开云体育app官方下载:工商储血战2025

  产业玩家的疯狂涌入，价格竞争与凶猛博弈，加速了国内工商储江湖产业大洗牌进程。

  据此前阳光电源发布的《工商业储能解决方案白皮书》显示，2023年工商业储能相关企业新增5万家，平均每天新增150家。另据华福证券统计，2024年大量不一样企业涌入工商业储能市场，已并网/开工/启动或完成采招/备案的工商业储能项目涉及的开发商就超过1000家。

  而寻熵研究院的统计多个方面数据显示，2024年国内新增并网工商业储能规模3.9GW/8.8GWh，约占全年新增并网储能规模(44.60GW/111.63GWh)的8%（GWh占比）。

  如此细分的领域却涌入如此多的玩家，也就不难理解为何工商业储能产品价格持续出现大退潮现象与趋势了。

  在2023年年中时，头部厂商如奇点能源的工商业储能柜报价曾高达1.55元/Wh，同年12月厂商明美新能源宣布液冷一体柜最低价为0.88元/Wh；到了2024年7月30日中车株洲所发布工商业储能系列新产品渠道价格政策，其中，1500V工商业一体柜418kWh方案集成单柜价格为0.75元/Wh，大于30台能够轻松的享受95折，折合单价0.7125元/Wh，还免费赠送价格高达45000元/台的并网柜和20000元/台的EMS配套，综合单价已经低于0.7元/Wh。

  “没有最低，只有更低。” 24年9月，科陆电子推出Aqua-E系列工商储能产品，采用A类电芯的价格仅为0.598元/Wh；沃橙新能源随后报出0.58元/Wh的价格，并推出 “0元体验，账期半年” 的优惠条件，再创价格新低。

  到了25年1月，博时储能联合瑞浦兰钧、高特电子、恩玖科技，共同推出了一款工商业储能柜，对外报价低至0.499元/Wh。

  3月底，价格战硝烟再起。弘正储能先是报出 “0.486元/Wh”，长园能源随后则给出 “0.478元/Wh” 的价格，短短十天两度刷新了储能系统最低价。

  “这个价格肯定是亏的。” 弘正储能、博时储能、沃橙新能源的市场相关负责人，不约而同地向高工储能透露。而据高工储能调研，当前0.5元/Wh以下的工商储能系统单价，根本没办法覆盖公司制作成本。

  “真正达到预期收益的工商业储能项目大约只有20%-30%。” 据高工储能采访了解到，在现金流吃紧、工商业储能项目收益没有到达预期的情况下，许多工商业储能设备商、投资商暂停了投资项目。

  亏损潮正在席卷整个产业，以上市公司科陆电子为例，2024年科陆电子亏损（扣非后归母净利润，下同）4.77亿元，同比下降31.63%，这是其第8年连续出现亏损，8年合计亏损超53亿元。

  随着竞争局势的严峻变化，如今在企业层面也已有大退潮迹象。据 “维科网储能”、“36碳” 等多家新闻媒体报道，“据业内人士观察，上千家集成商中约有20%没有订单，生存状况堪忧。”

  企查查数据则显示，2024年间，已有超1万家储能系统集成商倒闭，占行业总数的16%。

  在这样的产业形势下，山东、广东等地当前借鉴光伏行业经验拟出台新规，要求集成商按项目金额的5%缴纳保障金，用于破产后的运维托底。但企业普遍抵触，认为将加剧现金流压力。

  可以预见，未来这种负现金流的模式，后续一旦失去了融资支持，厂商很容易陷入财务困境。CNESA多个方面数据显示，2024年全年新型储能领域融资事件同比锐减73%，融资金额平均缩水50%。

  如今，市场上对于 “凶猛价格战可能将进一步引发储能电站质量与安全性大退潮” 的担忧正在与日俱增。

  有一组数据可以借鉴，根据中国电力企业联合会发布的《2024年上半年电化学储能电站行业统计数据》显示，上半年，在可靠性方面，非计划停运1779次（同比2023年同期增长72.72%），单次平均非计划停运时长29.48h，其中电站关键设备、系统和集成安装质量上的问题是导致电站非计划停运的根本原因，非计划停运次数占比达75%以上。

  从投运年限看，新投运电站运行较不稳定，发生非计划停运占比较高，2024年投运2年以内电站平均非停次数（2.81次），比投运2年以上（2.01次）的高40%。

  “如果有人告诉你储能很简单，那么你要知道，10年后他会为此付出代价。也许只要5年，他们就必须支付巨额维护费用。” 曾毓群在接受了挪威主权基金主席尼古拉·唐根的播客访谈时如是说。

  市场的担心正在成为现实。24年4月，温州一工商业储能项目发生火灾，因消防设施不到位造成了不小的损失。事后，温州针对工商业储能电站项目，掀起了一场严厉的消防安全整改。据整改通知单显示，要求所有已备案的、500KWh以下的工商业储能电站在一段时间内提交经第三方机构检测合格的消防质量检验报告，对于限定期限内未提交检测报告或检测不合格的工商业储能项目，会对其直接撤销验收合格评定，不予以兑现相关补贴。

  温州整改之后，杭州市建委、杭州市发改委也联合印发了《关于做好我市电化学储能电站建设工程消防设计审查验收管理工作的通知》。文件明确适合使用的范围为功率为新建、扩建或改建的容量为500千瓦时及以上的电化学储能电站建设工程。文件指出，电化学储能电站建设工程参照电力建设工程开展消防设计审查验收，属于特殊建设工程的，应进行消防设计审查、消防验收；属于其他建设工程的，实行备案抽查制度。

