中國儲能網(wǎng)訊：受益于新能源項目加速落地，疊加政策持續(xù)加碼，中國儲能裝機規(guī)模持續(xù)快速增長。
2024年1-7月，全國共發(fā)布了616項新型儲能相關(guān)地方層面政策，廣東省發(fā)布最多，共61項；浙江54項，河南、江蘇、山東、安徽38項以上，四川、上海、內(nèi)蒙古、北京均超20項。
8月24日，碳中和能源高峰論壇暨第四屆中國國際新型儲能技術(shù)及工程應用大會與新型儲能技術(shù)青年科學家論壇在深圳召開。
中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會秘書長王澤深重點介紹了今年前七個月我國新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢。
從數(shù)據(jù)上看，今年前七月，新型儲能裝機規(guī)模和招標規(guī)模最大均是蘇州。蘇州裝機容量占全國 20.19%，位列全國第一，若放眼整個華東地區(qū)，則占到了全國新增裝機的41.03%。
在儲能鋰電池產(chǎn)能上，江蘇和廣東不相上下，江蘇新增產(chǎn)能最大，合計年產(chǎn)能超250GWh；廣東則是新增投產(chǎn)規(guī)模最大，達47GWh。
在儲充/光儲充項目上，廣東則位列第一，新增擬在建192個，數(shù)量占比31.02%，多數(shù)為城市充電站。
而從產(chǎn)業(yè)發(fā)展角度看，盡管主流儲能電芯仍為280Ah，但300Ah+的電芯需求大幅上升，300Ah+產(chǎn)品在全球大儲市場占有率已接近30%。
廣東新增投產(chǎn)規(guī)模最大
在產(chǎn)業(yè)投資方面，據(jù)儲能應用分會不完全統(tǒng)計，截至2023年底，國內(nèi)前14家鋰電池龍頭企業(yè)已建成產(chǎn)能達1354.2GWh，其中，寧德時代552GWh，占比40.76%；比亞迪220GWh，占比16.2%；國軒高科109GWh，占比8%，億緯鋰能產(chǎn)能達86GWh，占比6.35%。
今年1-7月共150個儲能鋰電池產(chǎn)業(yè)項目更新了動態(tài)，合計年產(chǎn)能1370GWh，總投資超3670億元，達產(chǎn)后年產(chǎn)值超5860億元。其中，備案582GWh，占比43.05%；簽約/環(huán)評獲批/擬建等372GWh，占比27.51%；開工/在建298GWh，占比21.89%，新增規(guī)劃和在建產(chǎn)能合計共1252GWh。
1-7月新增投產(chǎn)118GWh，占比7.54%，投產(chǎn)產(chǎn)線達產(chǎn)后年產(chǎn)值超739億元。
分地區(qū)看，江蘇省儲能鋰電池產(chǎn)業(yè)項目新增產(chǎn)能最大，投產(chǎn)6GWh，規(guī)劃和擬在建244.2GWh，合計年產(chǎn)能超250GWh，占比18.3%，總投資超380億元，達產(chǎn)后年產(chǎn)值超575億元。
其次，廣東新增投產(chǎn)規(guī)模最大，達47GWh，新增規(guī)劃和擬在建產(chǎn)能89GWh，總計136GWh，占比10%，排在第二。浙江新增擬在建產(chǎn)能111.3GWh，排名第三。河南新增投產(chǎn)40GWh，新增投產(chǎn)規(guī)模位居全國第二。
今年1-7月共32個固態(tài)/半固態(tài)電池產(chǎn)業(yè)項目更新了動態(tài)，新增總年產(chǎn)能187GWh，總投資超900億元，達產(chǎn)后年產(chǎn)值超643億元。
其中，項目備案達到18GWh，占比9.63%；簽約/擬建56GWh，占比29.95%；開工/在建110GWh，占比58.82%。綜上，新增規(guī)劃+在建產(chǎn)能合計共184GWh。1-7月固態(tài)/半固態(tài)電池共投產(chǎn)3GWh，占比1.6%。
碳中和能源高峰論壇暨第四屆中國國際新型儲能技術(shù)及工程應用大會與新型儲能技術(shù)青年科學家論壇現(xiàn)場
江蘇儲能系統(tǒng)招標規(guī)模最大
在儲能項目招標集采方面。據(jù)儲能應用分會統(tǒng)計，今年1-7月，國內(nèi)儲能EPC、PC、電芯、儲能系統(tǒng)采招和容量租賃總需求達35.4GW/102.2GWh，其中EPC/PC招標46.7GWh，儲能系統(tǒng)（含直流側(cè)）采招34.66GWh，容量租賃1.86GWh，電芯集采18.9GWh。
