中國儲能網(wǎng)訊：11月，儲能與電力市場共跟蹤統(tǒng)計了22個儲能項目的中標(biāo)結(jié)果，包含61條投標(biāo)報價。其中儲能與電力市場公眾號與讀者分享了14個典型項目的中標(biāo)情況。22個儲能項目的總?cè)萘繛?.241GW/5.364GWh，對外分享的14個典型項目儲能容量為1.115GW/4.538GWh。相較于10月份的41個儲能項目，11月招投標(biāo)市場的活躍度明顯下降，可見各個開發(fā)商、EPC和系統(tǒng)集成商都已轉(zhuǎn)入項目建設(shè)和設(shè)備交付階段，為年底并網(wǎng)進(jìn)行沖刺。
本文的價格分析將基于統(tǒng)計的22個儲能項目、61條投標(biāo)報價進(jìn)行。由于目前大項目不斷增加，為避免小規(guī)模項目對投標(biāo)均價的影響，儲能與電力市場將采取以項目裝機(jī)容量（MWh）為權(quán)重的加權(quán)平均法，計算市場平均報價。
從招標(biāo)類型來看：
11月共完成了9個儲能系統(tǒng)采購和8個EPC/PC總承包招標(biāo)，此外還有1個光伏+儲能EPC總承包工程、1個PC（光伏建設(shè)+儲能）、1個電池單體采購。
11月份儲能系統(tǒng)采購量占比最大，總采購規(guī)模為2.896GWh，占全部項目總規(guī)模的53.99%。其中非鋰電儲能技術(shù)招標(biāo)規(guī)模1.006GWh，占儲能系統(tǒng)采購項目總規(guī)模的34.7%。
EPC/PC總采購規(guī)模為1.738GWh，占總采購規(guī)模的32.4%。
從項目應(yīng)用場景來看：
11月儲能系統(tǒng)集采是招投標(biāo)市場的主力，總規(guī)模接近一半（占比48.48%）由集采貢獻(xiàn)。
獨立儲能電站占總規(guī)模的30.74%，主要位于山東、山西、廣東、內(nèi)蒙古和湖南。
新能源配儲占總規(guī)模的20.11%，主要涉及新疆、甘肅、內(nèi)蒙古等地，都是新能源裝機(jī)容量大的地區(qū)。
儲能系統(tǒng)中標(biāo)情況
11月，儲能系統(tǒng)采購項目共涉及新能源配儲、獨立式儲能、集采/框招三種形式。其中大部分為2小時磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)，同時包含個別6小時鐵鉻液流儲能系統(tǒng)。
2小時磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)報價區(qū)間為1.375-1.693元/Wh，加權(quán)平均報價為1.474元/Wh。
最低報價1.375元/Wh，來自于遠(yuǎn)景預(yù)中標(biāo)國電電力杭錦旗20萬千萬風(fēng)電基地項目EPC總承包60MW/120MWh儲能系統(tǒng)設(shè)備采購項目。
最高報價1.693元/Wh，來自于清能院預(yù)中標(biāo)華能甘肅公司永登坪城二期風(fēng)電項目7.5MW/15MWh儲能系統(tǒng)設(shè)備采購。
儲能EPC/PC中標(biāo)情況
11月，儲能EPC/PC中標(biāo)共涉及獨立式儲能項目、用戶側(cè)儲能項目和新能源配儲能三種場景，全部為2小時儲能系統(tǒng)，加權(quán)平均報價為1.976元/Wh。
獨立式儲能項目EPC/PC的加權(quán)平均報價最高，為2.044元/Wh；
用戶側(cè)儲能項目的EPC/PC加權(quán)平均報價次之，為1.88元/Wh；
新能源配儲項目EPC/PC加權(quán)平均報價最低，為1.485元/Wh。
非鋰電儲能技術(shù)中標(biāo)情況
另外，11月份還有幾個規(guī)模較大、非磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)采購項目未統(tǒng)計進(jìn)以上價格分析。他們分別為：
中核匯能有限公司2022--2023年新能源項目儲能系統(tǒng)集中采購。儲能規(guī)模1GWh，采用全釩液流電池，報價在2.2元-3.621元/Wh之間，平均報價為3.102元/Wh。大規(guī)模的液流電池系統(tǒng)，價格已然有了較大比例下降，但與11月鋰離子電池儲能系統(tǒng)加權(quán)平均報價1.474元/Wh，EPC/PC加權(quán)平均報價1.974元/Wh相比，在成本方面仍存在較大差距。
華電國際萊城發(fā)電廠磷酸鐵鋰與鐵鉻液流電池長時儲能電站項目1MW/6MWh鐵鉻液流儲能系統(tǒng)項目。6小時鐵鉻液流儲能系統(tǒng)，報價為3.333元/Wh。
