根据统计，进入第四季度以来，储能系统报价屡创新低。10月底，在中国华能集团储能系统框架集采中，0.724元/Wh的报价一度令市场哗然。但是，这一报价才成为历史新低没几天，便被国电投集采中所报的0.644元/Wh打破了。而昨天中核汇能集采中又出现了0.638元/Wh的最低价。
“没有最低，只有更低”成了储能系统集采的最真实的写照，而这同样适用于储能电芯的集采。从年初至今，储能电芯价格已跌近50%。市场数据显示，储能电芯（LFP磷酸铁锂）最低报价为0.45元/Wh，甚至有个别厂家的报价低至0.42元/Wh。
如此低的报价，令储能企业纷纷叫苦不迭。智光储能总裁姜新宇曾指出，2023上半年，系统集成商的毛利率最多7%，另外还有各类费用需要摊销。
这意味着，如果储能沦为只是电力系统的一个配件，其“多面手”的价值难以发挥，上述低价、低毛利趋势在短时间内将难以改变。
更关键的是，大储领域的客户资源较为固定。“十四五”期间，国内新能源项目大多数由五大六小等央企和地方国企等投资建设，储能项目大部分亦由他们配套招标，叠加南网和国网，大储的客户资源由大型电力央国企牢牢掌握话语权。
在这个高度同质化的生态圈里，拼规模成本、拼资金实力、拼资源决定了大储只是巨头的战场，大储2.0时代己然来临。
锂电技术方案大PK
从产品形态上来说，集装箱储能仍是行业的主流，模块化的设计可以保证工期短、施工环保。但站房式设计也为行业发展带来另一种可能。
今年9月，由华能清能院总承包的华能上都二、三期200MW/400MWh储能电站采用的就是站房式布置方式，该项目是全球装机容量最大单层站房式储能电站，并于11月27日，实现全容量并网。
此前站房式设计也有先例，之前的深圳宝清、比亚迪、青海格尔木、长沙芙蓉、晋江储能站均采用的钧是此类设计方式。
哪种方式的设计方案更好，其实要因地制宜。华能上都之所以采用站房式，与当地的气候有关，夏天比较凉爽，极端气温也就30多摄氏度。而冬季寒冷，电池作为电站的核心资产，电池保暖成为首要工作。
与传统的集装箱空调耗电相比，华能上都的火电厂余热可以耦合到电池系统中，实现高效热管理，从而实现整个生命周期内比集装箱更低的成本。
在技术路线上，综合各厂家推出的新产品来看，主要分为五大技术流派：集中式、组串式、高压级联、智能组串式和分布式能量块。
在国内，目前集中式储能占比最高，结构简单、投资成本低，后续安装、运维方便。
集中式之所以成为主流，与国内的市场环境密不可分。由于电力市场不完善，以及运行机制问题，国内投建的大储电站，普遍存在收益难以覆盖成本的情况。因此，投资运营商相对看重初始投资，经济性成为选择储能系统的关键因素。
但随着国内项目规模的增大，集中式储能的木桶效应和并联环流等问题被逐渐放大。并且伴随着国内电力市场的推进，新能源配套储能纷纷转为独立储能并进入现货市场，共享储能和独立储能开始兴起，储能不再是摆设，投资和开发商可以通过容量租赁、电力交易获取一定的收益。外加并网和调度的考核日趋严格，引导储能产业开始走向可持续健康发展。
今年以来，组串式储能市场规模开始逐渐增加。阳光电源、上能电气、汇川分别推出了基于组串式的PCS，阳光电源、库博能源、卧龙储能、天合储能、特变电工等相继推出组串式储能系统。
尤其是阳光电源新一代Power Titan2.0自发布以来，就成为市场上关注度最高的产品。让电池单元与PCS融于一柜的同时将储能系统效率提升到90%，在夏天高温的情况下，系统还要考虑将5MWh电池及PCS产生的近100KW热量散发，非常考验系统的设计和集成水平。
在高压级联赛道，2023年的项目招标也在逐渐增多。越来越多的企业开始布局高压级联方案，除先行者智光储能外，南瑞继保、四方继保、许继、金盘科技、国电南自、西电、新风光等企业相继入局。
华为和奇点能源特立独行。华为一直是智能组串式的倡导者，奇点能源则采用All in one的设计理念，将电池、EMS、PCS、主动安全系统、配电系统、热管理系统融于单个标准化户外柜，形成高度集成化的即插即用能量块。前者在沙特红海大沙漠打造了全球最大的微网光储项目，后者除了将产品应用在源网侧外，重点转向了工商业储能市场。
存在即合理，集中式一家独大的局面逐渐被打破，为其他低渗透率技术大幅提升提供了可能。
PCS、电芯与集成商的竞合
在阶段性过剩风险下，整个行业不同环节的淘汰赛已然鸣枪。
