储能系统集成行业报告（57页）

行业报告下载 2023年08月15日 07:54 管理员

市场参与积极性不高：目前储能度电成本约为0.8元/kWh，而大多调峰价格均低于0.8元/kWh ，不具备经济性，市场参与不积极。根据中电联数据，中国当前电化学储能项目平均等效利用系数仅为12.2%。个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。运维成本高于预期：以AGC储能调频为例，按照设计寿命，电池组深浅组合充放需保障3年以上。但部分电站实际运行中，由于电池充、放电过于频繁，容量衰减过快，投运半年就需要大规模更换电池，质量隐患高，原有的全周期投资收益逻辑不成立，运维成本高。早期储能构网能力不足：很多储能项目在前期论证阶段，都按照电网中新能源最大弃电规模进行调用情况测，放大了电网的调用需求。

另外，早期的储能只有充放电功能，不具备稳定支撑等构网型能力，同时单体规模较小，对调峰弃电、断面受限等问题的解决贡献度偏低，限制了应用范围。储能集成系统直接对安全负责，其电池原件能量密集、拓扑结构灵活多变、电芯数量多和特性不一，并非简单堆砌和拼凑，而是涉及系统控制、电气安全、直流侧管理、设备优化匹配、电池健康及安全联动保护管理等多领域知识。众多入局储能系统集成企业能力参差不齐，不少厂家缺乏集成拓扑设计经验和能力。另外，目前储能行业并未出台权威标准，储能项目仍为非标准化招标，提供的是定制化产品和服务，储能集成设计参差不齐、软硬件不兼容，阻碍储能系统行业的健康发展。

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