储能景气度跟踪之专家会20251009

2025年10月12日19:26 关键词 新型储能容量补偿容量电价电力现货市场绿电直连内蒙古甘肃河北山东广东青海辽宁陕西江苏系统价格电芯货期涨价集采。储能 全文摘要 2022年，新型储能领域政策推动明显，三大关键政策加速行业发展。一是容量补偿政策在内蒙古等地实施，激励了储能快速成长；二是电力现货市场推进，独立储能可进行现货套利，进一步促进了储能发展；三是绿电直连政策，预示着新能源与储能融合的新趋势。 储能景气度跟踪之专家会- 20251009_导读 2025年10月12日19:26 关键词 新型储能容量补偿容量电价电力现货市场绿电直连内蒙古甘肃河北山东广东青海辽宁陕西江苏系统价格电芯货期涨价集采。储能 全文摘要 2022年，新型储能领域政策推动明显，三大关键政策加速行业发展。一是容量补偿政策在内蒙古等地实施，激励了储能快速成长；二是电力现货市场推进，独立储能可进行现货套利，进一步促进了储能发展；三是绿电直连政策，预示着新能源与储能融合的新趋势。不同省份政策差异显著，如内蒙古的高补偿政策吸引大量投资。然而，储能项目面临电芯供应紧张、成本上升及交货期延长等挑战。海外市场，尤其是美国和欧洲，展现出强劲的储能需求，预示着行业未来增长潜力与挑战并存。 章节速览 00:00 2023年新型储能政策梳理及行业影响 对话重点讨论了2023年影响新型储能行业的三大政策：容量补偿或电价政策在多个省份的落实，推动了独立储能项目的快速增长；电力现货市场的加速推进，为储能电站提供了新的套利手段；绿电直连政策虽对今年影响有限，但预示着储能发展的未来方向。这些政策共同促进了新型储能行业的快速发展。 03:57储能电站收入结构与政策影响分析 对话探讨了内蒙、甘肃等地储能电站收入结构，指出内蒙容量补偿占收入比例超过50%，而甘肃等地区占比约为三成到四成。政策方面，内蒙0.35元电价执行期十年，但明年并网项目可能无法享受同等价格，补贴标准或将下调，分摊方式可能转向用户侧，尤其是工商业用户。政策将持续，但具体标准可能调整。 08:44储能系统价格与供应链紧张关系分析 对话探讨了储能系统价格变化与供应链紧张的关系，指出当前集采价格虽下降，但实际项目报价因货期紧张和电芯成本上涨而升高，整体行业集中度提升，供应商入围门槛提高，二线三线电芯品牌仍占比较高。 13:40电芯价格上涨与交付周期紧张分析 讨论了电芯价格从0.24-0.25元上涨至0.27-0.28元，国内新增装机量及在建项目受影响情况，指出60天内交付需求增加，约一半项目受价格波动影响，强调了包线与非包线价格差异及国内订单趋势。 18:27全球储能电池供需差异及原因分析 对话探讨了全球储能电池出货量与新增装机量之间的显著差异，指出海外小规模储能系统、非典型应用场景及便携式储能电源的广泛使用是主要原因。目前，主流电芯供不应求，314安时电芯排产至明年1月，而280安时电芯供应相对稳定，价格优势明显，被部分业主用于储能电站建设。 21:22储能行业供需分析与技术路线转型探讨 对话围绕储能行业未来供需关系展开，指出年底至明年上半年可能为淡季，供需紧张情况有望缓解，但受制于500万以上变新产能释放速度和技术路线不确定性，未来供需关系存在变数。讨论了从314规格改至500以上或600以上 规格的产线改造时间，指出设备匹配与工艺调试是关键，时间跨度从半年至一年不等。最后，提及认证周期对项目推进的影响，部分业主接受中期报告，缩短了认证流程时间。 26:24储能行业景气度与未来趋势分析 对话围绕储能行业的发展趋势展开，指出短期景气度有望持续至明年，得益于国内外市场的需求增长，特别是海外市场的招标活动。预计明年国内新增储能装机将超过180G瓦时，复合增长率达30%-40%，火电利用小时数下降将推动新型储能需求增加。东北地区若出台激励政策，将进一步提升储能装机目标。 