文章核心观点 - 工商业储能行业正处于新旧收益模式转换的关键节点 传统依赖行政分时电价的峰谷套利模式收益空间被压缩 行业亟需向涵盖虚拟电厂、电力现货市场、辅助服务等在内的多元化高阶收益模式拓展 以重构其商业逻辑 [2][3][5] - 虚拟电厂作为聚合分布式资源参与电力市场交易的新业态 为工商业储能突破单一收益瓶颈、打开新增长空间提供了重要路径 目前全国已有431家虚拟电厂完成注册 但行业整体仍处于从概念验证迈向规模化商业探索的起步阶段 [2][6][7][9] 行业现状与挑战 - 行政分时电价取消导致电价时段与价格动态化 短期内高度依赖目录价差的项目面临收益挑战 部分项目回本周期可能延长2-3年 甚至面临亏损风险 [3] - 传统基础收益模式中的峰谷套利 在部分省份收益水平已下滑30%-40% [5] - 行业当前面临新旧模式转换的“青黄不接”局面 新的市场化盈利机制尚在探索 尚未形成清晰完善的多元化收益测算模型 制约了项目的大规模落地 [2][5] 多元化收益模式分析 - **基础收益模式**： - **峰谷套利**：利用峰谷价差低充高放 部分省份收益下滑30%-40% [5] - **光储协同**：提升光伏自发自用比例至30%以上 降低用电成本并兼顾ESG价值 [5] - **动态增容**：配置500kW/1MWh储能系统可延缓一台1000kVA变压器扩容（投资约50万元）3年 年化收益约16.7万元 [5] - **需量管理**：降低用户尖峰功率及最大需量 可降低电费15-25% [5] - **需求侧响应**：响应电网邀约主动放电 补偿标准为0.5-0.8元/kWh 单次响应收益可达数万元 [5] - **高阶收益模式**： - **电力现货市场交易**：参与批发侧现货价差套利 [5] - **辅助服务**：响应电网调频等服务 收益为0.8-1.2元/kWh 200kWh储能年收益可达7-10万元 [5] - **虚拟电厂**：聚合工商储资源参与市场交易 年收益可增15%-25% [5] - **绿电认证与碳交易**：获取绿证与碳减排收益 减排收益约0.1-0.3元/kWh [5] 虚拟电厂发展现状 - 全国已有431家虚拟电厂完成注册 集中分布于上海（60家）、广东（61家）、江苏（56家）、浙江（37家）、山东（43家）、山西（28家）、四川（26家）、安徽（20家）、云南（20家）、湖北（11家）及其他地区（约68家） [7][8] - 虚拟电厂牌照发放集中于2024-2025年 沿海经济发达省份凭借资源与市场优势实现规模领先 [9] - 储能是虚拟电厂的核心支撑资源 以上海为例 截至2024年已建成超300个用户侧储能项目 总容量约500MWh 其中60%以上已接入虚拟电厂平台 [9] - 实践案例显示收益潜力 如深圳虚拟电厂项目中 接入的储能站通过“峰放谷充”月均响应电量达8000kWh 对应月收益2.4-3.2万元 [10] 企业观点与行业难点 - **星星充电观点**：虚拟电厂可助力工商业储能拓展能力边界 未来储能需具备自动现货交易、分布式远程控制、智慧运营及低成本运维等能力 [11] - **虚拟电厂规模化落地难点** [12]： - **技术层面**：不同厂家储能设备兼容性与协同性差 运维复杂度高 [15] - **市场与政策层面**：电力市场未成熟 储能难以基于商业模式分别参与市场 交易门槛高 绿色价值未充分挖掘 政策变化影响收益稳定性 例如江苏省2025年6月政策调整使峰谷价差从1.3元降至0.916元（降幅30%） 辅助服务市场价格从1元/kW降至0.1元/kW [15] - **经济与运营层面**：储能项目前期投资大 收益低且不确定性高 虚拟电厂平台及设备成本高 [15] - **电网调度层面**：储能接入虚拟电厂后参与实时平衡可能对配电网造成阻塞、电压越限等影响 [15] - **兆万能源观点**：聚合商通过“技术+商业”双轮驱动将分布式资源转化为电网可调用的灵活资源 随着市场机制完善将成为新型电力系统的关键参与者 以广东为例 其新能源装机已突破7400万千瓦 成为省内第一大电源 深圳虚拟电厂管理平台已具备110万千瓦的最大调节能力 [13]

