电池中国获悉，近日，包头铝业产业园区绿色供电项目135MW/540MWh电化学储能工程2个标段直流侧采购项目开标。

　　开标结果显示：浙江卧龙储能以0.455元/Wh的单价中标规模为81MW/324MWh的一标段;中车株洲所以0.435元/Wh的单价中标规模为54MW/216MWh的二标段。

　　此次招标项目中，0.4元/Wh附近的中标价，显示出储能产业链的价格仍在继续下探。

　　值得一提的是，此前，最低中标价的报价人同为中车株洲所，其在7月初开标的京能内蒙古乌兰察布300MW/1200MWh“风光火储氢一体化”储能电站项目储能系统设备采购项目中，以0.495元/Wh的单价预中标1.2GWh储能系统采购项目。彼时，4h系统的价格刚刚跌破0.5元/Wh，短短一个月的时间内，4h系统的最低报价再次下降0.06元/Wh，跌至0.435元/Wh。

　　今年以来，储能系统价格相继跌破0.6元/Wh、0.5元/Wh，甚至走向更低，这也引发业界隐隐的担忧，“低价内卷何时休”的声音不绝于耳。对此，有业内人士表示，“一定要降到足够多的企业退出这个行业，或者需求增长能够与产能规模相匹配，价格可能才会企稳”。

　　目前，由于大储占据了国内近90%的市场份额，因此大储领域是储能企业的“必争之地”。但一方面，电池和系统集成的价格一再下探，利润被极致压缩(甚至无从谈起);另一方面，招标业主紧贴成本线的“最高限价”要求频出，使得储能企业“难上加难”。

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中标价格“跌跌不休”

　　价格方面，储能系统的中标价从今年年初的0.8元/Wh上下，到3月0.6元/Wh左右的水平，再到眼下低至0.4元-0.5元/Wh的价格区间，相较年初降幅已然超过40%。

　　机构统计数据显示，6月，2h储能系统报价区间为0.55元-0.75元/Wh，平均报价为0.62元/Wh，同比下降51.2%，环比下降6%;4h储能系统报价区间为0.61元-0.62元/Wh，平均报价为0.61元/Wh。

　　整个上半年，2h系统和4h系统的平均报价分别为0.723元/Wh和0.653元/Wh;2h和4h储能项目EPC的平均报价则分别为1.325元/Wh和0.740元/Wh。

　　与此同时，行业数据显示，截至6月底，280Ah储能电芯的理论成本约为0.33元/Wh。而当前280Ah电芯的均价为0.32元/Wh，314Ah电芯的均价则为0.35元/Wh。

　　据此来看，目前储能电芯和系统的成交价格甚至低于大部分厂商的成本价格。

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储能招标项目中“最高限价”要求频出

　　招标方面，电池中国注意到，继上次中石油集团济柴动力5MWh液冷储能系统电气分部件框采中，对“储能电池系统”及“314Ah电芯”提出最高限价要求外，近期又有两个招标项目出现了“最高限价”的要求，引起了行业的高度关注。

　　一是南网储能科技公司在7月18日发布的“2024年电池储能电站(云南)构网型电池储能系统框架采购项目”中，提出最高限价26640万元的要求。据悉，该项目规模为180MW/360MWh，根据最高限价，相当于投标单价限制在不超过0.74元/Wh。

　　此后，在7月25日，南网储能科技公司就该项目做了澄清和变更，并对投标人提出的多项质疑做了回应。据拟参与投标人反馈的技术问题看，尽管不包括EMS，但价格对于多数企业来说仍然非常低。同时，也不难发现，当前储能招标方的要求与储能业内一般产品技术路线水平存在一定的差异。

　　比如，该项目在电池单体技术性能方面的要求“必须为全新A品电池，不可使用梯次电池。电池单体库存时间不超过1个月”。拟参与投标人提出由于项目规模较大，电池单体从生产到整舱发货可能会超过1个月，并建议改为库存时间不超过3个月，业主对此并未给予考虑，要求“按技术规范书要求执行”。这意味着，对储能企业高效的电池制造和系统集成能力提出了较为严苛的考验。

　　再如，项目技术规范书要求“为保证单簇电池一致性，电池单体需按电池簇配组供货，按不少于400只电池单体串联成簇计算”，并提出若干具体要求。有拟参与投标人提出“若采用高压级联方案，400只电池单体串联成簇，单簇电压过高，级联PCS无法选型，高压级联方案不适用，我司高压级联方案为312只电池单体成簇，招标人是否接受。”业主的回复则为“一致性控制要求请按技术规范书要求执行，电池簇成簇设计由投标人自行设计。”

　　二是7月23日，中石油济柴动力发布的5MWh液冷储能系统电气分部件招标公告显示，为配套130MW/260MWh液冷储能项目，其采购招标不低于5MWh磷酸铁锂储能系统电气分部件，预算为13000万元(含税)，折合单价约0.5元/Wh。

　　要求方面，电芯要求不低于314Ah，单舱电池容量≥5MWh;交货期要求自2024年9月15日至2024年10月10日每天交付10MWh;产品质保5年。

　　由此看来，业主一方面对电池产品的技术、品质、交货周期等提出较高要求，另一方面“最高限价”又使得多数竞标人或将“无利可图”，无限贴近甚至低于成本的限价，似乎成为了招标业主对储能企业的“压榨”。竞标门槛被抬高的同时，不断走低的价格，使得市场竞争尤为激烈，加快了落后产能的出清和行业“洗牌”的速度。

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“真卷”卷的是硬实力

　　与停留在国内继续“卷价格”形成鲜明对比的是，在产品、技术、成本、效率等各方面具备“硬实力”的电池企业，除了在国内备受大储业主的青睐外，在海外也已“轻松”拿下GWh甚至10GWh级别的储能大单，同时将获得更高的利润回报。利润方面，有数据显示，国内储能集成项目毛利率普遍低于8%，而海外市场则接近20%。

　　海外订单方面，比如阳光电源与沙特ALGIHAZ签订规模高达7.8GWh的储能大单，比亚迪、阿特斯、远景能源等系统集成商今年以来均已手握超0.5GWh的海外订单;电池企业方面，亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、国轩高科等则分别签下超15GWh、12GWh、8GWh、2GWh的海外大单。

　　这一方面说明，在全球范围内，更大规模的储能市场需求已开始释放，并且具备长期增长的确定性，谁能抓住更大的市场机遇，“实力”是关键;另一方面，于客户而言，除了看重价格外，企业的综合实力及品牌影响力所占比重已越来越高，“宁可贵一点，也要选择更值得信赖的电池厂商”已成为共识。因为储能电站是一项长期、重资产的投入，未来5年、10年，甚至更长时间，其能够继续存活，售后服务也才有保障可言。