储能企业排队IPO，集成商全年产能早已排满但毛利最多7%，新型储能行业遭遇冰火两重天

互推小编 2023-11-15

每经记者：李彪每经实习记者：周逸斐每经编辑：陈星

储能企业近期开始排队IPO，加速拥抱资本市场。

7月5日，厦门海辰储能科技股份有限公司宣布完成C轮融资，融资总额超45亿元。就在7月3日，其上市辅导备案已获监管部门登记受理。

6月30日，瑞浦兰钧能源股份有限公司向港交所提交上市申请；

6月28日，双登集团股份有限公司创业板IPO申请获交易所受理；

6月20日，北京海博思创科技股份有限公司在沪市科创板披露招股书申报稿；

……

赛道太“热”了。相关企业负责人的手机也“烫”了起来。

姜新宇怎么也没想到，有一天接电话会成为他的困扰之一。“现在每天都不敢接电话，找过来的投资人太多了。”

作为智光电气董事、常务副总裁兼广州智光储能科技有限公司董事长，姜新宇从事电力电子行业超过20年，在储能行业也深耕10年。从去年开始，他明显感觉到资本对新型储能领域的高涨热情。

类似姜新宇的“烦恼”，多家储能企业负责人都遇到了。一位储能企业管理人员在大型储能展上甚至遭遇了投资人现场“围堵”。

所谓新型储能，是指抽水蓄能以外的其他储能技术路线，其中又以锂离子电池为代表的电化学储能为主。

《储能产业研究白皮书2023》指出，据不完全统计，截至2022年底，中国新型储能累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。

截至2022年底中国新型储能累计装机规模达到13.1GW

公开数据显示，预计到2030年，全国新型储能总功率将达到1.2亿千瓦，新型储能总投资规模将近9000亿元。

近万亿的投资规模吸引了大量企业和资本进入，当前新型储能市场到底火热到什么程度，市场机遇如何把握，谁又将取得主动权？《每日经济新闻》记者将为您一一揭秘。

订单接不完、产能不够用，企业：全年产能在上半年已排满

2023年开年以来，新型储能行业迎来扩产高峰。

“现在我们的产能至少同比增长了2~3倍。”“今年项目爆发式增长。初步预计上半年业绩同比增长3到5倍。”新型储能的热度，从多家企业的具体数据得到直接体现。

问及产量，多位接受《每日经济新闻》记者采访的企业相关负责人均面露喜色直言暴涨，甚至提及全年产能已经提前排满。广州智光电气股份有限公司综合管理中心总监刘岸告诉每经记者：“公司一边租生产场地，一边在集团其他子公司的厂区内快速新建储能车间，同时还从开发区拿地建设新的产业基地。”

一家储能系统集成商坦言，不敢“照单全收”了，要优先大量级的项目。

老玩家一头扎进去扩产能，也吸引了一批批“新玩家”。跨界者有做教育、互联网、家电、食品的，甚至还有服装行业。

比如5月初，报喜鸟发布公告称，公司全资子公司报喜鸟创投拟使用自有资金1000万元与平阳源泉共同投资平阳浚泉养德，成为其有限合伙人，从而定向投资新型储能解决方案、锂电池检测领域等。

为什么新型储能突然受此追捧？真正的拐点可以追溯到2021年。

当时，为了保证电网稳定性以及解决风光消纳问题，“强制配储”应运而生，多地政府都对新建风光电项目提出了配建储能的要求。

记者梳理发现，截至2023年6月，明确“十四五”期间具体储能装机目标的省份约25个。其中，大部分省份要求新增的新能源发电项目配置储能，比例一般不低于发电项目装机容量的10%，新能源储能配置时长在2小时。

嗅觉敏锐的资本也早就行动起来。多家新型储能企业高层向记者表示，今年以来，一直在不间断地接待投资方。

不少创始人甚至还“反向选择”投资方。一位不愿具名的企业创始人透露：“有些企业对投资人要求较高，不会轻易选择财务性投资，更偏向产业性投资，为产业发展带来资源。”