投资评级与核心观点 - 报告对龙净环保维持“买入”评级，目标价为28.11元人民币 [1][6][7] - 报告核心观点认为，龙净环保作为紫金矿业旗下矿山绿色能源综合服务商，其“源网荷储”和“矿电联动”模式有望驱动长期发展，清洁能源和电动矿卡业务成长空间广阔 [1][2][14] 公司业务与战略定位 - 龙净环保是国内大气治理行业龙头，2022年5月紫金矿业成为其控股股东，公司定位为紫金旗下矿山绿色能源综合服务商 [1][2] - 公司形成“绿电-储能-纯电矿卡”业务闭环，为紫金矿业实现2029年碳达峰、2050年碳中和的双碳战略提供强力支撑 [2][14][31] - 紫金矿业持续增持，若完成不超过20亿元的定增，其持股比例或增至33.76%，双方双向赋能，产业协同明确 [14][29] 环保主业经营状况 - 环保主业稳健增长，2017年以来每年新增环保订单维持在90亿元人民币以上，2025年前三季度新增环保设备工程合同76.26亿元 [2][17][22] - 截至2025年三季度末，公司在手环保设备工程合同金额为197.41亿元人民币 [22][23] - 环保业务受益于国内煤电投资复苏及钢铁、水泥、焦化等行业超低排放改造的持续推进，有望保持平稳发展 [2][17][26] - 2025年前三季度（9M25），公司实现营收78.58亿元，同比增长18.09%，归母净利润7.80亿元，同比增长20.53% [17][84] 新能源业务发展潜力 - **清洁能源电站**：2025年公司在手清洁能源项目装机规模超3GW，项目主要位于中国西藏、南美、非洲 [3][15][42] - **重点项目价值**：报告测算拉果错、麻米错、刚果金凯兰庚水电站三个项目的权益期初价值合计达93亿元人民币 [3][43] - **电价与模式**：拉果错项目采用BOO模式，麻米错、凯兰庚水电站经营年限分别为20年、30年，电价具备长期稳定性（拉果错、麻米错电价不低于0.7元/度，凯兰庚综合电价约1.11元/度） [5][15][45] - **市场需求**：控股股东紫金矿业2024年综合能耗达19,602.54 GWh（约196亿度电），其中电力、柴油、煤炭占比分别为53%、35%、14%，柴油与煤炭消耗量分别为53.30万吨、46.12万吨，清洁能源替代空间明显 [3][15][51] - **增长驱动**：紫金矿业规划至2028年，矿产铜、金、银产量将分别超过150万吨、100吨、600吨，较2024年增幅均不低于37%，将带动清洁能源需求持续增长 [3][15][65] 电动矿卡与“矿电联动” - **业务闭环**：公司打造“绿电-储能-纯电矿卡”业务闭环，提供绿色智慧矿山解决方案 [4][38] - **电动化进展**：紫金矿业持续推进矿山用车电动化改造，2025年上半年（1H25）电动车辆达1183辆，其中电动矿卡247辆 [4][67] - **成本优势**：新疆紫金锌业的电动矿卡吨公里能耗成本约0.177元，仅为化石能源成本（0.68元）的26% [4][15][68] - **技术突破**：龙净环保为新疆紫金锌业定制了全球最大的侧部换电技术，每套电池箱容量达770kWh，换电仅需4分钟 [4][68] - **交付与效益**：公司首台自主研发的纯电动矿用自卸车（LK220E）已于2025年12月正式交付，吨公里成本较燃油矿车降低30%以上 [4][77] 其他业务布局与协同 - **储能电芯**：截至2025年9月30日，公司储能电芯产能为8.5GWh，2025年前三季度交付5.9GWh，产能利用率提升并开始实现盈利 [39][78] - **产业链延伸**：公司通过受让股份进军矿山机械设备（湖南创远高新）和能源领域特种机器人（吉泰智能）赛道，并布局碳捕集技术，完善全产业链矿山绿色能源解决方案 [39][80][81] 财务预测与估值 - **盈利预测**：报告预计公司2025-2027年归母净利润分别为12.13亿元、15.77亿元、19.68亿元，对应每股收益（EPS）为0.96元、1.24元、1.55元 [6][10][88] - **收入预测**：预计2025-2027年营业收入分别为116.59亿元、128.86亿元、142.87亿元，其中新能源业务收入将快速增长 [10][84][85] - **估值方法**：采用分部估值法，给予2026年环保业务18.6倍PE、新能源业务27.3倍PE，据此得出目标价28.11元 [6][88]

行业核心动态 - 2026年初全球表前侧储能出货量增速超过80%，整体出货量突破500GWh [1] - 行业竞争核心正从“产能规模”转向“综合交付能力”，尤其是在海外的本地化制造、技术适配和金融服务能力 [3] - 行业竞赛维度已全面升维，从单纯比拼电芯出货量GWh转向技术、全球化和商业模式的综合较量 [6] - 2025年中国储能企业签订的海外订单总规模近284.26GWh，是2024年海外新增装机的3.49倍 [6] - 行业游戏规则已改写，从“一枝独秀”变成“群雄逐鹿”，竞争门槛提升至产业链协同、技术迭代速度和全球化运营能力的全方位比拼 [7] 宁德时代 - 2025年表前侧储能出货量超130GWh，同比增长超20%，但市占率从39%显著回落至26%，下滑近13个百分点 [1][2] - 增长未能跑赢大盘，市场增量红利被大量竞争者分食 [2] - 过去与特斯拉、阳光电源等头部集成商的深度绑定关系，在行业爆发海外需求后正发生微妙变化，客户合作模式从“一对一”演变为“一对多” [2] - 份额缩水意味着仅靠规模和既有客户关系已不足以维持绝对优势 [3] - 在匈牙利、西班牙投下重注进行全球产能布局 [1] - 在技术竞赛中率先交付了587Ah储能专用电芯 [6] 海辰储能 - 从行业第四跃升至第二，成为2025年储能市场最引人注目的“黑马” [1][4] - 专注储能赛道，通过极致制造和产能快速爬坡，产能迅速跨入百GWh级别 [4] - 2025年上半年实现净利润2.13亿元人民币，成功扭亏为盈 [4] - 2025年上半年海外收入达12.21亿元人民币，占总收入比重提升至17.6% [4] - 在美国得克萨斯州的储能系统制造工厂于2025年8月实现量产，成为首家在美国落地系统产能的中国储能企业 [4] - 其587Ah电池也已量产 [6] 远景动力 - 稳步前进，凭借全球化交付能力获得更多海外集成商青睐 [1][2] - 是目前唯一在亚洲、欧洲、北美三地均布局磷酸铁锂储能电芯产线的中资企业，国际化布局起步早、根基深 [4] - 2025年其北美首条储能电芯产线正式量产，本土化能力再进一步 [5] - 其开发的AI储能解决方案在欧洲备受认可，为电芯产品提供了系统端支撑和差异化卖点 [5] - 宣布其全球首发的700+Ah电芯即将交付 [6] 市场竞争格局变化 - 储能电芯市场格局正以前所未有的速度重塑，竞争者包括海辰储能、远景动力以及从上游强势切入的赣锋锂电 [1] - 系统集成商为争取海外项目，开始寻求更多元的电芯供应以保障交付安全和成本优势，为海辰、远景、中创新航等企业打开了时间窗口 [2] - 中创新航深度绑定了阳光电源，成为其PowerTitan 2.0储能系统的主力供应商 [2] - 国内市场的内卷已将利润空间挤压到极限，全球订单成为决定未来排名的关键 [1] - 海辰和远景的突进证明，在宁德时代构建的庞大生态之外，仍有新的差异化竞争路径可以崛起 [7] 技术发展趋势 - 技术竞赛焦点明确指向大电芯，500Ah+电芯的量产窗口已经打开 [6] - 大电芯的稳定量产和交付，能在系统集成能量密度和全生命周期成本上占据优势 [6] - 电芯容量的“军备竞赛”背后是对长时储能市场话语权的争夺 [6] 全球化与本地化 - 全球化从选项变为生存必需，出海主战场从欧洲、澳洲延伸到中东、东南亚等新兴市场 [6] - 出海面临美国加征关税、欧盟推行“电池护照”等政策风险，以及各国电网标准、市场需求差异带来的技术挑战 [6] - 国内惨烈的价格战有蔓延至海外之势 [6] - 未来的赢家必须是本地化的运营者，供应链的全球网状布局将成为下一阶段的核心竞争力 [7] - 宁德时代在欧洲的超级工厂、海辰在美国的制造基地，目的都是贴近市场、规避风险、提升响应速度 [7]

绿电直连政策进展 - 自2025年5月国家层面将绿电直连上升为战略后，已有11个地方省份明确要求绿电直连项目配置储能 [1] - 2025年5月，国家发改委、能源局发布650号文，明确要求并网型绿电直连项目“通过合理配置储能等方式提升灵活性调节能力”，为地方政策制定确立核心原则 [4] - 截至新闻发布时，全国共有15个省份公布了绿电直连正式文件或征求意见稿，其中11个省市在文件中明确了配置储能的要求，8个省份明确并网型项目应合理配置储能 [4][15] 各省政策核心内容 - 重庆、云南、青海、陕西、山东、湖北、辽宁、内蒙古、四川、山西、浙江等11个省份已发布相关政策或征求意见稿，均对绿电直连项目的储能配置提出要求 [2][13][14] - 各省政策普遍坚守“以荷定源”核心逻辑，要求新能源年自发自用电量占总可用发电量比例在60%以上，占用户总用电量比例不低于30%，并设定2030年前提升至35%的硬性目标 [4][16] - 政策要求项目通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升项目灵活性调节能力，减小对公共电网的系统调节压力 [2][13][14] 地方政策差异化路径 - 浙江省作为东部产业高地，明确配储时长不低于4小时，并赋予配储项目平等电力市场交易资格，推动成本向收益转化 [5][16] - 内蒙古依托风光资源优势，将配储与绿氢、零碳园区建设深度绑定，要求项目与公共电网交换功率的峰谷差率不高于规划值 [6][16] - 山东、湖北借助电力现货市场优势，允许配置储能的项目参与峰谷套利与辅助服务交易 [6][16] 市场驱动与产业需求 - 全球碳约束趋严，欧盟CBAM碳关税、新电池法将物理溯源的绿电作为碳足迹核算依据，特斯拉等跨国企业要求供应商100%绿电生产，绿电直连配储成为企业应对绿色贸易壁垒的必备条件 [7][17] - 截至2025年10月，中国可再生能源装机已达22.2亿千瓦，电网消纳压力大，而数据中心、绿色铝、新能源电池等高载能产业对稳定绿电供给有刚性需求 [7][17] - 绿电直连通过专用线路解决绿电“物理溯源”难题，配套储能则破解新能源间歇性、波动性痛点，形成“绿色认证+稳定供给”的双重保障 [7][17] 成功实践案例 - 在工业领域，东营时代零碳产业园建成全国首个100%绿电直连离网型园区，配套海上光伏与储能，预计2026年投产后年产值可达260亿元 [7] - 云南绿色铝产业通过直连配储模式，生产成本降低15%-20%，在国际市场形成显著竞争力 [11] - 在算力领域，内蒙古和林格尔数据中心集群通过36万千瓦风光储一体化系统直供，绿电占比突破85%，PUE值低至1.15，年减排二氧化碳64万吨 [11] - 远景储能与腾讯云合作打造全球首个100%绿电直供的算电协同数据中心 [11] - 在新能源领域，通威股份与华能雅江合作，首次将水电纳入绿电直连体系，结合光伏与抽水蓄能形成“水风光蓄”一体化供给 [11] 技术与成本支撑 - 技术迭代为规模化落地筑牢根基：构网型储能变流器普及使储能具备惯量支撑、快速调频功能；全钒液流电池、压缩空气储能、飞轮储能、钠离子电池等多元技术突破拓宽了应用边界 [12][21] - 