独立储能及海外储能情况更新

（来源：纪要头等座）

1、美国储能市场分析

·大美丽法案影响及应对策略：大美丽法案对美国储能市场存在双重影响：一是关税缓释期导致年底及明年发货项目出现抢装，已有谈妥项目陆续发货；二是对SCOE实体的限制提高了补贴获取门槛，项目若想享受ITC补贴需规避该影响。规避大美丽法案的主要方式有两种：其一为在北美设立本土工厂且中国实控股权需低于25%；其二为通过技术授权模式，与当地集成商联合建设电芯Pack厂并授权技术。重点企业应对方面，远景在美国拥有100%中国实控的已投运工厂，按法案要求需将股权比例降至25%以下。远景尝试通过寻找一致行动人（如创始人张雷与红杉的基金）收购股权以保持实控权，但因重资产投资导致资金不足；后与有需求的客户协商提前预支未来订单资金以稀释股权，但客户实际投资意愿有限，目前可能面临将工厂转卖弗伦斯的选择。转卖后弗伦斯将限制价格和销售权，影响远景盈利空间。国轩高科因最大股东为德国大众，穿透后属德国公司，或不受SCOE实体影响，无需调整；LG作为韩国企业，政策对其有利。此外，从中国直接出口或东南亚转口贸易的设备不仅需缴纳关税，且无法获得补贴；易伟东南亚工厂供货及沙特合资工厂供货均难以获得补贴。

·美国储能装机预测：历史装机方面，2024年北美储能装机约38-39GWh。2025年受关税缓释期影响，年底发货及2026年关税上升引发抢装，预计2025年装机接近50GWh。2026年因高关税及大美丽法案导致部分项目取消或延期，装机将回调至38-40GWh。到2027年市场趋于稳定后，装机量将恢复增长，呈现波浪形曲线趋势（参考SMP数据）。需注意，2025年抢发的设备可能影响2026年一季度至二季度的装机量，但整体2026年装机仍下降。

·美国储能系统价格动态：美国储能系统价格呈现差异化特征。本土产能方面，LG卖给特斯拉的电芯价格为160美元/个，远景美国电芯在补贴前价格为100美元/个，补贴后约115美元/个，因本土产能稀缺性（军方、国安部等项目仅接受MADEinUSA设备）存在溢价。中国出口方面，FOB直流侧价格约70-80美元/个，较之前下降约10美元，主要因项目盈利空间收窄，业主压价所致，但实际成单较少。整体来看，北美本土产能建设周期长（3-5年），完全依赖本土供应不现实，预计至少一半项目仍依赖中国出口。部分业主因无法获取本土电芯，转向采购二三类品牌电芯以缓解供应压力。

2、欧洲储能市场分析

·欧洲装机与价格情况：欧洲储能市场中，东欧及英国地区储能项目活跃。装机方面，2024年欧洲储能装机量约8-9GWh，2025年预计约17GWh，增长态势良好。新增项目主要集中在中欧，如罗马尼亚、保加利亚、希腊等。价格上，中欧新增项目价格低，基本为FOB约70美元/个；大项目参考中东项目价格可能更低。

3、中东储能市场分析

·中东项目进展与装机预测：中东地区储能项目进展方面，重点项目推进情况存在差异。迪拜迪瓦7项目（1.6吉瓦，6吉瓦时）为确定性较高的项目；阿布扎比二期项目原计划2025年下半年招标，但因（更多实时纪要加微信：aileesir）一期项目（19.5吉瓦时）合同未最终确定仍在洽谈中，招标延后；沙特CPPC年初4吉瓦时项目已完成招标但因业主资金问题废标；STBC8吉瓦时项目按计划推进。今年装机预期方面，确定性较高的项目包括迪瓦7项目（6吉瓦时）、STBC8吉瓦时项目，加上埃及及摩洛哥nowMega11.2吉瓦时项目（由Aquapower中标，采用国轩高科设备），预计2025年中东（含北非阿拉伯国家）装机量约18-19吉瓦时。原计划2025年装机的宁德时代19.5吉瓦时项目因合同仍在修改，装机时间可能推迟至2026年。中长期装机展望方面，中东（含北非）市场预计到2028年前稳定在每年20吉瓦时左右。其中，沙特因每年光伏新增装机超15吉瓦，配套储能需求支撑其年装机约10吉瓦时；阿联酋因新能源渗透率较低且依赖燃机发电，约两年推进一个5-6吉瓦时的大型项目；埃及、摩洛哥因新能源（风电、光伏）装机增长，预计每年贡献3-5吉瓦时；其他小国家零散项目合计约12吉瓦时。

