公司业务结构 - 业务涵盖汽车零部件与新型储能两大板块 汽车零部件业务聚焦汽车传动驱动系统产品研发、生产与销售 覆盖乘用车、商用车及新能源汽车市场 同时发力非公路传/驱动系统产品如工程机械电驱动系统和大马力拖拉机CVT 并拓展零部件外销业务 新型储能业务涉及发电侧、电网侧、用户侧储能电站及电力交易 [2] 商用车变速器业务 - 2025年轻卡手动变速器市场需求强劲 销量同比大幅增长 重点发展轻微卡电动化产品 相关产品已陆续量产 重卡变速器业务方面 MT、AMT、混动及纯电动驱动系统等产品市场推广成效显著 随着主流客户车型量产 产销量将持续上升 [2] 非公路传/驱动系统业务 - 重点推进工程机械电驱动系统和大马力拖拉机CVT等产品研发、试制及客户开拓 相关产品已逐步量产 业务发展态势良好 [2] 新型储能业务 - 广东肇庆电网侧独立储能电站已运营 装机容量100MW/200MWh 浙江义乌电网侧独立储能电站已运营 装机容量一期100MW/200MWh 效益良好 广东佛山和浙江义乌的储能电站正在建设 预计2025年下半年并网 在浙江、广东、江苏、广西等地积极布局多个电网侧独立储能电站项目 [2] 机器人零部件业务 - 成立浙江万里扬机器人科技有限公司 负责机器人关节精密传动产品研发与产业化 目前已初步完成产品平台规划 为后续发展奠定基础 [2] 投资者关系活动 - 9月23日公司接待杭州宽合私募基金公司、浙江英睿投资公司、浙江纳轩私募基金公司、中信证券浙江分公司、中财招商投资集团等5家机构的调研 活动类别为特定对象调研 公司财务总监、董事会秘书张雷刚及万里扬机器人科技公司总经理郭恩有参与接待 [1][2]

汽车零部件业务 - 业务涵盖乘用车、商用车、新能源汽车传动驱动系统及非公路传/驱动产品 [2] - 乘用车CVT自动变速器和MT手动变速器正开拓国际市场并推动直接出口增长 [3] - 2025年轻卡手动变速器销量同比大幅增长 轻微卡电动化产品（P2/PS混动、电驱桥）已量产 [4] - 重卡变速器产品（MT/AMT/混动系统/纯电驱动）市场认可度提升 配套量产推动产销量增长 [4] - 非公路业务重点发展工程机械电驱动/大马力拖拉机CVT/动力换挡系统 产品逐步量产 [5] - 零部件外销业务涵盖齿轮、轴、壳体、铝压铸件和锻件等产品 [2] 新型储能业务 - 广东肇庆电网侧独立储能电站装机容量100MW/200MWh 已投入运营 [6] - 浙江义乌电网侧独立储能电站一期装机容量100MW/200MWh 已投入运营 [6] - 广东佛山在建"万里扬高明独立储能电站"装机容量200MW/400MWh [6] - 浙江义乌在建苏溪变独立储能电站二期装机容量50MW/100MWh 预计2025年下半年投运 [6] - 浙江省布局8个电网侧独立储能电站进入"十四五"储备项目 另在广东/江苏/广西等地积极布局 [6] 机器人零部件业务 - 成立浙江万里扬机器人科技公司 专注关节精密传动产品研发与产业化 [7] - 产品平台涵盖谐波减速器、行星减速器、无刷电机及控制器等单品和关节模组 [7] - 正为2家客户开发10个产品（含谐波减速器/谐波关节模组/行星关节模组）并积极拓展新客户 [7][8] - 全力打造试验、检测和制造能力以提升市场竞争力 [8]

