行业核心观点 - 中国大型储能行业正经历从“政策驱动”向“市场化驱动”的关键转折，商业模式逐步清晰、应用场景趋于多元，行业进入规模化、高质量发展的新阶段 [2] 市场景气度与供需 - **招标与装机高增**：2025年1-10月国内新型储能招标规模达205.30GWh，同比增长45%，央国企集采规模同比增长61% [4] - **优质电芯供给紧缺**：供给侧头部电芯企业产能利用率接近满产，供需偏紧态势或将延续至2026年第二季度 [4] 商业模式演变 - **“136号文”前的强制配储阶段**：储能价值主要体现为帮助新能源项目“获取路条”，利用率低下。2023年新能源配储平均等效利用系数仅为6.1% [6][7] - **“136号文”后的市场化阶段**：独立储能可通过“峰谷价差套利+容量市场+辅助服务”发挥真实价值，商业模式走向主动价值创造 [4][9] - **经济性改善**：对全国七省区的独立储能经济性测算显示，蒙西、新疆、河北南网资本金内部收益率可达10%以上，山西、山东、甘肃在6.5%以上 [4] 收益来源分析 - **峰谷价差套利**：随着电力现货市场建设推进，午间谷底加深和晚高峰顶拉升明显，峰谷价差套利成为储能核心收益来源 [11] - **容量补偿机制**：多省出台容量补偿政策以替代过去的容量租赁收入，补偿标准各异，如甘肃和宁夏分别为330元/千瓦·年和165元/千瓦·年 [15] - **辅助服务市场**：辅助服务市场正由单一的调峰调频向多品种、市场化方向加速演进，独立储能目前主要参与调频服务，未来可拓展至备用、爬坡等市场 [18][20] 项目经济性测算 - **典型模型参数**：以甘肃100MW/400MWh项目为例，单位EPC成本0.9元/Wh，首年收益包括峰谷价差套利3560万元、容量补偿2200万元及调频辅助服务190.08万元 [23] - **各省收益率对比**：蒙西独立储能电站资本金内部收益率最高可达37.3%，新疆、河北南网亦超10%，山西为7.2%，甘肃、宁夏分别为6.6%和-1.6% [23][24] - **敏感性分析**：容量补偿水平和年限对项目收益率影响巨大。例如，甘肃容量补偿年限从2年延至4年，资本金内部收益率可从6.63%提升至10.62% [24][27] 应用场景拓展 - **发电侧主动配储**：新能源全面入市导致其度电收益下降，配置储能可通过能量时移提高项目收益。测算显示，配置100%、1小时储能可使光伏项目资本金内部收益率从2.5%提升至8.9% [30][34] - **用户侧多元化发展**： - **工商业储能**：2025年1-8月新增备案项目规模24.53GW/56.82GWh，容量同比增长165.36%，项目呈现大型化趋势 [35] - **零碳园区**：储能是解决风光间歇性、支撑零碳目标落地的核心，相关试点快速推进 [36] - **绿电直连**：数据中心等用户采用“绿电直连+储能”方案，既能满足绿电占比要求，又能优化用能成本 [38] - **虚拟电厂**：政策设定2027年、2030年分别实现2000万千瓦、5000万千瓦调节能力的目标，储能作为灵活性资源应用将增长 [40] 投资主体变化 - **早期格局**：投资主体以新能源企业与央国企为主，社会资本因融资成本高（民企年化利率6%-7.5%）参与度低 [41] - **当前多元化**：商业模式成熟、融资环境改善以及央国企审慎态度为社会资本创造了进入机遇 [42] - **专业化基金趋势**：参考海外，以专业化基金的形式投资和运营储能电站有望成为大势所趋，国内已出现多只储能产业基金 [42] 市场空间展望 - **短期抢装空间**：在容量电价政策预期下，初步测算由发电侧电费下降可支持的2026-2027年独立储能理论装机空间约为158GW/634GWh [5][43] - **长期需求驱动**：“十五五”期间，随着风光发电量占比提升，储能的商业化配置需求总量预计在1.5-1.7TWh（含抽水蓄能），复合增速20%以上 [5][49] - **电源侧增量空间**：若集中式光伏大省配储比例由当前水平提升至50%、100%，可额外增加216GW/453GWh、461GW/989GWh的配储市场空间 [50]

