六大难题缠身 工商业储能还能否成为行业救命稻草

如果用一个词概括去年的储能产业，那就是“大变天”。从2023年上半年的暖春到下半年的寒冬，储能企业官宣产能一个高过一个，中标价格一天低过一天，行业形势变化远比天气变化更快。

2023年12月4日，中核汇能有限公司2023—2024年度储能集中采购开标，其中5GWh磷酸铁锂储能系统标段共吸引了68家企业投标，最低报价为0.638元/Wh，价格再创新低。

据高工产业研究院统计，电芯方面，截至2023年10月，以主流的280Ah大容量电芯为例，厂家报价在0.47—0.6元/Wh左右，相比年初电芯价格下跌幅度超过30%。系统方面，截至2023年10月，1h、2h、4h时长储能系统设备均价为1.12元/Wh、0.9元/Wh和0.85元/Wh，相比年初价格下降幅度超过30%。而近两个月，无论是储能电芯还是储能系统，价格均进一步下跌。

从最保守的统计数据来看，当前国内储能电池产能也已经超过了400GW。在政策、资本之手的双重推动下，储能产业呈现出一种魔幻的景象。一边是投资人看到的前景广阔、黄金遍地的场景，高预期下企业纷纷忙扩产，寻求“第二增长曲线”的企业也跨界而来;另一边露出“狰狞”面目，储能电站利用率低、盈利低、产品同质化、安全难保证、价格战愈演愈烈等问题凸显，部分企业开始放弃储能业务或大幅削减投入、终止上市进程、甚至上演破产出清的悲剧。

2024年储能电芯价格或将继续下跌

稍早前网传的一张未经证实的“电芯市场三四季度低价抛货”的照片，曾在业内引起轩然大波。该照片显示，各大电芯厂商正在进行大规模低价抛货，电芯价格已低至0.25元/Wh。虽然业内人士表示此照片疑点重重，但不管如何，储能产业链的各种降价，是真实存在的。

与2022年年底储能电芯0.9元-1.0元/Wh的价格相比，2023年年底储能电芯价格下跌40%-50%，市场报价约0.4元-0.5元/Wh。

业内人士认为，储能电芯产能逐步释放下供应能力过剩局面已定，且短期内储能电芯厂家的高库存及下游需求进入淡季，市场实际储能电芯供应充足，叠加成本面碳酸锂、正负极材料等主要原材料价格的持续回落，电芯成本有望进一步下降，后续储能电芯价格或仍有下跌空间。

如今，“没有最低，只有更低”已经是储能行业的最真实写照。残酷的市场竞争，也让工商业储能成为很多人眼中艰难求生的救命稻草。

工商业储能对于电芯价格则比较敏感，主要原因有项目比较小，管控要求相对较低，工商业领域储能项目主流在10MWh以内，可以以相对较低的成本进行更精细的管控;而且单个项目需求电芯数量少，对于一致性要求没有那么高，对于安全运行的影响没有那么敏感。因此，在工商业储能领域，如果业主不明确要求，集成商可能会倾向于使用二线甚至三线企业的电芯。

目前，市场上整个系统集成价格约0.8元/Wh左右，其中电芯成本约0.4-0.5元/Wh、逆变升压一体约0.23元-0.24元/W、BMS约0.04元-0.05元/Wh(如果是主动均衡则是0.07元-0.08元/Wh)、温控约0.02元-0.03元/Wh、消防约0.04元-0.05元/Wh(做到PACK级别会更贵一些)，其他的结构、箱体等一起约0.1元/Wh。

这个价格也让包括业主在内的所有参与者都很痛苦。业主是否真的敢信任如此低价的EPC厂商所交付的产品也值得商榷。如果出了安全事故后进行追责，可能将审计整个招投标过程以及所有采购环节。但是对于目前一些处在生死边缘的电芯厂商，他们甚至愿意以0.2元/Wh的价格处理自己的电芯，市场上也有一些集成商愿意使用这些低价电芯做成产品进行投标，但是从业主的角度出发，这些产品的质量、售后运维都意味着后患无穷。

工商储“两充两放”的收益率到底是多少?

