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。

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。

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”。

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。

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。

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。

7種盈利空間，但是有兩方面的問題

問題一、盈利模式存在不確定性

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。

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。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。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。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。

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。