32:28海外储能市场分析与欧美电力市场收入来源探讨 讨论了海外储能市场，特别是美国和欧洲市场的未来趋势。指出尽管美国本地供应链面临挑战，但欧洲市场增速更快。对于欧美成熟电力市场，分析了容量补偿与现货套利收入比例，以英国和意大利为例，说明了容量市场的拍卖机制及储能系统盈利模式，强调了能量市场在收入来源中的重要性。 35:38中国电力市场容量电价与储能收益分析 讨论了中国不同省份电力市场中现货套利价差对容量电价设定的影响，以及储能项目收益率的计算方法和假设条件。山东市场年化收益率约6.5%，而内蒙古近期收益率接近20%，但未来可能回归合理水平。甘肃储能系统年合理收入测算基于每年300次现货套利，每次价差0.3-0.35元，反推容量市场收入约为100元/千瓦/年。 39:52内蒙古储能项目收益率与政策影响分析 对话围绕内蒙古储能项目收益率及政策影响展开，讨论了实际套利次数对收益率的影响，指出20%收益率基于600次套利的假设，实际可能低于此水平。政策调整后，储能项目回归合理调峰，预计年化收益率约12%，为国内最高。同时提及资源抢占现象，以及未来可能的补贴分摊方式调整，以减轻发电侧压力。 发言总结 发言人1 他首先提出了一系列问题，邀请听众就当前政策环境及其对行业影响进行讨论。他特别询问了赵博是否能听到声音，并请求赵博介绍今年各省份出台的新政策，特别是这些政策如何影响现货收入和容量补偿收入的比例，以及这些变化对储能和独立储能项目产生的具体影响。讨论中，他强调了省份政策的多样性及其对行业格局的塑造作用，还特别提到了内蒙政策的持续性及其对市场需求的潜在影响，同时关注用户侧，尤其是工商业用户的需求。 此外，他探讨了新项目收入的核算方法、国内收益率情况，以及政策持续性、系统价格、储能项目需求等方面的看法。他还提到了欧美电力市场的对比，并询问了国内未来可能的形式以及政策如何根据套利情况调整容量电价水平。讨论中还涉及了补贴的持续性、收益率的可持续性、以及装机容量的限制等问题。 他总结时表示，他对赵博的解答表示感谢，并强调未来有关于国内储能的问题，大家可联系国金电信团队的赵博。整个发言体现了对当前政策环境、市场动态以及未来趋势的深刻理解与关注。 发言人3 他对当前讨论的主要议题进行了详细的梳理，并对电信领域中的溢价问题表示了高度关注。他首先询问了因货期紧张导致的交付成本增加情况，特别关注于在60天内完成交付所需的额外成本上浮。其次，他探讨了接单价格上涨的细节，分析了当前的报价范围（0.27到0.28），并深入讨论了货期紧张对不同客户（大客户与电信型号）的影响，以及这种紧张状况如何影响国内和国外订单。他还询问了价格上涨的普遍性和比例，以及在年化或按月度需求出货时，涨幅可能占的比例。此外，他还关注了装机和电池需求出货时间之间的差异，以及全球储能市场的规模问题。最后，他询问了未来几个月内储能需求和供需关系的趋势，以及如果企业调整生产线（从314到500以上的产线），所需的时间长度和是否需要下游认证的问题。整个发言内容围绕价格、生产、市场需求和产能调整等问题进行了全面的询问。 发言人2 他深入讨论了2023年新型储能领域面临的关键政策影响，主要聚焦于三大方面：一是内蒙古、甘肃、宁夏、青海等省份的容量补偿和容量电价政策的实施，这一政策为新型储能市场带来了显著的增长动力；二是电力现货市场的快速推进，为储能电站开辟了新的套利途径；三是绿电直连项目的兴起，虽然目前对储能并网的实际影响有限，但预示着新型储能发展的未来趋势。此外，发言人特别分析了内蒙古储能市场的具体情况，强调了容量电价和现货市场对储能收益的双重影响，并探讨了不同省份间政策差异对储能增长的潜在影响。他的观点凸显了当前新型储能市场的复杂性与不确定性，以及政策环境对市场发展的重要引导作用。 发言人4 他首先询问了当前全球市场景气情况，特别关注了对国内（以内蒙古为例）和海外市场（尤其是美国）的储能装机量、补贴政策以及需求趋势的影响与预测。