·中东储能价格特点：中东储能市场价格呈现明显低价特征。以海晨为例，其在沙特4小时储能系统项目中报出65美元的DAP（完税后交货）整个系统价格，扣除约5美元的运费后，FOB（离岸价）约60美元，直流侧系统FOB价格仅50美元出头（换算成人民币约0.5元/瓦时）。特斯拉中国在中东项目中报价整个系统约6.65元/瓦时，相比其自身定价低了很多。中东市场低价的主要成因在于项目体量大，企业以‘博彩’心态参与竞争，争取单个大项目即可完成年度指标。

4、国内储能市场分析

·政策驱动与装机预测：国内储能市场发展受136号文显著驱动。该文件出台后，每年新增新能源（光伏+风电）约200GW，自2025年6月1日起并网的项目中，大部分甚至全电量需进入市场化交易，新能源项目不配储能将导致交易能力下降。例如光伏若中午发电，可能面临零电价或负电价，需通过储能调节发电曲线以保障投资逻辑。从装机数据看，去年全国储能装机约150GWh（按75GW功率、2小时时长计算），其中一半为独立储能。今年装机预计超过去年，可能达到200GWh。主要驱动因素包括：内蒙西等省份为享受3.5毛/度的十年补贴，需在今年并网，仅蒙西地区今年预计并网约40-50GWh；江苏因电价较好、上海因容量补贴（如特斯拉2GWh项目）、山西因开放一次调频等政策支持，均推动储能项目进展。

·独立储能收益模式：独立储能主要通过三部分收益实现经济性：一是电价差，现货市场平均价差约3毛/度；二是辅助服务，如山西开放一次调频提升收益；三是容量补贴，如内蒙西3.5毛/度的补贴。对比发电侧储能，其仅用于自身场站负荷调整，无法参与市场交易，收益可能仅参考部分省份容量电价（如煤电100-200元/兆瓦·年）。今年独立储能占比将提升，因发电侧储能应用场景受限。此外，投资商因抢占优质电网节点（靠近升压站影响调频收益）加速布局独立储能，认为提前布局好节点将在未来电力市场化中获得更优盈利性。

·储能电芯价格动态：近期储能电芯存在涨价预期，主要原因包括：碳酸锂价格上升趋势、国家反内卷政策抑制低质量竞争、前期电芯价格已达成本线（2.1-2.3毛/Wh）不可持续。当前头部企业（如远景）电芯报价稳定在2.8毛/Wh，小厂因竞争压力暂未明显涨价。从产能看，行业整体产能过剩，例如远景今年产能43GWh，实际生产30-40GWh，明年计划60GWh但实际产量有限，若供应紧张可通过提产快速补充。因此，除非碳酸锂价格飙升，短期电芯价格预计止跌但难大幅上涨。

5、全球储能增长预期

·全球增长趋势与驱动：全球储能市场整体呈增长态势，虽美国增速减缓，但整体仍增长。全球储能年复合增长率预计在15%-20%，中国市场稳定，未明显下降；欧洲、澳洲、日本、拉美等市场需求补位，多区域复合使全球储能增长较乐观，基本维持20%左右的年复合增长率。

·重点区域市场特征：日本储能市场小众但毛利高，规模约为每年1-2吉瓦时，值得关注。当前美国等主流市场存在价格竞争，而日本市场相对闭塞，调频市场突出，投资回报率高，据咨询机构报告，日本储能投资2-3年可回本。

·新兴市场潜力与挑战：东南亚储能市场受限，煤电装机占比大且行政效率低，前景较谨慎。印度市场进入难，但中长期储能需求可期：前两年新能源项目发展快，新能源装机提升后需储能调节；受地理条件限制，电化学储能成主要调节电源。预计到2030年，印度储能年增长量或达60吉瓦时。

6、储能项目收益与投资考量

·收益来源与资金渠道：储能项目收益主要有三部分：电价差套利、调频辅助服务及容量电价。电价差通过储能低买高卖实现，无特定支付方。调频辅助服务费用由电网支付，资金源于发电企业，因发电不稳定需电网辅助，发电企业电费结算单含相关费用。如内蒙3毛5的容量补偿资金，是发电企业每发一度电扣3厘归集。容量电价资金来源各省不同，部分省份从新能源发电企业收，部分从用户侧收。2024年煤电容量电价政策或使用户每度电增加3厘，但因2024年煤炭价格下跌，且多数省份电源点以煤电站为主，整体电费降3厘，用户未感电价变化。

