据储能界了解到，今年多起央企储能项目招标文件中，都明确出现“最高限价”，且指定制造商范围，并对电芯库存时间、串联方式、内阻大小等细节内容提出具体要求。一边是产品价格持续下探，一边是业主要求不断抬高。身处低价竞争中的储能产业，如何看待“最高限价”？
日前，国内某储能央企采购314Ah储能电芯，采购规模为100MW/200MWh，单价限价0.305元/Wh。
储能中标价格屡创新低，但在招标中以“最高限价”形式，紧贴生产成本线的行为，仍牵动着行业敏感神经。事实上，今年多起央企储能项目招标文件中，都明确出现“最高限价”，且指定制造商范围，并对电芯库存时间、串联方式、内阻大小等细节内容提出具体要求。
一边是产品价格持续下探，一边是业主要求不断抬高。身处低价竞争中的储能产业，如何看待“最高限价”？这一要求是否会愈发普遍，进而削弱储能企业的议价权？企业又将如何应对？
普遍行为——
市场竞争激烈之果
最高限价是工程项目控制成本的重要手段。“通常项目招标前，投标企业会提前向招标业主沟通项目规格、具体要求、预算投资等情况，进行成本分析并考虑风险预留，以此倒算投标报价。”国内某储能企业人士向《中国能源报》记者坦言，招标业主划定最高限价来控制成本是常规操作，且越来越普遍。
今年5月，中国石油集团济柴动力发布5MWh液冷储能系统电气分部件框架协议项目中标候选人公示，此次招标，济柴动力对储能电池系统及电芯分别作出0.478元/Wh和0.33元/Wh的最高限价，这一紧贴成本线的最高限价引发行业热议；8月，中核集团发布嘉峪关500MW/1000MWh独立储能项目EPC总承包磷酸铁锂电化学储能系统采购招标公告，并指定了中车株洲、阳光电源、融和元储、远景能源等15家制造商；同在8月，中国电气装备集团储能科技有限公司全钒液流100MW/400MWh储能系统交流侧设备框架采购，项目最高限价3200万元。
华北电力大学教授郑华向《中国能源报》记者介绍，电力行业招标一般由商务文件、技术文件和价格文件三部分组成，最终中标结果取决于商务、技术和价格的综合评分。电力业主基于目标考虑会采取不同的招标策略，不同项目商务分、技术分和价格分的权重系数会有较大差异。“最高限价”属于针对价格部分的限制条件，是电力行业普遍采用的方法。而划定供应商名单则是为了提升供应质量、降低招标工作量、控制采购与运维成本的一种招标方法，也被称为框架采购或白名单。在当前储能产品供过于求的情况下，竞价、划定白名单是市场激烈竞争的必然结果。
压缩成本——
正负双重影响
无论是企业主动降价竞争，还是招标过程中被动限价，在新能源产业的降本诉求下，更低的报价似乎更易赢得业主青睐。
据记者了解，配建储能的成本仍主要由发电侧承担，配建储能对于企业而言是一笔巨大的成本负担。一座风光电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%—20%，内部收益率降低0.5%—2%。
“新能源投资企业不得不通过控制成本、优化供应链来保持利润空间。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业研究中心副主任冯思遥向《中国能源报》记者表示，随着储能市场逐步走向成熟，设备成本的透明度越来越高，这有助于招标企业高效筛选符合需求的产品，购买到最具性价比的产品。但储能行业是一个快速发展的领域，技术升级和市场动态变化较快，若限价无限贴近甚至低于成本，或诱发质量不佳的产品流入市场，从而影响整个储能项目的安全性和长远发展。储能产品的价格应综合考虑材料成本、研发投入、生产工艺等因素，确保供应商能够获得合理利润的情况下提供高质量产品。最高限价在某些阶段是必要的，但在行业技术水平快速提升阶段，应根据市场情况灵活调整。
郑华同样指出，如果市场长期存在不合理最高限价，往往会导致企业采取变相规避成本的方式以获取利润，比如用低成本组件、原材料替换高价值组件、原材料，甚至降低产品性能功能，最终导致“双输”局面。不给企业保留合理利润空间的最高限价是不合理的，不利于储能行业良性发展。
