储能业“内卷”狂潮：成本骤降，出海寻金还是陷阱？

21世纪经济报道记者 林典驰 深圳报道

2024年，“卷”成为储能行业热词中顶流。

这场激烈的竞争导致了全产业链价格的持续下跌，新型储能技术的成本降低速度超出了行业预期，为大规模应用铺平了道路。

数据显示，上半年新型储能相关招标项目规模合计23.5GW/75GWh。中标项目规模合计13.8GW/35.7GWh。

EPC价格区间0.62~2.82元/Wh，均价1.34元/Wh；系统集成价格区间0.56~1.57元/Wh，均价0.85元/Wh；磷酸铁锂电芯已下滑至0.4元/Wh附近，价格快速下降虽给企业带来阵痛，但也为未来的广泛应用奠定了基础。

这是于7月17日-19日在深圳召开的2024中国国际新型储能发展峰会（INES2024）披露的数字。

过度的竞争引发了行业内的种种问题。中国电池工业协会副理事长兼执行秘书长王建新在峰会上指出，储能行业的无序扩张导致低端产能过剩、资源配置不合理、产品同质化严重、盈利水平低迷，加之频发的安全事故和滞后标准体系建设，以及新能源强制配储项目平均利用率低下等问题，给行业带来了严峻挑战。

面对微薄的利润空间，许多储能企业将目光转向海外市场，寻求更高的利润率。然而，出海之路并非坦途，各种隐形成本不容小觑，如各国的合规要求就构成了企业出海的首要障碍。

高毛利隐藏出海成本

如果按卷的程度排名，“做电芯的是卷得最厉害的，前后受压，我经常说做电芯根本不是乙方，而是丁方，甲方是业主，乙方是EPC总包方，丙方是系统集成商，最后才到电芯，而且电芯还要得到甲乙丙的共同认可，所以做电芯非常苦也非常‘卷’。”瑞浦兰钧能源股份有限公司副总裁易辉琼在会上表示。

行业极度内卷的情况下，不少企业选择出海。近日，阳光电源与沙特阿拉伯的AlGihaz达成合作，签署了一项7.8GWh的储能项目，创下全球储能项目的新纪录，阳光电源股价也因此大幅上涨。

海外市场被普遍认为具有较高的毛利率，可达20%，但企业出海面临的实际成本远超预期。仅以认证为例，各国的合规标准各不相同，且时常更新，尤其是在美国市场，其高标准和高门槛意味着高昂的认证成本。

易辉琼表示，美国储能价格很高，而且美国的准入门槛也高，但它隐含的成本和罚款不可忽视。在与海外客户签订合同时必须严格谨慎，避免因合同细节而引发的潜在纠纷。

对于新进入海外的企业来说，以低价策略抢占市场并非明智之举。易辉琼提醒道：“很多企业试图以低于国内市场20%的价格进入海外市场，但实际上他们的成本远远不止这个数。我希望中国企业能够团结一致，避免价格战导致的双输局面。”

储能利用率不高

新型储能利用率不高一直是行业的痛点问题，完善新型储能调度已成为业界关注的热点。

根据《2023年度电化学储能电站行业统计数据》，工商业配储平均运行系数0.59(日均运行14.25小时)，平均等效充放电次数317次；新能源配储平均运行系数由0.09(日均运行2.18小时)，平均等效充放电次数104次。

国家电力调度控制中心副主任张振宇团队将去年国网经营区新型储能利用按小时数统计，如果按电网侧、电源侧区分，电网侧独立储能一年利用约800小时，经粗略估算，如果一天24小时运行，一年运行200多天。其余100多天电网的运行需求不是很强，这一问题亟待解决。

对于储能利用小时数不如人意的原因，电力规划设计总院副总工程师张晋宾认为，一是储能调动机制需改善。

以新能源配储为例，其调度方式以电网一体化调度为主，不能采用网电进行充电，而且放电要按新能源发电来计，一充一放有能效损失，导致新能源配储业主积极性不高。

二是价格机制有待健全。独立储能电站在部分地区新能源大发时按平段电价走，有时候会存在充放电电价倒挂现象，经营主体会亏损。

从运行评价指标来看，储能通常运用的是运行系数、利用小时数、利用率、日均等效充放电次数。尽管这些指标对储能发展有指导意义，但在某些情况下这些指标会失真或者说不能确切反映储能实际情况，指标也有待完善的空间。

张振宇建议，评价储能不能单一用利用小时数这一指标评价，还得需要其他方式，除了利用小时数外，评价电网共性，完善储能建设的成倍回收机制。其次，完善储能利用机制，科学调用，从市场机制和调用机制上来说做好新型储能下一步管理工作。

其次，建立健全新型储能参与市场的机制，也有利于提高储能的利用率。

电力规划设计总院副总工程师张晋宾表示，如果仅仅靠原来的电力市场难以保证新型储能的合理收益，所以要加快建立新型储能的容量电价机制。新型储能的容量定价机制比抽蓄涉及的范围更广，需要考虑的类别也多，比如说合理容量需求，价格制定的上限，电价疏导渠道，是不是采用竞价等市场化方式来进行容量分配等。