行业进入下行周期已经成为储能赛道的玩家们不得不面对的现实，在新的竞争态势下，头部企业仍能够凭借积累多年的优势在国内外频频拿下订单，并且紧盯市场的需求加快产品更新迭代的步伐。

央企领衔储能系统集采大单

中国储能网统计了海博思创、阳光电源、中车株洲所、远景能源、许继电气等15家主要储能系统集成商今年1-11月的订单情况。15家企业拿下的订单规模超35GWh，其中包括参与央国企储能系统集采，还有斩获的海外订单。

据不完全统计，今年至少有10家央国企发布储能系统集采，规模近20GWh，这些企业包括大唐集团、华电集团、中核集团、中国能建、中广核等。其中华电集团2023年集采规模达到5GWh，与去年相比增加了1倍多。在这些央企的储能系统集采中多个集采规模超过2GWh，吸引了众多储能集成头部企业参与投标。

比如，3月，中核集团新华水电3.2GWh磷酸铁锂电化学储能系统集采，按照充放时长1h、2h、4h划分为3个标包，合计采购规模1.2GW/3.2GWh。最终由阳光电源、科华数据、海博思创等11家企业中标。

4月，华电集团发布总规模5GWh磷酸铁锂电化学储能系统集采，对系统整体效率以及电池质量提出明确要求。系统整体效率标段一要求>85%、标段二要求≥86%，整体质保年限标段一要求3年、标段二要求5年，标段二明确电池应选用宁德时代、比亚迪、亿纬或同等水平其他品牌。

6月，中国能建3.5GWh磷酸铁锂电池储能系统集中采购吸引了多家企业竞标，最终21家中标。其中，阳光电源、许继电气、天诚同创、中车株洲所、中能建储能科技等6家同时入围3个标段。

9月，大唐集团2023年度磷酸铁锂电池储能系统框架采购，中车株洲、比亚迪、山东电工、海博思创等四家企业中标。

同月开展集采的央企还有，中广核2.4GWh 0.5C储能系统集采，按照充放时长0.25c、0.5c、1c划分为6个标包，共确定7个入围企业，远景能源同时入围4个标段，中天储能同时入围三个标段。

11月，中国华能集团2023-2024年储能系统框采中标候选人公示，此批采购集中式、分散式、组串式储能系统共计4.1GWh，有10家企业入围，最终中车株洲所、海博思创、南瑞继保等6家企业胜出。

就价格来看，随着上游材料端持续价格下跌，传导到储能电芯和系统集成，价格也一跌再跌。

根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据，截至2023年10月，1小时、2小时、4小时时长的储能系统设备均价为1.12元/瓦、0.9元/瓦和0.85元/瓦，相比年初价格下降幅度超过30%。

从集采投标的价格来看，1C储能系统价格明显高于0.5C、0.25C储能系统，但今年多次出现储能系统最低报价低于1元/wh的情况。

就11月份华能4.1GWh储能系统框采中标情况看，1C单价已跌到1.080元/Wh，2h单价连续5个月下跌至0.79元/Wh。也有报道称，市场上已经有2小时充放电的储能系统出现低于0.7元/瓦时的报价。

按照此前业内人士的说法，0.7元/瓦时的储能系统报价接近于亏损。

当储能系统集成投标报价屡创新低，盈利将变得愈发艰难，海外业务仍是各家企业打开盈利窗口的法宝，在今年的出海业务中，有不少企业斩获大单。

10月份，阳光电源与澳大利亚Hive Battery Development Pty Ltd公司签署战略合作协议。未来三年内，阳光电源将为创新型储能项目Hive，提供总计3GWh容量的PowerTitan大型液冷储能系统；5月与澳洲ZEN Energy签署供货协议，将为南澳Templers独立储能项目提供PowerTitan液冷储能系统；3月与英国Constantine公司签订825MWh液冷储能系统供货协议。

南都电源也在10月与英国某储能项目公司签署178MWh储能锂电池系统供货合同；2月，南都电源还中标意大利某主要电力公司美国锂电储能系统项目，中标总容量为1.36gwh，中标金额为最高不超过3.23亿美元。

科陆电子在今年10月和5月分别与美洲客户签订437MWh和201MWh电池储能系统供应合同。

1月份，东方日升旗下子公司双一力与SMA开启1GW规模全球储能电站项目战略合作。

液冷储能系统受青睐

从15家储能系统集成商的订单来看，液冷储能系统受市场青睐。

比如，阳光电源今年的四个海外订单全部采用液冷储能系统。另外，海博思创、天合储能、许继电气、采日能源等几家企业中标的集采项目也均明确使用液冷储能系统。

在储能系统成本构成中，热管理占比虽然较低，却是保证储能系统持续安全运行的关键。

目前储能热管理的主流技术路线是风冷和液冷。

风冷通过气体对流降低电池温度，结构简单、易维护、成本低，但散热效率、速度和均温性较差，无法实现精准控温。

液冷通过液体对流降低电池温度，散热、热速度和均温性好，可以保证电池单体温度的一致性，且应用场景宽泛，但成本较高，且有冷液泄露风险。

因此，在低功率场景下，风冷仍然是主流，而在中高功率场景下，液冷技术占据了主导地位。

实测数据表明，与普通风冷产品相比，液冷系统效率高（更适用于储能的2C、3C快充应用）、电池温差小寿命长（柜内电芯温差控制在3℃以内，电池寿命提升20%）、能耗低（液冷产品减少了风冷产品中 95%的风扇旋转部件）、占地面积小（占地面积节约50%以上）、环境适应性更强（对未来海上风电的配储场景更友好）。

随着越来越多的项目应用落地，液冷储能系统一路狂奔成为市场的主流技术路线。

资料显示，目前市场上已有科华数能、阳光电源、亿纬锂能、海博思创等数十家厂商产品涉及液冷技术，涵盖了电网级、工商业和户用储能等多种场景。

今年以来，也有20几家企业发布液冷储能系统新产品。

另外，今年以来，液冷技术在多个发电侧/电网侧的大储项目中得到应用。

比如，南都电源中标鹤壁鹤淇集中式电化学储能项目，建设规模为100MW/200MWh，该项目采用南都全新一代Center L Plus液冷储能系统集成技术。

山西长治首个电网侧独立储能项目规模300MW/600MWh，项目新建两台150MVA主变压器，配置磷酸铁锂电池1500V高压液冷储能系统

贵州最大容量储能电站在今年9月全面并网投运，电站总容量200MW/400MWh，全部采用科华数能S³液冷储能系统解决方案。

7月，湖北武汉首个大规模液冷型共享式储能项目并网，项目建设容量50MW/100MWh，该储能电站属于网侧独立储能电站。

值得关注的是，在液冷储能系统技术路线中，沉浸式液冷技术正在走向前端。

沉浸式液冷是液冷技术的一个分支，它将储能电池直接浸没在冷却液中，电芯与冷却液直接接触，完全与氧气隔离，实现对电池直接、快速、充分冷却降温，确保电池在最佳温度范围内运行，能有效延长电池的使用寿命，整体提升储能电站的安全性能。

目前，南瑞继保、科创储能等多个公司相继推出了浸没式液冷储能系统。

这项技术也在项目应用上实现了落地，今年一季度南方电网梅州宝湖储能电站在广东五华县正式投运，这是全球首个沉浸式液冷储能电站。

相较于浸没式液冷技术在数据中心的广泛应用，这项技术在储能领域的工程应用案例少，技术成熟度仍有待提高，运行可靠性也仍需验证。

同时，成本高、漏液隐患、可维护性差、运维成本高等问题也需要这项技术不断取得新的突破。