储能产业链降价“风暴”还在持续，何时才能探底？
持续一年多的储能产业链降价“风暴”还在持续，市场疑问也在继续——储能价格何时才能探底？
最新数据显示，今年7月，2小时储能系统中标均价574.28元/kWh，环比下降20%，同比下降48%；280Ah和314Ah碳酸锂储能电芯均价降至0.35元/Wh、0.36元/Wh，逼近甚至跌破企业生产成本线。
“不计成本销售的产业不可持续，一定要给产业链上有创新能力、有质量保证能力的企业留出生存空间，这样产业才能持续发展。”在近日召开的2024世界动力电池大会高端对话活动上，亿纬锂能董事长刘金成直言，靠降价来竞争的方向是错误的，储能产业当前已经到了转变拐点，要聚焦技术创新和性能提升，为储能实现价值赋能。
电池环节降价空间不多
电池是储能系统最主要组成部分之一，在行业降本诉求下担当降价“主力”。
不过，由于前期大量规划产能落地，市场供需失衡，低价竞争致使储能电池企业盈利面临挑战。从近期多家锂电上市企业发布的半年报来看，储能业务净利润呈下降趋势，且利润多由海外市场带动。上半年，亿纬锂能储能电池毛利率14.38%、同比下降1.25%；瑞浦兰钧储能电池业务实现营收32.08亿元、同比下降25.8%，毛利率3.2%、同比下降3.3%，主要原因是储能市场竞争加剧所致；鹏辉能源实现归母净利润4167.90万元，同比下降83.41%。该公司称，储能产品出货量同比增长较多，但因售价同比下跌幅度大，储能业务收入总额同比出现一定幅度下滑。
行业盈利状况已“劝退”一批跨界者。
今年上半年，我国新增储能电池产能规模74GWh（含拟建、开工和投产项目），投产项目产能规模9GWh，同比下降31%。黑芝麻、珠海冠宇、新宙邦等多个锂电池、材料、电解液项目暂缓或终止。
“储能系统价格已降到0.5元/Wh，这不完全是由技术创新驱动，更多是商业竞争行为。储能市场竞争异常激烈，产能很多，都想出货抢占市场，才出现屡创新低的商业性价格。”蜂巢能源董事长杨红新坦言，储能产业链整体盈利性不佳。
“电池在目前储能系统中的成本占比为20%左右，其价格应该相对稳定，甚至高一点，对整个产业才是健康的。”刘金成认为，电芯成本下降对储能系统的成本影响已经很小，未来成本下降的重点在标准化和整体性能提升，系统标准化将带来30%—50%的成本下降空间。
技术赋能行业硬实力
在构建新型电力系统背景下，业内预期储能度电成本将降至0.2元以内，由“风光”平价走向“风光储”平价。
“做到0.2元以下，价格堪比抽水蓄能，这是行业很多年的目标，理论上已实现。”宁德时代副总裁孟祥峰指出，除成本外，还要比可靠性、稳定性，企业宣称锂电储能电站循环寿命可达7000次，但目前并没有实况场景的完整验证，现在储能电站投运后被调度次数和比例较低，真正要调度时能否顶得上，长时间调度之后的系统寿命、可靠度情况如何，尚待进一步明确。“成本很重要，可靠性、稳定性，循环寿命能否真正实现也很重要，行业还要持续练好基本功。”
第二阶段，储能真正盈利，不是以纯商业竞争来压低价格，要靠产品、技术创新。杨红新指出，储能系统是一个庞大体系，要把各环节的成本降下去。“占地面积减少、施工费减少，就要提升单位面积的能量。”
大容量、大系统成为储能行业的主攻方向。杨红新指出，储能电池“向大而生”的过程中，企业采取的技术路线并不完全相同，按电芯形态大致可分为短刀大容量、两侧极耳、顶侧极耳三大类，目前还没有最终锁定哪种形态是未来的标准电池。“但无论哪种技术形态，要关注本征安全，做好热管理。”
中国科学院院士欧阳明高也指出，储能电池向大容量迈进，技术门槛大幅提高，需要提高安全性、耐久性、一致性、制造品质管控等全链条门槛，同时智能传感将在大容量储能领域发挥大作用。
“发电侧GWh级的储能电站有百万颗电芯，如果单颗电池缺陷可能导致整个系统运行出现问题，这对生产制造过程的一致性、可靠性有更高要求，要持续关注在线100%缺陷检测等新技术。”杨红新进一步强调。
建立商业模式很重要
储能的本质是交易，购买储能设备，更重要的是通过参与市场交易来实现资源的优化配置和价值最大化。比亚迪锂电池有限公司首席技术官孙华军指出，不同于电动汽车是消费品，储能项目追求商业盈利，企业向长寿命、大容量方向降低成本没问题。“但现阶段，更应该探索和商业模式结合，再反向定义电池真正的性能需求，单纯地将成本降低0.1元、0.2元，意义不大。”
市场也探索出一些新的商业模式——在电源侧，储能与发电机组联合，用于改善发电电源调频性能、促进新能源消纳；在电网侧，储能减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，为电力系统提供调峰调频、黑启动等辅助服务；在工商业和用户侧，储能通过峰谷价差获利。
但目前，储能还缺乏长期稳定的收益机制。新能源配储的方式越来越灵活，多地鼓励租赁或购买独立共享储能容量，储能利用率有所提升，但并未从根本上解决盈利问题。多地动态调整分时电价，但峰谷价差同比呈下降趋势，今年前8个月，32个地区最大峰谷价差的总体平均值为0.68元/kWh，同比下降6.7%。现货市场方面，现货均价同比去年上半年普遍下降。此外，国内独立储能电站一半以上的收益依赖容量租赁，且租赁年限和租赁价格难以保证，储能收益存在的不确定性还在增加，仍需在储能参与电力市场方面持续探索和发力。
业内人士指出，整体而言，我国新型储能正处于从商业化初期向规模化发展的关键期，有待通过技术创新推动储能高质低价，更重要的是跑通储能的商业模式。届时，储能不再是投资商的负担，而是盈利手段，在竞争新赛道中，企业定价也将走向理性。