在企业迫切扩产的同时，储能行业也遭遇了人才紧缺的困境。

“微信上刚备注好某人在某企业工作，过段时间就从他的朋友圈发现他去了另一个企业。”姜新宇对此已经见怪不怪，“这种情况太多了。”

记者走访时还发现，为了快速扩充团队，某头部企业甚至不放过行业线下展会的机会，在自家展台挂出了招聘海报，“必须先把队伍扩充起来。”

企业疯狂抢人，薪资也水涨船高。

“公司开的价格要比员工的真正价值翻一倍，这种状态从去年就开始了，今年很明显，明年可能会更明显。”在杭州科工电子科技有限公司总经理刘爱华看来，这是储能领域应用人才缺口庞大导致的。“例如一个员工真正的价值可能是年薪20万，但在储能行业张口就能要年薪40万。”

国家能源集团乌海能源公司黄白茨光储电站储能装置新华社记者李志鹏摄

“电芯容量狂飙，但不能牺牲寿命与安全性”

随着新型储能产业步入规模化发展的快车道，储能专用电池也从早前的“配角”走向“主角”。

宁德时代、比亚迪、亿纬锂能等电池企业均发布了储能专用的电芯产品。储能电芯正在向大容量和低成本迭代。

记者通过走访得知，早期的储能电池，电芯是以几十到100AH为主，到2021年，大部分厂家还在推280AH电芯样品，但今年280AH电芯已经快过时了。300AH及以上电芯新品正成为多家主流电池厂商在各大展会“大秀肌肉”的标配。

为何电池厂家争抢大容量电芯？记者了解到，电芯单体容量越大，系统集成时使用的电芯数量和零部件数量相应越少，同时能减少储能系统连接件的使用量，从而降低成本。

但是电芯容量真的越大越好吗？

多名储能从业者告诉记者，大容量电芯肯定对储能系统降本有优势，但仍要看电池运行后的实际效果。

姜新宇向记者进一步解释，电芯单体容量现在越做越大，但我们不能片面追求越来越高的能量密度。大容量电芯的好处是能让能量密度提高、单位造价降低，但电化学储能的特性是温度越高、寿命越短，如何做到在不牺牲寿命与安全性的前提下提升能量密度才是关键。“这也是建议大家不要把眼光仅局限于降成本的原因，成本降低有利于初始造价降低，但储能电站追求的是度电成本最优。”

美克生能源董事长魏琼告诉《每日经济新闻》记者，储能是一个技术要求密集，行业门槛非常高的赛道。在当下的储能市场，坚守品质的同时抢占市场领先位置，需要企业拥有极强的战略决心与市场定力。

热闹可能是虚火，“中间商”系统集成商生存艰难

资本不断加码、新老玩家蜂拥而至的热闹势头下，储能行业却没有外界想象的风光。系统集成商对此感受颇深。

随着储能技术的快速迭代，越来越多的储能企业开始认识到自身并不具备系统集成的能力，需要由专业的系统集成商来提供服务。而后者能影响一个项目最终是否成功以及实现多少盈利。

储能系统集成商处于产业链中游，直接面对下游新能源发电客户和业主，是产业链最为重要的一环。它的作用是，在对电池组、BMS、PCS、EMS等各部件性能充分了解的基础上，根据下游应用终端的要求，将储能系统各部件整合并确保其发挥最大效用。

“系统集成不是劳动力集成，而是一种技术。”姜新宇向记者强调，系统集成不是简单地把各部件拿过来拼凑在一起，而是用一种特定的技术，合理、高效地利用、管理数十万颗电池。“在这个领域里，集成环节不是单单出劳力。干集成的一定得有自己的核心技术，大家不应该把系统集成看得很低。同样是200MWh储能电站，为何有的跟其他相比效率会高5%以上？全生命周期内度电成本为何下降20%以上？为何更具安全性？这是集成技术解决的问题。”

矛盾的是，利润微薄却是目前储能集成环节普遍存在的现状。一位不愿具名的储能企业管理层坦言：“越往下游、越靠近客户，越不赚钱。”

