市场逻辑变了，“低价鲶鱼”要变成“价值鲶鱼”才能在竞争中取胜

储能的“低价鲶鱼”没有价格下限

所谓“低价鲶鱼”，是指行业里的某些企业，通过低价手段参与市场竞争，影响其他企业不得不降价，通过打价格战获得一定的市场份额。

“低价鲶鱼”在储能行业并不少见。

今年是工商业储能的爆发元年，相较于源网侧大型储能电站，工商业储能的投入成本与开发灵活性，对新入局的玩家更友好，所以跨界的、新成立的储能企业呈现爆发式增长。有业内人士指出，当前，储能产业企业数量高达8.9万家，仅2022年就新增3.9万家。

对手暴增，如何取胜？价格战或许是最简单直接且杀伤力极强的手段。

所以，为了抢占储能行业的窗口期，有着“低价鲶鱼”属性的企业层出不穷，影响市场的定价生态，尤其在位居产业链中游的储能系统集成领域，更是上演着疯狂的价格大战。

储能产业链

有相关数据显示，今年以来，储能系统的报价就不断走低。3月，2小时储能系统加权平均报价1.35元/Wh，环比下降6.4%，最低报价达到1.16元/Wh；2小时储能项目EPC加权平均报价1.77元/Wh，环比下降10.43%，最低报价1.50元/Wh。

到了5月，2小时储能系统加权平均报价就达到1.115元/Wh，环比下降14.1%，最低报价达到1.00元/Wh；2小时储能EPC加权平均报价为1.655元/Wh，最低报价1.407元/Wh。

储能系统集成，向上衔接上游厂商，向下打通甲方服务，是产业链最为重要的一环，同时也承接着上下游的共同挤压，大量企业在竞争中价格失守，成为“低价鲶鱼”。

2023年至今国内储能系统中标均价变化

稳居储能系统集成行业前列的比亚迪，在过往发展中实现了电池电芯、BMS、EMS、PCS等全业务制造领域覆盖，储能系统基本依靠自主研发生产，相较于依赖外采的系统集成商们，具备更大的竞争力与议价能力。

然后，在今年7月底公示的“中国能建2023年度磷酸铁锂电池储能系统集中采购结果”显示，比亚迪直接报出了全场最低价，为0.87元/Wh，再次刷新了行业认知，成为业内又一条巨大的“低价鲶鱼”。

比亚迪报价为0.87元/Wh（4小时系统）,全场最低

对于储能集成商来说，价格貌似没有最低，只有更低。

即使再优秀的企业，也要活在低价竞争中。

“低价鲶鱼效应”不断扩大储能系统集成痛到顶点

事实上，储能行业的价格战从2018年到现在一直存在，而价格战，无疑是刺伤自己，同时也刺痛行业，在储能集成的价格战背后，又潜藏着哪些尖锐的刺？

扎向储能集成的第一根刺：激烈的竞争与少量的份额

就目前的市场现状来看，储能系统集成的市场增量，远远跟不上新增企业的数量。

据巅峰测算，虽然今年国内储能市场同比增长200%，但市场主体却增长了5.8倍。如果再根据机构预测，今年新型储能市场规模有望突破480亿元，那么平均分给市场上10000多家储能集成商后，每家企业实际到手的蛋糕少得可怜。

实际情况往往更糟。行业发展至今，已经形成了一定的市场格局，少数头部企业已经赢得了市场份额的大多数，所以分到大量中尾部企业手里的蛋糕，可能已经食不果腹。

扎向储能集成的第二根刺：低价的中标与艰难的盈利

有业内人士分享，储能系统集成现阶段的竞标价格经常低于成本价，很多人已经不谈项目盈不盈利了，更多的是与同行比拼自身资金的实力与应对市场的耐力。

那么在耐力大比拼之下，储能集成商的盈利情况究竟如何？近期，国内出货量排名第一的储能系统集成商海博思创正式递交招股书，拟在科创板挂牌上市。招股书中显示，即便是连续三年位列国内储能装机量第一的海博思创，营收持续高增长，但2020年的净利润率为负值，2021-2022年转正后也仅为个位数。

