“全行业基本都不赚钱！”储能万亿市场与“五大发电”的痛点何解？
光伏产业网讯
发布日期：2024-02-20
核心提示：
2023年，中国新型储能装机规模继续创新高，一派生机勃勃的景象。而与之天差地别的是，储能企业们正上演“生死存亡”
2023年，中国新型储能装机规模继续创新高，一派生机勃勃的景象。而与之天差地别的是，储能企业们正上演“生死存亡”——据不完全统计，2023年14家跨界储能的企业黯然离场、或直接退市；今年1月以来，A股储能板块的52家公司仅5只实现上涨。
这种强烈反差引人深思。从2022年开始，储能相关企业数量就持续暴增，当年全国25家主要储能上市公司合计收入5566亿元，同比增加102%。业内预计到2030年，新型储能市场将达到万亿元。
在万亿储能江湖中，五大发电集团居于领衔地位。截至2023年上半年的数据显示，五大发电集团是储能主要投资方，在建项目在全国占比超45%。
五大发电集团将目光锁定储能，并在国家积极支持“新能源+储能”的背景下，为越来越多新能源项目配储。在未来估值万亿的新型储能市场，五大发电集团或将持续统治江湖。
但是，五大发电集团在扩张储能业务过程中，饱受争议的新能源强制配储仍十分普遍，目前“新能源+储能”缺少成本疏导的市场化机制，这一行业痛点仍是五大发电集团做强储能业务绕不开的问题。
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储能行业之痛：市场大，赚钱难
2023年，国内储能装机量快速提升。但企业在产能过剩背景下低价竞争。在招投标上：储能电池价格跌破0.5元/瓦时、储能系统跌破0.7元/瓦时，相较年初价格均接近腰斩，价格逼近成本价。
即便中标，短期内投资储能的发电企业的投资回报也覆盖不了投资成本。这让一些EPC总包项目的款项被无限期拖延，造成储能上下游恶性循环，行业惊呼“全行业基本上都不赚钱”。
据Wind数据显示，储能行业的净利润增长率在2022年达到高点，接近70%，但2023年直线下滑至40%，预计2024-2025年将降至20%左右。
与此同时，国外储能市场也出现了缩水情况。参照最新的光储逆变器数据，2023年11月，国内出口光储逆变器金额5.6亿美元，同比减少47%。同期，国内出口光储逆变器数量380.3万台，同比减少30%。
更雪上加霜的是，在二级市场上，储能板块上市公司整体估值目前已处于相对低位，19只概念股最新滚动市盈率在20倍以下。证券时报·数据宝统计，A股中布局储能业务的上市公司共有52家，今年1月以来股价普遍回调，平均下跌5.59%，仅5只实现上涨（金盘科技、瑞泰新材、锦浪科技、保力新、禾迈股份）。
刺痛与背刺
不过，五大发电集团也被“强制配储”政策刺痛。据近日报道，国内主要发电集团的发电侧储能EPC项目投资已呈逐年亏损态势，部分国央企发电集团出现放弃或阶段性暂停“大储”项目中发电侧锂离子电池储能项目的情况。
锂离子电池作为目前市场主流储能项目选择的技术路线，首先陷入了产能过剩的困局。这背后是手握大量新能源指标的地方政府，在招商过程中设置配储门槛，让成本较低的锂离子电池成为了五大发电集团等发电企业的优先选择。与此同时，各地方政府还大力招商锂离子电池生产企业，通过这种方式加强本地企业与来访投资的发展企业合作。
这些都促使锂离子电池赛道过热，产能过剩随之而来。在过剩局面下，锂离子电池价格走低，难以支持五大发电集团等发电企业开展EPC总包工程的现金流和技术服务，于是出现了“部分国央企发电集团撤出发电侧锂离子电池储能项目”的情况。
但是，五大发电集团作为占据新型储能市场的半壁江山的央企，不懈地致力于建设新型储能项目。
据中关村储能产业技术联盟统计，2023年全年新增投运新型储能装机规模高达21.5吉瓦/46.6吉瓦时。另据公开数据的不完全统计，仅是截止到2023年7月底，五大电力央企共完成储能系统和配件的采购以及储能电站的建设招总规模就达到约9.5GW/21GWh。
▲据不完全统计，按2023年7月数据估算，五大发电集团2023年全年完成新型储能装机或将达到36GWh，或占到全国新增新型储能装机的77%以上
