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今天分享的是：自然资源保护协会：2025年分布式储能发展商业模式研究报告 报告共计：38页 分布式储能发展商业模式研究报告总结 在"双碳"目标推动下，分布式储能作为新型电力系统的关键环节，正快速发展。2019年至2025年前三季度，我国分布式储能累 计装机从570MW增长至3638MW，技术上以锂离子电池为主，占比92.77%，应用场景集中于工商业配储，占比68.70%，江苏、 广东、浙江等经济发达省份因峰谷价差大领跑装机规模。 国外方面，美国加州、德国、澳大利亚等国以户用储能为主，通过强有力的财税补贴、高居民电价及虚拟电厂参与电力市场推 动发展。美国有投资税收抵免和地方补贴，德国免除增值税并提供光储充补贴，澳大利亚给予税收减免，这些政策大幅降低了 初始投资，其户用储能收益稳定，可通过多种渠道获利。 国内分布式储能探索了工商业配储、分布式光伏配储等六大核心场景商业模式。工商业配储以合同能源管理为主要模式，收益 依赖峰谷价差套利；分布式光伏配储分源侧和荷侧，峰谷价差高的地区经济性更优；绿电直连项目分为并网型和离网型，广 东、浙江等地项目经济性较好；台区储能多为示范项目，以动态增容为主要用途；虚拟电厂收益来自需求 ...

浙江分时电价政策调整核心内容 - 浙江省分时电价政策处于征求意见阶段，拟于2025年内正式执行，将对工商业储能收益模型产生重大影响[2] - 政策调整核心为“早峰变平、晚峰后移、午谷延长”，电价浮动基础减少输配电价和政府性基金及附加，导致峰谷价差缩小[2][6] - 新政下，工商业储能项目收益预计下降40%，投资回收年限增加3.15年，全投资收益率降低11.66%[10] 充放电策略变化 - 充放电策略由每天两轮“谷充峰放”变为一轮“谷充平放”和一轮“峰谷”放电[3] - 春秋季放电时间由15:00–17:00延长至16:00–23:00，夏冬季由15:00–23:00收窄为16:00–23:00，高峰时段18:00–22:00放电时间后移且时长增加[3] - 工商业储能项目被迫由“两充两放”转向全天一次完整的“低谷充电+高峰/尖峰放电”循环，若维持两次充放电则第二次收益较低[5] 电价差与收益影响 - 征求意见稿电价浮动比例为尖峰:高峰:平段:低谷:深谷 = 2.05:1.85:1:0.4:0.2，虽然峰谷电价浮动比例扩大，但电价差大幅减小[6][7] - 以10kV电价为例，新政下峰谷价差减小0.1825元/kWh，减小率为18.82%[7] - 具体时段电价变化：尖峰时段下降21.10%，高峰时段下降15.40%，平段下降24.54%，低谷时段下降29.31%[8] - 1MWh项目年总收益从40万元左右降至24万元左右，降幅达40%[10] 新的市场机会与需求变化 - 夜间用电量大的企业（如纺织厂、商业街、酒店）对储能需求预计提高，而办公型及朝八晚五的企业匹配度降低[11] - 市场需求结构将更集中于采用白晚班工作制的中大型企业，因其用电曲线与调整后高峰时段更契合[12] - 夏冬季尖峰时段后延形成达5小时的电价套利空间[12] - 光伏发电对储能配储的影响减小，之前因光伏消纳不足的业主自投项目可行性增加[11] 技术与产品发展趋势 - 主流设备将从0.5C“两充两放”逐步转为0.33C“两充两放”和0.25C“一充一放”[12] - 3~4小时的长时储能配置将出现机会潮，采用587Ah大电芯和1P104S的PACK搭建的产品将成为下一波热潮[12][16] - 行业需通过技术更新提升循环寿命、充放电效率与系统能量密度，并降低成本[16] - 光储联合调度等控制类应用技术和产品需求将日益清晰[16] 行业中长期展望与转型压力 - 短期内浙江工商储市场进入阶段性观望，但中长期看，凭借负荷连年增长和新能源占比提升，储能需求依然强劲[15] - 行业正经历“青黄不接”阵痛期，预计将持续2-3年，到2027年底是关键转型窗口期[19][20] - 未来收益将更多来源于现货市场、容量市场、辅助服务市场等多元化渠道[15][16] - 政策调整将淘汰抗风险能力弱、商业模式单一的项目，推动行业从“套利者”向“价值创造者”转型[16] 企业应对策略与竞争力重塑 - 企业需构建“容量+电量+辅助服务”的复合收益体系，摆脱对单一“赚价差”模式的依赖[16][23] - 商业模式单一、技术能力薄弱、缺乏系统运营支持的企业将承受更大压力[21] - 无差异化能力的纯设备制造商将陷入同质化竞争和“价格战”[22] - 企业应加强智能控制技术和数据分析应用，提高储能系统运行效率和收益水平，并通过合作联盟实现资源共享[23]