产业规模化带来成本下降，配储经济性日益凸显，2025年全球储能系统价格下跌31% [12][21] 行业趋势与展望 - 11省份明确配储要求是新型电力系统建设的必然选择，也是“十五五”规划开局之年能源转型的关键举措 [12][22] - 绿电直连配储提升了新能源就地消纳水平，推动能源消费从“被动接受”向“主动调节”转变，为源网荷储一体化、虚拟电厂等创新应用提供重要载体 [12][22] - 随着北京、上海、新疆等多地启动试点，绿电直连配储要求或将在更多省份的落地政策中出现 [12][23] - 未来随着电力市场机制完善、储能容量电价政策优化及技术迭代降本，配储将成为绿电直连项目的“标配”，推动该模式走向规模化落地 [12][23]

公司动态与战略 - 汇川技术正筹划发行H股并在香港联交所上市，旨在通过资本市场获取资金以支持新兴领域的扩张计划 [1] - 公司业务主要分为四大板块：通用自动化、新能源汽车、智慧电梯、轨道交通，并持续在储能领域加码 [1] - 2025年5月，公司董事长宣布全面重返储能赛道，并于8月全球首发液冷430kW组串式PCS、3.5MW大功率集中式PCS等产品 [1] - 2025年11月，总投资10亿元的西安储能基地投产，年设计产能达50GW，使其成为全球储能PCS单体工厂第一梯队 [1] 公司财务表现 - 2025年第三季度，公司实现营收111.5亿元，同比增长21% [2] - 2025年第三季度，公司归母净利润为12.9亿元，同比增长4% [2] - 2025年第三季度，公司综合毛利率为27.51%，同比下降2.18个百分点，且毛利率自2020年见顶以来已连续下滑六年 [3] - 2025年第三季度，公司研发费用达10.3亿元，同比增长40% [3] 公司业务挑战 - 公司盈利能力下滑部分归因于新能源汽车业务竞争加剧 [3] - 通用自动化业务呈现复苏势头，但新能源汽车业务增长趋缓和储能领域的投入，正对公司整体盈利能力构成挑战 [3] - 公司管理层面临在持续投入研发与保持短期盈利能力之间寻找平衡的难题 [3] 储能行业现状 - 储能行业正经历价格寒冬，2025年1-6月国内0.5C磷酸铁锂储能系统中标均价为558.28元/kWh，同比下降27% [1] - 2025年1-6月国内0.25C储能系统中标均价为448.31元/kWh，同比下降幅度高达69% [1] - 近三年间我国储能系统价格下降了约八成，近期某些集采项目中标价格甚至低于0.4元/Wh，被指严重偏离成本 [2] - 行业陷入“增收不增利”怪圈，2025年上半年已有30余家中小集成商退出市场，头部企业净利率普遍跌至3%以下 [2] - 截至2025年三季度，国内新型储能累计装机超1.1亿千瓦，较2022年增长超3倍 [2] - 截至2025年6月，国内锂电储能电芯产能已超2100GWh，而全球年装机需求仅约40GWh，产能利用率不足50% [4] 储能行业风险与监管 - 目前注册的储能企业已超过30万家，全面市场化预计将加速行业洗牌，可能导致大批企业被淘汰并出现无人维护的“孤儿电站” [2] - 2025年8月1日起，我国首部强制性国标《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》正式实施，为行业设立安全红线 [3] - 国家发展改革委、市场监管总局联合发布的《中华人民共和国价格法修正草案（征求意见稿）》中关于完善低价倾销认定标准的内容，为破解“价格战”困局带来希望 [4] - 2025年8月，储能领跑者联盟发布《储能产业健康发展倡议》，明确杜绝低于成本报价、虚假履约等行为 [3] 储能技术发展与新机遇 - 储能行业技术变革加速，长时储能、AIDC算力储能等新场景正在崛起 [3] - 8小时长时储能系统均价稳定在0.8元/Wh以上，锂钠协同、液流储能等差异化技术逐步落地 [3]

