行业与公司 * 行业：国内储能行业，特别是电化学储能与独立储能 [2] * 公司：未提及具体上市公司名称，但投资建议指向大储厂商、锂离子板块标的及港股风电运营商（如龙源电力、新清绿色能源、节能清洁能源等）[3][14] 核心观点与论据 **1 市场增长与政策驱动** * 2025年国内储能市场显著增长，受蒙西等省份容量电价补贴落地刺激出现抢装潮 [3] * 2026年1月底国家出台全国性独立储能容量电价机制，明确了2026年后的市场预期 [2][3] * 预计2026年新增装机规模有望翻番 [3] * 全国性政策出台后，各省实施细则和峰谷价差成为影响储能收益率的核心因素 [2][3] **2 需求与规模预测** * 基于未来五年风光新增装机量250GW的假设，对应的调节资源缺口约为300-350GW，年均缺口66-70GW [2][4] * 对应4小时储能系统体量约为250-300GWh [2][4] * 预计近两三年项目投产相对集中，国内新增储能装机增速可能呈现前高后低特征 [4] * 从刚需角度看，未来五年新增储能装机有一定持续性 [11][12] **3 电化学储能发展现状** * 截至2025年底，锂电池在电化学储能中占比超过95% [2][5] * 截至2025年三季度末，全国电化学储能累计规模达80GW（189GWh），前三季度新增18GW（48GWh） [2][5] * 全年增量预计170-180GWh [5] * 应用场景以新能源配套（占比38%）和独立储能（占比57%）为主 [5] * 区域分布集中，新疆、内蒙古、山东、江苏、宁夏累计装机规模位列前五，占比近一半 [5] * 发改委提出到2027年全国新型储能装机目标180GW，目标较易实现 [5] **4 独立储能发展趋势** * 在政策取消新能源强制配套后，独立储能成为主要新增类型，截至2025年上半年末占整体57%，上半年新增占比61%，三季度提升至83% [6] * 项目大型化趋势明显，平均时长2.3小时，多数省份最新项目4小时系统常见 [2][7] * 利用效率较高，截至上半年等效充放次数121次（相当于每1.5天一次），其中独立储能达145次，同比提升11次 [7] * 部分地区如青海、浙江利用小时超1,000小时（日均约1.5次充放），河北、广东等地超500小时（日均约一次） [7] **5 盈利模式演变** * 盈利模式由租赁市场转向容量电价+现货套利+辅助服务调频收益 [2][7] * 全国性容量电价政策出台前，已有十余省份出台地方政策，如蒙西按放电量补偿0.35元/度（2025年投产），2026年降至0.28元/度 [7] * 全国性政策出台后，容量补偿占比可达20%-30%，甚至接近40% [14] * 但峰谷套利仍是主要收入来源，例如在甘肃，容量电价收入占比不超40% [7] * 实现全投资IRR 5.5%需峰谷价差在3毛钱以上，目前集中在山西等地 [7] * 蒙西项目因高额补贴和较大峰谷价差，IRR大幅领先；甘肃、新疆、河北、山东等地全投资IRR基本能达到或超过5% [3] **6 对其他能源的影响** * 独立储能发展利好新能源运营商，因辅助服务市场费用分摊机制尚不成熟，多由发电侧承担，其中风光电源占比60%以上 [3][8] * 储能规模目前占比较小，对火电等传统灵活性电源的挤占有限，例如湖南调峰市场在2021年10月至2025年10月期间，储能累计收益仅占市场总收入的10%左右 [10] * 随着储能装机增长，其市场份额将逐步提高，但新能源装机增长也会扩大辅助服务整体盘子，短期内挤占效应预计较小 [10] **7 电价与电费影响** * 储能发展可通过削峰填谷提高谷段电价，从而提升风光综合电价 [9] * 将辅助服务费用通过储能容量电价部分疏导到工商业用户，中长期能提高绿电整体盈利能力 [9] * 为维持各类能源收益水平，需适度提高工商业用户电价以覆盖年度固定成本与合理盈利水平 [8] * 若由工商业用户分摊“十五五”期间每年约1000亿元的新增固定成本缺口，电价需上涨4-5分钱 [13] * 若不扩大总体电费盘子，各类发电竞争将加剧，导致收益率下行风险 [13] 其他重要内容 **1 市场动态与招标** * 受转让电价政策刺激，新型储能招标规模同比增长182%，2025年12月单月同比增速超过200% [5] **2 未来关注要点** * 需关注风光新增装机量、电费扩张及各地峰谷价差变化，以判断中长期增量空间 [3][8] * 随着各省现货市场推进，调峰费用逐步融入现货市场，通过绿电在谷段低价电的方式体现 [9] * 考虑到后续价格差异收敛趋势，未来需动态跟踪新能源装机增量和价格变化趋势 [14]

