2022年1-5月，據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會不完全統計，儲能系統中標價在1.4-1.8元/wh之間。由于原材料價格持續上漲、儲能收益不明確、調度次數不穩定、業主對價格敏感度高等因素，供需兩頭進一步擠壓了儲能系統集成商的利潤空間，行業整體毛利率在10%左右（個別項目或個別企業毛利率略高于這個水平）。

這一輪的系統價格上漲，多數歸因于原材料價格大幅攀升。其中，碳酸鋰價格由2020年1月的5萬元/噸一路上漲到50萬元/噸（2022年4月），5月略有下調到46.8萬元/噸，兩年半時間，漲幅近10倍。磷酸鐵鋰電池核心部件約40%成本在正極材料，因而原材料的價格是影響電池乃至儲能產業鏈成本控制的核心因素。雖然中國鋰資源相關企業都有較高的鋰鹽產能規劃，但受到上游鋰礦的生產周期制約，鋰鹽擴產到產能釋放需要1-2年時間，因而可以預計到2023年前，正極材料的價格依舊維持在高位。

據行業人士透露，目前能夠滿足儲能系統安全運行要求的磷酸鐵鋰電池的成本約0.8-0.9元/wh，儲能系統成本約在1.5元/wh。但從市場中標價來看，部分項目中標價低于或者接近于成本價。從新能源行業整體來看，光伏、風電低價中標越來越成為行業普遍現象。據某風電企業測算，按照10%，2小時配比，儲能EPC定價2元/wh測算，安裝儲能系統會降低項目整體IRR 1.16%，如果按照儲能EPC定價1.5元/wh測算，安裝儲能系統會降低項目整體IRR 0.91%。在目前的市場環境下，業主的確更傾向于選擇最低價而不是最優質。

今年以來陸續出臺的各省十四五能源規劃，公布了各省的儲能規模，近期兩項重磅政策《“十四五”新型儲能發展實施方案》和《關于進一步推動新型儲能參與電力時長和調度運行的通知》也提振了整個行業信心。但熱潮過后，我們還是需要清醒地意識到，在原材料中期缺乏大幅下降空間的前提下，達成《實施方案》要求的電化學儲能系統成本降低30%需要產業鏈同仁一起努力推進。

儲能作為推動構建以新能源為主體的新型電力系統的重要組成部分，我們認為，構建滿足高安全、長壽命、低成本的新型儲能系統定價體系，儲能系統的定價應該充分反映能源的市場價格。

首先，進一步深化電力市場改革，提升電力系統靈活運行能力，加速電力系統轉型。其次，完善輔助服務市場建設，電力輔助服務的補償定價機制向“誰提供、誰獲利、誰收益、誰承擔”發展。電力市場輔助服務定價是對保證電能安全、優質輸送而提供的額外服務的定價，也是儲能項目的主要收益之一。再次，推動獨立儲能參與電力現貨市場，并研究獨立儲能的容量電價機制。參照國外成熟儲能市場經驗，儲能的盈利模式應從單一的電網調峰服務擴大至賺取節點電價峰谷價差、獲取容量電費、新能源增發電量收益分享等，在電力現貨市場、輔助服務市場和容量租賃市場均可獲得收益。最后，遠期考慮將儲能納入碳交易市場，通過出售碳配額等方式，進一步獲取收益，以充分體現儲能在碳減排領域的服務價值。

預期未來會有更多的利好政策出臺，但各地電力發展現狀、資源稟賦、經濟情況有較大的差異，獨立儲能進入現貨市場交易也剛剛初試成功，儲能市場的盈利空間徹底打開尚需時間，全行業應尊重新能源快速發展的事實和規律，以提升技術為導向，以推動電力體制改革為基礎，還原能源的商品屬性，讓能源市場價格充分體現儲能系統價格。

作者： 來源：儲能應用分會 責任編輯：jianping