储能行业主要公告及要闻速递 即时焦点

国内储能电芯报价

电力储能方型电芯本周报价平稳，为0.665元/Wh；2023年初报价0.935元/Wh，现已下降0.315元/Wh。

户用储能方型电芯本周报价平稳，为0.635元/Wh；2023年初报价0.980元/Wh，现已下降0.300元/Wh。

(资料图)

中国各地电力峰谷差价

据中关村储能产业技术联盟统计，2023年5月全国各地代理电价峰谷价差均值为0.74元/KWh，高于2022全年价差0.70/kWh，与2023年4月价差持平；已有18个地区峰谷价差达到工商业储能实现经济性的门槛价差0.70元/kWh；较2023年4月，仅蒙东、冀南地区价差提升至0.70元/kWh以上。

本月峰谷价差排名前三的地区是广东省（珠三角五市）、海南、吉林，分别达到1.43、1.07、0.98元/kWh。其中，广东价差再创电网代理购电以来的新高，吉林价差提升速度最快，较上周提升0.23元/kWh。

欧美国家电力价格

美国：2023年4月25日至5月2日（最新数据），美国主要州际交易所电力加权平均价格为147美元/MWh，较前一周下降31%。2022年初至今和2023年初至今美国交易电价均有所回落，降幅分别达76%、84%。

德国：截至2023Q1，德国电价指数为116欧元/MWh，较历史高位2022Q3下降69%，较2000Q3增长582%。2000Q3至今德国电价指数呈上升趋势，2022Q3电价达到历史高位，2022Q4至今电价有所回落。

欧美可再生能源PPA价格指数

欧洲：2023Q1欧洲可再生能源PPA平均报价持续上涨，达到约90欧元/MWh。其中，1）光伏发电：2023Q1欧洲光伏发电PPA项目平均报价为73欧元/MWh，环比下降4.7%，同比上涨47%，近两年来报价首次下降，主要系国际物流恢复，光伏主产业链价格下行，通货膨胀率逐步下降，天然气和电力价格下跌等因素所致。2）风力发电：2023Q1欧洲风电PPA平均报价提升至约107欧元/MWh，主要系土地短缺、许可获取难度大、成本上升、居民抗议等因素所致。总体来说，欧洲可再生能源PPA签署需求仍然强劲，2023Q1欧洲签署可再生能源PPA的装机容量约5.2GW，同比增长13.4%。

北美：2023Q1北美可再生能源PPA平均报价约49美元/MWh，同比增长51%，环比增长6%。2019Q1至今北美可再生能源PPA价格指数持续上升。

2023年度国内储能招中标数据

招标容量：据不完全统计，2023年初至今国内储能系统项目招标容量17.9GWh，其中，招标项目中明确为新能源配储、独立式储能项目的招标容量分别为2.7GWh、2.5GWh，不能区分项目类型的框采、集采招标容量分别为11.9GWh、0.8GWh。

中标均价：截至目前，2023年1-3月储能系统中标均价分别为1.43元/Wh、1.46元/Wh、1.26元/Wh、1.14元/Wh，其中，2023年1月中标均价同比基本持平，2023年2-4月同比呈下降趋势。

储能产业链2023年一季度总结与展望——逆变器

从2023Q1逆变器公司财务数据来看，整体延续高增长态势，部分公司Q1归母净利润及逆变器出货量接近于22Q4，同时多数公司23Q1毛利率超过22Q4，盈利能力环比得到提升。

从光伏市场方面来看，全球光伏装机量继续保持稳步增长态势，光伏逆变器需求增速较高。而国内各大头部逆变器企业凭借性能优势及成本优势持续向欧洲、南非、巴西、北美等地区供应逆变器，实现出口供应快速增长，享受全球光伏装机高增所带来的红利。

市场方面，欧洲地区户储延续2022年需求保持高速增长，南非地区Q1爆发能源危机，户储需求量迅速爆发；工商业储能方面，在逆变器、电芯成本下降带动下，整体工商业储能应用经济性提升，另一方面如国内市场峰谷电价差扩大，400V以下工商业储能企业自发自用，海内外工商业储能均处于爆发态势；大储方面，北美及国内相应在风光装机高速发展的背景下，推出补贴、配储等相关政策，以积极推动大储市场发展。在此储能发展的高景气环境下，各大企业均有望受益。

