市場邏輯變了，“低價鯰魚”要變成“價值鯰魚”才能在競爭中取勝

儲能的“低價鯰魚”沒有價格下限

所謂“低價鯰魚”，是指行業里的某些企業，通過低價手段參與市場競爭，影響其他企業不得不降價，通過打價格戰獲得一定的市場份額。

“低價鯰魚”在儲能行業并不少見。

今年是工商業儲能的爆發元年，相較于源網側大型儲能電站，工商業儲能的投入成本與開發靈活性，對新入局的玩家更友好，所以跨界的、新成立的儲能企業呈現爆發式增長。有業內人士指出，當前，儲能產業企業數量高達8.9萬家，僅2022年就新增3.9萬家。

對手暴增，如何取勝？價格戰或許是最簡單直接且殺傷力極強的手段。

所以，為了搶占儲能行業的窗口期，有著“低價鯰魚”屬性的企業層出不窮，影響市場的定價生態，尤其在位居產業鏈中游的儲能系統集成領域，更是上演著瘋狂的價格大戰。

儲能產業鏈

有相關數據顯示，今年以來，儲能系統的報價就不斷走低。3月，2小時儲能系統加權平均報價1.35元/Wh，環比下降6.4%，最低報價達到1.16元/Wh；2小時儲能項目EPC加權平均報價1.77元/Wh，環比下降10.43%，最低報價1.50元/Wh。

到了5月，2小時儲能系統加權平均報價就達到1.115元/Wh，環比下降14.1%，最低報價達到1.00元/Wh；2小時儲能EPC加權平均報價為1.655元/Wh，最低報價1.407元/Wh。

儲能系統集成，向上銜接上游廠商，向下打通甲方服務，是產業鏈最為重要的一環，同時也承接著上下游的共同擠壓，大量企業在競爭中價格失守，成為“低價鯰魚”。

2023年至今國內儲能系統中標均價變化

穩居儲能系統集成行業前列的比亞迪，在過往發展中實現了電池電芯、BMS、EMS、PCS等全業務制造領域覆蓋，儲能系統基本依靠自主研發生產，相較于依賴外采的系統集成商們，具備更大的競爭力與議價能力。

然后，在今年7月底公示的“中國能建2023年度磷酸鐵鋰電池儲能系統集中采購結果”顯示，比亞迪直接報出了全場最低價，為0.87元/Wh，再次刷新了行業認知，成為業內又一條巨大的“低價鯰魚”。

比亞迪報價為0.87元/Wh（4小時系統）,全場最低

對于儲能集成商來說，價格貌似沒有最低，只有更低。

即使再優秀的企業，也要活在低價競爭中。

“低價鯰魚效應”不斷擴大儲能系統集成痛到頂點

事實上，儲能行業的價格戰從2018年到現在一直存在，而價格戰，無疑是刺傷自己，同時也刺痛行業，在儲能集成的價格戰背后，又潛藏著哪些尖銳的刺？

扎向儲能集成的第一根刺：激烈的競爭與少量的份額

就目前的市場現狀來看，儲能系統集成的市場增量，遠遠跟不上新增企業的數量。

據巔峰測算，雖然今年國內儲能市場同比增長200%，但市場主體卻增長了5.8倍。如果再根據機構預測，今年新型儲能市場規模有望突破480億元，那么平均分給市場上10000多家儲能集成商后，每家企業實際到手的蛋糕少得可憐。

實際情況往往更糟。行業發展至今，已經形成了一定的市場格局，少數頭部企業已經贏得了市場份額的大多數，所以分到大量中尾部企業手里的蛋糕，可能已經食不果腹。

扎向儲能集成的第二根刺：低價的中標與艱難的盈利

有業內人士分享，儲能系統集成現階段的競標價格經常低于成本價，很多人已經不談項目盈不盈利了，更多的是與同行比拼自身資金的實力與應對市場的耐力。

那么在耐力大比拼之下，儲能集成商的盈利情況究竟如何？近期，國內出貨量排名第一的儲能系統集成商海博思創正式遞交招股書，擬在科創板掛牌上市。招股書中顯示，即便是連續三年位列國內儲能裝機量第一的海博思創，營收持續高增長，但2020年的凈利潤率為負值，2021-2022年轉正后也僅為個位數。

