国内储能行业呈现出“冰火两重天”的景象。一方面，今年以来，新型储能装机规模创新高，截至三季度末，我国新型储能新增装机同比增长超过920%；另一方面，国内储能系统招标价格却在不断下行，年初至今，整个市场的招标价格已接近腰斩。
一家储能领域上市公司相关负责人对《证券日报》记者表示，目前储能系统技术门槛不高，导致大量企业涌入，竞争加剧，加上原材料碳酸锂价格不断走低，竞标价格因此越来越低。
中标价格持续走低
据了解，储能系统招标价格下行，与系统电池原材料碳酸锂价格下降传导至产品端有关。此外，各路资本扎堆涌入储能赛道，行业进入高速扩张状态，产业竞争加剧。
2023年以来，锂电储能系统中标均价持续下行，11月份储能系统中标均价(以2小时磷酸铁锂电池储能系统，不含用户侧应用为例)为800.46元/kWh，与今年年初相比下降47%；4小时储能系统中标均价736.31元/kWh，创历史新低；EPC(工程总承包)中标均价为1415.28元/kWh，较年初下降14%。
“储能系统目前的技术门槛较低，主要是充电放电，挣个电价差，资本进入这一赛道较为容易。”一家储能企业的负责人表示。天眼查APP数据显示，截至2023年12月25日，国内涉及储能的企业已超15万家。其中，今年年初至12月25日成立的储能相关企业就达6.9万家，与2022同期相比增长94.5%。
而中标价格持续走低，和行业产能高速扩张、行业竞争加剧有关。产能方面，中关村储能产业技术联盟统计数据显示，今年前三季度，国内锂电储能产能规划接近360GWh，而前10个月国内企业储能电池在全球的出货量为163GWh；行业平均产能利用率在50%左右。
万联证券投资顾问屈放在接受《证券日报》记者采访时表示，虽然上游原材料价格的大跌刺激了下游装机量的提升，但仍存在较大的供需不平衡，当前储能市场存在明显产能过剩的现象，尤其是新型储能产能扩张幅度远超市场需求增长速度。
“行业激烈内卷也必然加速一些企业出局。”在屈放看来，以目前50%的产能利用率和上游接近成本价的销售价格推算，预计明年将会有大量的企业退出储能市场，从而使得市场的头部化更为明显。
工商业储能发展有望提速
“目前，公司已经开始收缩储能方面的业务，不参与低价竞争了。”上述储能领域的上市公司相关负责人表示，公司目前主要着力点在利润较高且具有一部分技术门槛的领域。
据了解，储能辅助服务以及工商业储能等领域成为一些企业布局的重点。
“主要是这些领域具有较高的技术门槛，没有一定技术储备和资源储备的企业比较难进入。”上述负责人称。
这也意味着储能行业正在发生变化，工商业储能的发展有望进一步提速。2023年下半年以来，已有多地发布了分布式光伏接网预警。10月份，河南省能源大数据中心公布了截至今年第三季度各地市分布式光伏可开放容量，18地市可开放容量仅剩下8.58GW，省内大部分区域承载力评估等级为红色、黄色，需要分别配置不低于项目装机容量 (20%、2小时和15%、2小时)的储能装置方可并网。截至2022年11月份，河北南网104个县中已有53个县无分布式光伏接入空间，其他51个县剩余接入空间也只有2.065GW，新增并网项目按要求需配置15%、2小时的储能。
根据中关村储能产业技术联盟统计，今年6月份全国备案的工商业储能项目中，江苏、浙江和广东三地项目数量占比达到81%。随着储能成本下降，更多地区的工商业储能项目将具备经济性。
据国金证券测算，“两充两放”模式下储能收益率普遍较高，目前浙江、广东、江苏等多地可在理论上实现储能电站每天“两充两放”。其中，东部省份因工业用电需求高、峰谷价差更大，工商业储能收益率及投资积极性最高。
“就新型储能本身来讲，储能技术仍处在迭代过程中，需要考虑各种技术的经济效益是否适合大规模市场化等问题，未来会实现优胜劣汰。”屈放称，未来如固体储能电池、氢储能等都会根据自身技术成熟度和成本实用性逐渐走向市场。
而随着电芯供给释放、储能市场竞争加剧，各公司收入增速及盈利能力或进一步分化。国金证券认为，现阶段降价及去库加快行业出清，未来具有全球业务布局、垂直一体化产业链及良好可融资性能力的企业将在市场份额和盈利能力上表现更佳。
“像储能辅助服务领域，就对参与的企业提出了较高的技术要求。但当前问题是，电力辅助服务市场没有完全打开，对于一些企业来说，目前处于有技术无市场的尴尬状态。”上述储能企业负责人表示，随着储能应用范围的逐步打开，调频等辅助服务领域的利润空间较大，而且具有一定的技术门槛。
不少业内人士认为，当前在储能产业商业化路径还未明晰的背景下，未来储能企业需走差异化路线，来构建可持续的发展盈利模式，同时也需要做好前瞻性新型储能技术布局，提高自身整合产业链上下游的能力，通过技术创新和产业链协同降本增效，提升新型储能的技术成熟度和成本经济性。
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