公司近期资本运作与战略目标 - 公司公告拟筹划发行H股并在香港联交所上市，相关方案尚在论证中，需履行后续审批程序[3] - 此举被视为推进国际化战略、构建"A+H"双融资平台的关键一步[4] - 公司实控人朱兴明提出"绝对第一"的战略目标，即市占率超过50%的断崖式领先[6] 公司历史沿革与业务构成 - 公司成立于2003年，由朱兴明联合18位同仁（其中16人来自华为）共同创立，高管团队超半数拥有华为或艾默生背景[9] - 公司从变频器产品起步，业务已拓展至伺服系统、工业机器人、新能源电控、智慧电梯、轨道交通等多个领域[9] - 2024年，通用自动化业务营收约152亿元，新能源汽车业务营收约160亿元，分别占总营收的41%和43%，构成两大支柱[11] - 2024年，公司SCARA机器人跃居中国市场第一，整体工业机器人跻身市场前三[11] 公司财务表现与增长挑战 - 2025年前三季度营收达316.63亿元，同比增长24.67%；归母净利润42.54亿元，同比增长26.84%[4] - 2022年以来，公司营收增速从过去20年50%以上的复合增长率回落至2024年的21.77%[13] - 通用自动化业务面临中低端市场饱和、高端市场由外资主导以及制造业需求疲软的压力，行业市场规模已连续两年萎缩[11] - 新能源汽车业务面临主机厂加速自研核心零部件，压缩第三方供应商利润空间的挑战[11] - 智慧电梯与轨道交通业务受房地产低迷与基建节奏影响，需求承压[12] - 公司整体毛利率从2012年的52.2%持续下滑至2024年的约30%[22] 储能业务战略定位与发展历程 - 储能业务被公司寄予厚望，定位为继通用自动化、新能源汽车之后的"第三条增长曲线"，但目前仍归属"其他"类目，2024年营收占比仅0.6%[2][13] - 公司计划在新品类中率先使储能业务突破10亿级规模[13] - 公司曾于2009年进入光伏逆变器领域并做到国内第二，但在2016年砍掉该业务，后于2020年重返能源领域，定位转向构建覆盖"源、网、荷、储"的数字能源生态[15] - 2021年依托光伏逆变器技术切入储能变流器领域，当年储能业务暴增10倍[16] - 2022年行业火热时公司选择战略收缩，2025年高调宣布全面重返储能[16] - 2024年，公司中标中国电气装备集团4.3GW的PCS集采，份额高达37%，位居中标企业之首；同年储能PCS出货7GW，成为全球储能PCS出货量排名第6的中国企业[16] 储能业务最新进展与产能布局 - 2025年11月17日，总投资约10亿元、年交付能力高达50GW的西安储能基地正式投产，跻身全球PCS单体工厂第一梯队，达产后预计可实现年营收80亿元[16] - 2025年，公司发布了液冷430kW组串式PCS、3.5MW大功率集中式PCS等多款全球首发产品，其中3.5MW PCS通过欧标认证，功率密度达985kW/m³，已获欧美市场准入[18] 储能业务市场策略与生态构建 - 公司储能业务以大储项目为主，但战略瞄准"荷侧"的工商业储能，目标客户（如冶金、化工、锂电制造等高耗能企业）与公司传统工业自动化客户高度重合[18] - 公司目标不止于销售设备，旨在构建融合软硬件的数字能源生态，依托InoCube数字化平台和FEMS能源管理软件平台，为企业提供覆盖"源、网、荷、储"的能效优化综合解决方案[18] - 公司通过旗下产业投资平台汇川产投布局产业链，战略投资了沃太能源[19] 国际化战略与目标 - 公司为储能业务设定了"三步走"目标：2025–2026年市占率突破5%；2027–2028年跻身全球TOP 3；2030年后主导下一代储能技术标准[20] - 2025年，公司参与了南半球最大储能电站——澳大利亚Bundey项目（1.2GW/3.9GWh），项目也落地印尼、印度等国[21] - 截至2025年上半年，公司海外营收占比仅为6.43%[22] - 筹划港股IPO旨在为全球化战略注入关键"弹药"，加速切入欧美主流供应链[22] 行业竞争环境 - 2025年7月，公司以0.192元/W的超低价中标中石油65MW储能项目，折射出行业价格战已陷入非理性区间[22] - 短期来看，价格战与行业洗牌不可避免，大量缺乏核心技术与生态整合能力的企业将加速出局[22] - 长期而言，具备"硬件+软件"深度融合、全球化布局与用户运营一体化能力的玩家方能穿越周期[22]

