储能市场持续火热。据预测，2025年新型储能的产业规模会突破1万亿元，到2030年会接近3万亿元。据不完全统计，目前我国涉及储能产业的企业数量多达8.9万家。2023年上半年新增投运新型储能项目装机8.0GW/16.7GWh，超过去年全年新增投运规模水平。

一派火热之余，挑战尚存。目前了解到，发电侧储能更多是为满足新能源项目并网条件而建设，也就是属于“强制配储项目”。由于缺乏清晰成熟的商业模式和市场机制，项目获益长期受限，难以充分反映储能所具备的多重价值。成本疏导不畅、经济性受限，进一步影响着投资意愿。如何让储能项目真正获得相应收益，如何形成一套良性盈利模式，如何通过市场筛选推动技术进步，从而走上一条健康可持续的发展道路，目前仍是全行业面临的主要难题。

一、毛利率仅5.41%？

据不完全统计，15家储能相关企业已公布半年报，宁德时代、阳光电源、上能电气、万里扬等近七成企业净利润同比增长，但也有部分企业储能业绩出现亏损。另悉，宁夏一储能项目总投资4亿元、每月收入仅100万元。储能赛道如此火热，他们为什么赚钱难？

8月23日，科陆电子发布半年报，2023年1-6月营业收入为15.61亿元，同比增长12.32%；归属于上市公司股东的净亏损为1.37亿元，同比收窄12.01%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净亏损为1.24亿元，同比收窄22.89%。亏损主要是计提减值导致的，扣除该因素实际是基本盈亏平衡。

其中，储能业务营收1.36亿元，同期同比减少18.20%，营收比重仅为8.71%（2022年为11.96%），储能业务毛利率仅为5.41%，比上年同期减少21.66%，远低于主营业务毛利率32.43%。

报告期内，科陆电子储能项目累计发货近 800MWh，其中完成南美洲地区规模最大的新能源发电侧光储项目（485MWh）的发货，海外出货占比约50%。而由于储能海外项目未完成交付增加期末库存，存货为13.45亿，海外储能合同新增大额预收款项，合同负债有10.40亿，若以上半年储能发货量800MWh、收入1.36亿元来推算，在手的订单约有8GWh左右（当然并不能确定合同负债10.40亿元都是海外储能合同，但据其年报显示，海外储能合同占据一定的比例）。

有机构分析指出，上半年科陆储能业务收入下滑主要原因之一在于大股东变动对公司签单节奏有所影响，预计下半年公司储能业务有望放量。而美的控股后提升了供应链管理，拓宽经营资金来源，科陆电子综合毛利率同比上升，业绩有望全面扭亏。

产能方面，科陆电子拟在珠三角地区投资建设生产基地，项目投资总额预计不超过 9.5 亿元，项目达产后，BESS 产能预计可达到 14GWh，PCS产能预计可达到 5GW。此外，预算总投资16.7亿元的、位于深圳光明区的智慧能源产业园项目在报告期内投入4014.96万元，已完成80.38%，项目拟用于满足储能业务经营场地扩大的需求。

同时，科陆电子在美国注册成立一家储能公司—— CL Energy Storage Corporation，加快海外本土化，大幅提升储能产品设计和本地化服务能力。并依托海外电网渠道优势，积极拓展亚非拉储能市场。

二、净负2.49亿？

日前，珠海冠宇披露2023年半年度报告：报告期内，公司实现营业收入54.74亿元，同比下降4.59%；归属于上市公司股东的净利润1.40亿元，同比增长125.06%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润9,493.37万元，同比增长293.20%。今年上半年，珠海冠宇动力及储能类业务实现总营收4.21亿元，比上年同期增加189.81%。浙江冠宇为公司动力及储能电池业务主要控股子公司，根据半年报显示，浙江冠宇上半年净利润为-2.49亿。据悉，2017年-2022年动力及储能电池营收占比不到1%，已连续亏损四年，而今年上半年公司营收规模起量，净利率改善明显。

珠海冠宇表示，目前动力及储能类电池产品整体生产规模较小，在浙江、重庆及德阳同时有布局动力及储能电池投资建设项目。由于项目投资金额较大，建设周期较长，产生经济效益需要一定的时间，在建设期和投产初期，新增折旧摊销将对公司的经营业绩造成一定不利影响。

据半年报显示，珠海冠宇自主研发自主研发超长循环电芯技术，通过对正负极的材料优化以及电解液配方的调整，显著提高储能电池的循环寿命，同时兼顾高能量密度和高安全可靠性。该技术目前在进一步提升能量密度的开发中。

