行业趋势与市场判断 - 工商业储能行业已告别“躺赚时代”，未来3-5年将进入“能力竞争期” [2] - 2025年前11个月，中国新增用户侧储能装机约10.5GWh，市场持续放量 [3] - 各地电价机制调整，使得依赖“峰谷套利”单一模式的盈利空间被压缩 [3] - 国家推动的“微电网”、“零碳工厂”建设为储能打开了更广阔的应用场景 [3] - 行业共识是从“政策红利”转向“价值共赢”，产业将向协同化、创新化、国际化方向发展 [6][8] - 全球储能产业呈现“技术多元突破、市场区域分化、政策动态调整”的发展格局 [12] - 储能必须通过更高的系统效率、更低的运营成本、更灵活的场景适应性和更可靠的安全保障来证明长期投资价值 [12] 公司战略与全球布局 - 公司发展战略锚定“技术深耕、产品迭代、生态共荣”三大核心方向 [12] - 过去一年，公司累计落地项目超1500个，成功进军欧、亚、非等多地市场，新增全球合作伙伴200余家 [10] - 全球能源需求差异化为行业带来多元机遇，要求企业具备跨场景适配与全球化布局的“硬实力” [10] - 公司致力于与全球合作伙伴共谋生态协同，以技术与伙伴网络迎接储能运营时代 [4][21] - 未来的竞争是“智能运营、跨场景适配、全球化布局”的综合能力竞争 [21] 新产品X3“储霸王”技术特点 - 新产品具备836kWh的强大容量，单并网点容量大于16.7MWh，相当于3台集装箱储能 [16] - 产品占地面积较传统方案减少35%，能量密度提升30% [16] - 针对海外市场，采用堆叠式结构，以契合运输与部署需求，规避道路限高限重问题 [16] - 融合新一代AI-BMS电池管理系统技术，使可用容量提升8% [17] - 采用“双擎风液智冷2.0”技术，升级双核液冷实现精细热管理 [17] - 采用“叠光储能2.0”技术，可实现微光发电，有效降低热损耗，最高效率达92.9% [17] - 通过现场燃烧试验验证了产品在极端条件下的防火可靠性 [18] 产品价值与生态赋能 - 新产品致力于为客户提供更高收益、更可靠、更易部署的储能解决方案 [20] - “叠光储能技术”升级方案实现光伏与储能的物理集成，可节约用地并为设备降温，提升系统整体效率 [21] - 公司的AI全时均衡技术与蓝鲸控制系统，可提前识别电芯差异，将系统寿命延长15%，维护成本降低20% [21] - 公司通过日益壮大的全球生态网络交付其技术能力，并举办合作伙伴圆桌对话以深耕区域需求，共拓市场 [22][23] - 公司立足数字能源赛道、搭建全球合作伙伴平台的战略选择被高度肯定 [25]

文章核心观点 - 易事特为江苏徐州一家食品企业部署的用户侧储能系统，通过自动执行“谷段充电、峰段放电”策略实现峰谷电价套利，将储能从一次性设备投入转变为可产生持续财务收益的能源资产，展示了工商业储能规模化应用的经济可行性与易事特在解决方案集成、自动化和服务网络方面的综合能力 [2][7][9][13] 项目案例与运营模式 - 项目位于江苏徐州邳州新河镇的润客食品厂区，系统由56台50kW/215kWh户外一体柜构成，总装机规模为2.8MW/12.04MWh [5][7] - 系统工作逻辑为利用电价差进行套利：在凌晨0:30电价低谷时以最大功率充电，在下午16:00电价高峰时向厂区负荷放电，当天放电量约15.11MWh [2][5] - 该模式实现了清晰的日常收益，单日收益接近1万元，在江苏省现行电价条件下测算，项目年收益可达300万元以上 [7][9] - 储能系统通过本地EMS自动执行策略，无需人工频繁干预，实现了稳定、可复制的日常运营 [5][9] 技术方案与产品特点 - 易事特提供的是一体化集成方案，每台储能柜集成了储能变流器、电池系统、BMS、本地EMS及自动灭火装置 [9] - 高度集成的设计减少了现场施工与运维复杂度，多柜并行运行提供了良好的系统冗余和扩展能力 [9] - 系统被定位为“省心系统”，其核心价值在于稳定、可靠、自动化运行，并能精确核算经济收益 [9][13] 公司竞争力与市场价值主张 - 易事特能够一次性落地56台储能柜的大规模项目，得益于其在工商业储能领域的成熟产品体系、清晰的交付能力以及覆盖全国的售后服务网络 [11] - 公司认为其领先优势不在于参数角逐，而在于让技术回归场景本质，提供稳定、可靠、省心且经济账清晰的解决方案 [13] - 该案例表明，易事特正通过“AI+新能源”技术，推动用户侧储能从“装上去”到“用起来”再到“离不开”，重新定义生产力与能源的关系 [13]