行业第一，赚钱也难，那大多数企业正在赔钱赚吆喝，还能撑多久？

扎向储能集成的第三根刺：更高的标准与两难的局面

在储能慢慢渗透市场的过程中，客户的喜好与行业的标准也在悄然发生变化。

客户已经不单单关注储能系统的成本有多高，而越来越注重系统的整体性能与项目的运营效率，与此同时，电网也在不断提高储能系统的并网要求，系统的安全性、可靠性等，都在实际落地前一一接受电网的检验。

这就使得，那些靠低价中标，在组件上偷工减料的储能产品，无论在客户端还是电网端都无法获得认可，从而陷入进退两难的局面。

据一位锂电智能装备供应商分享，今年储能系统的终端交付压力越来越大，常规的90天交付周期缩短至60天，甚至有客户提出45天、30天的交付要求。

也有业内人士爆料，某个储能项目历时180天，反复振荡脱网，最后因为系统质量不达标，始终没有成功并网，建成的项目只能闲置处理。

大量的储能集成商正在与质量赛跑、与时间赛跑、与标准赛跑，一刻不得停。

在激烈的竞争中抢夺少量的份额，在低价的中标中艰难的盈利，在更高的标准中左右两难，扎在储能系统集成商身上的刺，尖锐且深刻，贯穿业务始末，仿佛已经痛到顶点。

市场即将大变天“低价鲶鱼”就要游不动了

如果价格几乎成了最重要的竞争维度，那么价格战的负面效应就会集中大爆发，快速刺激市场走向觉醒，等市场意识到危害将是毁灭性的，那么选择的维度将发生偏移，低价的手段会快速走向失效。

一般情况下，深陷价格战的企业，很难抽出精力去实现技术的创新，产品的迭代，而市场的逻辑永远是价值交换，价格战带不来价值，带来的只会是更低端的产品，更缺乏价值的企业。

有业内人士分享，2023年开年以来，储能产品确实同质化明显加剧。大多数厂家只做到了表面，没有去深挖核心技术，80%的储能集成商熬不过今年。

这也意味着，低价竞争的分水岭即将出现，大部分企业将被价格战拖垮，市场上只会留下一批真正具备核心竞争优势的企业。

除了市场规律的加速淘汰，实际上，储能中标逻辑也已经悄然发生改变。

对于客户而言，随着宏观政策与电网系统的深度变革，储能已经从企业的“保健品”转变成“必需品”，那么客户选择储能产品的逻辑也将发生改变。

就像是一个家庭选择购买电视机，对于一个有着高达十年长使用寿命的产品，人们看重的已经不单单是价格维度，更多的是它的整体性能。

储能也一样，随着市场的演变，具备综合性能优势才是立足市场的关键。

这些也将倒逼储能集成商，摆脱低价竞标的依赖，转而进行价值竞争。与此同时，狂热的“低价鲶鱼”会慢慢走向冷静，回归产品，回归企业，甚至蜕变成“价值鲶鱼”，通过构建企业的综合实力，推动行业良性发展。

对于政府来说，储能可以成为新的“GDP引擎”。目前已经有很多地方政府像十年前寄希望于房地产行业一样，把经济增长的宝压在了储能行业，通过成立或支持绿色能源公司，实现整个区域的绿色发展，成为推动储能的主力军。

在此背景下，政府选择储能设备合作商，不会侧重于价格维度，而更多的是以“为当地带来效益”为根本。那么储能集成商的竞标逻辑也变了，需要更聚焦于产业的实力、规模与盈利能力，并放眼储能的未来，待电力市场完全放开时，以更优的储能系统循环寿命、充放电效率等价值，为企业筑牢竞争壁垒，在政府标的竞标中获得更大的胜率。

无论如何，笼罩在储能集成上空的乌云正在消散，市场的逻辑正在转变，“低价鲶鱼”就快要游不动了。也正在此时，真正的竞争才刚刚开始。

巅峰储能看了一些工商业储能的盈利模式分析，认为至少有7种盈利空间，看上去似乎很美好，但是有两方面的问题：

问题一、每种盈利模式都存在不确定性

需要综合考虑现场各方面情况，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（比如屋顶租赁、或者自发自用EMC等）：