从2023年年初开始，工商业储能已经具备经济性，尤其在浙江、广东等省份回本周期3-4年，经济性甚至高于2022年的欧洲户储。但从数据看，2023年工商储呈现装机量大幅弱于备案量的情况，主要原因包括工商储属于真正具备经济性的环节，因而对系统成本高度敏感;2023年以来储能系统价格持续下降，下游观望情绪偏重;下游业主对工商储的经济性和收益率持怀疑态度。

从分时电价来看，目前浙江、广东、江苏、重庆、海南、安徽、上海、湖南、湖北、河南、陕西等省市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。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。

如果以容量1MWh、循环次数为6000次的储能系统，浙江的峰谷电价为例，假设年运行天数为300天，单位投资为1.58元/Wh，充放电深度为90%，充、放电效率均为92%，考虑业主完全自建模式，不考虑资金成本，2充2放下(实际充放电次数假设为1.5)，计算得IRR为22%，投资回收期为4.5年，储能LCOS为0.49元/kWh。1充1放下，计算得IRR为8.86%，投资回收期为13年，储能LCOS为0.72元/kWh。

假设2022-2025年工商业储能系统价格按1.4元/Wh、1.3元/Wh、1.2元/Wh、1.2元/Wh来计算，则2025年工商业储能市场空间有望达到252亿元，对应2022-2025年3年CAGR为108%。

此外，山东工商业储能电站虽然只能实现每天“一充一放”，但由于当地峰谷价差较大，夏季峰谷价差达0.85元/kWh,春秋冬三季因白天存在2-3h深谷电价，峰谷价差高达0.95元/kWh，项目也具有较高经济性。根据测算，当储能建设成本低于1.4元/Wh时，山东地区工商业储能税后全投资IRR可达到9%以上。

按照当前工商业储能建设成本1.3元/Wh测算，国内大部分“两充两放”省市的税后全投资IRR可达到8%以上，山东作为唯一一个具备经济性的“一充一放”省份，项目税后全投资IRR可达到9.83%。

阻碍工商储发展的六大难题有哪些?

首先，由于国内工商储盈利主要来自于分时电价下的峰谷套利，而分时电价的机制往往是由宏观政策制定，可政策的转向几乎是终端电力用户不可预知的，这也导致了很多的业主在一次性购买设备时持观望态度。从工商储机柜以10年质保、15年的设计寿命的生命周期来看，项目建设时的分时电价机制是否在项目的整个生命周期内延续是一个最大的未知数。目前，储能并不存在一种类似于分布式光伏的确定性的盈利模式，来计算长期收益率。

其次，工商业用户的用电规律存在较大的不确定性。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。

其三，当下不断出现的储能项目安全事件，正在导致各地方对储能项目施工建设要求的不断收紧，从而衍生出项目建设的非技术成本不断被推高的现象，比如说额外的消防设施、额外的站房设置等，各种非技术成本的叠加甚至直接增高项目成本2毛每Wh。而目前的工商储项目投资测算中往往忽略了各种非技术成本，在项目的具体执行中容易“失控”。

其四，电芯的循环次数不等于系统的循环次数，这里确实存在着一个巨大隐患，就是电芯厂家会说我们要求恒温运行25°，没有达到的话后续责任不好划分。可现实情况就是哪个地方能有25°?能不能把每一次的充放电都记录下来?能不能检测到每个电芯?

其五，不同于大储和户储，当下在市场内流通的工商储机柜从出生至今，多数没有超过三年，没有经过大量装机和长时间的运行验证，行业普遍的故障率仍是一个行业内避而不谈的未知数。

其六，工商业的应用场景往往是白天的用电负荷大，光伏在白天的发电基本被自发自用掉了，配套个储能机柜将多余的光伏发电存起来的逻辑显得有些牵强。而工商储配光伏的逻辑显然是更能说得通，但当下工商业储能存在最主要还是因为峰谷价差，配光伏去走光伏度电成本低于市电的逻辑并不是出发点，整个模式的收益也无法支撑工商业储能的大规模应用。

而在上述难题得以解决之前，工商业储能很难真正打开市场高速健康发展，更成不了全行业的救命稻草。