文章核心观点 - 储能产业因能解决人工智能算力需求爆发带来的电力供应瓶颈，正转变为AI时代不可或缺的核心动力 [1] - 人工智能发展面临的最大问题已从芯片供应转变为电力短缺 [2] - 储能成为AI竞赛新方向是产业需求、市场周期和技术融合三重逻辑共同驱动的结果 [3] 储能产业定位转变 - 储能从新能源版图中的一环转变为连接AI与能源的关键桥梁 [4] - 储能功能从解决弃风弃光问题转变为稳定电网、保障AI电力供应的核心 [4] - 储能成为电力系统的"缓冲器"，在用电低谷储存电能，在用电高峰或电力供应不稳定时释放电能 [4] AI与电力供应矛盾 - AI算力指数级增长与全球电力供应体系存在矛盾 [4] - AI数据中心成为"超级耗电大户"，电力需求远超传统数据中心 [4] - 电网建设周期长、流程复杂，难以跟上AI算力设施扩张速度 [4] 储能行业市场发展 - 2025年中国储能行业迎来关键转折，从"政策驱动"转向"市场自发" [5] - 峰谷价差套利、辅助服务等市场化盈利模式逐步清晰 [5] - 截至2025年9月底，中国新型储能装机规模突破1亿千瓦，占全球总装机比例超40% [5] AI对储能产业影响 - AI技术发展为储能产业链带来全新投资逻辑与增长机遇 [5] - 在生产端，智能制造重塑电池材料研发及电芯制造、系统集成的成本结构 [5] - 在应用端，AI算力需求爆发大幅提升储能的市场想象空间 [5] 技术与产业融合 - AI与储能融合是技术与产业的双向奔赴 [6] - AI技术成熟为储能产业效率提升、成本降低提供新解决方案 [6] - 储能不仅是AI产业的"电力后盾"，更成为AI技术应用的"新战场" [6] 未来AI竞赛关键因素 - 未来AI竞赛不仅取决于算力、算法，还在于能否提供充足稳定的电力支撑 [6] - 随着技术进步和成本降低，储能将在AI领域发挥更重要作用 [6] - 储能发展将助力AI产业迈向新高度，深刻改变能源格局 [6]

电力市场建设核心观点 - 电力市场建设是解决风光资源间歇性和不确定性导致系统保供压力增大、调节需求攀升推高系统成本的关键破局点 [1] - 构建全国统一电力市场体系是必然选择，需注重省间差异协调，提升交易灵活性，加强省间与省内交易衔接 [2] - 需设计科学市场机制以激励火电、水电、储能和用户互动等提供调节能力，并统筹新能源保障性消纳与市场化交易 [1] 市场机制完善与创新 - 中国电力市场改革稳步推进，涵盖多交易品种、多时空尺度的交易体系不断完善，多元主体互动格局逐步建立 [1] - 适应高比例新能源的电力市场机制需完善与创新，分析了当前市场框架及中长期、现货、辅助服务市场的成效与挑战 [2] - 欧洲电力与碳市场协同发展经验及北美新型辅助服务创新机制为国内市场建设提供了参考 [2] 容量机制设计 - 建议容量机制采取“三步走”策略：现阶段以容量补偿为主，中期试点容量市场，远期探索稀缺电价 [3] - 需构建容量市场与可靠性机制，在新能源高占比下确保电力充裕性与应急抗风险能力 [1] 价格管理机制 - 需研究差异化分区、分类价格上限管理机制，发电侧可根据是否获得容量补偿及收益率范围设置不同价格上限 [3] - 用电侧可建立基于用户负荷类型或风险承受能力的分类限价方案 [3] 辅助服务市场 - 当前辅助服务市场存在品种单一、补偿价格与实际成本不匹配、成本传导机制不顺畅等问题 [3] - 建议科学设计辅助服务品种，完善补偿水平，建立合理成本传导机制，新品种引入需因地制宜 [3] - 辅助服务市场模式可采取动态调整策略，初期采用相对独立的市场设计，随市场成熟度提升逐步优化联合出清机制 [3]

新型电力系统与工商储行业趋势 - 新型电力系统加速建设确立工商储作为关键灵活性调节资源的确定性地位与趋势 [1] - 国内工商业储能市场因136号文及多省电价政策调整出现"不确定性" 行业面临商业模式重构 [1] - 远景科技集团提出"在不确定中把握确定性"的工商储远景公式 旨在为行业提供确定性解决方案 [1] 远景科技集团的工商储解决方案 - 远景通过"远景公式"构建"产品确定、模式确定、收益确定"三大能力 包含硬件+软件+服务一体化方案 [1] - 公司推出"内循环+外循环"场景化双循环解决方案 涵盖峰谷套利、容需管理优化等六大盈利增长引擎 [1] - 技术突破在于动态优化智能决策路径 基于实时电价与负荷需求精准匹配最高价值应用模式 实现每度电价值场景化倍增 [2] 工商储系统的技术实现与收益模式 - 远景工商储能柜搭载自研微网协同控制器 与云端EnOS平台秒级交互 实现峰谷差套利外还能执行能量时移、需量优化等策略 [2] - EnOS虚拟电厂可聚合多源资产 参与电力现货市场交易及辅助服务市场 创造多重政策补贴与市场化收入 [2] - 公司强调需具备系统能力与平台思维 通过可量化、可预见的投资价值护航工商业储能项目长期稳盈 [2] 电价政策调整对行业的影响 - 江苏、广东、山东等省密集调整电价政策 大幅削弱储能峰谷套利空间 [1] - 行业需应对当前大变局 远景方案为市场锚定确定性方向 [1]