山东省新能源装机规模 - 截至2025年7月底全省风光新能源总装机达1.19亿千瓦 其中光伏装机9130万千瓦 风电装机2749万千瓦 光伏装机规模居全国首位 [1][4] 电力市场改革进展 - 山东是全国首个出台136号文实施细则的省份 率先开展新能源上网电价市场化改革 [1][4] - 2025年6月1日为新能源项目"新老划断"时间节点 之后投产的增量项目需通过市场竞争形成机制电价 [2] 首次机制电价竞价结果 - 2025年9月11日公示竞价结果 机制电量总规模94.67亿千瓦时 [2] - 风电入选电量59.67亿千瓦时 中标价格0.319元/千瓦时 [2] - 光伏入选电量12.48亿千瓦时 中标价格0.225元/千瓦时 [2] - 光伏中标价较低主因首次竞价分配机制电量规模较少引发恐慌性报价 [3] 分布式光伏开发模式 - 形成"户用为主 整村开发 集中汇流 全额上网"的山东模式 [7] - 截至2025年6月底分布式光伏装机近6000万千瓦 占光伏总装机量三分之二 [7] - 户用光伏年收益超3000元/户 初装费超2万元/户 [7] - 2017-2024年连续8年分布式光伏装机全国第一 2019年起成为光伏发展主力军 [8] 新能源消纳挑战与对策 - 2024年全省用电量8320亿千瓦时 第二产业用电6071亿千瓦时占比73% [13] - 光伏间歇性发电与24小时工业用电需求不匹配 晚间需外购高价电力 [12][13] - 2024年6月提出分布式光伏余电上网部分按集中式光伏现货市场加权均价结算 [13] - 存量项目机制电价定为0.3949元/千瓦时 与2024年风光结算均价0.35元/千瓦时衔接 [14] 风电与储能发展重点 - 目标2025年底光伏与风电装机比例从3.2:1优化至2.6:1 [16] - 规划海域100米高度年平均风速7.5米/秒 威海部分海域达7.9米/秒以上 [17] - 2025年建成新型储能300万千瓦 放开现货市场限价拉大充放电价差 [19] - 2025年海上风电项目总装机达375.2万千瓦 含6个大型项目及11个装备制造项目 [17] 绿电直连与工商业光伏 - 2024年工商业光伏新增装机716万千瓦 超越户用光伏的206万千瓦 [19] - 截至2025年6月工商业光伏总装机超3000万千瓦 [19] - 东营时代零碳产业园实现100%绿电直连 年产值260亿元 [19] - 模式难点在于寻找能满足电量消费与持续经营要求的优质客户 [20] 行业转型建议 - 建议光伏开发商转向风电开发 或加大储能装配实现错峰发电 [20] - 鼓励开拓海外市场寻求增量空间 [20]

9月11日，山东省发展和改革委员会正式向社会公示山东2025年新能源机制电价竞价结果。本次竞价共分风电、光伏两个项目组开展，机制电量总规模94.67 亿千瓦时。风电入选电量59.67亿千瓦时，中标价格为0.319元/千瓦时；光伏入选电量12.48亿千瓦时，中标价格为0.225元/千瓦时。 这是今年年初国家发展和改革委员会、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（下称"136号文"）设置新能 源机制电价以来的首次新能源机制电价竞价。 136号文要求，以2025年6月1日为界对新能源项目进行"新老划断"。对于6月1日（含）之后投产的新能源增量项目，需由各地具体规定电量规模及通过市场 竞争方式形成机制电价。新能源项目上网电量应全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。同时设置机制电价，当市场交易均价低于机制电价时，由电网 对新能源项目进行补贴，反之则由新能源项目补贴电网。 山东省太阳能协会常务副会长兼秘书长张晓斌对经济观察报表示，本次竞价光伏中标价格略低，主要是由于全国首次进行竞价试点，分配给光伏的机制电量 规模较少，市场出现"恐慌性"报价。分配给风电的机制电量较多，指标有一定 ...