文章核心观点 - 行业专家普遍预测，2026年将成为独立储能规模化发展的“超级爆发年”，主要驱动力包括强劲的市场需求、明确的政策支持、收益机制完善和资本市场的积极关注 [2][7][11][13][14] - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制，为行业发展带来重大利好 [2] - 随着电力市场化改革深化和分时电价政策调整，储能市场增长结构将分化，独立储能、光储融合、虚拟电厂、AIDC配储、零碳园区等成为关键增长场景 [8][10][21][37][40] - 储能行业正从简单的峰谷套利模式向多元化、复杂化的收益模式转变，对企业的产品技术、运营能力、生态协同和长期主义提出了更高要求 [18][21][24][29][36] 行业趋势与市场预测 - **2026年市场展望**：新型储能正处于大规模商用阶段，2025年装机容量预计比2024年增长50%-60% [29]。业内对2026年发展持乐观预期，尤其看好独立储能、电力相关市场和虚拟电厂等方向 [2][10] - **独立储能成为核心增长极**：当前的储能行业增长最快的是独立储能电站，其在每年的招标量与实际投运量中占比约70%-80% [8]。源于容量电价政策，2026年更靠近电网侧的储能会迎来更大发展，其中独立储能占电网侧储能80-90%的市场份额 [29]。自2025年第四季度起，电网侧独立储能领域热度显著攀升 [13] - **关键增长场景**： - **光储融合**：随着分时电价政策调整，光储融合成为提升光伏电站/充电场站竞争力的关键路径 [10]。基于天合储能过往经验，用户侧场景项目方案设计中90%都是光储融合方案 [21] - **虚拟电厂与AIDC配储**：虚拟电厂增加了储能电站的多元化收益 [37]。AIDC（人工智能数据中心）储能备受看好，AI电力负载的年复合增长率预计达到57%-60% [37] - **零碳/净零碳园区**：随着国内“十五五”零碳园区规划完善及欧盟碳关税（CBAM）实施，零碳园区将成为2026年确定性爆发场景 [40] - **海外市场**：欧美、澳洲、东南亚、中东非等区域存在多样化的储能需求，为中国企业提供了广阔市场空间 [18][21] - **政策与机制驱动**： - 政策体系为行业发展提供清晰路径，《新型储能规模化建设专项行动方案》要求2027年储能总装机达180GW（当前约为90GW） [13] - 容量电价政策已在甘肃、宁夏等地落地，提供了基础收益保障 [14] - 1502号文提出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，一定程度上利好独立储能电站 [10] 不同场景的发展机遇与挑战 - **独立储能电站**： - 2025年下半年延续至今的电芯供应紧张一定程度上是由于独立储能电站需求的爆发式增长 [10] - 收益来源日趋多元，包括容量电价、调频辅助服务市场结算以及电力市场化交易带来的套利空间（如宁夏某些电站通过运营策略将电价差做到比平均市场水平高几分钱） [14] - **工商业储能**： - 分时电价政策调整后，原先基于固定分时电价的储能系统收益逐渐收窄 [8]。工商业储能项目收益率的不确定性增加，短期内投资节奏放缓 [36] - 未来可能出现更多创新商业模式，例如“兜底收益+超额分成”的模式，以促进规模化发展 [21] - 市场状态从“题目简单”转向“题目变难”，对企业能力要求提高 [34] - **用户侧储能与光储融合**： - 交易模式从相对简单的单边或双边结构转向更为复杂的多边合作，需协调光伏、能源管理方、售电公司多方利益 [18] - 纯粹依赖峰谷价差套利的场景将会越来越少 [21] - **海外储能市场**： - 呈现多样化需求：美国存在电力缺口与数据中心建设热潮；澳洲需要解决高比例光伏消纳；欧洲面临碳关税倒逼高耗能企业配套光储系统 [18] - 出海需应对各国法规与安规差异、地缘政治波动等挑战 [18] 企业核心竞争力与关键能力 - **技术与产品能力**： - 需提供优质硬件产品及软件能力，通过数字化平台保证电站的保值和增值 [4][47] - 技术的适应性、稳定性和场景适配性是企业立足的根本 [29] - 需向内做技术，提升自身能力以适应市场变化 [29] - **运营与服务能力**： - 需具备电力交易、调频运营能力以及安全高效的运维能力 [51] - 需要构建从开发、投资、建设到运维的完整链路闭环服务能力 [43] - 需运用“AI+”实现光伏预测、电费电价以及负荷等多维度预测，实现源-网-荷-储的敏捷协同控制 [42] - **生态协同与资源整合**： - 需构建以客户为中心的协同能力，包括企业内部协同及与运营方、投资方、融资方等外部协同 [44] - 产业链资源整合能力在行业发展中愈发重要 [51] - 储能产业链生态各方需达成边界共识，明确自身能力边界与权责，实现生态协同以提高市场热点转化率 [24] - **战略定位与资金**： - 需专注精进，不盲目扩张，将设备做精做细做好 [45] - 需向上找机制（机制决定产业天花板），向下找场景（在细分场景中做深做透） [29] - 需向外找资金，引入能识别技术与市场长期价值的耐心资本 [30] - 需具备项目开发与投资研判能力以及资本运作能力 [51] 行业面临的挑战与应对 - **收益模式不确定性**：从2025年年底到2026年年中，行业可能会经历一个震荡期，从行政分时电价的固定收益模式向虚拟电厂需量管理、需求响应等多元化收益模式转化，预计2026年中相关收益模式量化将更明确 [36] - **项目落地转化率低**：市场中项目机会虽多，但落地转化率较低，例如前期规划设计100个项目的解决方案中，可能只有5到10个能够最终实施 [22]。提升方案支持效率、优化响应流程、改善客户满意度成为关键 [22] - **安全与经济性要求**：企业需首要关注安全，其次是经济性，包括设备本身的经济性（更高的转化效率）和运营层面的经济性（通过高效运营获取更大收益） [48] - **长期主义与能力建设**：在行业洗牌期，企业应找准生态位，守住能力圈，以长期主义的姿态持续提升质量、工艺水平和运营运维标准 [24]。储能企业需持续学习、持续进化 [49]