根据平安证劵研报，2023年1~4月国内2h储能系统平均报价约1.23元/Wh。目前储能电芯及系统价格已处于低位。

姜新宇向记者简单算了一笔账，“以2h（0.5C）储能系统为例，假如用1元钱分摊各环节成本，电芯成本要占0.65元。剩下的0.35元还需要系统集成商外购空调、集装箱、消防等设备，即便集成商能赚电芯之外其余部件20%的毛利，即0.07元，毛利最多7%，还有各类费用需要摊销。”

某不愿具名的系统集成商负责人表示：“经常参与招标的企业都明白，自己报价越低，中标几率才越大。如果报价未进入最低五名的投标企业，基本就会默认自己没中标机会，这就是行业现状。”

企业如何应对行业价格战？

魏琼对记者表示：“通过科技创新，解决行业发展难题，为社会提供价值，才是科技型企业更应该关注的事情。比如，把5000次循环寿命的电池通过技术运维优化实现6000次的循环提升。好品质的产品能用得更久，单次使用的成本就更低，对用户的价值也就更大。市场的偏好一定是基于用户价值。”

储能投资目前还是一笔模糊账

储能各环节新技术在快速更新，是否意味着商业模式也已经成熟？答案是否定的。

一个有趣的现象是，储能的盈利模式不完善，至今是各储能企业在公开场合绕不开的话题。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇曾告诉每经记者，传统上储能的盈利方式主要是峰谷电价差套利。记者了解到，这主要是指通过电力价格的低买高卖实现盈利，即在低电价时段充电，在高电价时段卖出，赚取电价差。

也有研报指出，我国储能的应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三大类。综合比较电源侧、电网侧和用户侧储能的盈利模式，目前工商业用户侧储能最为成熟清晰。工商业用户侧储能主要就是依靠峰谷价差套利实现盈利。

我国储能的应用场景主要分为电源侧、电网侧和用户侧三大类

记者了解到，目前在工商业电价差较大的地区，用户侧储能已初步具备盈利能力。

长城国瑞证券研报指出，2023年3月，我国多个省份的一般工商业峰谷平均价差超过0.7元/KWh，广东、山东地区的工商业峰谷价差甚至超过1元/KWh，而0.7元/KWh正是用户侧储能实现经济性的门槛价差。

广东（珠三角五市）工商业峰谷价差超过1元/KWh

至于电源侧配储的盈利方式和问题，国家发改委的一篇文章道出实情。

该文章指出，在电源侧，部分地区将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件，但如何参与电网调度不明确，而且电源侧储能参与辅助服务市场条件不成熟，相关政策落地执行效果欠佳，部分配套储能利用率较低，新能源企业主动投资积极性普遍不高。

如果说新能源配置储能是为了提升新能源对电网运行和电力市场的适应能力，那么电网侧储能则主要是为了满足电力系统整体调节灵活性和供电充裕度要求，以及作为紧急事故备用的安全屏障。

但当前新型储能的技术经济性，还难以满足上述条件。

招商银行研究院的报告指出，电网侧储能的成本难以通过输配电价等形式传导至终端电力用户环节，因此电网对于成本较高的新型储能投资积极性较低。目前，电网侧储能的盈利模式主要为抽水蓄能的“两部制电价”。

商业模式还未完全跑通，“指标式”上马储能项目现象也变得不稀奇。

姜新宇告诉记者，其实现在许多省份都备案了很多新型储能项目，但真正落地的并不多。原因就是无账可算或者算不清账。“在投资项目的时候，投资方至少得清楚这个项目的投资收益率大概是多少，但实际上目前投资储能主要是基于对未来政策的预期，或者是强制配储等，还拿不出可算账的具体数据，所以储能投资目前还是一笔模糊账。”

在姜新宇看来，储能项目的建设是一个贯穿上中下游的链条，发输配用本来就是相互关联的一张网。“比如在新能源发电侧投了储能，对供需平衡、电网稳定等都有支撑，电网公司、用户也会受益，这些收益应该如何计算？如何收取？向谁去收？储能在电网中的这种相对隐性的贡献，还无法用公式去计算、去衡量。”

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