·政策变动对收益的影响：政策变动显著影响储能项目收益，如山西调频政策调整，原8元/兆瓦，修改k值计算方式后降至2-3元/兆瓦。政策调整冲击项目收益：按调频计划预留容量（无法进行电价差套利），实际损失约60%；放弃调频做现货交易，整体仍损失30%。政策微调可能使项目从盈利转亏损。

·投资决策的核心考量：储能项目投资需考量市场供需平衡、政策不确定性及刚需驱动因素。市场上，储能设备增多压缩电价差套利空间，减少则因新能源装机增长扩大套利空间，形成自发均衡。投资方面，国央企多自主开发储能项目，因政策不确定且收益测算难（如电价差可参考历史数据，但政策持续性难解释）。刚需上，中国新能源年装机量保持200-300GW，抽水蓄能受限，燃煤电站“十四五”为最后热潮，2026年开始的“十五五”除跨省大基地外无新建计划，调节性能源需求支撑储能发展。

Q&A

Q:美国市场终端情况及当前签单、发货情况如何？

A:美国市场受大美丽法案上月落地及关税90天减免缓冲期影响，呈现两大变化：一是法案影响储能经济性，厂家通过两种方式规避其对产品竞争力的影响，包括在北美设立本地工厂或采用技术授权模式；二是关税缓释期推动年底或明年发货项目抢装，已谈项目陆续发货。当前，中国直接出口或东南亚转口贸易需缴纳关税且无补贴；东南亚工厂供货或沙特合作工厂供货仍难以获得补贴。受此影响，北美储能系统设备价格将上升，主要因无补贴或有补贴设备成本增加。

Q:大美丽法案对PFE的影响及美国本土当前电池产能情况如何？

A:大美丽法案对PFE的影响主要集中于远景。国轩因控股股东为德国大众，穿透后属于德国实体，不受海外实体控制影响；LG作为韩国企业，在相关榜单中处于有利地位，二者受影响较小。当前北美本土电池产能主要来自远景；国轩高科产能将于明年投产，LG产能也计划于明年落地。远景面临实控权挑战：其尝试通过联合可控制的一致行动人收购股权，但因工厂重资产属性，一致行动人资金不足；另一方案是与未来有北美产能需求的客户协商预支资金，但客户实际投资意愿低。若出售工厂给弗伦斯，弗伦斯将限制电芯定价，并禁止远景对外销售或自主竞争，可能导致其错失北美市场先发红利。

Q:美国电池产能目前较少，非美国区域的电池产能是否均由中国公司投资？未来美国储能电芯供应是否可能不足？

A:非美国区域的电池产能并非均由中国公司投资。未来美国储能电芯供应可能面临不足，仅依靠北美本土产能无法满足市场需求。预计至少一半北美项目仍依赖中国供应，主要通过两种方式实现：一是价格上涨；二是供应链下沉。此外，MADEINUSA产品在军方、国安部等特定项目中因投标限制存在溢价空间。

Q:明年北美装机量是否会大幅下调？涉及的口径是电池发货口径还是装机口径？今年抢装对明年装机量有何影响？

A:今年抢发可能增加明年一季度装机，但明年整体装机量仍会下降；SMP数据支持这一预测。今年抢装的原因包括特朗普年初上台及今年存在抢装行为。

Q:当前美国储能系统的价格情况如何？

A:美国储能系统价格需分市场来源看：北美本土产能及LG等品牌在北美市场售价较高，且受政策影响价格未下降；中国出口的储能系统价格有明显下降，当前部分客户压价至FOB直流侧70-80美元，降幅约10美元，主要因北美项目盈利性下降，业主为维持项目收益需降低整体成本。

Q:欧洲市场近期情况如何？今年装机量及未来两年的发展预期如何？

A:欧洲市场去年装机量约8-9GWh，今年预计达15-16GWh。当前东欧地区储能项目活跃，新增项目较多；英（更多实时纪要加微信：aileesir）国等传统储能活跃地区保持良好发展态势。