纪要涉及的行业或公司 * 行业：电力市场、新能源（光伏、风电）、储能（特别是独立储能）、虚拟电厂、电力交易[1][2][3][4][5][6][7][8][9][10][11][12][13][14][15][16][17][18][19][20][21][22][23][24][25][26][27][28][29][30][31][32][33][34][35][36][37][38][39][40][41][42][43][44][45][46][47][48][49][50][51][52][53] * 公司：国能日新[1][2][12][13][14][15][16][18][19][20][21][22][23][24][25][26][27][28][30][31][32][33][34][36][37][38][39][40][41][42][43][44][45][46][47][48][49][50][51][52][53] 核心观点和论据 1. 对容量电价政策的解读与行业影响 * **政策核心目标**：完善市场化交易机制（136号文后），催化独立储能和可调节资源行业，稳定行业预期[2] * **机制完善**：政策明确了煤电、气电、新型储能、抽水蓄能等可调节资源的容量电价或补贴，例如煤电不低于165元/千瓦/年，以解决其成本与生存问题，保障电网安全稳定[3] * **行业结构变化**： * **新能源装机**：“十五五”期间新能源装机仍将保持较大规模增长（为满足2035年翻倍目标），但增速可能较“十四五”因基数问题有所下滑[4][5] * **独立储能装机**：对“十五五”期间独立储能的装机规模保持乐观，预计将实现爆发式增长[5][7] * **储能市场分化**：2023年储能行业景气度呈现“冰火两重天”，独立储能（构网型）增长最快，占比从“十三五”末的30%多提升至50%以上；新能源配储（因非强制）和工商业储能（受政策调整影响）建设预期受影响[8] * **行业预期稳定**：政策通过科学的市场化定价（考虑K值、满功率放电时长等），既保障可调节资源的基本收益，又避免市场出现不公平的套利空间，促进行业积极建设[6] 2. 政策对公司业务的具体影响 * **业务需求变化**： * **资产评估需求激增**：政策出台后，大量客户（包括金融机构、地方国资、五大六小发电集团）主动联系公司进行储能资产收益评估[5][12][13] * **资产运营托管需求凸显**：资产投资方在科学评估收益后，对资产运营期的收入保障产生强烈需求[13] * **商业模式创新**：公司推出“保障型收入”服务，通过分析节点、省份需求等，为客户测算并兜底容量费用、调频收入、市场化交易收入，收取基础服务费，若未达目标则进行赔付[13][32] * **战略布局深化**：公司公告控股运维公司萨纳斯，旨在打造“运维+运营”一体化的资产运营管理模式，从纯数据服务商向资产运营管理商转型[14][42][43][45] * 萨纳斯截至2023年底运维资产约8GW，包括新能源电站、分布式及储能资产[45] 3. 公司各业务板块进展与展望 * **电力交易托管业务**： * **商业模式与定价**： * 数据工具包：约10万元/客户，可按模块选购[31] * 策略服务：原价15-20万元，2024年因效果显著对部分客户提价[31] * 交易托管（如独立储能）：基础服务费约一两百万/客户，与建设规模相关，后续有超额分成[32] * **发展策略**：2024年是“开源第一年”，在风险控制、能力打造和营收增长间寻求平衡，不追求快速放量，而是通过不同资产类型（源端、用户侧、独立储能）的交易组合来对冲风险[18][19][20] * **AI能力应用**：公司“矿明”AI大模型将升级并应用于电力交易场景，通过数据分析进行交易寻优（如比较偏差考核与市场化交易哪个收益更高），提升交易胜率和资产收益[22][23][24][25][26] * 已有成功案例：山西某托管电站月均成交电价远高于市场价格；售电公司项目竞标中凭借交易策略胜出[26] * **功率预测业务（主业）**： * **分布式光伏**：随着市场化交易推进，功率预测是分布式能源（无论独立或聚合报价）的必要环节。目前市场以新建项目为主，存量项目改造进度慢于预期，但预计迟早会启动[37][38][39] * **整体展望**：受益于“十五五”装机预期、分布式市场机会及创新业务带动，对2024年增长保持积极乐观态度[48][49]。