“目前，新能源配储整体利用系数较低。”上述企业人士担忧道，“一旦电网大规模调用，储能能否顶得上，安全是否兜得住，才是真正的考验。”
议价权薄弱——
“淘汰赛”加速
一定程度上，企业卷入价格竞争也是无奈之举。
“利润水平和市场规模，难以兼顾。”冯思遥指出，国内储能企业总量超过20万家，行业竞争异常激烈，部分企业为了获取订单，往往采用低价竞争的方式，以量换价。当前，储能产业链各环节逐渐形成一定的集中度，产业链上下游企业更倾向于通过强强联合、多领域深度合作的模式拓展市场，导致中小型储能电芯、系统企业话语权薄弱。不过，拥有核心技术、专利或独特解决方案的企业依然具备一定的议价权，尤其是在技术门槛较高的项目中，这类企业仍然可以通过技术优势获得相对较高的报价。
冯思遥判断，最高限价或加速储能市场向具有成本优势的头部企业集中，导致中小企业面临更大的生存压力，尤其是那些在成本控制和规模效应方面尚不具备优势的企业。未来2—3年，储能行业大规模“淘汰赛”将更加明显。
实际上，储能企业议价能力呈动态变化。2022年，上游碳酸锂价格数倍飙涨，带动储能项目中标价格大幅上涨，迫使不少项目出现建设延期甚至叫停的情况，年底并网节点前储能产品供不应求，一芯难求。行至2023年，随着碳酸锂价格回落，产能快速释放，储能电芯、系统价格出现腰斩。随着市场竞争愈发激烈，价格持续下探，今年8月，2小时储能系统中标均价已至681.09元/kWh，同比下降39%，电芯均价迈入“0.3元”时代。
究其根源，新型储能还处于发展初期，政策机制、价格体系尚不完善。“会有大量的企业因现金流差、利润少而倒下。资本市场可以允许被投企业一两年不赚钱，但不会允许企业长期不盈利，这是资本的特性。穿越周期后，行业会逐步回归理性。”远景能源高级副总裁田庆军认为，新能源是技术驱动型产业，储能产品的定价权应回归技术创新。
追求物美价廉——
技术创新为护城河
价格走低、要求走高，企业该如何应对？
郑华指出，储能项目招标要求越来越高，一方面体现出业主对技术、性能等方面越来越熟悉，希望通过明确的性能指标等要求来获得高质量的产品；另一方面，部分特殊性能的要求，体现出业主对特殊应用场景或技术的偏好，也说明以前技术发展的粗放。产品最终要通过市场应用来检验，市场永远喜欢“价廉物美”的商品。因此，“打铁还须自身硬”——企业要不断技术创新，在提升产品质量和性能的同时，努力降低综合成本。同时，呼吁和维护行业理性竞争，制止不合理的限价行为，给储能企业提供足够的空间进行技术创新和产品质量提升。
在冯思遥看来，技术领先可以帮助企业获得更高的议价能力。企业要寻求技术上的领先，尤其是满足不同应用场景的适配性需求，提升电芯的循环寿命、安全性及数字化水平，在产品质量、安全性能上要符合甚至超出标准要求。同时加强与供应链上下游建立更紧密的合作关系，优化供应链管理，确保原材料供应的稳定性，控制好生产成本。为保持竞争力，企业可以考虑在储能产品之外拓展业务范围，如与电动汽车充电网、分布式能源管理等领域结合，寻找新的增长机会。
“技术创新不仅仅围绕自身产品，还要就客户痛点针对性地创新。头部企业每年投入巨额研发费用，但研发成果出来后，人才很快被挖走，成果也会被剽窃，如果都是拿来主义，谁还愿意研发投入呢？”田庆军表示，要加强储能领域知识产权保护，建立保护创新者、鼓励持续性创新的良好机制，让投入者没有后顾之忧。
只有当储能成为盈利手段，而不是成本负担的时候，市场有能力为储能企业的附加值买单。“市场认可你的价值观，你的产品价值，会愿意为此多付成本。”田庆军判断，随着电力市场蓬勃发展，2025年将成为新型储能商业应用的分水岭，储能开始变得比风电光伏更赚钱。
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