政策变革 - 2025年2月发布的136号文明确不得将储能作为新能源项目并网前置条件，终结行政强制配储模式[3] - 政策采取分阶段施策，对2025年6月1日前并网的存量项目采用差价结算保障收益，对增量项目推行市场竞争定价[3] - 136号文落地后触发抢装潮，2025年3-5月国内储能招标量达19.2GWh，同比激增210%[3] - 2025年3月国家能源局要求风电、光伏项目配储不低于15%/2小时，9月发布的《新型储能规模化建设行动方案》将算力设施列为储能核心应用场景[4] - 海外政策释放红利，欧盟明确2030年储能装机目标200GW，美国IRA法案对4小时以上长时储能额外补贴10%[4] 行业规模与增长 - 截至2025年6月，新型储能累计装机突破100GW，是十三五末的32倍，仅上半年新增装机达23.03GW，同比增长68%[1] - 2025年1-9月，全球储能新增装机达86GW，同比增长92%，其中国内新增41GW、海外新增45GW[5] - 根据IEA预测，2030年全球储能装机量将达1200GW，较2025年增长380%，对应市场规模超2万亿元[7] - 国内方面，2030年储能累计装机量预计达236.1-291.2GW，其中数据中心储能占比将提升至25%[7] 需求驱动 - 新能源配储作为基本盘，2025年1-9月国内风电、光伏新增装机102GW，其中6月1日前并网的项目占比68%[5] - 用户侧储能表现亮眼，广东、江苏等省份峰谷价差超1.2元/度，配套1MWh储能系统的企业年套利收益可超180万元，投资回收期缩至3.5年[5] - 2025年1-9月，国内用户侧储能新增11.3GW，同比增长230%，其中工商业占比超75%[5] - 电网侧储能向多收益模式转型，2025年1-9月国内电网侧储能招标量达9.2GW，同比增长105%，具备辅助服务能力的项目占比从30%升至55%[6] - 数据中心成为第四大需求支柱，2025年1-9月国内数据中心储能新增15.8GW，同比激增280%，占整体新增装机的38.5%[6] 技术进步与成本 - 2020-2025年，国内储能系统成本从1.8元/Wh降至约0.8元/Wh，降幅达55%，效率从85%提升至92%[8] - 锂电池占全球储能装机的82%，磷酸铁锂储能电芯价格已降至0.5元/Wh，全生命周期度电成本仅0.35元/度[8] - 阳光电源的PowerTitan 2.0方案在意大利项目中实现度电成本0.32元/度，低于当地燃煤电价[8] - 多种长时储能技术路线加速发展，全钒液流电池成本降至1.5元/Wh，循环寿命超1.5万次[9] - AI驱动的EMS系统优化充放电策略，使峰谷套利收益提升20%[9] 市场竞争格局 - 2025年1-9月，龙头企业营收增速普遍超100%，中小企业却低于30%[10] - 系统集成领域，国内市场CR5达65%，同比提升10个百分点，阳光电源、宁德时代、比亚迪的市场份额分别达22%、18%、12%[11] - 储能逆变器领域，全球市场CR5达70%，国内阳光电源、华为、锦浪科技、固德威、德业股份五家企业合计份额达65%[11] - 阳光电源上半年储能业务收入达178.03亿元，同比增长127.78%，首次超越光伏逆变器成为第一大收入来源[11] - 宁德时代储能业务营收突破200亿元，同比增长110%，订单排期已至2026年三季度[11]

