近两年，随着新能源侧配置储能成为“标配”，储能市场爆发式增长，储能也成为最受关注的赛道之一。根据据CESA《2022储能产业应用研究报告》显示，2021年中国储能市场装机功率43.44 GW，其中，抽水蓄能装机功率为37.57 GW，占比86.5%；电化学储能装机功率5117.1MW，占比11.8%。
随着储能企业2021年年报和一季度季报的相继出炉，可以看出，行业内出现冷暖不均、外暖内冷的现象。观察行业主流企业的财报，明显的感知，上游原材料企业赚的盆满钵满，而多数下游企业大多陷入增收不增利的困境。
以储能系统龙头企业阳光电源为例，其储能板块营收31.4亿元，同比增长168.5%，全年储能系统出货量呈几何级增长，当年全球发货量达3GWh，较上一年度的800MWh提升275%，但其毛利率14.11%，同比下降-7.8%；同比上游原材料龙头企业赣锋锂业，其2021年度营业收入112亿元，同比增长102%；扣非后净利润29亿元，同比增长达到623%。
抛开政治因素、疫情、货币政策等外部因素对储能产业的影响，本文化繁为简，仅从产业层面本身分析下游储能企业盈利的三个影响因素。
首先，近两年建设的储能以新能源侧配套为主，主要体现形式为光伏、风电配套储能或建设独立式共享储能两种形式。由于目前新能源侧配套储能的收益模式有限，主要依赖光伏、风电建设成本的分摊，而集中式光伏、风电由于基本实行平价甚至低于燃煤机组电价上网，且同样受制于上游硅料等原材料价格的暴涨，很多新能源项目本身已处于微利甚至无法盈利的困境，配套建设储能或者租赁储能服务使得新能源项目的盈利更为艰难。因此，建设单位仍更多的关注储能电站的初始建设投资，对于全寿命周期成本、性能等并未太关注，设备的最低价中标则成为最主要的中标依据。不少建设单位简单参照同类项目中标价格确定投标入围价，使得储能设备的价格限定到一个较低的水平，而忽略不同项目产品的性能和配置的差异性。储能企业为了获得“参与权”，牺牲利润去低价中标成为其必然选择。
其次，储能作为热门赛道，近两年，众多其他行业企业“跨界”进入这个赛道，行业变得愈加拥挤，各个企业纷纷开展军备竞赛，为了抢占市场份额，甚至很多企业愿意低于成本价去中标。而上游碳酸锂、电解液、铜材、IGBT等各类原材料或器件价格缺在大幅上涨，设备生产成本在快速提升，储能厂家竞争愈加激烈。以磷酸铁锂电池正极材料碳酸锂为例，去年以来，价格从不到6万元/吨上涨至目前的50万吨左右。面对原材料价格的上涨以及同行激烈的市场竞争，初始阶段，储能企业一般自身消纳设备的成本压力，直至完全承受不住成本的持续快速上涨，才会被迫提升储能系统价格，储能企业的利润空间被极度压缩。
最后，储能企业盈利水平的困境化解依赖于储能市场机制的健全。目前储能的收益模式仍不成熟，特别是新能源侧储能仍主要依赖于新能源项目的成本消纳，并未具备自身的“造血”功能，市场并未完整反映储能提供的多重服务和对电网的安全稳定运行的支撑。国家能源局和发改委也印发《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年，初步建成全国统一电力市场体系，储能通过辅助服务或现货市场来获取合理的收益。
保证合理的利润可促使企业把更多的精力财力投入到设备的研发和产品的升级，储能产业部分产品门槛较低，但优质的产品需要深厚的技术研发、多专业的协同配合和长久的经验累积，无序化的竞争会导致劣币驱除良币，使得行业陷入不健康发展的怪圈。储能作为构建新能源为主体的新型电力系统的关键元素，具有良好的市场前景，随着电力市场的健全、价格机制的完善以及行业对产品本身性能的关注，行业龙头企业必将迎来广阔的发展空间。
