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当前的储能行业,跟光伏行业一样,不只是处于价格内卷危机下,还马上陷入“死亡”竞赛之中。
尤其是2月发布新能源全面入市政策后,当强制配储的闸门落下,几十万家中小储能企业面临如何活下去的问题。
从价格看,市场流行的一句话是:不管你报多低的价,永远有人比你价更低。以2小时的大储系统为例,2024年1月的时候,中标均价为0.93元/Wh;到了2024年年底,储能系统报价跌到0.445元/Wh左右,一年内实现腰斩,2025开年的报价还在往下探。
从储能赛道的玩家看,洗牌在加剧。据报道,截至目前,储能相关的产业链企业数量已达到了惊人的29万家。更为残酷的数据是,迄今为止,储能行业已经有超过3万家企业倒下(处于注销、吊销、撤销、清算、停业、歇业等异常状态)。
另有媒体预测,如果按照光伏企业近两年的倒闭速度推算,未来三年将有超过6万家储能企业可能活不下去。
显然,只是卷价格,是没有未来的。储能行业的新生存法则,必定是从价格厮杀到价值创造。在新能源电价市场化的背景下,储能系统生命周期的度电成本、收益能力成为衡量其竞争力的核心指标。
像宁德时代、远景储能等一批优秀头部储能厂商,开启了技术突破、AI赋能、交易策略智能化的驱动模式,通过深度参与电力市场,能够显著提升业主的收益,构建“价值共生”的新型储能生态。
01叫停强制配储,打开更大市场空间
要求风光项目配置一定比例储能设施,本意是通过储能平滑新能源波动、提升电网稳定性,却在执行中演变为一场“装备竞赛”,实际效果适得其反。
强制配储带有一定的行政命令色彩,其后遗症也比较明显。
一是储能的利用效率低下。新能源企业为获取项目审批被动配储,导致大量储能设施“建而不调”,利用率低至17%。西部某省份的调研显示,储能平均每5天仅被调用一次,资源浪费严重。
二是陷入成本转嫁陷阱。强制配储显著增加了新能源项目的建设成本。以一个典型的100MW风光项目为例,若按10%比例配置储能(即10MW/20MWh),按当前市场价格估算,储能系统成本可能高达2000万至3000万元,而这些成本往往无法通过发电收益直接弥补。
三是陷入招投标逆向选择。视配储为拿到新能源指标的路条,对配储的实际调节作用根本就不抱多大的希望,设备招投标也是价低者得。这种低效使用不仅浪费资源,还催生了“劣币驱逐良币”的市场乱象——低质、低价的储能设备反而因成本优势频频中标,而高性能储能产品则被挤出市场。
这种“为配储而配储”的模式,不仅造成每年近百亿元的无效投资,更严重阻碍了储能技术进步。2月9日发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》,彻底改变了这一局面。
《通知》明确规定,“不得向新能源不合理分摊费用,不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。这一政策松绑意味着储能配置将从行政命令转向市场选择,新能源业主可以根据实际需求和经济效益,自主决定是否配置储能。
这一变化看似削弱了储能的“强制地位”,实则为其发展打开了更大的空间,也会加剧行业的分化。
新能源强制配储几乎占据储能市场的半壁江山,叫停强制配储后,这半壁江山至少会减少五六成需求,影响是巨大的,此前靠低质低价获取市场份额的储能装备制造企业,如果跟不上转型步伐,将被淘汰出局。
另一方面,新政取消储能配置作为项目核准前置条件,允许新能源电站根据自身需求灵活选择储能方案。这种市场化驱动的需求将推动储能从“被动配置”走向“主动选择”,其核心价值也从单纯的硬件成本转向综合收益能力。
以后,储能电站可参与电力现货、辅助服务等多元市场交易,收益渠道从单一的“容量补偿”扩展至“峰谷套利”“黑启动服务”等十余种场景。新政让储能回归“解决问题的工具”本质,而不是电源或电网侧的附属品。