一、峰谷套利

在谷段电价充电，在峰段甚至尖端放电，赚取峰谷价差。

这是工商业储能的最基础盈利模型，存在两点不确定性：

1、峰谷电价的不确定性

（1）短期电价不确定性可能与气温相关：比如广东省峰谷电价，在7、8、9三个月之外，如广州最高日气温达到35度及以上，每天11-12时、15-17时，尖峰电价在峰段电价基础上上浮25%。

（2）长期不确定是未来电力市场化以后，批发侧的现货价格与零售端合约电价之间的传递关系，甚至每个售电公司与每个电力用户，每年签订的售电合同约定的电价和电价时段、偏差承担方式都会不一样。

（3）中长期来看，峰谷时段和峰谷电价的政策性变化也存在较大的不确定性：比如某些地方晚间23点出现用电高峰，原因是电动车集中充电，未来这个时段存在电价上涨压力。

2、充放电需求的不确定性

工商业用户的用电规律存在较大的不确定性，比如某储能项目，在规划时按照一天两充两放设计，但是该企业可能未来几个月中，因为赶制某批次急单，晚班满负荷生产，导致储能无法满充，直接影响当年收益率。

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。

所以这也需要储能系统获取负荷侧数据，并进行EMS的动态优化。

二、新能源消纳

通过光储一体化，增加新能源消纳率，但也大大增加了储能和光伏项目的变数。

1、储能充电价格如何计算

比如分布式光伏的售电价格，如果按照之前的目录电价打折计价，那么储能在光伏发电时段的充电价格如何计算？

有可能在这个时段的市场电价是谷段价格（考虑网侧负荷的“澡盆曲线”，以及由此带来的现货零电价、负电价时段），那么储能用光伏电并不经济，这又涉及到储能、光储、售电三者合约的价格关系问题。

2、储能的EMS是否具备动态优化能力

光伏每日的发电曲线并不固定，则储能的充放电控制无法做到固定策略，必须根据光伏预测曲线实时调整，储能EMS如果没做到光-储-荷一体化，是无法进行动态优化的。

据我所知，目前大部分的储能EMS，还只是EMS系统里最基础的监控功能，较为高级的分析、预测、优化算法并不成熟。

三、配电增容

用户原申请的配电容量无法满足生产需求时，储能可以在短期内避免变压器和线路的超容运行，减少扩容需求。

但是这又涉及到储能的运行监测问题，目前储能EMS大多数并不接入用户变压器和进出线的的运行数据，甚至大量企业自己都未对配电系统运行数据进行采集和管理。

同时，储能EMS也需要调整现有固定的控制策略，实现变压器、线路在过载运行时段的动态放电控制。

四、容量管理

对于已经按照最大需量进行计费的电力用户来说，储能可以实现最大需量（按15分钟计量的月度最大负荷）的削峰，与配电增容类似。

同样存在监测数据接入，和运行控制策略的动态化、个性化调整问题。

五、需求响应

各地都出台了需求响应的补贴政策，储能可以作为需求响应的工具，在需求响应时段实现削峰填谷，并获取补贴，以提高收益率。

目前以项目为单位投资的储能设备，如何参与需求响应，存在两方面问题：

1、如何测算和参与

投资方并不太熟悉需求响应的规则和流程，还是按照分布式光伏的“自发自用”模式在设计项目合同，这部分收益如何测算？

2、储能EMS的交互能力不足

对储能系统的EMS提出了更高的要求，不仅要实现本地的控制策略，还要叠加一层外部交互的策略，并且这两层策略之间还需要耦合优化，所以需要实现虚拟电厂EMS、用户微电网EMS、储能EMS的双层耦合，储能EMS自己无法解决外部性控制的需求。

