日本储能市场成为海外资本与中国设备商的淘金热土 - 在东京国际智慧能源周上，储能电站（日本称“蓄电所”）项目展位火爆，传单上多标注“商谈中”或“售完”，现场交易氛围热烈 [1][3] - 市场疯传2024-2025年首批“蓄电所”项目实现半年多回本，内部收益率（IRR）高达45%以上，使日本成为全球收益最高的储能市场之一 [3] - 海外资本蜂拥而至，在目前的投资人中占比超过一半，包括中国台湾上市公司、香港基金、中国大陆私募机构及腾讯等 [30] “28系统”储能项目：高收益的“限定理财” - “28系统”是日本主流储能产品，指交流侧功率约2MW、容量约8MWh（4小时配置）的储能系统，接入6.6kV或7.7kV“高压”电网 [5] - 该类项目因开发周期极短、落地速度快而成为掘金首选 [6] - 项目总成本（含路条、土地及建设）在5.7亿至6.2亿日元之间（约合人民币2700万-2900万元） [7] - 2025年3月前并网的项目赶上了日本调频市场的“黄金窗口”，收益极高，2024年并网的项目利用2025年高价，约半年可收回成本 [7][9] - 高收益源于供需错配：2024-2025年调频市场需求大但竞标电站少，导致单价高，项目85%-90%收益来自调频服务费 [11][12] - 此高收益窗口正在关闭：2026年4月起，调频市场价格上限将从约21日元（约1元人民币）骤降至7日元（约0.35元人民币），跌幅达三分之二 [13] - 即便收益下降，预计2026年后项目回本周期为4-5年，对应IRR仍近20%，继续吸引资本 [14] 中国企业凭借成本与技术优势大举进入 - 日本新建“蓄电所”核心设备几乎全部来自中国，如宁德时代电芯、华为或阳光电源逆变器 [15] - 巨大的“成本套利”空间是出海核心引擎：中国国内储能系统成本已低至0.5元/Wh，而日本市场同类设备售价约1元/Wh（约140美元/kWh），价差近一倍 [17] - 头部企业通过长期深耕建立信任：华为在日本拥有20多年通信业务基础和超2000人团队；宁德时代已从设备商转向投资运营方，于2025年11月与丸红子公司等签署协议，共同开发运营总规模达2.4GWh的电网侧储能项目 [19][20][21] - 二三线厂商尝试以“游击战”方式进入，但缺乏本地支持 [21] - 国内厂商在日本大型长期脱碳项目上已开始价格战，设备价可压至70美元/kWh以下，但激进策略伴随高风险：若能源管理系统响应失误，将导致收益损失及电力公司巨额罚单 [22][23] 日本电网脆弱性是储能需求爆发的根本原因 - 日本电网存在历史遗留的“一网两频”问题：以富士川为界，东部50Hz，西部60Hz，导致跨区支持困难 [24][25] - 根据《第七次战略能源计划》，日本目标到2040年使可再生能源占比达40%-50%，光伏大量并网加剧了电网间歇性波动与调度负荷 [25] - 电网脆弱导致停电频发，例如2026年1月16日东京大停电致数十万通勤族受影响；2024至2025年间在北海道、关东、大阪等地发生多次大规模停电事件 [26][27] - 为增强电网稳定性，日本急需加装“蓄电所” [28] - 需求推动中国设备大量出口：2025年中国向日本出口超40万台逆变器和4000万个锂离子蓄电池，年度总金额突破150亿元人民币 [28] 市场未来趋势与挑战 - 项目开发难度急剧增加：早期申请10个项目能成功3个，现在申请50个项目仅能跑通两三个 [23] - 市场将进入新阶段：2026年后调频收益虽降，但随着2027-2028年更多需3-5年开发周期的“特高压”项目落地，以及“长期脱碳素”补贴政策实施，市场将转向长期稳健增长 [31] - 融资环境有望改善：日本银行预计在2025年下半年开放针对储能项目的贷款产品，将降低投资门槛并释放资金杠杆 [31] - 竞争区域转移：投资目光正从已成红海的东京都周边，转向地广人稀的北海道与东北地区 [33] - 中国供应链带来的成本红利能否克服当地文化与政治鸿沟，仍是未知挑战 [34]