公司业务动态 - 威腾电气近期成功中标全椒县椒阳电网侧储能项目（EPC）[1] - 中标项目规模为100MW/200MWh，采用磷酸铁锂技术路线[1] - 项目配套建设110kV升压站，单次循环可释放近20万千瓦时电量[1] 项目价值与影响 - 项目单次放电量相当于为数万户家庭提供1小时峰值用电保障[1]

文章核心观点 - 文章核心是推广一份名为“储能产业分布图”的广告产品 该产品旨在通过精准投放至储能产业链核心决策层 为赞助企业提供品牌曝光和业务合作机会[1] 产品定位与目标受众 - 该分布图定位为储能企业的“必投广告” 是一份能够帮助企业进入行业核心圈层的邀请函[1] - 产品将定向发行至超过3万名储能产业链核心人员 确保信息直达决策层[1] - 目标受众覆盖四大关键群体：储能系统采购决策者、产业链上下游企业、政府招商部门与产业园区负责人、投资机构与行业分析师[3] 产品内容与价值 - 分布图包含区域布局热力图 精准标注全国多个重点省市的龙头企业和产业集群[4] - 分布图包含产业链全景图谱 覆盖从锂矿、电芯、PCS、系统集成、EPC到应用的全链条核心企业[4] - 分布图标注了行业内的重点项目[4] - 分布图包含政策热力指数 清晰展示各省的补贴力度、配储要求、电价政策[5] - 产品方鑫椤资讯提供多项行业数据 包括储能电芯出货量、工商业储能出货量、基站与数据中心备电出货量、源网侧储能出货量、户储（含便携式）出货量等[8] 合作赞助方案 - 提供三种广告位投放方案：冠名赞助（在分布图左上方与主办方共同显示企业LOGO等信息）、品牌赞助（在分布图下方空白位置展示企业名称、主营产品、联系方式）、企业名片（在分布图下方空白位置展示企业名称、主营业务、联系方式）[8] - 广告合作联系方式为13248122922（微信同号）[6]

文章核心观点 - 鹏辉能源成功投运全国最大用户侧储能项目 该项目规模达107.12MW/428.48MWh 是电解铝行业首个大型用户侧储能项目 标志着公司在用户侧储能领域实现规模化突破 并为高耗能产业通过智慧能源解决方案实现降本增效与绿色转型提供了可复制的实践样板 [1][5] 项目概况与规模 - 项目由鹏辉能源携手四川中孚打造 于1月16日正式并网投运 规模为107.12MW/428.48MWh [1] - 该项目是全国规模最大、电解铝行业首个大型用户侧储能项目 [1][5] 技术方案与创新 - 鹏辉能源为项目提供了储能电站整体解决方案 包括高安全、高能效、长循环的Great Com液冷储能系统 并配备Great E智慧运营体系 [3] - 项目应用了双方联合开发的电解铝行业首创技术——电解储能直流接入技术 可结合光伏形成“光+储耦合”直流直供系统 大幅降低电能损耗、提升经济效益 [3] 项目效益与影响 - 项目预计可为广元经开区铝产业园降低电解铝用电成本约140元/吨 年节约用电成本达6000多万元 [5] - 项目年节约标煤约1.97万吨 减少二氧化碳排放约5.2万吨 [5] - 项目在复杂施工条件下仅用百余天即实现全容量并网 展现了公司扎实的工程实践与项目落地能力 [5] - 项目成功投运为“中国绿色铝都”夯实了低碳高质量发展基石 为高耗能产业绿色低碳转型树立了标杆案例 [1][5] 公司战略与行业展望 - 鹏辉能源将持续以储能技术创新为核心 为千行百业绿色转型与新型电力系统建设注入创新活力 助力“双碳”目标实现 [5] - 鑫椤资讯发布了涵盖碳酸锂、电解液、铜箔、储能电池等多个锂电及储能细分市场的2025年盘点目录 [1] - 鑫椤资讯将发布《2025-2029年全球储能市场运行趋势及竞争策略研究报告》 并计划于2026年3月在常州和吉隆坡举办行业会议 [6][10][14]