海南州储能项目坐落于辽阔草原上，能储存一旁光伏发电设备发出的电能。 "120天，把180个箱体设备从空中吊装到位，组装起巨大的电池组，我们做到了!"吕阳难忘，今年3月初，项目建设启动时，工地上飘 着鹅毛大雪，气温只有零下10℃。 广袤无垠的平坦草原上，大片光伏板吸收阳光、转化电能，一座大型储能电站正在将"绿电"储存起来。这里是在汉央企、中建三局基 建投公司承建的青海省海南州180兆瓦/720兆瓦时电源侧电化学储能项目（下称"海南州储能项目"），近期正式投用。 "这是青藏高原建成投用的规模最大的储能项目，参与建设很有成就感！"电话中，身在项目工地的海南州储能项目负责人吕阳告诉长 江日报记者，该项目位于青海省海南州共和县境内，是青豫直流电网建设中重要的一环，也是青豫直流光伏电站的配套项目。项目主要作 用是将光伏电站发电峰值时段多余的电能储存起来，于低谷时段回补电网，以起到削峰填谷、平衡电网的作用。其4小时最大贮电容量可 达72万度电，相当于减少标煤燃烧87吨，减排二氧化碳195吨，堪称"高原最大充电宝"。 从航拍照片中，记者看到，这个项目坐落于辽阔草原上，巨大的场地上，上百个白色箱柜设备整齐排列，蔚为壮观。 传统 ...

文章核心观点 - 储能电站运行效果由设备在线率、运行效率、充放电深度（DOD）和电池容量衰减率四大核心指标共同决定 这些指标分别对应电站的可用性、经济性、单次出力能力和长效性 需通过系统协同优化实现全局最优 [2][27] 设备在线率 - 设备在线率是电站可用性的基石 以200MW/400MWh独立储能电站为例 在线率每降低1% 年均充放电量损失达1200MWh [3][6] - 设备稳定性是在线率的先天基础 高稳定性设备年在线率可达99% 较普通设备（95%）提升4个百分点 年收益损失减少144万元 [5][6] - 设备可维护性是在线率的后天保障 故障修复时长每缩短1小时 200MW/400MWh电站可减少66MWh电量损失 [7] - 灵活冗余机制是在线率的弹性兜底 通过关键设备冗余和负荷自动转移避免整站停机 [8] 设备运行效率 - 设备运行效率是电站经济性的核心 每提升1% 200MW/400MWh电站年均收益增加60万元 [9] - 系统综合效率行业平均为85% 领先方案达89% 年收益增量240万元 [10] - 能量转换环节是效率损耗主要源头 PCS采用三电平拓扑（效率98.5%-99%）较两电平（97%-97.5%）提升1.5个百分点 [12] - 热管理系统能耗占系统总损耗2%-4% 领先方案能耗1.8% 较行业平均（3%）降低1.2个百分点 年收益增量72万元 [10][13] - 系统协同性直接影响效率 PCS在最优电压范围内外运行效率差可达3%以上 [14] 设备充放电深度（DOD） - DOD直接影响电站单次调峰能力 DOD从90%降至80% 400MWh电站单次放电量减少40MWh [15] - 优秀组串式拓扑支持DOD 98% 较传统集中式（DOD 90%）单次充放电能力提升8个百分点 年价差收益增量345万元 [16] - 电池特性决定DOD物理上限 磷酸铁锂电池在DOD=95%工况下循环寿命达7000次以上 [17] - 系统拓扑结构避免簇间环流 组串式拓扑可实现DOD 98%以上且不影响电池衰减 [18] - 控制保护是高DOD的安全网 需通过BMS、PCS、EMS融合提升保护精准度和响应速度 [19] 设备电池容量衰减率 - 容量衰减率决定电站全生命周期收益 每减少1%/年 收益可增加数百万元 [20] - 运行温度是衰减率第一杀手 高温工况（45℃）下1000次循环衰减率升至15% 7000次循环后容量仅余60% [22][25] - 循环次数累积效应显著 每增加1000次循环 磷酸铁锂电池衰减率约8%-12% [23] - 电芯质量与一致性带来先天差异 一线电池一致性差异≤0.3% 衰减差异≤0.5% 二类电池一致性差异＞1% 衰减差异＞2% [26] 系统协同优化 - 四大指标需协同优化 过度追求单一指标可能导致其他指标恶化 例如提升运行效率而提高电池温度会加速容量衰减 [24] - 未来目标为实现高在线率（≥99.9%）、高效率（≥90%）、深度DOD（≥95%）、低衰减（≤4%/年） [27]