过去三年净利润复合增长约25%（剔除股份支付影响），2024年有信心做得更好[49][50] * **并网与控制类业务**：2023年前三季度收入增速放缓（因财务口径调整），但毛利率从51%恢复至57%。对2024年该业务增速保持相对积极态度[41] 4. 储能行业建设的短期挑战与长期趋势 * **短期影响因素**：上游成本（碳酸锂价格、电芯及EPC价格）的剧烈波动会影响独立储能电站的短期建设节奏和资产收益[16][17] * **长期趋势**：预计上游成本将逐年下降，叠加容量电价提供的收入保底机制，中长期看好新型储能建设规模[17] 其他重要内容 * **电网投资**：提及2024年电网4万亿投资计划及“主配微”三端投资，将加强对配网、微网及其中资产的管理，利好公司相关业务[4][39] * **公司定位**：管理层强调公司是“认认真真做事情”的企业，致力于将行业认知转化为公司业绩和订单，在新型电力系统变革中把握机会[50][51]

行业投资评级 - 强于大市 (维持) [1] 核心观点 - 独立储能全国性容量电价政策出台，国内大储需求可期 [1] - 全国性容量电价政策顺利落地，独立储能作为调节性电源的价值受到认可，其“容量电价+现货套利”的收益模式基本成型，有望提升业主装机积极性，看好国内储能装机继续有力增长 [4][6][8] 政策内容与影响 - 2026年1月30日，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [4] - 对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 [8] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1）[8] - 在现货市场连续运行地区，电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行，充电时视作用户缴纳相关费用，放电电量相应退减输配电费 [8] - 独立储能“容量电价+现货套利”的收益模式进一步完善，业主装机积极性有望提升 [8] 行业发展现状与展望 - 截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到136GW/351GWh [5][8] - 与“十三五”末相比，新型储能装机规模增长超40倍，实现跨越式发展 [5] - 截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目73.76GW/168GWh，据此计算，2025年国内新型储能投运项目净增长62.24GW/183GWh [5] - “十五五”规划建议提出“大力发展新型储能”，容量电价政策助力独立储能收益模式，国内储能装机有望继续有力增长 [5] 投资建议与关注公司 - 推荐国内大储竞争实力强、把握独立储能增长机遇的海博思创 [9] - 推荐海外大储领军者、布局全球市场的阳光电源 [9] - 建议关注积极拓展国内储能业务，在手订单/项目充足的海希通讯、同力天启 [9]

报告行业投资评级 - 增持（维持）[6] 报告核心观点 - 电力设备新能源板块2026年1月26日至30日下跌4.6%，但2026年以来累计上涨3.3%[12] - 细分板块中，光伏设备下跌4.60%，风电设备下跌4.95%，电池下跌7.54%，电网设备下跌6.20%[15][16] - 报告核心关注光伏产业链价格变化、欧洲海风加速建设、独立储能盈利模式转型以及新能源车锂电池需求景气等投资主线[1][2][4][5] 光伏 - 多晶硅市场无规模性交易，观望情绪主导[18] - 硅片价格延续下行态势，市场价格重心持续下探[18] - 电池片价格上行，183N、210RN、210N型号均价升至0.45元/瓦[18] - 受白银价格上涨影响，组件企业上调报价，国内分布式组件报价区间为0.8-0.88元/瓦，实际成交价在0.75-0.8元/瓦[18] - TOPCon组件国内均价上调至0.739元/瓦，分布式TOPCon组件成交均价涨至0.76元/瓦[18] - 核心关注三大投资方向：1）供给侧改革下的产业链涨价机会，关注通威股份、协鑫科技、隆基绿能、晶澳科技、晶科能源、天合光能等[19]；2）新技术带来的中长期成长性机会，关注迈为股份、爱旭股份、聚和材料等[19]；3）钙钛矿GW级布局带来的产业化机会，关注金晶科技、万润股份、捷佳伟创、帝尔激光、京山轻机、德龙激光、曼恩斯特等[19] 风电与电网 - 欧洲十国承诺到2050年海上风电装机容量达到300GW，其中100GW来自跨境联合项目[20] - 截至2024年底，欧洲海风累计装机37GW，为实现目标，预期2026-2050年年均装机量需达10GW以上，复合年增长率达8.7%[20] - 若以实现2030年120GW目标计，则2026-2030年复合年增长率将达26.5%[20] - 欧洲海风项目盈利性有保障，政府将加大融资支持，业主积极性有望增强[20] - 风机板块看好2026年双海（海上风电与海外市场）及国内盈利提升共振，关注金风科技、运达股份、明阳智能、三一重能等[2][21] - 