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中国电网储能系统和总承包价格持续走低 2023年1至8月期间，中国2小时储能系统的平均中标价格下降至1.06 RMB/Wh，降幅达27%。与此同时，储能EPC的平均中标价格也下降了15%，实际的价格波动区间更大。在储能EPC项目中，独立储能项目的容量占比超过85%，平均中标价格比可再生能源配储项目高17%。 4小时系统的项目容量在招标总容量占比不到30%，但平均千瓦时项目成本比2小时和1小时系统项目分别低20%和30%。持续放电时间更长的储能系统，由于EPC成本相对固定，每千瓦时的项目成本有所降低。 基于成本控制与投标策略，中国储能项目得以实现最低成本 成熟的本土供应链促使中国制造商能够相对从容应对原材料价格变化，甚至可以根据市场预期提供更低的价格。随着供应链上下游企业纷纷入局储能系统集成产业，集成商市场的竞争日益激烈：上游企业直接采购原材料并自主生产电池，有利于控制成本；下游企业具备强大的渠道和项目经验，有助于获得更多的客户。 面对当前国内供应过剩的局面，制造商们采用激进的投标策略，在几乎不盈利的情况下，积极抢占市场份额。同时，国有企业主导着中国储能项目的开发，在签署大量合同的谈判中，赢得更高的议价权。 中国电网储能项目的建设成本将在未来十年内下降39% 激烈的竞争、供应链效率的提升以及大宗商品价格下降，推动了近期项目成本降低，但从长远来看，规模经济和技术创新将在降本方面发挥更大的作用。尽管储能项目价格大幅下降，但为了满足政府强制配储的要求而额外增加的成本，仍然会降低可再生能源的价格竞争力。当前，中国集中式光伏项目和陆上风电项目的平准化度电成本（LCOE）已低于燃煤发电项目，然而可再生能源配储将在2025年后才具备经济竞争力。 |
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