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技术赋能!储能市场将迎来技术角逐拐点

发布日期:2024/9/18



      持续一年多的储能产业链降价“风暴”还在持续,市场疑问也在继续——储能价格何时才能探底?


      最新数据显示,今年7月,2小时储能系统中标均价574.28元/kWh,环比下降20%,同比下降48%;280Ah和314Ah碳酸锂储能电芯均价降至0.35元/Wh、0.36元/Wh,逼近甚至跌破企业生产成本线。
     “不计成本销售的产业不可持续,一定要给产业链上有创新能力、有质量保证能力的企业留出生存空间,这样产业才能持续发展。”在近日召开高端对话活动上,亿纬锂能董事长刘金成直言,靠降价来竞争的方向是错误的,储能产业当前已经到了转变拐点,要聚焦技术创新和性能提升,为储能实现价值赋能。


      电池环节降价空间不多


      电池是储能系统最主要组成部分之一,在行业降本诉求下担当降价“主力”。


      不过,由于前期大量规划产能落地,市场供需失衡,低价竞争致使储能电池企业盈利面临挑战。从近期多家锂电上市企业发布的半年报来看,储能业务净利润呈下降趋势,且利润多由海外市场带动。上半年,亿纬锂能储能电池毛利率14.38%、同比下降1.25%;瑞浦兰钧储能电池业务实现营收32.08亿元、同比下降25.8%,毛利率3.2%、同比下降3.3%,主要原因是储能市场竞争加剧所致;鹏辉能源实现归母净利润4167.90万元,同比下降83.41%。该公司称,储能产品出货量同比增长较多,但因售价同比下跌幅度大,储能业务收入总额同比出现一定幅度下滑。


      行业盈利状况已“劝退”一批跨界者。今年上半年,我国新增储能电池产能规模74GWh(含拟建、开工和投产项目),投产项目产能规模9GWh,同比下降31%。黑芝麻、珠海冠宇、新宙邦等多个锂电池、材料、电解液项目暂缓或终止。


    “储能系统价格已降到0.5元/Wh,这不完全是由技术创新驱动,更多是商业竞争行为。储能市场竞争异常激烈,产能很多,都想出货抢占市场,才出现屡创新低的商业性价格。”蜂巢能源董事长杨红新坦言,储能产业链整体盈利性不佳。


    “电池在目前储能系统中的成本占比为20%左右,其价格应该相对稳定,甚至高一点,对整个产业才是健康的。”刘金成认为,电芯成本下降对储能系统的成本影响已经很小,未来成本下降的重点在标准化和整体性能提升,系统标准化将带来30%—50%的成本下降空间。


      技术赋能行业硬实力


      在构建新型电力系统背景下,业内预期储能度电成本将降至0.2元以内,由“风光”平价走向“风光储”平价。


    “做到0.2元以下,价格堪比抽水蓄能,这是行业很多年的目标,理论上已实现。”宁德时代副总裁孟祥峰指出,除成本外,还要比可靠性、稳定性,企业宣称锂电储能电站循环寿命可达7000次,但目前并没有实况场景的完整验证,现在储能电站投运后被调度次数和比例较低,真正要调度时能否顶得上,长时间调度之后的系统寿命、可靠度情况如何,尚待进一步明确。“成本很重要,可靠性、稳定性,循环寿命能否真正实现也很重要,行业还要持续练好基本功。”


      第二阶段,储能真正盈利,不是以纯商业竞争来压低价格,要靠产品、技术创新。杨红新指出,储能系统是一个庞大体系,要把各环节的成本降下去。“占地面积减少、施工费减少,就要提升单位面积的能量。”


       大容量、大系统成为储能行业的主攻方向。杨红新指出,储能电池“向大而生”的过程中,企业采取的技术路线并不完全相同,按电芯形态大致可分为短刀大容量、两侧极耳、顶侧极耳三大类,目前还没有最终锁定哪种形态是未来的标准电池。“但无论哪种技术形态,要关注本征安全,做好热管理。”


       中国科学院院士欧阳明高也指出,储能电池向大容量迈进,技术门槛大幅提高,需要提高安全性、耐久性、一致性、制造品质管控等全链条门槛,同时智能传感将在大容量储能领域发挥大作用。


     “发电侧GWh级的储能电站有百万颗电芯,如果单颗电池缺陷可能导致整个系统运行出现问题,这对生产制造过程的一致性、可靠性有更高要求,要持续关注在线100%缺陷检测等新技术。”杨红新进一步强调。


      建立商业模式很重要


      储能的本质是交易,购买储能设备,更重要的是通过参与市场交易来实现资源的优化配置和价值最大化。比亚迪锂电池有限公司首席技术官孙华军指出,不同于电动汽车是消费品,储能项目追求商业盈利,企业向长寿命、大容量方向降低成本没问题。“但现阶段,更应该探索和商业模式结合,再反向定义电池真正的性能需求,单纯地将成本降低0.1元、0.2元,意义不大。”


      市场也探索出一些新的商业模式——在电源侧,储能与发电机组联合,用于改善发电电源调频性能、促进新能源消纳;在电网侧,储能减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞,为电力系统提供调峰调频、黑启动等辅助服务;在工商业和用户侧,储能通过峰谷价差获利。


       但目前,储能还缺乏长期稳定的收益机制。新能源配储的方式越来越灵活,多地鼓励租赁或购买独立共享储能容量,储能利用率有所提升,但并未从根本上解决盈利问题。多地动态调整分时电价,但峰谷价差同比呈下降趋势,今年前8个月,32个地区最大峰谷价差的总体平均值为0.68元/kWh,同比下降6.7%。现货市场方面,现货均价同比去年上半年普遍下降。此外,国内独立储能电站一半以上的收益依赖容量租赁,且租赁年限和租赁价格难以保证,储能收益存在的不确定性还在增加,仍需在储能参与电力市场方面持续探索和发力。


       业内人士指出,整体而言,我国新型储能正处于从商业化初期向规模化发展的关键期,有待通过技术创新推动储能高质低价,更重要的是跑通储能的商业模式。届时,储能不再是投资商的负担,而是盈利手段,在竞争新赛道中,企业定价也将走向理性。




来源:中国能源报

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