储能的“低价鲶鱼”没有价格下限

所谓“低价鲶鱼”，是指行业里的某些企业，通过低价手段参与市场竞争，影响其他企业不得不降价，通过打价格战获得一定的市场份额。

有相关数据显示，今年以来，储能系统的报价就不断走低。3月，2小时储能系统加权平均报价1.35元/Wh，环比下降6.4%，最低报价达到1.16元/Wh；2小时储能项目EPC加权平均报价1.77元/Wh，环比下降10.43%，最低报价1.50元/Wh。到了5月，2小时储能系统加权平均报价就达到1.115元/Wh，环比下降14.1%，最低报价达到1.00元/Wh；2小时储能EPC加权平均报价为1.655元/Wh，最低报价1.407元/Wh。

储能系统集成，向上衔接上游厂商，向下打通甲方服务，是产业链最为重要的一环，同时也承接着上下游的共同挤压，大量企业在竞争中价格失守，成为“低价鲶鱼”。

稳居储能系统集成行业前列的比亚迪，在过往发展中实现了电池电芯、BMS、EMS、PCS等全业务制造领域覆盖，储能系统基本依靠自主研发生产，相较于依赖外采的系统集成商们，具备更大的竞争力与议价能力。然后，在今年7月底公示的“中国能建2023年度磷酸铁锂电池储能系统集中采购结果”显示，比亚迪直接报出了全场最低价，为0.87元/Wh，再次刷新了行业认知，成为业内又一条巨大的“低价鲶鱼”。

比亚迪报价为0.87元/Wh（4小时系统）全场最低

扎向储能集成的第一根刺：激烈的竞争与少量的份额。

就目前的市场现状来看，储能系统集成的市场增量，远远跟不上新增企业的数量。据测算，虽然今年国内储能市场同比增长200%，但市场主体却增长了5.8倍。如果再根据机构预测，今年新型储能市场规模有望突破480亿元，那么平均分给市场上10000多家储能集成商后，每家企业实际到手的蛋糕少得可怜。

实际情况往往更糟。行业发展至今，已经形成了一定的市场格局，少数头部企业已经赢得了市场份额的大多数。

扎向储能集成的第二根刺：低价的中标与艰难的盈利。

有业内人士分享，储能系统集成现阶段的竞标价格经常低于成本价，很多人已经不谈项目盈不盈利了，更多的是与同行比拼自身资金的实力与应对市场的耐力。

那么在耐力大比拼之下，储能集成商的盈利情况究竟如何？近期，国内出货量排名第一的储能系统集成商海博思创正式递交招股书，拟在科创板挂牌上市。招股书中显示，即便是连续三年位列国内储能装机量第一的海博思创，营收持续高增长，但2020年的净利润率为负值，2021-2022年转正后也仅为个位数。

行业第一，赚钱也难，那大多数企业正在赔钱赚吆喝，还能撑多久？

扎向储能集成的第三根刺：更高的标准与两难的局面。

在储能慢慢渗透市场的过程中，客户的喜好与行业的标准也在悄然发生变化。

客户已经不单单关注储能系统的成本有多高，而越来越注重系统的整体性能与项目的运营效率，与此同时，电网也在不断提高储能系统的并网要求，系统的安全性、可靠性等，都在实际落地前一一接受电网的检验。这就使得，那些靠低价中标，在组件上偷工减料的储能产品，无论在客户端还是电网端都无法获得认可，从而陷入进退两难的局面。

据一位锂电智能装备供应商分享，今年储能系统的终端交付压力越来越大，常规的90天交付周期缩短至60天，甚至有客户提出45天、30天的交付要求。也有业内人士爆料，某个储能项目历时180天，反复振荡脱网，最后因为系统质量不达标，始终没有成功并网，建成的项目只能闲置处理。

大量的储能集成商正在与质量赛跑、与时间赛跑、与标准赛跑，一刻不得停。

在激烈的竞争中抢夺少量的份额，在低价的中标中艰难的盈利，在更高的标准中左右两难，扎在储能系统集成商身上的刺，尖锐且深刻，贯穿业务始末，仿佛已经痛到顶点。

在此背景下，政府选择储能设备合作商，不会侧重于价格维度，而更多的是以“为当地带来效益”为根本。那么储能集成商的竞标逻辑也变了，需要更聚焦于产业的实力、规模与盈利能力，并放眼储能的未来，待电力市场完全放开时，以更优的储能系统循环寿命、充放电效率等价值，为企业筑牢竞争壁垒，在政府标的竞标中获得更大的胜率。无论如何，笼罩在储能集成上空的乌云正在消散，市场的逻辑正在转变，“低价鲶鱼”就快要游不动了。也正在此时，真正的竞争才刚刚开始。