项目概况 - 上海杨浦区新江湾城湾谷科技园投运3.8MW/7.068MWh用户侧储能项目，为上海中心城区最大的工商业储能电站 [1] - 项目旨在探索在城市中建造储能电站的可行路径 [1] 安全性能 - 硬件上采用电芯级、Pack级、舱级、电站级四层防护及彩绘防火墙共五重防护 [1] - 软件上通过数字化系统进行实时数据监测、异常预警及运维闭环管理 [1] 经济性价值 - 项目通过峰谷套利模式实现每日两充两放，年运行时间不低于330天 [2] - 储能柜运行效率达90%以上，全生命周期内可创造节能收益约2100万元 [2] - 上海湾谷科技园年用电量约4300万度，夏季用电峰值高、需求大 [2] 绿色协同价值 - 储能电站可与园区内分布式光伏、充电桩、微网控制器及碳管理系统协同 [3] - 协同效应可增加绿电使用、降低碳足迹、满足ESG需求并参与电力市场交易 [3]

项目概况 - 上海杨浦区新江湾城湾谷科技园建成3.8MW/7.068MWh用户侧储能项目 为上海中心城区最大工商业储能电站[1] - 项目通过峰谷套利实现每日两充两放 年运行时间不低于330天[1] - 储能柜运行效率超90% 全生命周期可创造节能收益约2100万元[1] 技术方案 - 采用电芯级、Pack级、舱级、电站级四层防护加彩绘防火墙第五重防护体系[1] - 通过数字化系统实现实时数据监测、异常预警及运维闭环管理[1] 经济效益 - 园区年用电量约4300万度 夏季用电负荷高且日间峰值显著[1] - 项目年运行效率超90% 全周期收益达2100万元[1] 协同价值 - 可与园区内分布式光伏、充电桩、微网控制器及碳管理系统协同运行[2] - 实现增加绿电使用、降低碳足迹、满足ESG需求及参与电力市场交易等多重价值[2]

项目概况 - 上海杨浦区新江湾城湾谷科技园3.8MW/7.068MWh用户侧储能项目于上半年并网投运，是上海中心最大的工商业储能电站 [1] - 该项目旨在探索在城市中建造储能电站的可行路径 [1] 安全性能 - 电站采用电芯级、Pack级、舱级、电站级四层防护，并辅以彩绘防火墙构成第五重防护 [1] - 通过数字化系统进行实时数据监测、异常预警及运维闭环管理，以保障安全 [1] 经济性价值 - 项目通过峰谷套利模式运行，每日两充两放，年运行时间不低于330天 [2] - 储能柜运行效率达90%以上，全生命周期内可创造节能收益约2100万元 [2] - 项目所在地上海湾谷科技园年用电量约4300万度，夏季用电负荷高，峰值用电需求大 [2] 协同与绿色价值 - 储能电站可与园区内分布式光伏、充电桩、微网协同控制器及碳管理系统结合，增加绿电使用并减少碳排放 [3] - 协同效应有助于降低园区碳足迹、满足ESG需求，并具备参与电力市场交易的潜力 [3]

项目布局与核心价值 - 公司在蒙西地区获得3个新型储能电站项目 总装机容量0.75GW/3GWh 计划2025年12月并网投运 [1] - 交易型储能电站通过电力市场交易实现收益 包括峰谷电价差套利和辅助服务市场响应 [1] - 采用锂电池与全钒液流电池混合技术路线 兼顾短时高功率响应和长时大容量储能优势 [1] 技术融合与协同效益 - 磷酸铁锂电池响应速度低于100毫秒 适用于一次调频和AGC调节等高价值辅助服务 [2] - 全钒液流电池支持4小时以上长时放电 循环寿命超过20000次 适配光伏发电昼夜峰谷特性 [2] - 混合架构较单一锂电池方案提升容量利用率15% 降低全生命周期度电成本20%以上 [2] 安全防护体系 - 建立电池本体-系统级-场站级三级安全架构 锂电池舱采用液冷散热和全氟己酮主动消防系统 [3] - 全钒液流电池采用惰性气体防护和电解液动态平衡技术 确保长期运行稳定性 [3] - 系统配备宽温域电解液和高强度耐候金属箱体 适应沙尘低温等极端环境条件 [3] 智能交易与运营策略 - 通过AI算法预测电价曲线和电网指令 动态优化充放电策略：锂电池处理秒级/分钟级交易 全钒电池处理小时级套利 [4] - 多时间尺度协调可延长套利窗口 同时参与调频、调峰、备用等多类市场交易实现收益叠加 [4] - 全自动交易工具实时响应电力现货市场变化 结合政策调整策略以应对新能源交易波动 [4]