当前国内以“大储”项目为主，积极推动“大储”项目发展。2023年，中国各省份陆续对新能源项目上网提出配套储能要求，业内称之为“强制配储”政策，这也是近两年国内储能装机快速增长的主推力。例如自2023年以来，河南、山东、广东等地陆续发文加快新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。
而五大发电集团是发展“大储”项目的主力军，他们在新能源项目的招标过程中，亦对供应商配套储能项目有所要求。截至2023年7月底，在五大发电集团合计完成的52起储能系统和配件的采购以及储能电站的建设招标中，有大量光伏配储项目，源网荷储一体化以及多元互补储能建设项目也明显开始变多。
但需注意的是，伴随着储能价格持续下行，储能系统低质低价，中标及利用率低等问题凸显。此外，如果五大发电集团选择EPC外包，若EPC总包方仅从降低投资成本的角度去选择价格更低的储能电池供应商，这会让储能电站日后的安全运行被埋下巨大隐患。
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五大发电集团储能项目招投规模及特点
从五大发电集团的招标共同特点来看，磷酸铁锂仍然是五大发电集团偏爱的主要技术路线，除此之外还有飞轮储能、压缩空气储能、全钒液流等。
按2023年新增装机量排序（截至2023年7月底的数据），依次是中国华电集团、国家电投、国家能源集团、中国华能集团、中国大唐集团。
1.中国华电集团
中国华电集团储能项目总规模达到近3.7GW/7.3GWh，标的价格达到212.6亿元。虽然项目数量仅有6个，但是五大发电集团中规模最大、标的价格最高的。
技术路线主要为磷酸铁锂，除此之外还有飞轮储能。其中除了储能电池以及系统采购外，还有110套SVG、储能集装箱框架采购。
2023年第一批磷酸铁锂电化学储能系统框架采购两个标的总规模达到7GWh，平均价格分别在2亿元、3亿元，引来阳光电源、比亚迪、亿纬动力、宁德时代等不少储能头部企业投标。
2.国家电投
国家电投总规模约1.3GW/5.3GWh，在五大发电集团中是储能项目数量最多的，共15个储能项目。
项目中标价格信息较少，已披露价格达3.5亿元，预计整体价格数十亿，单项最大规模为“浙江会战”储能项目区域EPC服务商项目，规模为600MW/3000MWh。
3.国家能源集团
国家能源集团储能项目总规模约为2.3GW/3.4GWh，总价格超29亿元。项目数量共计13个，集中分布在西北地区。
技术路线包含磷酸铁锂、全钒液流。采购内容包含EMS框架（规模为600MW/1200MWh）、光伏、风电配储、EPC、储能租赁服务等。
4.中国华能集团
中国华能集团储能项目总规模约为1.58GW/3.15GWh，标的总金额约为6.36亿元。项目共8个，无论是从总体看还是单项看都没有特别出众的表现。
其中最大项目为集中配建辛店电厂储能电站100MW/200MWh项目EPC工程总承包，被海博思创以近3.6亿元价格拿下。
5.中国大唐集团
中国大唐集团储能项目总规模约为673MW/1780MWh，总金额超过17.5亿元。项目共10个，总体规模相比其他集团并不算大。
中国大唐集团储能项目中标其中一个特点就是联合体较多，技术路线包括磷酸铁锂、压缩空气储能。类型也较为多元，其中包括虚拟电厂、光储一体化、火电+储能、光伏风电配储、独立储能等。
不过，在五大发电集团进行着属地资源的争夺战，纷纷加码新型储能布局的同时，不少新能源发电企业正艰难应对属地政府“投资换市场”的合作模式——只有通过投资储能，才能获取地方发电指标。简言之，发电企业为拿到电力央企的招标项目，需要强制配储，利润率也会受到侵蚀。
配储项目在构建新型电力系统过程中作用不可或缺，它能减轻电网压力、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等。但是，地方政府在发展储能和招商引资时，缺少对于如何疏导收益与成本问题的考虑，导致不少新能源发电企业的利润受到侵蚀。