他特别强调了今年第四季度与明年需求变化及储能装机量的预测，显示出对市场动态的高度关注。此外，发言中也提及了与苏州大组和工商局的相关事宜，暗示了政策环境和地方合作对储能产业发展的重要影响。整体而言，他的发言聚焦于市场分析、政策影响及区域合作，旨在全面理解储能行业面临的机遇与挑战。 问答回顾 发言人2问：第二方面影响储能的政策是什么？ 发言人2答：第二方面的政策是电力现货市场的逐步加速推进。现在独立储能不仅能在蒙西、山东、甘肃、广东等传统省份进行现货套利，还能在陕西、辽宁、青海等新兴省份试运行或长周期试运行以进行套利，这将逐步取代过去的辅助服务，成为储能电站套利的重要手段。 发言人2问：第三方面对未来储能发展模式有深远影响的政策是什么？ 发言人2答：第三方面的影响虽然目前尚未立竿见影，但长远来看将深刻改变储能发展模式，即绿电直连或联网合成一体化项目。随着相关政策发布，绿电直连将成为今后集中式新能源及储能发展的重要模式，目前山东、江苏和甘肃酒泉市已有多个项目开始建设。 发言人2问：像内蒙这样省份的容量补偿收入在储能电站总收入中的比例大概是多少？ 发言人2答：以内蒙为例，由于其容量补偿政策补偿金额高且按放电电量进行补偿，整体占比超过50%，部分电站甚至达到70%以上。而在甘肃、河北等省份，2小时储能电站的容量电价收入占年收入的比例约为30%至40%。 发言人1问：如果内蒙的容量电价政策明年后需求是否会受到冲击？ 发言人2答：明年并网项目的电价很难再获得0.35元/千瓦时的高价格，政策会有调整，并且内蒙古的分摊方式可能从目前的特区侧转向用户侧。尽管如此，即使补贴金额可能下降，容量补偿政策仍会有持续性，尤其是对于锂电储能，而其他形式如液流电池、压缩空气储能即使明年并网也将享受今年确定的价格。 发言人1问：在储能系统和产品要求以及供应商选择上，随着利用率提高和商业模式变好，是否变得更加严格？ 发言人1答：目前对于储能系统和产品的要求以及供应商选择确实有提高和严格化的趋势，但具体内容需要进一步探讨。 发言人2问：现在储能供应商的入围门槛是否很高？ 发言人2答：是的，目前储能供应商的入围门槛非常高。对于五大六小发电集团业主来说，能够入围的企业名单数量非常有限，一般不超过七家。 发言人1问：集采系统的价格是否一直在下降，还是有涨价的情况？系统价格上涨的主要原因是什么？ 发言人2答：实际上，系统价格并非持续走低，已经出现上涨情况。例如，在9月底国能集团的一个储能项目招标中，对于45天内交货的标段，其直流侧报价接近0.44元，相比年初的0.38元左右的价格有所上涨。系统价格上涨主要源自两个方面：一是电芯端报价上涨，尤其是对于要求60天内交货的紧急订单，价格会比正常交货价格高出两分钱以上；二是整个电信行业整体涨价，接单价格有所上升。 发言人3问：这些价格上涨的订单占比有多大？ 发言人2答：国内大约一半的电芯产品会受到货期紧张影响价格上涨，其中涉及的项目预计有20G瓦时到30G瓦时之间的需求量受到涨价影响。 发言人3问：货期紧张导致价格上涨是否针对所有客户和型号？ 发言人2、发言人3答：货期紧张导致的价格上涨主要针对部分急需交付的储能客户，尤其是系统经销商在电芯厂商进行年度集采时，如果货期要求在60天内，价格会有所上浮，但并非所有客户和型号都受影响。 发言人2问：在接下来几个月，国内市场的占比情况是怎样的？ 发言人2答：接下来几个月，我在国内市场的占比接近一半。具体来说，1到9月份新增的装机大约在85个G瓦时左右，而接下来三个月还有五十多个G瓦时的装机量。 问：今年全球装机和电池需求出货时间差异较大，原因是什么？ 发言人2答：这个差异主要是由于海外部分储能产品、阳台储能产品以及小规模储能系统采用非传统电芯规格，如280或314安时的大容量电芯，导致统计口径不一致。此外，许多储能项目未被完全统计和跟踪，以及非典型应用场景下的储能电芯使用也造成了数据差异。 发言人3问：现在电芯供应是否紧张？ 发