02储能新价值觉醒
过去,储能行业的竞争主要集中在价格层面。厂商通过压低设备成本、牺牲性能来抢占市场份额,导致行业内低质产品泛滥。随着新政的实施和市场化改革的深入,储能行业的竞争逻辑正在发生根本性转变——从价格战转向价值创造。
新政明确“不得以配置储能作为核准前置条件”后,市场开始出现显著变化:
一是用户侧储能崛起:叫停新能源强制配储、电源侧的大储必将发生深刻调整,但这或为用户侧配储开拓出一片新天地。2024年江苏用户侧储能备案量同比增长300%,某工业园区通过“储能+光伏”实现“峰时自用、谷时充电、高价卖电”,投资回报周期缩短至4.2年(较强制配储模式提升60%)。以工商业为主的用户侧储能,主要以市场驱动为主,反而是良性发展的一个细分赛道。
二是技术门槛提高:2024年国内储能招标中,90%的项目明确要求电池循环寿命≥1500次,宁德时代、远景储能、比亚迪等头部企业凭借全生命周期成本(LCOS)优势,成为业主优先考虑对象。远景的EnOS平台整合气象、电力、市场三方数据,实现储能电站“源-网-荷-储”一体化调度。在江苏现货市场中,其报价准确率高达92%,远超行业平均75%的水平。
三是技术创新获取溢价明显:以远景盐城射阳电站为例,射阳250MW/500MWh储能电站是江苏省最大的储能电站,自7月12日并网以来,全年性能表现优异,创下江苏省在运储能电站多项第一;从收入水平看,全年每MWh收入高出平均水平约11.7%,相比同类储能产品,折合百MWh全生命周期可增收2130万元。
在迎峰度夏期间,射阳电站创下了省内收益记录,40天收入4000万元,平均单日创收超百万元,月收入高出于平均值30%,比第二名高出15%,全站收入和单MWh收入均位列全省第一。
2024年底,射阳电站还参与了第六次江苏现货试运行。在现货场景中,交易能力的不同将带来更大的收益差距。射阳电站报量报价参与电力现货交易。基于搭载的EnOS储能产销一体化管理平台,远景智慧交易型储能实现了AI自动交易,自适应江苏本地现货交易规则,采用了更高调用的报价策略,14天结算期收入1154万元,相比平均水平高出54.2%。
政策松绑后,市场开始用真金白银投票。一方面,高性能储能设备在充放电效率、循环寿命和安全性等方面具有明显优势;另一方面,智能化交易系统成为储能价值创造的关键变量。
在现货市场中,电价波动频繁且复杂,人工操作难以精准把握最佳交易时机。而AI驱动的智慧交易系统可以通过实时分析电价趋势、电网需求和储能状态,自动优化报量报价策略。
例如,远景射阳电站的EnOS平台能够根据气象数据和电力历史数据、实时市场信号,动态调整充放电计划,确保在电价高点放电、低点储能,从而最大化收益。这种“硬件+软件”的综合解决方案,就像给储能系统装上了“雷达”,正在成为储能行业的新标杆。
03打造价值共生的储能生态系统
从“劣币驱逐良币”到劣币退出市场,这恰恰是大浪淘沙、市场升级创新的过程,低效产能和无效装机不去,优质产能和高效装机难来。
从这一角度来加以审视,新政叫停低效的强制配储,倒逼储能技术创新、倒逼储能装机效率和经济性升级,可说是为未来的储能高质量发展打开了一道生门。
展望储能的未来图景,其更大的价值应该是从单一储能到“储能+”的综合解决方案,构建“价值共生”的新型储能生态。比如“光伏(风电)+储能+制氢”一体化项目,正在创造新模式,经济效益也明显提高。
当然,新政的成功落地,还需配套政策的协同发力。例如,建立完善的储能收益结算机制、明确辅助服务市场规则、推动电力现货市场全国范围推广等,都是未来亟待解决的课题。同时,储能行业需要与新能源发电企业、电网公司等多方协同,构建健康发展的产业生态。只有在政策、市场和技术的共同驱动下,储能才能真正实现从“收益不足”到“收益分流”的跨越。
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