六、电力辅助服务

分布式储能如何参与电力辅助服务，涉及到两类产品的设计：

1、储能作为调峰资源如何参与

分布式储能如果作为一种调峰资源，是不是在未来的辅助服务市场里出清，涉及到辅助服务市场的产品设计，以及与现货市场、需求响应政策的衔接，还是未知数。

2、储能作为调频资源如何参与

分布式如果作为配电网的调频资源参与辅助服务，目前的省级集中的辅助服务如何纳入配电网与分布式这一侧的交易，也是一个全新的课题，虽然在国外有类似案例，但是国内目前辅助服务市场设计还是以大电源、集中式储能项目参与为主。

至少在测算收益率时，这部分只能作为美好的想象，很难成为清晰的盈利模式。

七、电力现货交易

工商业储能如何参与电力现货，与售电公司之间的关系是什么？目前也没有清晰的答案。

虽然目前部分民营售电公司，为了应对未来现货交易的风险，确实有意愿投资一部分储能项目，并且建设虚拟电厂平台纳入负荷可调节资源，但是这部分投资如何形成收益模型，也取决于各地电力市场现货品种的交易放开，目前也未可知。

问题二、盈利模式如何变成商业模式

所以总结一下，工商业储能的盈利性分分两部分：

1、内部性收益

盈利模式1~4是与外部关联性不大，更多的是从用户身上获得收益。

2、外部性收益

盈利模式5~7是从外部获得的收益。

无论是最基础的峰谷套利，还是最遥远的辅助服务收益，其技术复杂性和交易复杂性，都比分布式光伏高一个数量级。

不是简单的“自发自用、余量上网”可以涵盖的商业模式。

所以如何把盈利模式，变成可行的、落实到合同上的、可验证的商业模式，是工商业储能目前亟待解决的问题。

而这个问题的解决，也直接关系到工商业储能的技术路线，尤其是在自动化、信息化方面的技术路线和技术方案设计。

从储能产品的角度，是无法单独解决这些问题的，需要上升到“光-储-充-荷”一体化的用户微电网系统的整体运行、运营管理角度去看待。

无论是与负荷关联的充放电策略，还是变压器容量监测与过负荷放电策略，乃至虚拟电厂的需求响应，

工商业储能都是“电力系统性” 强于 “产品的功能性”的存在。

甚至可以这样说，如果不懂电力系统的运行规律，工商业储能项目是无法落地的。

要管好储能，形成可行的商业模式，必须是用户微电网系统的整体管理。

所以，工商业储能的可行商业模式探索，一定蕴藏在用户电力系统（微电网系统）的整体运行管理中。

比如变压器超负荷运行，那么首先要思考的不是上一个储能，而是分析最大负荷出现的时间，最大负荷的组成情况，以及这些负荷侧设备是否存在错峰运行的机会，实在解决不了再考虑储能投资。

都是一个整体系统管理的思维策略。

站在储能看收益，和站在微电网系统看收益，是完全不同的。

问题的答案：一种新的商业模式

因此，对电力用户来说，更重要的是在新能源普及、电力市场化交易的环境下，如何选择一个更好的电力运营服务方，对自身的电力、能源系统进行整体性优化，并支付服务费用，而不是简单的找一个储能投资方。

巅峰认为，能够管理好用户微电网系统，并且与外部实现友好互动的，一种用户微电网运营商将是某种可能的商业模式。

其商业模式本质，是是电费托管型的合同能源管理。

只不过，这对于新能源投资商来说，是一种巨大的转型，即从投资方变成资产的持有和系统运营方。

而这也是储能+市场化交易带来的创新和服务机会。

“双碳”战略提出后，我国电力行业也进入到了新的发展阶段。

近年来，新一轮电改逐步推进，着力从市场化角度理顺电价机制，解决新能源大规模接入、社会用电负荷增长带来的“供需双向不稳”问题，助力新型电力系统的建设。

电力市场化进程加速，也进一步明确了工商储的经济空间。

当前现状：初步电价市场化，确定工商业用户直接参与市场交易

2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》、《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》。

要求燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，扩大上网电价浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，

扩大为上下浮动原则上均不超过20%（高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制），电力现货价格不受上述幅度限制，在平稳电价的同时，进一步释放市场化电价“能涨能跌”的引导能力。