行業第一，賺錢也難，那大多數企業正在賠錢賺吆喝，還能撐多久？

扎向儲能集成的第三根刺：更高的標準與兩難的局面

在儲能慢慢滲透市場的過程中，客戶的喜好與行業的標準也在悄然發生變化。

客戶已經不單單關注儲能系統的成本有多高，而越來越注重系統的整體性能與項目的運營效率，與此同時，電網也在不斷提高儲能系統的并網要求，系統的安全性、可靠性等，都在實際落地前一一接受電網的檢驗。

這就使得，那些靠低價中標，在組件上偷工減料的儲能產品，無論在客戶端還是電網端都無法獲得認可，從而陷入進退兩難的局面。

據一位鋰電智能裝備供應商分享，今年儲能系統的終端交付壓力越來越大，常規的90天交付周期縮短至60天，甚至有客戶提出45天、30天的交付要求。

也有業內人士爆料，某個儲能項目歷時180天，反復振蕩脫網，最后因為系統質量不達標，始終沒有成功并網，建成的項目只能閑置處理。

大量的儲能集成商正在與質量賽跑、與時間賽跑、與標準賽跑，一刻不得停。

在激烈的競爭中搶奪少量的份額，在低價的中標中艱難的盈利，在更高的標準中左右兩難，扎在儲能系統集成商身上的刺，尖銳且深刻，貫穿業務始末，仿佛已經痛到頂點。

市場即將大變天“低價鯰魚”就要游不動了

如果價格幾乎成了最重要的競爭維度，那么價格戰的負面效應就會集中大爆發，快速刺激市場走向覺醒，等市場意識到危害將是毀滅性的，那么選擇的維度將發生偏移，低價的手段會快速走向失效。

一般情況下，深陷價格戰的企業，很難抽出精力去實現技術的創新，產品的迭代，而市場的邏輯永遠是價值交換，價格戰帶不來價值，帶來的只會是更低端的產品，更缺乏價值的企業。

有業內人士分享，2023年開年以來，儲能產品確實同質化明顯加劇。大多數廠家只做到了表面，沒有去深挖核心技術，80%的儲能集成商熬不過今年。

這也意味著，低價競爭的分水嶺即將出現，大部分企業將被價格戰拖垮，市場上只會留下一批真正具備核心競爭優勢的企業。

除了市場規律的加速淘汰，實際上，儲能中標邏輯也已經悄然發生改變。

對于客戶而言，隨著宏觀政策與電網系統的深度變革，儲能已經從企業的“保健品”轉變成“必需品”，那么客戶選擇儲能產品的邏輯也將發生改變。

就像是一個家庭選擇購買電視機，對于一個有著高達十年長使用壽命的產品，人們看重的已經不單單是價格維度，更多的是它的整體性能。

儲能也一樣，隨著市場的演變，具備綜合性能優勢才是立足市場的關鍵。

這些也將倒逼儲能集成商，擺脫低價競標的依賴，轉而進行價值競爭。與此同時，狂熱的“低價鯰魚”會慢慢走向冷靜，回歸產品，回歸企業，甚至蛻變成“價值鯰魚”，通過構建企業的綜合實力，推動行業良性發展。

對于政府來說，儲能可以成為新的“GDP引擎”。目前已經有很多地方政府像十年前寄希望于房地產行業一樣，把經濟增長的寶壓在了儲能行業，通過成立或支持綠色能源公司，實現整個區域的綠色發展，成為推動儲能的主力軍。

在此背景下，政府選擇儲能設備合作商，不會側重于價格維度，而更多的是以“為當地帶來效益”為根本。那么儲能集成商的競標邏輯也變了，需要更聚焦于產業的實力、規模與盈利能力，并放眼儲能的未來，待電力市場完全放開時，以更優的儲能系統循環壽命、充放電效率等價值，為企業筑牢競爭壁壘，在政府標的競標中獲得更大的勝率。

無論如何，籠罩在儲能集成上空的烏云正在消散，市場的邏輯正在轉變，“低價鯰魚”就快要游不動了。也正在此時，真正的競爭才剛剛開始。

巔峰儲能看了一些工商業儲能的盈利模式分析，認為至少有7種盈利空間，看上去似乎很美好，但是有兩方面的問題：

問題一、每種盈利模式都存在不確定性

需要綜合考慮現場各方面情況，并不存在一種類似于分布式光伏的確定性的盈利模式，來計算長期收益率（比如屋頂租賃、或者自發自用EMC等）：

一、峰谷套利

在谷段電價充電，在峰段甚至尖端放電，賺取峰谷價差。

這是工商業儲能的最基礎盈利模型，存在兩點不確定性：

1、峰谷電價的不確定性

（1）短期電價不確定性可能與氣溫相關：比如廣東省峰谷電價，在7、8、9三個月之外，如廣州最高日氣溫達到35度及以上，每天11-12時、15-17時，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮25%。

