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。
原标题:储能价格跌入0.45元/wh,工商业储能春天来了?