推动工商业用户都进入市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售价。

对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。

两项政策初步放开市场化电价，电价波动更频繁，电价基本反应供需，是真正意义上电力市场化的开始，初步确定工商业全部参与电力交易。

峰谷价差拉大，工商储的套利空间更加明确

分时电价实施的初衷是引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。

目前各地峰谷价差拉大已经成为趋势，已有24个省份实施尖峰电价，绝大多数省份日内出现两次高峰/尖峰。

峰谷电价差给出了工商业储能的套利空间：工商业用户装配储能，可以在谷时充电，峰时放电，节省电费。

峰谷价差不断拉大，工商业储能的经济性愈加明显。

部分省日内电价施行两峰两谷，用户侧储能可以在日内实现两充两放，套利空间进一步扩大。

2023年7月执行的分时电价，24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，

其中，峰谷价差超过1元/kWh的区域有8个，分别是广东（珠三角五市）、广东（江门市）、广东（惠州）、湖南、广东（东西两翼地区）、海南、重庆、上海。

若按照日内“两充两放”策略计算，浙江省/广东珠三角五市日内度电累计价差可以达到1.8742、1.8292元。

图：广东珠三角五市23年7月峰谷时段及电价

图：浙江省23年7月峰谷时段及电价

对于大工业用户，装配储能可以节省两部分电费。

目前我国针对变压器容量在315 kVA及以上的大工业用电施行两步制电价（容量电价+电量电价），分布式光储结合可以实现两部分电费双降。

一是电量电费：光伏自发自用+储能峰谷套利；

二是容量电费：储能系统在负载用电峰值时代替变压器容量，以降低总体容量需求，降低容量费用。

截止2023年7月，9省（区域）将正午时段划分为谷时，执行谷段电价。

正午时段工商业电价下降，削弱了工商业用户仅装配分布式光伏的经济性，进一步催生配储需求。

对于未加装储能系统的分布式光伏而言，当光伏发电量超出负荷消耗能力时，多余电量以较低价格送入电网，分布式光伏的收益率受到较大影响。

投资方主动配储后，用户可以在正午低谷时段向电网低价购电，将光伏电量优先向储能系统充电，峰时再由储能向负荷供电，有效提升光伏自发自用率，最大化降低用电成本。

输配电价改革，推动用户侧能源管理、调节资源等发展。

2023年5月9日，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。

输配电价结构更加合理后，促进电力市场交易，推动配电网、微电网等发展，综合能源服务、虚拟电厂等需求同步提升。

输配电价改革的本质是电力市场化，引导电价机制合理化。

理清了源侧和网侧的收益，旨在解决电价机制长期存在的“输配不分”的问题；而反映到用电侧，将输配电价、线损单列，

用户更直观感受到电网的运输成本，倒逼用户进行需量管理，促进用户侧/台区综合能源管理、虚拟电厂等调度性资源的发展。

需求侧响应征求意见，多项政策加强经济性增量

2023年5月19日，国家发改委发布公开征求《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》意见的公告，再次强调用电侧参与电力市场。

提出，全面推进需求侧资源参与电力市场常态化运行，支持符合要求的需求响应主体参与容量市场交易或纳入容量补偿范围。

支持可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应。

支持地方电网、增量配电网、微电网开展需求响应。

根据“谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。

鼓励需求响应主体参与响应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。

近年来，多个省市发布电力需求侧响应补偿政策，不断推动工商业用户参与电力市场，刺激能源管理意愿，提升用户侧储能的经济。

工商业储能的必要性电力市场化背景下，工商业用户装配储能的意愿发生转变。

起初，工商业储能多用于提升光伏自发自用率，或作为安全生产要求较高、工厂断电损失大的企业的备用电源使用。

在电力市场化背景下，要求工商业用户直接参与电力交易，电价波动更频繁；

各地峰谷价差拉大，甚至实行尖峰电价，工商业用户若不装配储能，则只能作为电价波动的被动承受者。

未来，随着需求侧响应政策的普及，工商业储能的经济性进一步提升；

电力现货市场制度逐渐完善，虚拟电厂建设完善，工商业用户参与电力市场，必须具有电力吞吐的能力，储能逐渐成为必选。