（2）長期不確定是未來電力市場化以后，批發側的現貨價格與零售端合約電價之間的傳遞關系，甚至每個售電公司與每個電力用戶，每年簽訂的售電合同約定的電價和電價時段、偏差承擔方式都會不一樣。

（3）中長期來看，峰谷時段和峰谷電價的政策性變化也存在較大的不確定性：比如某些地方晚間23點出現用電高峰，原因是電動車集中充電，未來這個時段存在電價上漲壓力。

2、充放電需求的不確定性

工商業用戶的用電規律存在較大的不確定性，比如某儲能項目，在規劃時按照一天兩充兩放設計，但是該企業可能未來幾個月中，因為趕制某批次急單，晚班滿負荷生產，導致儲能無法滿充，直接影響當年收益率。

用戶負荷的不確定性，無論是負荷的增加、負荷的減少、用戶負荷曲線的峰谷時段變化，都與儲能的收益率密切相關，這都無法通過鎖定合約時段和價格去規避風險。

所以這也需要儲能系統獲取負荷側數據，并進行EMS的動態優化。

二、新能源消納

通過光儲一體化，增加新能源消納率，但也大大增加了儲能和光伏項目的變數。

1、儲能充電價格如何計算

比如分布式光伏的售電價格，如果按照之前的目錄電價打折計價，那么儲能在光伏發電時段的充電價格如何計算？

有可能在這個時段的市場電價是谷段價格（考慮網側負荷的“澡盆曲線”，以及由此帶來的現貨零電價、負電價時段），那么儲能用光伏電并不經濟，這又涉及到儲能、光儲、售電三者合約的價格關系問題。

2、儲能的EMS是否具備動態優化能力

光伏每日的發電曲線并不固定，則儲能的充放電控制無法做到固定策略，必須根據光伏預測曲線實時調整，儲能EMS如果沒做到光-儲-荷一體化，是無法進行動態優化的。

據我所知，目前大部分的儲能EMS，還只是EMS系統里最基礎的監控功能，較為高級的分析、預測、優化算法并不成熟。

三、配電增容

用戶原申請的配電容量無法滿足生產需求時，儲能可以在短期內避免變壓器和線路的超容運行，減少擴容需求。

但是這又涉及到儲能的運行監測問題，目前儲能EMS大多數并不接入用戶變壓器和進出線的的運行數據，甚至大量企業自己都未對配電系統運行數據進行采集和管理。

同時，儲能EMS也需要調整現有固定的控制策略，實現變壓器、線路在過載運行時段的動態放電控制。

四、容量管理

對于已經按照最大需量進行計費的電力用戶來說，儲能可以實現最大需量（按15分鐘計量的月度最大負荷）的削峰，與配電增容類似。

同樣存在監測數據接入，和運行控制策略的動態化、個性化調整問題。

五、需求響應

各地都出臺了需求響應的補貼政策，儲能可以作為需求響應的工具，在需求響應時段實現削峰填谷，并獲取補貼，以提高收益率。

目前以項目為單位投資的儲能設備，如何參與需求響應，存在兩方面問題：

1、如何測算和參與

投資方并不太熟悉需求響應的規則和流程，還是按照分布式光伏的“自發自用”模式在設計項目合同，這部分收益如何測算？

2、儲能EMS的交互能力不足

對儲能系統的EMS提出了更高的要求，不僅要實現本地的控制策略，還要疊加一層外部交互的策略，并且這兩層策略之間還需要耦合優化，所以需要實現虛擬電廠EMS、用戶微電網EMS、儲能EMS的雙層耦合，儲能EMS自己無法解決外部性控制的需求。

六、電力輔助服務

分布式儲能如何參與電力輔助服務，涉及到兩類產品的設計：

1、儲能作為調峰資源如何參與

分布式儲能如果作為一種調峰資源，是不是在未來的輔助服務市場里出清，涉及到輔助服務市場的產品設計，以及與現貨市場、需求響應政策的銜接，還是未知數。

2、儲能作為調頻資源如何參與

分布式如果作為配電網的調頻資源參與輔助服務，目前的省級集中的輔助服務如何納入配電網與分布式這一側的交易，也是一個全新的課題，雖然在國外有類似案例，但是國內目前輔助服務市場設計還是以大電源、集中式儲能項目參與為主。