行业政策与市场转向 - 国家发改委与能源局发布“136号文”，推动新能源上网电量参与市场交易，并明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件 [1] - 政策促使储能项目从满足政策合规性，转向聚焦于为用户和电力系统创造实际收益，收益组合包括峰谷套利、现货交易价差、调频辅助服务等 [1] 公司定位与核心优势 - 中国燃气是国内领先的跨区域综合能源服务商，已成为工商业用户侧储能领域备受关注的参与者 [3] - 公司依托技术积累与全产业链布局，打造了“源-网-荷-储”多元化服务体系，实现从设备运营到综合能源服务的升级，在工商业储能领域展现出技术和运维优势 [3] - 公司能够为工商业用户提供全生命周期服务，包括前期定制化设计、中期标准化施工、后期通过BMS、EMS系统实现专业化运维 [3] 项目落地与技术应用 - 公司已在长三角、珠三角地区有大量储能项目落地，并在其他城市逐步推进，项目覆盖从大型到中小型配置的灵活方案 [4] - 公司与高耗能产业客户（如有色金属冶炼、电解铝、钢铁）建立了广泛合作，适配电力消耗巨大、生产连续性要求极高的用户 [4] - 以河南金利金锌项目为例，该项目采用全液冷磷酸铁锂系统，充放电效率超87%，液冷温控技术可将电池温度精准控制在3摄氏度，并具备“黑启动”功能 [4] - 公司能够组合出兆瓦级系统满足长时间生产需求，并利用AI优化电池管理算法，实现放电精准调节与系统安全性的提升 [4] 客户价值与收益模式 - “峰谷套利”是首要收益来源，以湖南某电子厂项目为例，其配电容量为240MVA，储能装机容量为10MW/20MWh，年运行330天，将能源优势转化为经济收益 [6] - 公司通过电费优化为高耗能企业节省成本，以江阴海达橡塑20MW/45MWh储能项目为例，该企业年用电量达8000万KWh，项目一年可节省电费超1000万元 [6] - 储能解决方案可帮助企业减少变压器扩容投资，平滑用电负荷曲线，避免峰值超标带来的惩罚性电费，保障生产线连续运行以提升产能，并减少柴油发电支出及碳排放 [7] - 面对部分地区峰谷价差缩小，公司通过优化长期收益结构（如参与虚拟电厂、调峰调频、需求响应、绿电交易）和基于AI的自动化策略系统，动态适应市场变化，以保障项目IRR稳定 [7] 业务模式升级与增长前景 - 公司将储能资产从“成本优化工具”升级为“收益提升载体”，核心价值超越削峰填谷，帮助客户保障生产安全、降低电费成本并创造额外收益，从而增强客户合作意愿和粘性 [8] - 在政策和市场驱动下，工商业储能进入价值竞争阶段，公司在“技术+运维”上构筑的竞争力，以及多场景、多领域的项目落地能力，有望加速市场渗透并打开增长空间 [10] - 作为综合能源服务商，相较于纯粹的储能企业，其增长天花板更高，工商业储能正逐步融入“源网荷储”一体化系统及园区多能源协同调度，公司在提供全方位、低成本、低碳综合能源解决方案上具备先发优势和天然壁垒 [10]

文章核心观点 - 国家发改委、能源局发布通知，原则上直接参与市场交易的电力用户不再执行政府制定的分时电价，标志着“行政化分时电价”时代终结 [4] - 政策巨变将彻底颠覆光伏等新能源投资商基于固定时段、固定价格的收益模式，并推动整个新能源行业的收益模型和市场参与方式重构 [4][12][13] 行政化分时电价的过往作用与问题 - **过往积极作用**： - 帮助企业降低用电成本，例如山东一些轮胎企业通过调整生产至低谷时段，年省电费可达数千万元，山东政策一年形成超30亿元的企业用电成本“减负礼包” [7] - 促进新能源消纳，例如在光伏大发午间设置谷段电价，山东因此增加新能源消纳最高达583.87万千瓦 [7] - **存在的问题与争议**： - 时段划分过于固定和行政化，难以匹配新型电力系统瞬息万变的供需，导致午间光伏大发时段电价持续走低，甚至出现每度电仅0.15元、几厘钱或负电价的情况 [9] - 固定的时段和价格使电力市场价格信号作用迟滞，无法精准反映新能源出力波动，对其他灵活资源的引导作用有限 [9] - 造成新能源收益模式固化，催生了依赖固定价差套利的商业模式（如部分工商业储能），其投资收益测算建立在政策不变的预期上，缺乏应对市场真实波动的能力 [10] - 对用电时段及负荷不可调节的工商业用户可能造成新的不公平，反而增加其电费负担 [10] 政策变化对各市场主体的影响 - **对售电公司的影响**： - 零售用户参与市场议价后，售电公司“躺赚”批零价差的模式将难以持续 [11] - 市场价格波动可能增加售电公司交易风险，若仓位控制或交易组合管理不当，零售端履约风险将成倍增加 [11] - **对风电、光伏等新能源投资商的影响**： - 基于固定时段、固定价格的收益测算模式彻底失效，项目在规划与运行阶段的价格将随时变化，收益模型被完全颠覆 [12] - 政策体现了通过市场价格指导资源有效配置的初衷，若对市场规则运用得当、交易策略合适，也可能获取更高收益 [12] - **对工商业储能的影响**： - 以往“低价时段充电、高价时段放电”的峰谷套利收益模型将彻底失效 [12] - 市场化带来更丰富的市场信号和交易品种，为工商业储能展现其真实价值创造了条件 [12] 新能源收益模型的重构方向 - 储能收入来源将多元化，峰谷价差套利仍是其一但非唯一选项 [14] - 新的潜在收益模式包括：在用电高峰时放电以降低企业最大需量，从而减少容需量电费；采用“光储一体化”模式，储存白天多余电力于晚间高峰或高电价时使用；响应电网调度指令快速充放电，为电网提供灵活性支持并获得补偿；参与调频、调峰等辅助服务以获取收益 [14] - 政策变化如同将企业从“小水池”放归“汪洋大海”，能否适应变化的环境将决定其是享受政策红利还是面临挑战 [14]

行业核心动态：虚拟电厂市场化进程加速 - 广东电力现货市场首批5家发电类虚拟电厂以“报量报价”方式参与交易，总容量约3300万千瓦，标志着千万级分布式资源从电网“被动管理对象”转变为主动响应价格的市场主体 [1][9] - 同期，江苏发布虚拟电厂高质量发展通知，明确2030年调节能力达500万千瓦以上，并公布首批100个项目清单，总投资10.3924亿元，聚合容量1491.366万千瓦 [1][9][10] - 中山市首个市域级虚拟电厂聚合工商业屋顶光伏、充电桩、储能等资源，调节能力相当于一座中型传统电厂，验证了“分散资源集中调度”的可行性 [2][10] 传统商业模式面临挑战 - 工商业储能长期依赖的固定峰谷电价差套利模式确定性正在消失，2025年新能源装机量突破12亿千瓦，部分区域白天电价跌至0.2元/度以下，夜间也难形成稳定套利窗口 [3][12] - 2025年末政策明确，直接参与市场交易的用户不再执行政府规定的分时电价，行政性价差保护的“安全垫”正在撤去 [4][13] - 江苏虚拟电厂项目单体投资强度差异悬殊（20万-7400万元不等），中小运营商因缺乏规模效应和专业能力，单一套利模式难以为继 [4][13] 新技术架构与收益模型 - 虚拟电厂通过“聚合分散资源+智能调度”重构储能收益，形成“基础套利+多种辅助服务”的复合收益模型 [5][14] - 广东完成省地两级调度系统升级，通过AI算法实现分钟级调度，使聚合后功率预测准确率稳定在92%以上，偏差考核费用降低67% [5][14] - 江苏试点区块链秒级清分结算系统，将交易周期从小时级压缩至分钟级，提升透明度与效率 [6][15] 多元化收益来源实证 - **动态基础套利**：广东佛山某工业园区10兆瓦聚合单元，单日收益较自发自用模式最高提升37% [7][17] - **调峰填谷服务**：江苏某运营商聚合120MWh储能参与夏季调峰，获得溢价收益较固定价差高55% [7][17] - **调频服务**：在广东虚拟电厂市场中，AGC调频收益占总收益的28%，度电补偿0.3-0.5元 [7][17] - **需求响应**：浙江乐清3.1万千瓦储能项目通过三次调整放电时段，累计放电6.5万千瓦时获得4.8万元补贴 [7][17] 产业链企业战略转型 - **设备商服务化转型**：远景储能推“硬件+软件+运营”一体化方案；华为组串式储能电站可用率达99.2%；宁德时代推“麒麟电池+虚拟电厂”方案；恒实科技构建能实现分钟级负荷响应的技术平台 [8][17] - **运营商聚合能力比拼**：融和元储平台累计聚合容量130MW；星星充电聚合4700MW可调负荷；科陆电子“天枢”系统已聚合21.2GW资源，调峰能力相当于8.2个三峡电站 [8][18] - **跨界玩家入场**：国能、华能等能源国企通过项目切入市场，中石油依托加油站充电桩资源布局“光储充”一体化，形成综合优势 [8][18] 政策与市场目标驱动 - 2025年4月国家层面出台虚拟电厂专项指导意见，明确2027年全国调节能力达2000万千瓦、2030年突破5000万千瓦的目标 [9][19] - 地方政策差异化探索：广东开放负荷类虚拟电厂交易，江苏重点培育100个示范项目，浙江试点“虚拟电厂+碳交易” [9][19] - 行业正凭借“聚合+智能”的新逻辑，从依赖价差的“政策驱动型”向依靠能力的“多元创收”模式转型 [9][19]

投资评级 - 首次覆盖，给予“增持”评级 [7] 核心观点 - 报告认为，受益于国内大型储能、海外户用及工商业储能、以及两轮车换电三大需求驱动，公司出货量正加速增长，业绩有望持续改善 [1][7] - 公司核心竞争优势在于全产业链垂直整合、全球化布局与本地化运营、持续的技术研发投入以及全球主流市场认证壁垒 [7] - 公司通过全球多元化布局，重点拓展东南亚、非洲、中东等新兴市场，有效分散单一区域风险，并已切入欧洲头部储能分销商核心供应链 [7][18] - 公司在两轮车换电领域已形成产品、安全与规模三重壁垒，该业务正成为公司重要增长引擎 [7] 财务数据与盈利预测 - **营业总收入**：预计2025-2027年分别为27.22亿元、53.41亿元、90.36亿元，同比增长率分别为35.8%、96.2%、69.2% [6] - **归母净利润**：预计2025-2027年分别为0.90亿元、3.34亿元、4.68亿元，同比增长率分别为119.3%、270.9%、40.0% [6] - **毛利率**：预计2025-2027年分别为24.1%、22.7%、18.9% [6] - **每股收益（EPS）**：预计2025-2027年分别为0.37元、1.36元、1.91元 [6] - **市盈率（PE）**：基于当前股价，对应2025-2027年预测净利润的PE分别为159.0倍、42.9倍、30.6倍 [6][7] - **市净率（PB）**：截至报告日（2025年12月25日）为1.6倍 [2] - **净资产收益率（ROE）**：预计2025-2027年分别为1.0%、3.5%、4.6% [6] 业务与市场分析 - **主营业务**：公司主营海外户用储能、国内外工商业储能及轻型动力电池产品 [7] - **市场地位**：公司是2024年中国企业全球户用储能系统出货量排名第四的企业 [7] - **增长驱动**： - **海外户储与工商业储能**：受益于全球能源转型、新兴市场政策红利（如澳大利亚“更便宜家用电池计划”提供最高3000澳元补贴）及电网升级带来的峰谷套利经济性 [7][19] - **国内大储与工商业储能**：假设2025-2027年出货量分别为1.5GWh、2.0GWh、9.0GWh，单价为0.4元/Wh [7] - **轻型动力电池（两轮车换电）**：受益于中国共享换电的规模化布局，预计2025年换电渗透率达32% [7]；公司已形成全系列产品矩阵，累计出货超20万组，2025年前三季度销售已超400MWh [7] - **关键运营数据**：2025年前三季度公司主营产品总出货量为2405MWh [12] - **产能布局**：公司现有产能13GWh（扬州8GWh，合肥一期5GWh），意大利工厂已投产，合肥二期5GWh产能预计2026年投产 [40] 竞争优势 - **全产业链垂直整合**：自研电芯、BMS及系统集成 [7] - **技术与研发**：年研发投入超2亿元，拥有600余人工程师团队，累计专利近500项 [7] - **认证壁垒**：已获取欧盟CE、德国VDE、澳洲AS/NZS5100等全球主流市场核心认证 [7] - **产品性价比**：公司户储产品（如US3000）前期购置成本（660美元/kWh）及全周期成本低于多数国际竞品，具备“同效最低成本，同价最高效率”优势 [26][29][31] - **客户合作**：与欧洲头部储能分销商如Segen、Krannich、Energy S.p.A建立长期稳定合作，并与Energy S.p.A在意大利合资建厂 [18] 行业趋势与催化剂 - **行业趋势**：全球储能新增装机量有望持续增长，2030年全球工商业储能新增装机量有望达到24.1GWh [21][25]；2025年1-9月，中国储能企业新增出海订单超214.7GWh，同比增长131.75%，其中澳大利亚与中东市场合计占比38.79% [7] - **公司催化剂**： 1. 