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]