7种盈利空间，但是有两方面的问题：

问题一、盈利模式存在不确定性

工商业用户的用电规律存在较大的不确定性，比如某储能项目，在规划时按照一天两充两放设计，但是该企业可能未来几个月中，因为赶制某批次急单，晚班满负荷生产，导致储能无法满充，直接影响当年收益率。用户负荷的不确定性，无论是负荷的增加、负荷的减少、用户负荷曲线的峰谷时段变化，都与储能的收益率密切相关，这都无法通过锁定合约时段和价格去规避风险。

所以这也需要储能系统获取负荷侧数据，并进行EMS的动态优化。

二、新能源消纳

通过光储一体化，增加新能源消纳率，但也大大增加了储能和光伏项目的变数。

1、储能充电价格如何计算

比如分布式光伏的售电价格，如果按照之前的目录电价打折计价，那么储能在光伏发电时段的充电价格如何计算？有可能在这个时段的市场电价是谷段价格（考虑网侧负荷的“澡盆曲线”，以及由此带来的现货零电价、负电价时段），那么储能用光伏电并不经济，这又涉及到储能、光储、售电三者合约的价格关系问题。

2、储能的EMS是否具备动态优化能力

光伏每日的发电曲线并不固定，则储能的充放电控制无法做到固定策略，必须根据光伏预测曲线实时调整，储能EMS如果没做到光-储-荷一体化，是无法进行动态优化的。据我所知，目前大部分的储能EMS，还只是EMS系统里最基础的监控功能，较为高级的分析、预测、优化算法并不成熟。

三、配电增容

用户原申请的配电容量无法满足生产需求时，储能可以在短期内避免变压器和线路的超容运行，减少扩容需求。但是这又涉及到储能的运行监测问题，目前储能EMS大多数并不接入用户变压器和进出线的的运行数据，甚至大量企业自己都未对配电系统运行数据进行采集和管理。同时，储能EMS也需要调整现有固定的控制策略，实现变压器、线路在过载运行时段的动态放电控制。

四、容量管理

对于已经按照最大需量进行计费的电力用户来说，储能可以实现最大需量（按15分钟计量的月度最大负荷）的削峰，与配电增容类似。同样存在监测数据接入，和运行控制策略的动态化、个性化调整问题。

五、需求响应

各地都出台了需求响应的补贴政策，储能可以作为需求响应的工具，在需求响应时段实现削峰填谷，并获取补贴，以提高收益率。目前以项目为单位投资的储能设备，如何参与需求响应，存在两方面问题：

1、如何测算和参与

投资方并不太熟悉需求响应的规则和流程，还是按照分布式光伏的“自发自用”模式在设计项目合同，这部分收益如何测算？

2、储能EMS的交互能力不足

对储能系统的EMS提出了更高的要求，不仅要实现本地的控制策略，还要叠加一层外部交互的策略，并且这两层策略之间还需要耦合优化，所以需要实现虚拟电厂EMS、用户微电网EMS、储能EMS的双层耦合，储能EMS自己无法解决外部性控制的需求。

六、电力辅助服务

分布式储能如何参与电力辅助服务，涉及到两类产品的设计：

1、储能作为调峰资源如何参与

分布式储能如果作为一种调峰资源，是不是在未来的辅助服务市场里出清，涉及到辅助服务市场的产品设计，以及与现货市场、需求响应政策的衔接，还是未知数。

2、储能作为调频资源如何参与

分布式如果作为配电网的调频资源参与辅助服务，目前的省级集中的辅助服务如何纳入配电网与分布式这一侧的交易，也是一个全新的课题，虽然在国外有类似案例，但是国内目前辅助服务市场设计还是以大电源、集中式储能项目参与为主。至少在测算收益率时，这部分只能作为美好的想象，很难成为清晰的盈利模式。

七、电力现货交易

虽然目前部分民营售电公司，为了应对未来现货交易的风险，确实有意愿投资一部分储能项目，并且建设虚拟电厂平台纳入负荷可调节资源，但是这部分投资如何形成收益模型，也取决于各地电力市场现货品种的交易放开，目前也未可知。