中标情况 - 天启鸿源子公司同启新能源中标中国能建2025年度磷酸铁锂电池储能系统集中采购项目的标包2（0.5C/2小时系统，6GW/12GWh）及标包3（0.25C/4小时系统，2.5GW/10GWh）双标段 [1] - 同启新能源成为中标企业中仅有的15家入围双标段企业之一 [1] - 标包2要求近两年累计完成1000MWh以上单体项目业绩，标包3要求累计完成500MWh以上单体项目业绩 [1] 技术实力与项目经验 - 天启鸿源专注于储能与微电网行业核心技术研发，拥有数十项专利，储能产品获得TUV、北京鉴衡认证中心等多项权威认证 [2] - 公司参与承建多个标杆项目，包括甘肃国家级网侧储能720MWh、河北风光储氢500MWh多能互补、承德围场980MWh独立储能、宁夏中卫电网侧独立储能90MWh、世行肯尼亚微电网等 [2] - 针对数据中心99.99%的供电可靠性要求，公司设计的"风光储"一体化方案通过智能微电网管理平台实现多能协同调度，确保绿电直供稳定性 [2] 市场影响与未来规划 - 此次中标被视为同启新能源技术实力与市场口碑的双重认证，也是公司迈向全球储能标杆企业的关键一步 [1] - 公司未来将持续深耕磷酸铁锂储能领域，以创新驱动发展，以品质赢得信赖，携手合作伙伴共绘绿色能源新图景 [1] - "风光储"一体化方案相比传统UPS备用电源方案，既能减少柴油发电机组使用以降低碳排放，又能通过峰谷套利降低用电成本，具备较强的推广价值 [2]

政策调整与行业影响 - 136号文明确取消强制配储作为新能源项目核准、并网、上网的前置条件，推动工商业储能市场进入"不确定性"阶段 [1] - 仅内蒙古和新疆下发省级落地文件，山东、广东等地发布征求意见稿，其余省份细则滞后，部分地区如贵州、云南仍保留强制配储要求 [3] - 政策真空期导致储能项目投资收益模型难以搭建，企业面临决策不确定性 [4] 商业模式重构 - 工商业储能原有商业模式依赖"峰谷套利"，现需向"现货交易"和虚拟电厂模式过渡 [3][5] - 远景提出"内循环"（需量优化、能量时移）和"外循环"（虚拟电厂交易策略）以应对峰谷价差缩小 [4] - 阳光电源认为工商业储能最终需通过聚合商参与电力交易实现负荷平衡和绿色用电 [5] 市场数据与趋势 - 2024年Q1全国电化学储能电站新增装机近三年来首次负增长，反映行业向高质量发展过渡 [5] - 2024年新型储能累计装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，为"十三五"末的20倍，同比增长超130% [6] - 2024年新增储能项目中电源侧配储占比38%，电网侧独立储能占比54%，配储需求占总装机74.6% [9] 行业竞争与洗牌 - 储能行业存在无序竞争，低价中标导致利润下滑，136号文加速低质产能出清 [7] - 未来存续企业需具备电芯或PCS技术及软件能力，预计20余万家企业中仅少数能存活 [7][8] - 远景自研电芯、BMS和PCS，全球交付30GWh储能系统，在手订单超50GWh [8][9] 技术发展方向 - 工商业储能系统核心为PCS（能量转换）和EMS（指令控制），硬件与软件能力缺一不可 [8] - 行业趋势向大容量电芯和高能量密度发展，差异化竞争力将依赖软件和服务 [8][9] - 头部企业通过技术纵深度与商业模式创新扩大市场份额，产业链加速优胜劣汰 [9] 装机节奏预测 - 2024年受"531"抢装影响，储能配套装机呈现"前高后低"特征，上半年二季度同比增速达62% [10] - 2025年Q4装机量预计同比下降36%，但新能源消纳刚性需求支撑长期市场 [10]