关注海缆高压、柔直技术渗透率提升，相关公司包括东方电缆、中天科技、亨通光电[2][21] - 关注欧洲海风单桩产能紧张带来的国内企业出海机会，如大金重工、天顺风能、海力风电等[2][21] - 算力需求增长推动相关设备需求，建议关注金盘科技、明阳电气、申菱环境、高澜股份、同飞股份、禾望电气、科华数据、中恒电气等[2] - 特高压招标有望加速，关注平高电气、许继电气、中国西电、大连电瓷、国电南瑞、思源电气、华明装备、长高电新等[2] 氢能与储能 氢能 - 内蒙古锡林郭勒绿氢制氨制醇一体化项目获备案，总投资109亿元，配套460台电解槽，年产绿氢13.17万吨，合成氨69.6万吨，甲醇17.67万吨[3][21][22] - 建议关注优质设备厂商双良节能、华电重工、昇辉科技、华光环能[3][22] - 建议关注氢气压缩机头部标的开山股份、冰轮环境、雪人股份[3][22] 储能 - 2026年1月30日，国家发改委、国家能源局发布通知，首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，将电网侧独立新型储能纳入发电侧容量电价机制[4][22][43] - 政策标志着独立储能从“政策补贴依赖”转向“市场化盈利”的关键转型，容量电价提供固定收益保底，叠加电能量与辅助服务市场收益，提升项目收益确定性[4][22] - 按放电时长折算电价的设计将引导行业向长时储能升级[4][22] - 2025年国内新型储能新增装机58.6GW/175.3GWh，同比增长38%/60%[23] - 截至2025年底，国内新型储能累计装机133.3GW/351.7GWh，同比增长78%/99%[23] - 2025年电网侧独立/共享储能新增装机41.1GW/123.1GWh，占比超70%，同比增长56.23%/89.89%[23] - 2025年2小时储能系统平均中标价格0.55元/Wh，较2024年下降16.9%；2小时储能EPC平均中标价格1.04元/Wh，较2024年下降13.04%[24] - 预计2026年碳酸锂价格上涨将带动储能中标均价上行[4][24] - 建议关注国内外增速确定性高的大储方向，相关公司包括阳光电源、阿特斯、海博思创、上能电气、科华数据、三晖电气、东方日升[4][27] 新能源车 - 宁德时代与云南签署协议，将在滇中新区规划建设锂电池绿色智造基地，计划2026年第一季度开工[5][28][37] - 2026年以来宁德时代扩张动作频繁，包括河南洛阳120GWh基地三期设备进场、重庆时代长安25GWh二期项目签约、印尼项目首条生产线设备入场[5][30] - 持续看好2026年锂电池需求景气向上[5][29] - 电池环节建议关注宁德时代、鹏辉能源、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达[30] - 中游材料环节建议关注科达利、湖南裕能、龙蟠科技、恩捷股份、佛塑科技、星源材质、万润新能、天赐材料、天际股份、石大胜华、多氟多、尚太科技、厦钨新能、中科电气[30] - 钠电池环节建议关注容百科技、万顺新材、鼎胜新材、振华新材、万润新能、中伟股份、中科电气、元力股份、圣泉集团、普利特[30] 行业重要动态 - 2025年全国新增光伏装机315GW（31507万千瓦），同比增长13.67%，累计太阳能发电装机容量达1200GW（12.0亿千瓦），同比增长35.4%[37] - 2025年全国新增风电装机容量达640GW（6.4亿千瓦），同比增长22.9%[37] - 广西启动2025-2026年新能源增量项目机制电价竞价，机制电量总规模141.66亿千瓦时，风电、光伏竞价申报价格区间为0.15-0.36元/千瓦时[38] - 河南公示存量风电、光伏项目认定清单，总规模达45.2GW[39] - 内蒙古多地发布大型新型储能项目实施清单，如锡林郭勒盟2.9GW/11.6GWh项目[42]，阿拉善盟2.9GW/11.6GWh项目[42] - 一汽红旗全固态电池首台样车成功下线[36]，吉利宣布2026年自研全固态电池将完成装车验证[37]

文章核心观点 - 在强制配储政策退出的背景下，中国新型储能产业在2025年逆势而上，实现了高质量增长，产业发展动能已从政策驱动成功转向市场与技术双轮驱动 [4] 2025年新型储能产业发展概况 - 2025年中国新型储能新增投运规模达66.43吉瓦/189.48吉瓦时，创历史新高 [4] - 截至2025年末，中国电力储能累计装机达213.3吉瓦，其中新型储能累计装机首次突破100吉瓦，达到144.7吉瓦，占总装机容量的2/3以上，规模是“十三五”末期的45倍 [4] - 2025年国内新型储能新增项目超5000个，投运项目1800余个 [9] 技术自立与场景迁移 - 市场格局彻底逆转：“十三五”末抽水蓄能占近9成份额，而“十四五”收官时新型储能已成为主流，2025年单年新增的新型储能装机功率规模已逼近抽水蓄能的累计装机规模 [6] - 