轻型动力电池业务有望快速放量 [7] 2. 海外户储订单获取与交付进展 [7] 估值比较 - 与可比公司（南网科技、科陆电子、科士达）2026年预测PE平均值54.3倍相比，公司2026年预测PE为42.9倍，低于行业均值 [41]

文章核心观点 - 文章核心观点是探讨中国工商业储能市场在2025-2027年新周期下面临的挑战与转型 新能安区域总监全一斯在演讲中指出 随着行政分时电价政策逐步取消和市场化的深入 依赖峰谷价差套利的传统商业模式正被颠覆 行业需向与售电公司结合、参与批发侧套利、结合需量管理及与光伏协同等多元化商业模式转型 同时 技术进步如长循环寿命电芯是应对挑战的关键 [1][2][4][5][13] 行业政策与市场环境 - 国家能源局新型储能规划提出 2025年至2027年新增1亿千瓦（100GW）装机 目标到2027年底累计达到1.8亿千瓦（180GW）[5] - 2025年2月发布的136号文及后续新能源发电参与市场化交易机制 对工商业储能影响深远 2021年的1439号文将煤电纳入电力市场交易 而新政策将光伏、风电电量纳入 电网侧85%的电量已纳入市场交易[5] - 工商业储能是中国储能市场规模化及商业模式最早的领域 自2017年已有企业进入 2022至2024年 政府定价明确及系统价格下降推动了市场发展并形成闭环商业模式[6] - 当前各地市场呈现分化状态 华东江浙沪市场因政策影响收益明显下降 安徽市场较好 川渝地区发展较慢 广东市场因价差大导致混乱 湖南、河北市场价差有一定经济性但受政策调整影响不同[6] 商业模式面临的挑战 - 投资商面临财务模型边际要素的不确定性挑战 储能价值公式（价值 = 电量/电力 × 电价）中 电量/电力受设备SOH、RTE、MTBF及业主运营状态等因素影响 电价方面则面临行政分时电价缩小或消失、零售分时电价想象空间少、现货价差不稳定等问题[7] - 强依赖行政型分时电价峰谷价差套利的收益模式即将失效且加速颠覆 例如江苏某项目 新政后静态回收期从5年延长至接近11年 峰谷价差下滑了25%[8] - 2025年以来 多省份执行或发布新规 规定零售电价结算不再执行分时电价政策 这是从行政指令转向市场化的关键一步 对用户侧储能影响巨大[9] - 市场分时电价导致收益明确性大大降低 湖北和浙江已在2025年取消行政分时 预计2026年河北、陕西、福建等地可能跟进 未来更多省份将取消零售用户的行政分时[10] - 售电公司逐步间接主导零售分时电价 充当中介 这导致现货市场的价格信号难以完全精准传导至最终用户 储能投资商需考虑是与售电公司合作还是自己下场做售电[11] 破局方向与未来展望 - 工商业储能需从追求零售峰谷套利 转向与售电公司结合、直接参与批发侧套利 并结合需量容量管理、与光伏融合等多元化商业模式[12][13] - 储能与光伏协同可提升项目收益 例如在部分项目中可提高绿电比例5% 储能比例提高10%[12] - 未来用户电费结构中 容量需量电费占比将从当前的约10%提升至30% 储能通过充放电能力进行容量需量管理 可提升收益空间高达147%[12] - 为应对变化 新能安推出了循环寿命达15000次的电芯 在15年运营期内实现两充两放无需更换 降低技改成本 并已开始批量交付300度电和4800度电的产品[13] 行业活动背景 - 2025起点用户侧储能及电池技术论坛于2025年12月18日在深圳举办 同期举行第十届起点锂电行业年会暨锂电金鼎奖颁奖典礼 现场有超过800名嘉宾参会 聚焦工商业储能、便携式储能、户用储能、AIDC储能电池等议题[1]