展望Q2，我们预计在全球光储装机高速增长的态势下，各大企业营收、利润、逆变器出货量均能保持稳步提升。

储能行业主要公告及要闻速递

新疆辅助服务新规：独立储能调峰上限0.55元/KWh，新能源配储调峰0.35元/KWh。4月28日， 国家能源局新疆监管办公室发布《新疆电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》。根据《运营规则》，储能可提供深度调峰、调频、旋转备用辅助服务：独立储能提供深度调峰辅助服务，竞价上限0.55元/KWh，调用时长不低于1小时；因电力保供、电网安全等原因经电力调度机构调度参与调峰的独立储能、配建储能，初期补偿标准0.35元/KWh，调用时长不低于1小时。

甘肃：已投运新型储能615MW/1323MWh，已超过去年全年。截至2023年3月底，甘肃已建成投运新型储能项目35个，装机总规模615MW/1323MWh，已超过2022年全年甘肃并网的新型储能项目的近860MWh。甘肃能源监管办通过完善辅助服务市场运营规则，鼓励新型储能自主选择参与电力市场：一是建立调峰容量市场，将新型储能纳入调峰容量市场，实现从据实调用的电量补偿，转向调节容量补偿；二是完善调频市场机制，支持新型储能参与调频市场交易获取补偿里程收益；三是深化需求侧资源交易，继续完善削峰需求响应，建立用户侧能上能下的调节补偿机制，增加用户在市场获利渠道。

东北辅助服务新规：明确新型储能各类补偿机制。东北能监局印发《东北区域电力运行管理实施细则（模拟运行稿）》、《东北区域电力辅助服务管理实施细则（模拟运行稿）》，对独立储能电站提供有偿辅助服务的补偿做了进一步规范：1、发电侧并网主体、新型储能提供AGC服务，如果AGC可用率达到98%以上，按AGC可用时间每台次（电站）每小时补偿20元；2、参与一次调频服务补偿的独立储能电站，按照月度一次调频积分电量40万元/万千瓦时进行补偿；参与虚拟惯量响应服务补偿的新型储能，根据装机容量按照月度0.8万元/万千瓦进行补偿。

云南出台电力需求响应方案：削峰补贴上限5元/KWh，填谷补贴上限1元/KWh。4月27日，云南省能源局发布了《2023年云南省电力需求响应方案》：储能运营商可代理多个储能项目的，聚合的储能资源总充放总功率不低于5000千瓦，持续充放电时间不低于2小时，具有接到电网通知后4小时快速响应能力。可选择实时型响应补贴：实时响应补贴标准执行全年统一价格2.5元/KWh；或邀约型响应补贴：削峰补贴上限5元/KWh，填谷补贴上限1元/KWh。

中核3.2GWh磷酸铁锂电化学储能系统集采，11家企业中标。4月27日，中核集团新华水电2023年度磷酸铁锂电化学储能系统集中采购入围结果公示，共有11家企业入围，分别是卧龙电气、阳光电源、威胜能源、山东电工时代、科华数据、中车株洲所、比亚迪、新艾电气、天合储能、海博思创、林洋亿纬储能。其中，阳光电源、科华数据入围3个标段，比亚迪、天合储能、海博思创、中车株洲所入围2个标段。另外，200MWh的1C储能系统（1h系统）标包的平均报价约1.436元/Wh，最低报价1.34元/Wh。

钒液流储能项目签约与招中标情况

据不完全统计，2023年初至今，国内已签约钒液流储能项目6个，合计装机功率达2.5GW；国内已招标钒液流电池系统项目5个，合计招标功率超过42MW。

根据《储能产业研究白皮书2023》统计数据，截至2022年底，中国液流电池累计装机约160MW，占新型储能1.2%。2022年，国内实现首个100MW全钒液流电池并网发电，首个GWh级全钒液流电池项目正式开工，锌基液流、铁基液流技术逐渐走出实验室，受到越来越多的资本关注。

压缩空气储能项目签约情况

据不完全统计，2023年初至今国内已签约压缩空气储能项目8个，合计装机功率2.62GW，投资额259.5亿元。其中，中国能建、华能集团均以0.6GW签约容量并列位居榜首；中国能源目前在全国在建及拟建压缩空气储能项目已超过1.85GW。

据中关村储能产业技术联盟统计，2022年国内新增压缩空气储能项目（含规划、在建和投运）接近10GW，正在由100MW向300MW功率等级方向加速发展。其中，中国能建2022年开工的压缩空气储能项目共计达1.25GW，完成了50余座压缩空气储能电站的选点布局；中储国能参与的国内首个100MW先进压缩空气储能电站实现并网发电。

根据《储能产业研究白皮书2023》统计数据，截至2022年底，中国压缩空气储能累计装机约200MW，占新型储能1.5%。

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