2023年，多地正在强制配储的同时，也颁布对储能参与调峰辅助的补偿政策。例如广东、河南拉大峰谷电价差；山东提出新型储能作为独立市场主体参与市场交易，积极引导配建储能参与电力现货市场。专业人士指出，要让新型储能回归市场。储能产业已经进入政策和市场双轮驱动阶段。
这种强烈反差引人深思。从2022年开始，储能相关企业数量就持续暴增，当年全国25家主要储能上市公司合计收入5566亿元，同比增加102%。业内预计到2030年，新型储能市场将达到万亿元。
在万亿储能江湖中，五大发电集团居于领衔地位。截至2023年上半年的数据显示，五大发电集团是储能主要投资方，在建项目在全国占比超45%。
五大发电集团将目光锁定储能，并在国家积极支持“新能源+储能”的背景下，为越来越多新能源项目配储。在未来估值万亿的新型储能市场，五大发电集团或将持续统治江湖。
但是，五大发电集团在扩张储能业务过程中，饱受争议的新能源强制配储仍十分普遍，目前“新能源+储能”缺少成本疏导的市场化机制，这一行业痛点仍是五大发电集团做强储能业务绕不开的问题。
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储能行业之痛：市场大，赚钱难
2023年，国内储能装机量快速提升。但企业在产能过剩背景下低价竞争。在招投标上：储能电池价格跌破0.5元/瓦时、储能系统跌破0.7元/瓦时，相较年初价格均接近腰斩，价格逼近成本价。
即便中标，短期内投资储能的发电企业的投资回报也覆盖不了投资成本。这让一些EPC总包项目的款项被无限期拖延，造成储能上下游恶性循环，行业惊呼“全行业基本上都不赚钱”。
据Wind数据显示，储能行业的净利润增长率在2022年达到高点，接近70%，但2023年直线下滑至40%，预计2024-2025年将降至20%左右。
与此同时，国外储能市场也出现了缩水情况。参照最新的光储逆变器数据，2023年11月，国内出口光储逆变器金额5.6亿美元，同比减少47%。同期，国内出口光储逆变器数量380.3万台，同比减少30%。
更雪上加霜的是，在二级市场上，储能板块上市公司整体估值目前已处于相对低位，19只概念股最新滚动市盈率在20倍以下。证券时报·数据宝统计，A股中布局储能业务的上市公司共有52家，今年1月以来股价普遍回调，平均下跌5.59%，仅5只实现上涨（金盘科技、瑞泰新材、锦浪科技、保力新、禾迈股份）。
刺痛与背刺
不过，五大发电集团也被“强制配储”政策刺痛。据近日报道，国内主要发电集团的发电侧储能EPC项目投资已呈逐年亏损态势，部分国央企发电集团出现放弃或阶段性暂停“大储”项目中发电侧锂离子电池储能项目的情况。
锂离子电池作为目前市场主流储能项目选择的技术路线，首先陷入了产能过剩的困局。这背后是手握大量新能源指标的地方政府，在招商过程中设置配储门槛，让成本较低的锂离子电池成为了五大发电集团等发电企业的优先选择。与此同时，各地方政府还大力招商锂离子电池生产企业，通过这种方式加强本地企业与来访投资的发展企业合作。
这些都促使锂离子电池赛道过热，产能过剩随之而来。在过剩局面下，锂离子电池价格走低，难以支持五大发电集团等发电企业开展EPC总包工程的现金流和技术服务，于是出现了“部分国央企发电集团撤出发电侧锂离子电池储能项目”的情况。
但是，五大发电集团作为占据新型储能市场的半壁江山的央企，不懈地致力于建设新型储能项目。
据中关村储能产业技术联盟统计，2023年全年新增投运新型储能装机规模高达21.5吉瓦/46.6吉瓦时。另据公开数据的不完全统计，仅是截止到2023年7月底，五大电力央企共完成储能系统和配件的采购以及储能电站的建设招总规模就达到约9.5GW/21GWh。
▲据不完全统计，按2023年7月数据估算，五大发电集团2023年全年完成新型储能装机或将达到36GWh，或占到全国新增新型储能装机的77%以上
当前国内以“大储”项目为主，积极推动“大储”项目发展。2023年，中国各省份陆续对新能源项目上网提出配套储能要求，业内称之为“强制配储”政策，这也是近两年国内储能装机快速增长的主推力。例如自2023年以来，河南、山东、广东等地陆续发文加快新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。