储能行业招标与中标数据概览 - 9月8日至9月14日期间招标项目9条 总规模4.9GWh 中标项目20条 总规模9.6GWh [1] 招标项目详情 - 河南漯河金大地综合智慧零碳电厂储能项目EPC规模达165.6MW/1019.216MWh 采用铅碳电池 用户侧峰谷套利模式 [2] - 山东广饶200MW/800MWh独立共享储能电站EPC项目 配储时长4小时 [4] - 宁夏红寺堡区100MW/400MWh共享储能电站EPC项目 [4] - 山东沾化区400MW/800MWh独立共享储能EPC项目 配储时长未披露 [4] - 云南双柏县200MW/800MWh全钒液流独立储能EPC项目 配储时长4小时 [4] - 内蒙古蒙能包头百灵100MW/400MWh磷酸铁锂储能系统采购项目 [4] - 山东冠县200MW/400MWh电网侧储能EPC项目 配储时长2小时 [4] - 河北85MW/170MWh电网侧独立储能EPC项目 配储时长2小时 [4] 中标项目核心数据 - 三峡能源广西田东县15MW/30MWh光储项目配套储能系统中标价0.49元/Wh 创最低报价 总价1470万元 [3] - 山西河津400MW/800MWh共享储能EPC项目中标价1.274元/Wh 总价10.20亿元 [5] - 新疆博乐115MW/460MWh独立储能EPC中标价1.12元/Wh 总价5.15亿元 [5] - 内蒙古扎旗82.5MW/165MWh构网型储能系统中标价0.567元/Wh 总价9358.8万元 [5] - 内蒙古左中同规模构网型储能系统中标价0.558元/Wh 总价9215.25万元 [5] - 新疆奎屯200MW/800MWh构网型独立储能PC项目中标价0.513元/Wh 总价4.10亿元 [5] - 江苏江宁50MW/100MWh共享储能系统中标价0.498元/Wh 总价5480.67万元 [5] - 河南鹏辉力赫200MW/400MWh独立储能EPC中标价1.496元/Wh 总价5.99亿元 [5] - 河北承德100MW/400MWh混合储能EPC中标价1.016元/Wh 总价4.07亿元 [5] - 新疆和田500MW/2000MWh构网型储能EPC中标价0.89元/Wh 总价17.80亿元 [5] - 山东昌邑110MW/220MWh光储项目中标价0.527元/Wh 总价1.16亿元 [5] - 浙江青山湖100MW/200MWh电网侧储能EPC中标价1.177元/Wh 总价2.36亿元 [5] - 山东瑞鹰60MW/300MWh储能EPC项目总价3.00亿元 [5] - 内蒙古磴口500MW/2000MWh电源侧储能EPC中标价0.744元/Wh 总价14.89亿元 [5] 技术路线与区域分布 - 铅碳电池应用于河南用户侧项目 全钒液流技术应用于云南项目 磷酸铁锂为主流技术路线 [2][4] - 项目分布于河南 山东 宁夏 云南 内蒙古 新疆 江苏 河北 山西 广西 浙江等11个省份 [4][5] - 配储时长以2小时和4小时为主 部分项目采用6小时配置 [2][4][5]