就應用場景分析，電網(wǎng)側(cè)獨立/共享儲能項目招標規(guī)模18.12GW/43.43GWh，容量占比67.28%；電源側(cè)招標7GW/18.6GWh，占比28.85%；用戶側(cè)0.917GW/2.5GWh，占比3.87%。
今年1-7月，國內(nèi)儲能EPC、PC、電芯、儲能系統(tǒng)采招和容量租賃總需求達35.4GW/102.2GWh，其中EPC/PC招標46.7GWh，儲能系統(tǒng)（含直流側(cè)）采招34.66GWh，容量租賃1.86GWh，電芯集采18.9GWh。
今年新型儲能招標規(guī)模最大的省份是江蘇，規(guī)模達9.73GWh，容量占比14.86%；新疆招標規(guī)模達8.9GWh，占比13.61%，居全國第二。
內(nèi)蒙古招標需求達6.85GWh，占比10.45%，排在第三。河南招標規(guī)模超5GWh，此外，寧夏、青海、甘肅、河北、山東招標規(guī)模均在4GWh以上。
就大區(qū)分析，2024年1-7月西北地區(qū)儲能招標規(guī)模最大，達22.75GWh，容量占比34.73%；華東地區(qū)招標規(guī)模達15.8GWh，占比24.1%；華北地區(qū)招標規(guī)模為13.5GWh，占比20.66%。此外，華中6GWh，西南4.4GWh，華南2.54GWh。
碳中和能源高峰論壇暨第四屆中國國際新型儲能技術(shù)及工程應用大會與新型儲能技術(shù)青年科學家論壇現(xiàn)場
儲能系統(tǒng)設(shè)備造價和EPC造價持續(xù)下降
2024年1-7月，電芯/儲能系統(tǒng)集采/框采招標規(guī)模達36.7GWh，規(guī)模最大的是中國電氣裝備14.54GWh儲能電芯集采，其中11.1GWh需求為314Ah電芯。
雖然目前主流電芯仍為280Ah，但314Ah電芯在7月集采中的需求已遠超280Ah電芯。目前，300Ah+產(chǎn)品在全球大儲市場占有率已接近30%。此外，1-7月PCS集采招標2.04GW，EMS招標2.4GWh。
在中標價格方面。據(jù)分會統(tǒng)計，7月，1h儲能EPC中均價為1.608元/Wh。2h磷酸鐵鋰儲能EPC中標價格在0.886-1.938元/Wh區(qū)間內(nèi)，中標均價1.362元/Wh。4h儲能EPC中標價格在1.08-1.5元/Wh，均價1.097元/Wh。
7月，磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)采購中標單價區(qū)間0.495-0.888元/Wh，其中，1h磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)中標單價區(qū)間在0.88-0.8841元/Wh。2h儲能系統(tǒng)中標單價區(qū)間在0.52-0.888元/Wh。4h儲能系統(tǒng)中標單價區(qū)間在0.495-0.695元/Wh，均價0.508元/Wh。
會上發(fā)布的《2024年（二季度）新型儲能典型應用與發(fā)展趨勢分析報告》中提到，二季度隨著電池為主的儲能設(shè)備價格持續(xù)下降，儲能系統(tǒng)設(shè)備造價和EPC造價持續(xù)下降。截至二季度底，以充放電 2h磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)為例，集中式拓撲儲能系統(tǒng)價格主要分布在0.56-0.62元 /Wh左右，相比 2023年二季度 1-1.2元 /Wh左右價格，同比下跌超過70%。二季度 1h、2h、4h時長集中式儲能設(shè)備單價在 0.95元 /Wh、0.59元 /Wh和 0.54元 /Wh左右。
王澤深表示，新型儲能依然存在調(diào)度利用水平偏低、主動支撐能力不足，商業(yè)模式不清晰、儲能充放電成本較高、市場主體激勵不足、管理機制不健全、安全性有待加強等問題。
同時，受新能源大基地建設(shè)、分布式光伏發(fā)展、區(qū)域弱電網(wǎng)運行、新能源汽車滲透率不斷提升、用電冬夏、早晚“雙峰”、極端災害天氣多發(fā)頻發(fā)等影響，保障電力安全可靠供應面臨多重考驗，新型電力系統(tǒng)對儲能的需求將不斷增長，對儲能的支撐、調(diào)節(jié)能力也提出了更高要求。