技术百花齐放：“十四五”期间，压缩空气储能核心设备、氢储关键部件实现100%国产化；500安时以上储能大电芯、5兆瓦级飞轮储能等先进装备相继面世；能量管理系统、电池管理系统与储能变流器走向深度融合 [6] - 应用场景范式迁移：产业发展主战场已从早期的用户侧全面转向更具市场化属性的独立储能 [7] - 2025年新增独立储能装机42吉瓦，同比增长59% [7] - 独立储能将向“电能量+辅助服务+容量价值”多元收益体系转型，储能时长持续提升有望带动长时储能产业发展 [7] 政策“退场”与市场“上位” - 2025年初政策明确“不得将配储作为新能源并网前置条件”，标志着产业发展核心动能从行政指令转向经济理性 [9] - 投资主体发生深刻变化：2025年装机规模前10名业主中，除传统发电集团外，专业储能企业（如远景能源、海博思创、赣锋锂业）以及地方国企已成为重要投资方，地方国企和民营企业正成为独立储能投资的绝对主力 [9] - 市场动能切换的底气源于电力市场改革持续深化：2025年初步建成“1+6”电力市场体系，实现省级电力现货市场全覆盖 [10] - 容量电价机制在甘肃、宁夏等省区取得实质性突破，甘肃开创性地将电网侧新型储能纳入发电侧容量补偿范围，与煤电机组享受同等待遇 [10] 从规模扩张到价值深耕 - 增速“换挡”：2022年至2024年新型储能装机年增速均超过120%，而2025年同比增速已回落至90%以下，预计到2030年累计装机规模有望达到3.7亿千瓦，“十五五”期间增速放缓或成定局 [12] - 市场收益结构转变：辅助服务收入因市场空间有限呈下降趋势，随着风光渗透率提升，现货价差有望扩大，容量收益将成为重要补充，未来收益模式将由多市场叠加构成 [12] - 能源融合新场景成增长点：绿电直连、零碳园区以及人工智能数据中心有望成为新型储能未来重要的应用场景 [12] - 全球化布局推动增长：2025年是中国储能出海爆发年，全年新增海外订单规模达366吉瓦时，同比增长144%，联合出海模式有望增加 [13] - 工商业储能盈利模式趋向多元：“十四五”期间工商业储能年均复合增长率60%，“十五五”期间其收益模式将在单一固定价差套利基础上，叠加波动市场价差套利、需求侧管理以及需求侧响应 [13] 未来展望与行业活动 - 产业发展进入依靠技术创新与市场机制双轮驱动的新纪元，需持续深耕技术、敏锐捕捉市场价值、严守安全底线 [14] - 第十四届储能国际峰会暨展览会ESIE 2026将于2026年3月31日至4月3日在北京举办，主题为“场景创新、价值重构、全球共赢” [14]

2025年中国新型储能产业发展核心观点 - 在强制配储政策退出的背景下，中国新型储能产业逆势而上，2025年新增投运66.43吉瓦/189.48吉瓦时，累计装机首次突破100吉瓦大关，达到144.7吉瓦，历史性地占据总装机容量的2/3以上 [3][4] - 产业发展核心动能已从行政指令转向经济理性，市场展现出更大活力，2025年国内新型储能新增项目超5000个，投运项目1800余个，投运规模创历史新高 [6] - 产业正经历从爆发式规模扩张向价值创造高质量发展的转变，增速“换挡”，2025年同比增速已回落至90%以下，预计“十五五”期间增速放缓或成定局 [8] 市场规模与结构变化 - 截至2025年末，中国电力储能累计装机达213.3吉瓦，其中新型储能累计装机144.7吉瓦，是“十三五”末期的45倍 [4] - 市场格局彻底逆转，“十三五”末抽水蓄能占据近9成份额，而“十四五”收官之际新型储能已成为主流，2025年单年新增的新型储能装机功率规模已逼近抽水蓄能的累计装机规模 [4] - 2025年新增独立储能装机42吉瓦，同比增长59%，产业主战场已从早期的用户侧全面转向更具市场化属性的独立储能 [5] 技术进步与国产化 - “十四五”期间，压缩空气储能核心设备、氢储关键部件实现100%国产化 [5] - 500安时以上储能大电芯、5兆瓦级飞轮储能等先进装备相继面世 [5] - 能量管理系统、电池管理系统与储能变流器走向深度融合 [5] 市场机制与商业模式 - 2025年初步建成“1+6”电力市场体系，并实现省级电力现货市场全覆盖，为储能实现多元价值提供了基础交易平台 [7] - 容量电价机制在甘肃、宁夏等省区取得实质性突破，甘肃开创性地将电网侧新型储能纳入发电侧容量补偿范围，与煤电机组享受同等待遇 [7] - 独立储能将向“电能量+辅助服务+容量价值”多元收益体系转型，储能时长持续提升有望带动长时储能产业发展 [5] 投资主体与产业思维转变 - 2025年装机规模前10名的业主中，除传统发电集团外，远景能源、海博思创、赣锋锂业等专业储能企业，以及内蒙古能源集团等地方国企已成为重要投资方 [6] - 地方国企和民营企业正成为独立储能投资的绝对主力，折射出产业从“要我装”到“我要装”的根本性思维转变 [6] 未来发展趋势预测 - 市场收益结构将发生转变，辅助服务收入因市场饱和呈下降趋势，现货价差有望扩大，容量收益将成为重要补充，未来收益模式将由多市场叠加构成 [8] - 能源融合的新场景将成增长点，绿电直连、零碳园区以及人工智能数据中心有望成为新型储能未来重要的应用场景 [8] - 全球化布局推动产业增长，2025年是储能出海爆发年，全年新增海外订单规模达366吉瓦，同比增长144%，联合出海模式有望增加 [9] - 工商业储能盈利模式将趋向多元，“十四五”期间其年均复合增长率为60%，“十五五”期间收益模式将在单一固定价差套利基础上，叠加波动市场价差套利、需求侧管理及需求侧响应 [10] 具体项目案例 - 埃及Abydos光储项目由天合储能提供全套系统解决方案，作为当地首个公用事业级“光伏+储能”一体化项目，已在严苛沙漠环境中稳定运行 [3]