21世纪经济报道记者费心懿上海报道 首先，储能项目建在万人园区中心，安全至关重要。硬件上，该电站采用了电芯级、Pack级、舱级、电 站级四层防护+彩绘防火墙第五重防护。软件上，该电站的设备提供方，远景将其数字化系统进行实时 数据监测、异常预警及运维闭环管理应用于该电站的安全管理。 今年上半年，上海市杨浦区新江湾城湾谷科技园3.8MW/7.068MWh用户侧储能项目并网投运。这是上海 市中心最大的工商业储能电站。 近日，21世纪经济报道记者实地探访该电站，了解其作为园区绿色用电的三大密码。 远景相关负责人告诉记者，这座电站的意义在于寻找一条能够在城市中建造储能电站的路径。 第三，"城市充电宝"的绿色价值作用体现其中。 该储能电站能够与园区内的分布式光伏、充电桩、微网协同控制器及碳管理系统相结合，将产生更多价 值，包括增加绿电使用、更减碳；降低碳足迹、满足ESG需求；以及参与电力市场交易。 （文章来源：21世纪经济报道） 其次，其经济性价值得到验证。 据悉，上海湾谷科技园年用电量约4300万度，夏季用电负荷高，每日工作时间内用电峰值高，用电需求 大。项目通过峰谷套利形式，每日两充两放，系统年运行时间不低于330天 ...

首先，储能项目建在万人园区中心，安全至关重要。硬件上，该电站采用了电芯级、Pack级、舱级、电 站级四层防护+彩绘防火墙第五重防护。软件上，该电站的设备提供方，远景将其数字化系统进行实时 数据监测、异常预警及运维闭环管理应用于该电站的安全管理。 其次，其经济性价值得到验证。 21世纪经济报道记者费心懿 上海报道 今年上半年，上海市杨浦区新江湾城湾谷科技园3.8MW/7.068MWh用户侧储能项目并网投运。这是上海 市中心最大的工商业储能电站。 近日，21世纪经济报道记者实地探访该电站，了解其作为园区绿色用电的三大密码。 远景相关负责人告诉记者，这座电站的意义在于寻找一条能够在城市中建造储能电站的路径。 据悉，上海湾谷科技园年用电量约4300万度，夏季用电负荷高，每日工作时间内用电峰值高，用电需求 大。项目通过峰谷套利形式，每日两充两放，系统年运行时间不低于330天，从该项目实际运营数据 看，远景储能柜运行效率达90%以上，全生命周期内可创造节能收益约2100万元。 第三，"城市充电宝"的绿色价值作用体现其中。 该储能电站能够与园区内的分布式光伏、充电桩、微网协同控制器及碳管理系统相结合，将产生更多价 值，包括 ...

（原标题：探访上海首座大型"城市充电宝"丨21新能说） 近日，21世纪经济报道记者实地探访该电站，了解其作为园区绿色用电的三大密码。 第三，"城市充电宝"的绿色价值作用体现其中。 远景相关负责人告诉记者，这座电站的意义在于寻找一条能够在城市中建造储能电站的路径。 该储能电站能够与园区内的分布式光伏、充电桩、微网协同控制器及碳管理系统相结合，将产生更多价 值，包括增加绿电使用、更减碳；降低碳足迹、满足ESG需求；以及参与电力市场交易。 首先，储能项目建在万人园区中心，安全至关重要。硬件上，该电站采用了电芯级、Pack级、舱级、电 站级四层防护+彩绘防火墙第五重防护。软件上，该电站的设备提供方，远景将其数字化系统进行实时 数据监测、异常预警及运维闭环管理应用于该电站的安全管理。 （拍摄/卞显洋；剪辑/费心懿） 其次，其经济性价值得到验证。 21世纪经济报道记者费心懿 上海报道 据悉，上海湾谷科技园年用电量约4300万度，夏季用电负荷高，每日工作时间内用电峰值高，用电需求 大。项目通过峰谷套利形式，每日两充两放，系统年运行时间不低于330天，从该项目实际运营数据 看，远景储能柜运行效率达90%以上，全生命周期内可创 ...