海通證券主要觀點如下：

 

河南公布儲能調峰市場細則，儲能參與調峰補償價格報價上限暫按0.3元/kWh執行。

 

　　7月18日，國家能源局河南監管辦正式發布《河南新型儲能參與電力調峰輔助服務市場規則(試行)》。根據規則，儲能調峰輔助服務補償費用計算周期為 15 分鐘，補償電量按周期內參與調峰的充電電量計算，補償價格為出清結算價格，儲能調峰補償費用為補償電量乘以補償價格。遵從“日前報價、實時出清”的交易機制，儲能參與調峰補償價格報價上限暫按0.3元/kWh執行。

 

本次細則的公布，有助于完善和深化河南電力調峰輔助服務市場，對于新型儲能產業在河南的穩定健康發展具有重要意義。

 

山東公布電力并網運行管理細則，獨立儲能一次調頻補償標準為100元/MW。

 

7月24日，國家能源局山東監管辦修訂發布了《山東省電力并網運行管理實施細則》、《山東省電力輔助服務管理實施細則》。細則規定，對一次調頻有功變化量和動作性能指標滿足要求的風電場、光伏電站和獨立新型儲能電站進行一次調頻服務補償，補償標準為100元/兆瓦。

 

本次細則的公布，能夠規范山東省電力系統并網運行和輔助服務管理，有效推動山東省新型電力系統建設，助力源網荷儲協調發展。

 

2023上半年2小時鋰電儲能系統的平均報價為1.235元/Wh，與2022年全年均價相比下降近27%。

 

根據尋熵研究院、儲能與電力市場公眾號的統計分析，2023上半年1小時、2小時、4小時鋰電儲能系統的平均報價分別為1.539元/Wh，1.235元/Wh，1.180元/Wh。以2小時儲能系統為例，2023上半年平均價格已經較2022年全年平均價格1.57元/Wh相比下降了近27%。

 

隨著儲能項目類型的多元化，目前單個項目的儲能系統采購規模呈現了較大的區間跨度，最小的單體采購規模為1MWh，最大的單體采購規模為華電集采第二標段的3GWh。

 

上半年由于儲能市場采購規模持續增加，1至4小時系統采購需要愈發多元，疊加碳酸鋰價格波動性下降等外部因素，儲能系統報價呈現出整體下降但復雜性增加的特點。

 

6月國內新型儲能項目規模合計為14.7GW/31.6GWh，運行項目規模達3.5GW/7.2GWh。

 

根據中關村儲能產業技術聯盟公眾號，2023年6月，國內共發布156個新型電力儲能項目(含規劃、建設和運行，下同)，規模共計15.0GW。其中，新型儲能項目規模合計14.7GW/31.6GWh，運行項目規模3.5GW/7.2GWh，功率規模環比增長330%。

 

就區域分布而言，新型電力儲能項目主要分布在內蒙古、寧夏、山東、湖南、甘肅等27個省份，內蒙古新型儲能市場規模遠超其他省份達到3.7GW/7.1GWh。我國西北地區擁有豐富的風光資源，隨著風光發電項目和新能源基地的規劃建設，內蒙古、寧夏、甘肅、青海新能源配儲需求凸顯。