行业战略转向 - 当工商业储能深陷价格战与盈利模式之困时，头部企业的战略转向成为行业风向标，弘正储能与汇川技术携手拓展大型储能成为重要突围样本 [2] - 双方合作是携手迈入大型独立储能电站领域的里程碑，将围绕储能PCS研发、市场协同及解决方案创新开展深度合作，构建协同共生的产业生态体系 [4] - 合作旨在以确定性应对波动、以价值共创超越低价竞争，为处于规模化关键阶段的储能行业提供新路径 [4] 合作具体维度 - 双方将围绕三大维度构建闭环合作体系：技术与产品协同、产能与供应链协同、场景价值共创 [4] - 对弘正储能而言，向大储业务延伸是其在工商业储能收益青黄不接、市场不确定性背景下，应对行业波动、增强发展确定性的战略选择 [7] - 对汇川技术而言，此次合作意味着其正通过联合，进一步巩固和深化在大型独立储能电站领域的布局与竞争力 [7] 工商业储能市场困境 - 工商业储能市场与企业正面临转型阵痛期，全国性分时电价政策调整使得峰谷价差普遍收窄 [8] - 电力市场化改革深入推进，未来静态电价模型可能逐步被实时波动的市场价格所取代，传统收益测算方式面临失效，而新的盈利模式尚需时间构建 [8] - 行业陷入激烈的同质化竞争，产品价格在持续内卷中大幅下滑，企业利润空间受到严重挤压，部分企业已选择提前离场 [8] 转向大型储能的机遇与挑战 - 相比工商业储能的不确定性，业内观点认为2026年将是独立储能进一步爆发的确定性一年 [8] - 部分工商业储能企业选择转向独立储能领域，以期构建更可持续的盈利模式，开辟新的增长空间 [8] - 布局大储市场并非坦途，大型储能电站投资规模巨大、建设周期长、技术标准严苛、与电网耦合度深，对参与者综合能力提出全方位、高阶化要求 [8] - 企业从工商业储能转向大储领域，绝非简单的规模扩张，而是一场涉及技术、商业模式与综合实力的深层挑战 [8] 行业差异化发展路径 - 部分企业选择特色区域市场深耕，深度对接地方能源政策与工商业储能市场发展资源禀赋，开发高度适配当地工商业用户的标准化或模块化产品 [9] - 凭借快速响应、灵活定制的本地化服务构建竞争壁垒，通过将本地化服务做到极致来抵御市场调整对收益的冲击 [9] - 另一条路径是在细分赛道以“单点突破”构筑专业护城河，集中力量在未被充分满足的特定技术需求上实现深度创新，成为“隐形冠军” [9] - 例如在工商业场景中，与AI调度、安全预警相关的边缘计算与控制模块，以及光储柴、光储充等定制化细分场景仍有较大的市场发展空间 [9] 商业模式创新 - 商业模式创新开辟了新空间，即从设备商转向轻资产的价值运营者，核心是借助AI算法与数字化平台，将分散的储能资产聚合为可智能调度、参与电力交易的“虚拟电厂” [10] - 这种模式降低了重资产投入门槛，其壁垒在于算法能力、电力交易资质和客户资源整合能力 [10] - 企业能够在头部主导的生态中，以独特的运营服务角色找到立足之地 [10] 行业发展路径总结 - 从单一的工商储设备销售，到不同区域、不同场景的差异化布局，以及向全生命周期服务商升级正成为工商业储能重要发展路径 [10] - 在这场“大浪淘沙”的进程中，资金耐力、技术深度、生态资源与运营效率的综合比拼，将决定企业能否穿越周期 [10]

涉及的行业与公司 * 行业：电力市场、新型储能（独立储能）、AI+电力交易 * 公司：国能日新 核心观点与论据 行业趋势与政策驱动 * 电力市场化改革加速，2025年一系列政策推动电价参与市场化竞争，独立储能站点进入市场化交易范畴[3] * 2026年出台的136号文标志着独立储能进入价值重构关键期，推动第三方专业运营需求加速释放[6] * 新型储能规划建设专项行动明确，到2027年新型储能装机规模目标为1.8亿千瓦以上[6] * 截至2025年11月，新型储能装机规模同比增长28%，9月已突破1亿千瓦，其中60%来自独立储存站[6] * 预计到2027年，独立储存站的比例将持续提升，该领域将迎来大规模增长[6] * 各地政府推出补贴措施支持独立储能过渡至自我盈利模式，如内蒙古放电补偿、甘肃与宁夏容量定价、广东调频补偿等[6][7] 公司业务进展与业绩 * 国能日新分布式功率预测业务在2025年起量，2026年业绩显著增长，带来显著营收和利润增长，支撑了股价的优秀表现[2][5] * 公司独立储能托管业务被认为比分布式功率预测更具吸引力，与新型电力市场化密切相关[6] * 公司预计到2027年，独立储能业务可持续收入将达到约10亿元[3][22] * 公司2025年二季度和三季度业绩持续超预期，显示出基本盘非常强劲[24] 公司技术优势与布局 * 