国内分布式储能发展现状 - 在“双碳”目标驱动下，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，国内分布式储能累计装机规模从570兆瓦增长至3638兆瓦 [1][10][18] - 从技术分布看，截至2025年9月，锂离子电池占国内分布式储能累计装机的92.77%，占据绝对主导地位 [1][21][23] - 从应用场景看，截至2025年9月，国内分布式储能主要为工商业配储，占比达到68.70% [1][24][28] - 从地域分布看，江苏、广东、浙江等经济发达省份因峰谷价差大、大型工商业用户多，领跑分布式储能装机规模，截至2025年9月，江苏、广东、浙江的累计装机规模分别为642兆瓦、630兆瓦和572兆瓦 [1][25][26] - 行业定义上，研究参考多项标准，将分布式储能界定为接入电压等级35千伏以下、功率规模≤6兆瓦的储能系统 [16][17] 国内分布式储能商业模式分析 - 国内探索了六大核心应用场景的商业模式，包括工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连项目、台区储能、虚拟电厂及充/换电站配储 [2][14] - 工商业配储是当前主流场景，主要采用合同能源管理模式，收益核心依赖峰谷价差套利 [2][48][49] - 分时电价政策对工商业配储经济性影响巨大，典型省份如浙江、广东因价差高（平均电价差分别为0.83元/千瓦时和0.72元/千瓦时）且可实现“两充两放”，投资回收期较短（分别为5.4年和6.5年），而蒙西、甘肃等地因价差低（分别为0.37元/千瓦时和0.14元/千瓦时），经济性较差 [49][51] - 政策变动对项目经济性构成显著风险，例如浙江省2025年10月拟调整分时电价政策，导致工商业储能“两充两放”平均价差从0.8254元/千瓦时降至0.5039元/千瓦时，投资回收期从5.4年延长至9.1年 [52][53] - 分布式光伏配储分为源侧（全额上网）和荷侧模式，随着新能源上网电量全部进入电力市场，配储可通过减少弃电和优化发电时段获得收益 [2][56][57] - 行业面临开发成本高、安全问题突出、低价竞争导致产品质量参差不齐、企业用电量波动影响收益以及政策持续性不足等多重挑战 [55] 国外分布式储能商业模式分析 - 美国、德国、澳大利亚等国以户用储能发展为主，主要通过强有力的财税补贴、高居民电价及通过虚拟电厂参与电力市场来推动 [1][10] - 美国加州户用储能主要驱动力为投资税收抵免（ITC，可抵免30%-70%投资）和地方性自发电激励计划（补贴150-1000美元/千瓦时），补贴后户储实际投资成本低于550美元/千瓦时 [29] - 加州户用储能收益来自分时电价价差（南加爱迪生电力公司2024年峰谷价差为0.24-0.4美元/千瓦时）和备用电源价值，净计费模式下光储系统投资回收期（7-8年）短于单独光伏系统（8-9年） [30] - 德国户用储能驱动力包括免除增值税（约19%）、光储充一体化补贴（储能补贴250欧元/千瓦时）以及高居民电价，补贴后光储系统成本降低50%以上，典型家庭配置光储系统后投资回收期约4.1年 [35][36] - 澳大利亚通过家用电池税收减免（不超过3500澳元或成本的50%）推动户用储能，尽管投资回收期较长（约9.9年），但用户出于能源安全和环保考虑仍有安装需求 [40] - 虚拟电厂（VPP）在海外是提升分布式储能经济性的重要模式，运营商通过聚合用户储能参与电力市场获取收益，并为参与用户提供装机补贴或激励，例如澳大利亚特斯拉VPP为南澳居民提供免费的Powerwall电池 [34][39][43][44] 国内外发展模式对比与建议 - 与国外相比，国内分布式储能以工商业配储为主，财税支持力度较弱，收益来源集中于分时电价套利，政策不确定性较大，参与电力市场的深度和广度有待提升 [2] - 为推动规模化发展，报告提出分阶段建议：短期内（2025-2027年）通过拉大峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准等方式保障项目基本收益与安全运行 [2][11] - 中长期（2028-2030年）建议深化电力市场改革，建立动态电价机制，探索容量价值，推动分布式储能参与辅助服务与电力现货市场，并挖掘其在绿电、绿证和碳市场中的环境价值，以构建多元化收益渠道 [2][11]

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]