而五大发电集团是发展“大储”项目的主力军，他们在新能源项目的招标过程中，亦对供应商配套储能项目有所要求。截至2023年7月底，在五大发电集团合计完成的52起储能系统和配件的采购以及储能电站的建设招标中，有大量光伏配储项目，源网荷储一体化以及多元互补储能建设项目也明显开始变多。
但需注意的是，伴随着储能价格持续下行，储能系统低质低价，中标及利用率低等问题凸显。此外，如果五大发电集团选择EPC外包，若EPC总包方仅从降低投资成本的角度去选择价格更低的储能电池供应商，这会让储能电站日后的安全运行被埋下巨大隐患。
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五大发电集团储能项目招投规模及特点
从五大发电集团的招标共同特点来看，磷酸铁锂仍然是五大发电集团偏爱的主要技术路线，除此之外还有飞轮储能、压缩空气储能、全钒液流等。
按2023年新增装机量排序（截至2023年7月底的数据），依次是中国华电集团、国家电投、国家能源集团、中国华能集团、中国大唐集团。
1.中国华电集团
中国华电集团储能项目总规模达到近3.7GW/7.3GWh，标的价格达到212.6亿元。虽然项目数量仅有6个，但是五大发电集团中规模最大、标的价格最高的。
技术路线主要为磷酸铁锂，除此之外还有飞轮储能。其中除了储能电池以及系统采购外，还有110套SVG、储能集装箱框架采购。
2023年第一批磷酸铁锂电化学储能系统框架采购两个标的总规模达到7GWh，平均价格分别在2亿元、3亿元，引来阳光电源、比亚迪、亿纬动力、宁德时代等不少储能头部企业投标。
2.国家电投
国家电投总规模约1.3GW/5.3GWh，在五大发电集团中是储能项目数量最多的，共15个储能项目。
项目中标价格信息较少，已披露价格达3.5亿元，预计整体价格数十亿，单项最大规模为“浙江会战”储能项目区域EPC服务商项目，规模为600MW/3000MWh。
3.国家能源集团
国家能源集团储能项目总规模约为2.3GW/3.4GWh，总价格超29亿元。项目数量共计13个，集中分布在西北地区。
技术路线包含磷酸铁锂、全钒液流。采购内容包含EMS框架（规模为600MW/1200MWh）、光伏、风电配储、EPC、储能租赁服务等。
4.中国华能集团
中国华能集团储能项目总规模约为1.58GW/3.15GWh，标的总金额约为6.36亿元。项目共8个，无论是从总体看还是单项看都没有特别出众的表现。
其中最大项目为集中配建辛店电厂储能电站100MW/200MWh项目EPC工程总承包，被海博思创以近3.6亿元价格拿下。
5.中国大唐集团
中国大唐集团储能项目总规模约为673MW/1780MWh，总金额超过17.5亿元。项目共10个，总体规模相比其他集团并不算大。
中国大唐集团储能项目中标其中一个特点就是联合体较多，技术路线包括磷酸铁锂、压缩空气储能。类型也较为多元，其中包括虚拟电厂、光储一体化、火电+储能、光伏风电配储、独立储能等。
不过，在五大发电集团进行着属地资源的争夺战，纷纷加码新型储能布局的同时，不少新能源发电企业正艰难应对属地政府“投资换市场”的合作模式——只有通过投资储能，才能获取地方发电指标。简言之，发电企业为拿到电力央企的招标项目，需要强制配储，利润率也会受到侵蚀。
配储项目在构建新型电力系统过程中作用不可或缺，它能减轻电网压力、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等。但是，地方政府在发展储能和招商引资时，缺少对于如何疏导收益与成本问题的考虑，导致不少新能源发电企业的利润受到侵蚀。
2023年，多地正在强制配储的同时，也颁布对储能参与调峰辅助的补偿政策。例如广东、河南拉大峰谷电价差；山东提出新型储能作为独立市场主体参与市场交易，积极引导配建储能参与电力现货市场。专业人士指出，要让新型储能回归市场。储能产业已经进入政策和市场双轮驱动阶段。