至少在測算收益率時，這部分只能作為美好的想象，很難成為清晰的盈利模式。

七、電力現貨交易

工商業儲能如何參與電力現貨，與售電公司之間的關系是什么？目前也沒有清晰的答案。

雖然目前部分民營售電公司，為了應對未來現貨交易的風險，確實有意愿投資一部分儲能項目，并且建設虛擬電廠平臺納入負荷可調節資源，但是這部分投資如何形成收益模型，也取決于各地電力市場現貨品種的交易放開，目前也未可知。

問題二、盈利模式如何變成商業模式

所以總結一下，工商業儲能的盈利性分分兩部分：

1、內部性收益

盈利模式1~4是與外部關聯性不大，更多的是從用戶身上獲得收益。

2、外部性收益

盈利模式5~7是從外部獲得的收益。

無論是最基礎的峰谷套利，還是最遙遠的輔助服務收益，其技術復雜性和交易復雜性，都比分布式光伏高一個數量級。

不是簡單的“自發自用、余量上網”可以涵蓋的商業模式。

所以如何把盈利模式，變成可行的、落實到合同上的、可驗證的商業模式，是工商業儲能目前亟待解決的問題。

而這個問題的解決，也直接關系到工商業儲能的技術路線，尤其是在自動化、信息化方面的技術路線和技術方案設計。

從儲能產品的角度，是無法單獨解決這些問題的，需要上升到“光-儲-充-荷”一體化的用戶微電網系統的整體運行、運營管理角度去看待。

無論是與負荷關聯的充放電策略，還是變壓器容量監測與過負荷放電策略，乃至虛擬電廠的需求響應，

工商業儲能都是“電力系統性” 強于 “產品的功能性”的存在。

甚至可以這樣說，如果不懂電力系統的運行規律，工商業儲能項目是無法落地的。

要管好儲能，形成可行的商業模式，必須是用戶微電網系統的整體管理。

所以，工商業儲能的可行商業模式探索，一定蘊藏在用戶電力系統（微電網系統）的整體運行管理中。

比如變壓器超負荷運行，那么首先要思考的不是上一個儲能，而是分析最大負荷出現的時間，最大負荷的組成情況，以及這些負荷側設備是否存在錯峰運行的機會，實在解決不了再考慮儲能投資。

都是一個整體系統管理的思維策略。

站在儲能看收益，和站在微電網系統看收益，是完全不同的。

問題的答案：一種新的商業模式

因此，對電力用戶來說，更重要的是在新能源普及、電力市場化交易的環境下，如何選擇一個更好的電力運營服務方，對自身的電力、能源系統進行整體性優化，并支付服務費用，而不是簡單的找一個儲能投資方。

巔峰認為，能夠管理好用戶微電網系統，并且與外部實現友好互動的，一種用戶微電網運營商將是某種可能的商業模式。

其商業模式本質，是是電費托管型的合同能源管理。

只不過，這對于新能源投資商來說，是一種巨大的轉型，即從投資方變成資產的持有和系統運營方。

而這也是儲能+市場化交易帶來的創新和服務機會。

“雙碳”戰略提出后，我國電力行業也進入到了新的發展階段。

近年來，新一輪電改逐步推進，著力從市場化角度理順電價機制，解決新能源大規模接入、社會用電負荷增長帶來的“供需雙向不穩”問題，助力新型電力系統的建設。

電力市場化進程加速，也進一步明確了工商儲的經濟空間。

當前現狀：初步電價市場化，確定工商業用戶直接參與市場交易

2021年10月，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》、《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》。

要求燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，擴大上網電價浮動范圍，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，

擴大為上下浮動原則上均不超過20%（高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制），電力現貨價格不受上述幅度限制，在平穩電價的同時，進一步釋放市場化電價“能漲能跌”的引導能力。