公司在功率预测业务上占据市场份额第一，集中式功率预测约占40%的市场份额，分布式功率预测也达到30%-40%[12] * 公司在储能领域布局广泛，通过产品销售（EMS、并网控制软件等）和储能站托管服务两条腿走路[9] * 公司在数据处理能力和AI大模型等技术层面具有显著优势，其AI大模型能有效提升各侧收益率：发电侧收益提升16.69%，售电公司度电收益提升10%，用户侧度电收益提升14.5%[13] * 公司推出的矿迷大模型3.0版本更接近气象大模型，并计划在2026年基于此推出交易大模型[16] * 公司在电价预测方面具有核心竞争力，拥有大量精准数据，技术优势明显[16][17] 具体业务模式与项目 * 公司提供多种形式的储能托管服务，包括半托管和全托管，并与项目方谈定最低收益保证[11] * 托管服务采用软硬结合方式：软托管承接业务收费；硬托管通过参股独立储能项目获得所有相关软件及IT运营权[11] * 公司已有项目落地，例如宁夏100兆瓦独立储能站项目，托管费约150万左右，加上软件服务费用约90万左右，以及超额收益[18] * 公司通过多元化战略投资以及与各环节客户、友商合作来推动业务发展，架构包括实施主体（国能日新本部）、投资主体（日新宏盛）和满业主体（如东方新能源）[20] 市场空间与增长点 * AI加电力交易领域被市场严重低估，该领域AI直接带来超额收益，市场空间非常大[14][15] * 到2026年底，所有的现货市场都要完成开市，新型电力市场化节奏加快[15] * 根据测算，到2027年，考虑到公司可能达到50%的运营市占率，独立储能业务可持续收入可达约9.45亿元[21] * 除了独立储能，公司在分布式电站功率预测方面也有显著增长潜力，预计至少接近1万个存量分布式电站将在2027年前完成功率预测，带来快速收入增长[25] * 公司业务发展重点明确：2025-2026年依靠传统功率预测业务高增长；2026-2027年由独立储能托管业务推动高增长；2027年后创新业务（电力交易、数据策略、微电网等）将彻底打开市场潜力[26] 其他重要内容 * 电价套利机制类似股市低买高卖，包括现货市场峰谷价差套利等，本质基于电价预测[19] * 公司从2023年、2024年开始已经明确实现了EMS（能源管理系统）收入[10] * 公司的技术领先性可以量化，其功率预测能力排名第一，比第二名高出显著水平[23] * 公司整体发展前景被看好，短期、中期、长期均具备坚实基础和广阔空间[27][28]

行业政策与市场趋势 - 新型电力市场化改革进入深水区，“136号文”出台标志着新能源“强制配储”时代正式结束 [1][2] - 独立储能正加速迈进“价值重构”关键期，收益模式趋于多元化和市场化 [1][2] - 对储能专业运营能力的要求显著提升，有望加速打开第三方专业运营市场空间 [1][2] - 在“双碳”背景下，新型电力系统加快构建，新能源消纳与并网市场有望持续高景气 [5] - 独立储能被认为是解决新能源消纳问题的“唯一”选项，其投建或将迎来爆发期 [5][6] 公司业务布局与战略 - 公司基于“产品销售+托管运营”双轮驱动的业务布局逻辑，积极布局独立储能托管赛道 [1][3] - 以AI大模型为技术基石，构建“软+硬”相结合的专业托管运营服务 [1][3] - 以日新鸿晟作为投资平台，通过自建投资跑通收益策略，并通过合作投资绑定储能收益与运营权 [1][4] - 面向独立储能投资方、承建方及相关金融机构拓展客户，推动业务增长 [4] - 公司作为功率预测领域龙头，“源”端业务增长超预期，创新业务进入提速期 [5] 公司经营业绩与财务表现 - 2025年前三季度，公司实现营业收入5.00亿元，同比增长36.97% [5] - 2025年前三季度，实现归母净利润0.75亿元，同比增长41.75% [5] - 2025年前三季度，实现扣非归母净利润0.69亿元，同比增长59.97% [5] - 现金流显著改善，经营活动现金流为0.48亿元，去年同期为-0.42亿元 [5] - 截至2025年上半年，公司净新增电站用户数量达1116家，较2024年底服务规模增速达26% [5] 创新业务与项目进展 - 公司加大AI赋能创新业务，实现收入1616万元，同比增长1.53% [6] - 全资子公司日新鸿晟资产运营实现收入3263万元，同比增长665.96% [6] - 发布“旷冥”大模型3.0，在中长期趋势研判与极端天气响应能力上实现显著跃升 [6] - 公司为山西某100MW风电场提供全流程交易托管服务，结算均价达314.74元/兆瓦时，较市场同类型机组142.11元/兆瓦时的平均水平高出121.48% [6] - 公司首个独立储能托管项目已落地，正式为宁夏永宁县100MW/400MWh储能电站提供电力交易全托管服务，托管费用为150万元/年 [6] 增长前景与市场机遇 - 随着电力体制改革持续推进，公司有望通过创新业务承接电改带来的时代红利 [5] - 公司电力交易业务（托管）有望在2026年迎来高速增长 [1] - 公司在储能托管运营领域具备产品与先发优势，有望率先抢占市场发展机遇 [3] - 宁夏独立储能托管业务落地，标志着其商业模式已得到充分验证 [1]