问题二、盈利模式如何变成商业模式

所以总结一下，工商业储能的盈利性分两部分：

1、内部性收益

2、外部性收益

盈利模式5~7是从外部获得的收益。

无论是最基础的峰谷套利，还是最遥远的辅助服务收益，其技术复杂性和交易复杂性，都比分布式光伏高一个数量级。不是简单的“自发自用、余量上网”可以涵盖的商业模式。所以如何把盈利模式，变成可行的、落实到合同上的、可验证的商业模式，是工商业储能目前亟待解决的问题。

而这个问题的解决，也直接关系到工商业储能的技术路线，尤其是在自动化、信息化方面的技术路线和技术方案设计。

从储能产品的角度，是无法单独解决这些问题的，需要上升到“光-储-充-荷”一体化的用户微电网系统的整体运行、运营管理角度去看待。无论是与负荷关联的充放电策略，还是变压器容量监测与过负荷放电策略，乃至虚拟电厂的需求响应，工商业储能都是“电力系统性” 强于 “产品的功能性”的存在。

甚至可以这样说，如果不懂电力系统的运行规律，工商业储能项目是无法落地的。要管好储能，形成可行的商业模式，必须是用户微电网系统的整体管理。所以，工商业储能的可行商业模式探索，一定蕴藏在用户电力系统（微电网系统）的整体运行管理中。

问题的答案：一种新的商业模式

因此，对电力用户来说，更重要的是在新能源普及、电力市场化交易的环境下，如何选择一个更好的电力运营服务方，对自身的电力、能源系统进行整体性优化，并支付服务费用，而不是简单的找一个储能投资方。能够管理好用户微电网系统，并且与外部实现友好互动的，一种用户微电网运营商将是某种可能的商业模式。

其商业模式本质，是是电费托管型的合同能源管理。

峰谷价差不断拉大，工商业储能的经济性愈加明显。部分省日内电价施行两峰两谷，用户侧储能可以在日内实现两充两放，套利空间进一步扩大。

2023年7月执行的分时电价，24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，其中，峰谷价差超过1元/kWh的区域有8个，分别是广东（珠三角五市）、广东（江门市）、广东（惠州）、湖南、广东（东西两翼地区）、海南、重庆、上海。若按照日内“两充两放”策略计算，浙江省/广东珠三角五市日内度电累计价差可以达到1.8742、1.8292元。对于大工业用户，装配储能可以节省两部分电费。

目前我国针对变压器容量在315 kVA及以上的大工业用电施行两步制电价（容量电价+电量电价），分布式光储结合可以实现两部分电费双降。

一是电量电费：光伏自发自用+储能峰谷套利；

二是容量电费：储能系统在负载用电峰值时代替变压器容量，以降低总体容量需求，降低容量费用。

截止2023年7月，9省（区域）将正午时段划分为谷时，执行谷段电价。正午时段工商业电价下降，削弱了工商业用户仅装配分布式光伏的经济性，进一步催生配储需求。对于未加装储能系统的分布式光伏而言，当光伏发电量超出负荷消耗能力时，多余电量以较低价格送入电网，分布式光伏的收益率受到较大影响。

投资方主动配储后，用户可以在正午低谷时段向电网低价购电，将光伏电量优先向储能系统充电，峰时再由储能向负荷供电，有效提升光伏自发自用率，最大化降低用电成本。

输配电价改革，推动用户侧能源管理、调节资源等发展。

2023年5月9日，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。输配电价结构更加合理后，促进电力市场交易，推动配电网、微电网等发展，综合能源服务、虚拟电厂等需求同步提升。输配电价改革的本质是电力市场化，引导电价机制合理化。理清了源侧和网侧的收益，旨在解决电价机制长期存在的“输配不分”的问题；而反映到用电侧，将输配电价、线损单列，用户更直观感受到电网的运输成本，倒逼用户进行需量管理，促进用户侧/台区综合能源管理、虚拟电厂等调度性资源的发展。

未来，随着需求侧响应政策的普及，工商业储能的经济性进一步提升；

电力现货市场制度逐渐完善，虚拟电厂建设完善，工商业用户参与电力市场，必须具有电力吞吐的能力，储能逐渐成为必选。

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