将托尔斯泰的名言套用在储能行业来形容的话就是——赚钱的企业都是相似的，亏损的企业却各有各的不幸。

据“行家说储能”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？

毛利率仅5.41%？

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%。

 

以上图表源于科陆电子2023年半年报

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。

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。

 

图表源于珠海冠宇半年报

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。

4亿投资，月收益仅100万

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。

是挑战，更是机遇。储能行业的这些痛点，恰恰为技术上有储能的企业，提供了直击行业痛点、解决行业痛点迅速成长的难得机会。

01电化学储能利用率不足预期

电化学储能在当前电网主导的调度机制下，其充放电次数未达投资预期。

02电能量现货市场峰谷价差有限

当前主要现货试点的峰谷价差较小，同时现货价格上限较低也进一步限制了储能在高峰电价时段的放电收益。

03储能参与辅助服务市场机制不完善

暑储能常见的辅助服务形式有调峰、调频（包括一次调频、二次调频）两类，具体收益各省不同。储能参与调频市场主要问题在于其响应具有较大波动性，多个省份规定储能的调频里程在计算收益时需乘以0.1的系数，但储能的实际有效调频里程难以确定，一刀切的折扣系数可能会打击储能参与调频的积极性和合理的调频收益回收。