在电网侧储能、发电侧储能及工商业储能方面，珠海冠宇自主开发的大型储能标准电芯已进入国标认证阶段，预计 2023 年陆续完成 305Ah、320Ah、320+Ah 容量电芯及 1 小时系统的开发和认证工作，2024 年起逐步量产。

同时，珠海冠宇在储能系统方面与南网科技达成深度合作，在 2022年和 2023 年两次南网大储系统招标中合计中标 445MWh；此外，公司持续推进储能系统迭代，已由 2022 年中标的搭载风冷的直流侧系统集成方案，升级为 2023 年中标的搭载液冷的交直流侧整体系统集成方案，公司同步也开始推进与海外大储客户的业务对接工作。

另外，由南网科技牵头，珠海冠宇与南方电网调峰调频（广东）储能科技有限公司等公司，于4月共同投资设立广东新型储能国家研究院有限公司。据悉，该公司注册成立3个月，就出手36.1亿，计划投建9大新型储能创新实证基地。

若相关上市企业的亏损只是个例，那么下游储能项目的收益不及预期，却并非个案。据报告，“宁夏多个储能电站上半年电站收益主要来源于辅助服务市场，容量租赁市场表现不佳，且不同储能电站之间租赁情况差异较大，部分储能项目的收益难以覆盖投资成本。”

宁夏一家储能电站投资额为4.2亿元，自去年12月并网运行以来，每月除去各项成本支出，实际收益只有100多万元，主要是来源于参与电网调峰的充电放电所得。而在容量租赁市场，该电站目前仅出租了10%的容量——只有一家租赁客户。

另一家储能企业的负责人也表示，今年6月30日后原本的租赁客户均未选择续租，导致电站收入减少了一半，如果这种状况持续下去，企业将面临亏损。

储能赛道火热，为何钱难赚？有业内人士分析，部分储能项目应用场景单一、盈利模式单一，如前文提到的宁夏储能电站主要是为电厂调峰，反向充电补能，但发电厂的积极性普遍不高，由此导致项目的收益受到影响，储能系统的功率能力发挥不出来。

从理论上看，储能项目还有电力现货交易套利、容量电价收益。但目前容量电价只在几个省份实现，并非储能赚钱的常态。而被寄以厚望的现货交易套利，也非常考验储能项目的运营能力和交易策略。

三、储能收益渠道亟待完善

目前了解到，宁夏储能电站仅通过调峰辅助服务和部分容量租赁获取的收益较低，一定程度上影响了企业的投资热情，导致备案项目多、实际开工投运的少。受访者表示，随着电力系统对调节能力的需求提升和新能源开发消纳规模不断加大，未来对于新型储能这一重要的灵活性调节资源需求强烈，建议完善市场机制，拓宽储能企业收益渠道，严格新能源强配储能相关政策的执行力度，激励储能建设的投资积极性，保障新能源开发利用及电力可靠供应。

——建立多元化的储能收益渠道和商业模式。业内人士表示，储能行业不是一个暴利的行业，但必须要使得其收益能够满足正常的经营需要，当前储能市场盈利模式单一，收益较低，因此应鼓励独立储能电站参与电能量市场+辅助服务市场+租赁市场等多种模式，推动独立储能同时参与中长期交易、现货、调峰、顶峰、备用等多个电力市场，增加储能的收益和应用场景，全面释放储能价值。

宁夏一座容量为20万千瓦/40万千瓦时的储能电站项目的测算数据显示，如果仅参加调峰辅助服务，该储能电站每年亏缺1757万元；通过“调峰+顶峰”或“调峰+部分租赁”或“调峰+顶峰+容量补偿”市场模式，且达到一定调用次数（年调峰充放电次数250次、年顶峰充放电次数50次以上），该电站可实现收支平衡或小幅盈利；通过“调峰+顶峰+全容量租赁+容量补偿”模式，每年可实现盈利6429万元。

——建立具有约束性的新能源配储奖惩机制。受访企业表示，现有政策对于未配建储能的存量新能源场站缺乏约束性的奖惩机制，企业多处于观望状态。建议严格新能源强配储能相关政策的执行力度，因地制宜制定可操作、可回溯、奖惩分明的市场细则，明确储能电站优先调用原则，对完成储能配建要求的新能源场站纳入优先发电排序。同时，明确未配储能的存量新能源场站提前限电的管理细则，提高企业限电成本。

——科学规划储能项目，避免集中扎堆建设。记者采访了解到，随着备案、投运的储能项目增多，储能项目出现了一定的扎堆现象，采访中有企业表达了对未来收益下降的担忧。业内人士建议，科学规划储能项目的类型及规模，分阶段、分批次、分地域、有侧重地开展储能项目审批建设并网，避免集中扎堆建设。

原标题：亏损并非个例，新型储能盈利为何这般难？