推動工商業用戶都進入市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售價。

對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。

兩項政策初步放開市場化電價，電價波動更頻繁，電價基本反應供需，是真正意義上電力市場化的開始，初步確定工商業全部參與電力交易。

峰谷價差拉大，工商儲的套利空間更加明確

分時電價實施的初衷是引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納。

目前各地峰谷價差拉大已經成為趨勢，已有24個省份實施尖峰電價，絕大多數省份日內出現兩次高峰/尖峰。

峰谷電價差給出了工商業儲能的套利空間：工商業用戶裝配儲能，可以在谷時充電，峰時放電，節省電費。

峰谷價差不斷拉大，工商業儲能的經濟性愈加明顯。

部分省日內電價施行兩峰兩谷，用戶側儲能可以在日內實現兩充兩放，套利空間進一步擴大。

2023年7月執行的分時電價，24個區域峰谷價差超過0.7元/kWh，

其中，峰谷價差超過1元/kWh的區域有8個，分別是廣東（珠三角五市）、廣東（江門市）、廣東（惠州）、湖南、廣東（東西兩翼地區）、海南、重慶、上海。

若按照日內“兩充兩放”策略計算，浙江省/廣東珠三角五市日內度電累計價差可以達到1.8742、1.8292元。

圖：廣東珠三角五市23年7月峰谷時段及電價

圖：浙江省23年7月峰谷時段及電價

對于大工業用戶，裝配儲能可以節省兩部分電費。

目前我國針對變壓器容量在315 kVA及以上的大工業用電施行兩步制電價（容量電價+電量電價），分布式光儲結合可以實現兩部分電費雙降。

一是電量電費：光伏自發自用+儲能峰谷套利；

二是容量電費：儲能系統在負載用電峰值時代替變壓器容量，以降低總體容量需求，降低容量費用。

截止2023年7月，9省（區域）將正午時段劃分為谷時，執行谷段電價。

正午時段工商業電價下降，削弱了工商業用戶僅裝配分布式光伏的經濟性，進一步催生配儲需求。

對于未加裝儲能系統的分布式光伏而言，當光伏發電量超出負荷消耗能力時，多余電量以較低價格送入電網，分布式光伏的收益率受到較大影響。

投資方主動配儲后，用戶可以在正午低谷時段向電網低價購電，將光伏電量優先向儲能系統充電，峰時再由儲能向負荷供電，有效提升光伏自發自用率，最大化降低用電成本。

輸配電價改革，推動用戶側能源管理、調節資源等發展。

2023年5月9日，國家發展改革委印發《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，在嚴格成本監審基礎上核定第三監管周期省級電網輸配電價，進一步深化輸配電價改革。

輸配電價結構更加合理后，促進電力市場交易，推動配電網、微電網等發展，綜合能源服務、虛擬電廠等需求同步提升。

輸配電價改革的本質是電力市場化，引導電價機制合理化。

理清了源側和網側的收益，旨在解決電價機制長期存在的“輸配不分”的問題；而反映到用電側，將輸配電價、線損單列，

用戶更直觀感受到電網的運輸成本，倒逼用戶進行需量管理，促進用戶側/臺區綜合能源管理、虛擬電廠等調度性資源的發展。

需求側響應征求意見，多項政策加強經濟性增量

2023年5月19日，國家發改委發布公開征求《電力需求側管理辦法（征求意見稿）》《電力負荷管理辦法（征求意見稿）》意見的公告，再次強調用電側參與電力市場。

提出，全面推進需求側資源參與電力市場常態化運行，支持符合要求的需求響應主體參與容量市場交易或納入容量補償范圍。

支持可調節負荷、新型儲能、分布式電源、電動汽車、空調負荷等需求側資源，以負荷聚合商或虛擬電廠等形式參與需求響應。

支持地方電網、增量配電網、微電網開展需求響應。

根據“誰受益、誰承擔”的原則，支持具備條件的地區，通過實施尖峰電價等手段提高經濟激勵水平。

鼓勵需求響應主體參與響應電能量市場、輔助服務市場、容量市場等，按市場規則獲取經濟收益。

近年來，多個省市發布電力需求側響應補償政策，不斷推動工商業用戶參與電力市場，刺激能源管理意愿，提升用戶側儲能的經濟。

工商業儲能的必要性電力市場化背景下，工商業用戶裝配儲能的意愿發生轉變。

起初，工商業儲能多用于提升光伏自發自用率，或作為安全生產要求較高、工廠斷電損失大的企業的備用電源使用。

在電力市場化背景下，要求工商業用戶直接參與電力交易，電價波動更頻繁；

各地峰谷價差拉大，甚至實行尖峰電價，工商業用戶若不裝配儲能，則只能作為電價波動的被動承受者。

未來，隨著需求側響應政策的普及，工商業儲能的經濟性進一步提升；

電力現貨市場制度逐漸完善，虛擬電廠建設完善，工商業用戶參與電力市場，必須具有電力吞吐的能力，儲能逐漸成為必選。