  有数据测算，此次温州、杭州的储能安全整改整体将推高0.2元/Wh的非技术成本，单个储能电站的消防整改成本最高可增加10万元。（消息来源“储能网”）

  消防风暴还在进一步蔓延。24年8月中旬，浙江金华市武义县也公开征求《武义县电化学储能项目建设管理工作指南（试行）》意见。文件明确，电化学储能电站申报消防备案前，项目单位应组织竣工验收，消防查验应纳入竣工验收内容，查验结果作为工程完工验收报告附件。

  据高工储能披露，浙江省内已备案的2000多个储能项目中，90%以上都将面临消防整改。到2025年，能够顺利通过整改并继续运营的项目可能会少于一半。

  业内人士认为，浙江只是这场储能电站消防整改风暴的第一站，未来还会席卷全国。尤其是工商业储能同样发展快速的广东省和江苏省。

  据21世纪经济此前报道，国家正酝酿对储能消防安全隐患做全面的排查及整改工作。目前有关部门近期已约访了包括储能厂家、施工、运营等相关方调研意见，而相关的储能消防安全隐患排查及整改动作可能将要发生。

  对于储能安全性而言，大储最多烧掉一个设备，但工商业储能可能就涉及到人身安全问题。截至目前，全国至少有19个省市将储能电站纳入了消防安全重点单位。

  回归商业层面，还必须要格外注意的是，目前工商业储能的主要盈利模式为峰谷价差套利（用能方在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给给负载使用）。但在电力现货交易日益普及的背景下，国家政策引导和电力市场运行规则，都倾向于把峰谷分时电价拉平。这在某种程度上预示着，“当前浙江等地区较高的峰谷电价差无法长久维持，这将造成工商业储能项目未来数年收益率的下滑，进而影响到投资者的积极性。部分投资方因此选择了暂时观望。”

  这并非危言耸听，根据东海证券统计，24年以来浙江、河南、江苏多地发布分时电价调整政策，全国范围内峰谷电价差缩窄趋势显著，河南省分时电价调整新政亦正式落地。此外根据中关村储能联盟对32个省区的分析，24年1-8月份一般工商业1-10kV电网代理购电最大峰谷价差平均为0.68元/kWh，较2023年同比下降了6.7%。与2023年1-8月相比，今年各地最大峰谷价差普遍呈现下降趋势，仅甘肃、蒙西、冀北等8个地区价差有所提高，别的地方均为下降。

  考虑到，随着储能成本不断下降，若以0.6元/kWh作为度电盈亏平衡点，24年1-8月共有20个地区以上最大峰谷价差超过0.6元/kWh。

  而国联证券统计数据也显示，从全国范围内来看，全国共有10个地区峰谷电价差减小，20个省份峰谷价差扩大，2个省份保持不变。其中工商业储能收益率下滑幅度最大的为浙江省，根本原因在于分时电价政策的调整，6月起浙江不再执行尖峰电价，峰谷价差变为高峰电价与低谷电价之差，价差下降幅度超20%。

  另外据国联证券测算，目前国内云南、甘肃、宁夏等十个地区的工商业储能收益率为负数，形势不容乐观。

  还需要注意的是，据东吴证券测算，工商储实际应用中收益率低于理论值，对工商业业主吸引力有限。工商储单个项目功率较大，初始投资所需成本约上千万元，此外分时电价政策变化的不确定性、若实际利用天数较低，收益率将打较大折扣，每天同一充放次数下，220天利用天数与340天利用天数可产生近2倍收益率差异。考虑目前实际利用是一充一放为主，280利用天数下IRR为7.75%。

  对于工商业储能投资的难点，有有经验的人指出，从投资端来看，最大的挑战就是电价差波动性。因为工商业储能资产的定价逻辑就是服从于大的新型电力系统转型趋势，以及作为转型支撑的电力市场化交易趋势，在这两个大的趋势下，分布式能源资产的收益率波动将是常态，不再是收益率绝对固定的资产。

  由于国内工商储盈利大多数来源于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，但政策的转向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。

  “关于项目选择，首先要考虑项目商业模式是否可持续。例如工商业储能目前主要依赖代理购电较高的峰谷价差实现套利，但代理购电仅为过渡模式，较高的峰谷价差不可持续，未来当电力用户真正进入市场，峰谷价差必然没这么高。” 五矿证券分析认为，所以工商业储能项目在做可行性研究时最大的坑就是对未来峰谷价差及收入的假设过于乐观。对于独立储能电站项目，除了关注所在省份独立储能参与电力市场的政策进展之外，更重要的是对项目所在省份所在电网节点的风光发展及消纳趋势作至少20年维度的长期研判。

  或许是感受到了风险的气息，据EESA（储能领跑者联盟）副秘书长李炎明观察，目前国内工商业储能投资商已经在有意控制单个省份的投资金额，以免政策波动造成 “一个篮子里的鸡蛋” 全部遭殃。

  当然，工商业储能的挑战，或者风险还不止于此。由于工商业储能项目收益高度依赖业主方项目用电情况，因此拥有足够用电负荷、适合上工商业储能，且有意愿的工厂、园区，成为各项目开发方竞相争抢的稀缺资源。在这种情况下，与工商业光伏类似，居间人成为项目落地的重要推动因素，居间费因而居高不下，甚至项目落地后居间人获得的利润超过设备生产商。因优质项目的稀缺性，给业主的项目分成亦从此前的10%（另外90%分给项目投资方），逐步到35%，有的方案是前5年分成比例20%/80%，后5年按 50%/50%分成。

  一系列数据似乎都在佐证，工商储江湖竞争短期内还会持续，甚至还会变得更惨烈。未来储能企业必将围绕科学技术创新、国际化布局与突破、融资与调整负债结构等多重维度进行新一轮较量，竞争成败必将对未来产业格局与发展产生深远影响。

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