系统集成承上启下，属兵家必争之地。以宁德时代为首的电池厂纷纷布局系统集成领域，成为2023年大储市场的最大变量。从宁德时代最新发布的5MWh EnerD储能产品看，采用的是20英尺非标集装箱，主打国内市场。
对于是否涉足系统集成，宁德时代内部经过了一年左右的论证。介入系统集成，实际上就是与自己的客户直接竞争了。
电池厂商与集成商天人交战，形成你中有我我中有你的“竞合关系”。Wood Mackenzie在最新的一份报告中指出，由于面临来自上下游供应链参与者的压力，中国市场的竞争日益激烈。鉴于储能项目详细而严格的投标要求，系统集成商拥有电池、PCS、BMS和EMS等关键零部件的制造能力已成为必要。
目前，各大电池厂商都在想方设法建立市场、品牌和渠道，摆脱纯粹制造环节的残酷厮杀。电芯价格虽有下降，占系统成本比重仍然过半，电池厂商具有明显的成本优势。
在电池厂商向集成领域渗透的同时，亦有不少集成商涉足电池制造。天合、晶科、阿特斯打造了自己的电池工厂。记者获悉，目前还有不少集成商有涉足电池制造的打算，以保障供应链稳定。
不管是电芯制造还是系统集成，各自的门槛并不低。电池制造是典型的重资产，需要通过规模化降本，同时要控制电芯的质量稳定性、合格率，电芯技术迭代速度快，一旦技术风向更改，会让此前的投入容易沦为沉没成本。系统集成考验的是跨行业、跨专业、跨学科的技术结合，涉及电力电子、电化学、电力调度、IT等多个维度，电芯厂家普遍面临的最大难题是缺乏对电力系统的认知和了解。
值得一提的是，汇川、禾望、盛弘仍坚守PCS领域，坚持做产品，并没有涉足系统集成。主要服务于没有电力电子背景的系统集成商，与同行展开差异化竞争。
当不同类型的玩家都在向市场端靠拢，一场激烈的厮杀在所难免。哪些玩家能够胜出，或许在市场端更具优势的企业可以走得更远，毕竟最终由甲方说了算。
行业分化加剧
目前，储能行业参与者众多，派系林立。
2022年以来，来自互联网、化工、酒业、房地产、纺织、游戏、珠宝、家电、食品等领域的企业争相跨界储能，很多企业并不了解电力行业以及中国电力市场的独特性，忽视了行业的高门槛。
远景能源储能事业部总经理郑汉波则提出，很多储能系统集成商还在解决生存问题，“这些企业今年会非常难，到明年可能80%储能系统集成商企业会倒下。”
事实的确如此。在刚刚过去的短短数月内，已有10余家上市企业的跨界储能之路，频频受挫，逐渐剥离储能业务。
不过，一些巨头的战略性入局成为一股不可忽视的力量。2023年，光伏巨头协鑫集团重返储能赛场，年产36万吨磷酸铁锂储能材料项目一期12万吨已经投产，年产20GWh储能系统项目在张家港投产；从煤化工而来的跨界者宝丰集团则建设了“年产25万吨磷酸铁锂正极材料、15万吨人造石墨负极材料、2万吨六氟磷酸锂及17万吨电解液材料，100GWh电芯及储能系统制造和储能电站项目”；集采招标中也出现了两大电气巨头特变电工、思源电气的身影。
当前，国内电力市场虽无突破性进展，但正在改善。部分省份出台的容量电价政策、电能量现货市场交易推动配储向共享、独立储能转变，大部分地区储能虽然仍然收不回投资，但不再是一次性投入的沉没资产，这在机制上推动储能电站从初始装机成本向全生命周期转变。
先行者有先行的优势，经验积累是重要因素，大多数新项目招标均要求参与方具备在手项目建设或运营经验，对新入局者来说，抢资源是当务之急，订单优先级大于项目盈利性。许多厂家明知不会中标，干脆“通过集采打起了广告”。
国内“僧多粥少”，形成了少数企业切大蛋糕、一部分企业切小蛋糕、大部分企业没有蛋糕的局面。
“行业拥挤、利润稀薄”激发更多企业“走出去”的动力，全球化布局势在必行。最早一批储能的先行者阳光电源、比亚迪在海外深耕多年，并取得显著成绩。据伍德麦肯兹最新研究报告显示，2022年，阳光电源以16%的全球市场出货量份额排名全球第一，华为和比亚迪分别位列第四、第五。
后来者双一力、南都电源、库博能源、科陆电子也逐渐在海外取得突破，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、远景动力等电池巨头纷纷与国外企业达成合作协议，中国储能企业“出海”的先行者与后来者开始在世界舞台汇合。
中国市场作为大本营，体量大，可以分摊企业的研发和制造成本；海外市场盈利性更好，成熟的市场机制在创造利润的同时，不断完善技术迭代，最终实现产品全球化的商业闭环。
在即将到来的白热化竞争中，对大多数企业来说，活下来为了最高理想，也是现实的选择。长期来看，考验的是每个企业战略定位、踩准节拍、穿越周期的能力。
