储能行业的价格战比预想的要早很多。
此前，业内预测的大概是在2024年上半年。谁也没有想到，进入2023年第四季度就有电芯企业喊出了0.45元/Wh，也有储能集成商表示0.66元/Wh他们也可以卖，这样的价格几乎是比照着年初对半砍，真成了“赔本赚吆喝”。
年初才看到希望，不到年尾这个行业就进入红海？
一切来得太突然。不仅是新进来的企业搞不明白，就是一些在行业里已经深耕三四年的“老兵”们也觉得措手不及。
拿到更便宜的电芯
有人说，这个行业就像一根直肠子。上游价格稍有变动，立刻就能在下游显现，产业链上没有任何一个环节能接得住。
“去年还是‘一芯难求’。”广州一家电池企业的企业负责人表示，跟以前买口罩一样，下游厂商要带着现金来求（电芯），甚至要签长期合同锁死供货价格，（电池企业）才会开始供货。
供不应求导致电池企业开足马力生产，并且增加生产线。很快供不应求就变成了供大于求。数据显示，2025年中国需要的动力电池产能约为1000GW—1200GW，然而，按照现有规划，届时产能将会超过4800GW。
仓库里堆满了还没有来得及卖出去的电芯，能量一天天衰减，厂家别无他法，即使亏本也要销售。业内人士透露说，0.5元/Wh基本上是电芯的成本价格，0.45元/Wh叫价肯定就是在销售存货了。
企业提前进入寒冬
不是生意不好做，而是大家做错了方向。
9月16日，2023全球能源转型高层论坛上，华北电力大学教授、中国工程院院士刘吉臻表示，他考察过5个调峰电站，结果发现这些电站基本没有在用。
他强调，在大规模新能源消纳的过程当中，新型储能基本上没有发挥什么显著的作用。相当于长江水弄了几个装矿泉水桶的，没有起到什么作用。相反，（储能）在需求侧的应用要远远好于在网侧和源侧。刘吉臻提到的需求侧指的是用户端的储能应用，在国内主要指工商业储能。
相比于大家聚焦的大储项目，工商业储能客户更容易获取。
工商业储能盈利的主要逻辑是峰谷价差套利，通过削峰填谷获取价差收益。中关村储能技术联盟数据显示，2023年10月，全国共有17个省市和地区最大峰谷价差超过0.7元/kWh，其中广东价差最大，达到了1.36元/kWh。
新建一个3MW/6MWh用户侧储能项目，当储能设备每年运行300天，每天两充两放，尖/峰谷价差为每度电0.9819/0.6197元时，5.47年可收回初始投资，IRR达9.36%。在全国范围内峰谷价差持续拉大和储能投资成本不断下降的趋势下，有望将IRR提升至20%以上。
甚至还有价格不菲的补贴政策。2023上半年新型储能补贴政策达到26条，其中广东省和浙江省发布的补贴政策较多。单投资补贴一项，额度最高可以达到1000万元。
成本下降，叠加工商业储能的补贴政策，可能会利好部分地区的工商业储能。
户储的海外市场也哑火了
作为海外发展最好的户储市场，也已经率先感受到危机下的寒冷。
2022年全年，户储电池的利用率达到85%，可以说全中国的电池产线都在加班加点地生产户储产品，整个欧洲户储产品到年底达到了5.2GWh。但到了2023年上半年，产线生产急转直下，户储电池的产能利用率下跌到不足30%。
骤降的户储产能利用率
生产过剩的压力转给了经销商。“以欧洲的基础库存来说，估计明年一年都在去库存。”洪林说。西班牙Betasolar是当地最大的储能经销商，去年直接囤了今年一年的量。英国的头部经销商Givenergy到现在还在努力去库存。
毫不夸张地说，各路厂家户储产品充斥在欧洲市场，为了清掉库存，开启大卖场促销模式，价格战成了最直接的手段。
从年初开始，某户储独角兽在英国实行买二送一，买两台5度电容量的电池送一台同规格电池。6月份，华为实行了一个多月的、面向安装商的“买六送二”活动，买六台逆变器送两台同类型逆变器，相当于降价了25%。
但是中国厂商用惯的降价招数正在失去作用。面对目前的产业周期，中国公司越是用降价吸引消费者，越是会“摧毁”海外长期形成的经销商-安装商体系。“因为在欧洲市场，光伏+储能的主导者是经销商和安装商，负责产品的本地化运营和维护，必须要吃到一部分利益。”洪林告诉我。“销售单价-生产成本=利润”的公式，在当地市场已经不合时宜。海外消费者对太阳能的需求也在减少，因为其他替代能源的价格更便宜了。
随着天然气价格开始回归正常水平，相对应的光伏+储能就失去了吸引力。不少当地储能安装商不得不转行，失去完成“最后一公里”交付的环节，储能订单的消失也就不可避免。
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