務擴大至賺取節(jié)點電價峰谷價差、獲取容量電費、新能源增發(fā)電量收益分享等，在電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量租賃市場均可獲得收益。最后，遠期考慮將儲能納入碳交易市場，通過出售碳配額等方式，進一步獲取收益，以充分體現(xiàn)儲能在碳減排領(lǐng)域的服務價值。
預期未來會有更多的利好政策出臺，但各地電力發(fā)展現(xiàn)狀、資源稟賦、經(jīng)濟情況有較大的差異，獨立儲能進入現(xiàn)貨市場交易也剛剛初試成功，儲能市場的盈利空間徹底打開尚需時間，全行業(yè)應尊重新能源快速發(fā)展的事實和規(guī)律，以提升技術(shù)為導向，以推動電力體制改革為基礎(chǔ)，還原能源的商品屬性，讓能源市場價格充分體現(xiàn)儲能系統(tǒng)價格。
原標題：儲能系統(tǒng)低價中標為何頻頻出現(xiàn)？
掃描關(guān)注微信
寧德時代吳凱...
天合光能陳奕...
劉巖: 追光行...
黃震院士：大...