文章核心观点 - 非洲新能源（特别是储能）市场是一个兼具极高利润与极高风险的“金矿”，其高收益源于电力极度短缺带来的刚性需求，而高风险则来自复杂的商业环境、融资困难和非技术壁垒 [10][11][15] - 行业竞争正从简单的设备销售转向提供涵盖开发、运营、融资的全链条解决方案，成功的关键在于本土化运营、金融创新和风险管理能力 [16][45][64] - 中国企业在非洲储能市场扮演着核心角色，不仅垄断了产业链，更在商业模式上进行创新，从产品供应商转变为解决方案和生态的构建者 [32][66][68] 非洲储能市场现状与潜力 - **市场规模与增长**：2024年非洲储能装机规模达到1.64GWh，同比增长近10倍 [12][14] - **核心驱动力**：电力严重短缺是市场根本驱动力，例如赞比亚一天停电时长可达20小时，矿山因停电导致的年均损失工时为有效生产时间的8%-10% [20][26] - **高利润场景**：矿山微电网是当前最热门的场景，项目静态内部收益率（IRR）可达60%，动态IRR在40%-50%左右，光储EPC业务的利润率能达到40%甚至50% [11][19] - **需求空间**：据保守测算，南非及非洲地区矿山场景的光储系统潜在需求高达约15GWh至30GWh [23][24] 商业模式与高收益成因 - **高售价与溢价**：在非洲签订的购电协议（PPA）价格一度电可达1.4至1.5元人民币，远高于国内光伏上网电价，且光储设备价格比国内溢价30%左右 [28][30] - **商业模式对比**： - 纯柴油发电：度电成本高达0.4-0.5美元/度 [37] - “光+储+柴”独立电站：PPA售价在0.17-0.25美元/度 [37] - 直接售电：向终端客户售价在0.2-0.25美元/度，向南部非洲电力池交易某些时段可达0.3-0.4美元/度 [37] - **政策利好**：赞比亚已开放独立售电牌照，允许企业直接向终端用户售电 [30] - **中资闭环优势**：光伏+储能产业链几乎被中国企业垄断，且主要用户（如刚果金的矿企）一半以上具有中资背景 [32][33] 主要挑战与壁垒 - **融资困难**：项目开发最大瓶颈是资金，非洲当地商业银行贷款利率普遍在15%到18%，叠加补贴后项目实际融资成本也高达8%-10% [39][41] - **文化障碍**：非洲企业与民众对贷款怀有警惕，抵触使用杠杆，使得“业主自投”模式难以推行 [43][44] - **非技术壁垒**：包括极端的自然环境、薄弱的基础设施（物流、安装）、复杂的汇率与支付风险 [34] - **管理与运营风险**：组建本地化团队成本高且存在文化差异，需要极端精细化的管理工具，同时面临政策不确定性、土地产权纠纷及部分地区的社会动乱风险 [57][60][61][62][63] 中国企业的策略与创新 - **业务模式升级**：企业必须从EPC（设计采购施工）纵深到“EPC+F”（设计采购施工+融资），即负责项目的同时还需解决融资问题 [45][46] - **金融创新**： - **基金模式**：与太阳能上市公司、国际养老金、险资等成立新能源专项投资基金，持有并运营电站资产，寻求资产证券化或上市退出 [46][47] - **分期付款**：针对支付能力有限的客户，采用先付40%-50%，剩余分期支付的模式 [49][50] - **易货模式**：与矿企谈判，将未来电费与矿产实物产出（如铜）挂钩，以绕过薄弱的外汇支付和信用体系 [51][52] - **售后策略**：采用“只换不修”等策略以降低在高成本地区的运维支出 [58][59] - **角色转变**：中国企业正从简单的设备供应商转变为本土化运营者、金融方案设计者和资产运营者 [66][69]