Q:欧洲储能市场今年的预期规模如何？近期补贴政策对市场的影响是否显著？

A:欧洲储能市场去年规模约8-9GWh，今年预计可达17GWh左右，增长态势良好。

Q:欧洲当前市场价格水平如何？

A:欧洲价格较低，主要因新增项目集中在罗马尼亚、保加利亚、希腊等中欧地区，该区域项目主打低价，FOB价格约70美元；大项目参考中东项目价格可能更低。

Q:中东储能市场今年的发展情况如何？

A:中东储能市场今年增长不及年初预期，主要因项目招标落地进度较慢。年初预期的重点项目中，迪拜迪瓦7项目、阿布扎比二期、沙特CPPC4吉瓦时项目等进展未达预期；仅迪瓦6项目与STBC8吉瓦时项目确定性较高，合计约14吉瓦时。若包含埃及、摩洛哥等泛中东地区，今年中东市场预计规模约18-19吉瓦时。此外，原计划今年装机的宁德时代19.5吉瓦时项目因合同仍在调整，装机时间可能延至明年。尽管今年装机不及预期，但中东光伏新能源需求支撑下，市场底层逻辑健康，明年装机有望回升。

Q:中东储能市场部分项目进度及招标延迟对市场节奏产生了哪些影响？

A:中东储能市场因单体项目规模较大，市场波动性显著，单个项目未顺利推进即会对年度增长造成较大影响。今年ADQ二期未如期启动招标，导致市场少约19.5吉瓦时的增量。尽管当前市场节奏慢于年初预期，但储能在中东已成为刚需，各国持续推进新储能项目，市场底层逻辑依然稳固。

Q:中东市场未来装机体量预测情况如何？

A:若将北非阿拉伯国家纳入中东范围，中东市场每年新签订单可换算为隔年装机，预测未来至2028年或2030年，每年稳定在20吉瓦时左右。其中，沙特因2030年或2028年前每年光伏新增装机超15吉瓦及配套储能需求，预计每年贡献约10吉瓦时；阿联酋因以燃机发电为主、新能源渗透率低且含光热，约每两年有7-5吉瓦时大项目；埃及、摩洛哥因新能源装机增加，每年贡献3-5吉瓦时；其他小国家零散项目合计约1-2吉瓦时。尽管中东项目毛利较低，但体量大，中标大项目对完成年度指标有重要作用。

Q:中东市场储能系统当前价格水平如何？

A:中东储能系统价格整体较低。以海晨为例，其对沙特市场的储能系统报价为65美元/DAP，扣除5美元运费后FOB约60美元/4小时系统；PCS价格压至低位，直流侧系统FOB约50美元出头，换算成人民币约0.5元/Wh以下。特斯拉中国对中东项目的系统报价为人民币6.65元/Wh，虽较其自身历史价格有所下调，但因特斯拉定价通常较高，市场仍认为其价格相对偏高。中东储能项目体量普遍在300兆瓦时以上，价格受组件行业涨价影响可能小幅上涨，否则整体维持较低水平。

Q:国内储能市场当前发展情况如何？

A:国内储能市场发展态势良好，尤其对远景等企业而言是重要新增市场。受136号文影响，电化学储能成为新能源项目必要配套设施，2023年起新增新能源规模约200GW/年，6月1日后并网项目需通过储能提升市场化交易能力，否则可能面临谷电甚至负电价导致投资逻辑失效。市场需求从强配转向性能驱动，储能开机率提升推动对设备性能效率的更高要求，头部企业受益，低价低质产品逐步淘汰。政策激励方面，蒙西、上海、山西等多地推出补贴或开放调频服务，推动储能装机热潮。2023年全国储能装机75GW，2024年预计超去年水平，仅蒙西地区即有40-50GWh电池因3毛5/度十年补贴需年内并网，上海特斯拉2GWh项目也将投产。独立储能占比提升，其收益模式包括电价差、辅助服务及容量补贴，叠加融资对品牌设备的偏好，推动市场向健康化发展，短期内电池订单增加。

Q:国内今年大型储能装机量预计达到多少？

A:去年国内大型储能装机量约150GWh，今年预计可达200GWh，主要因内蒙古地区今年新增装机约50GWh。

Q:国内储能去年装机数据及今年增长预期如何？

A:国内储能去年装机容量约150GWh，今年预计增长30%左右。增长主要受三方面驱动：一是被136号文取消订单的替代需求；二是内蒙古等省份因政策时间限制引发抢装热，部分项目因补贴驱动呈现非理性特征；三是光伏投资收益下降推动独立储能投资，五大四小等投资商为抢占优质节点加速布局，看好未来电力市场化下的储能价值。综合来看，国内储能未来两年增速可期，头部企业因产品性能、融资优势及投资商信任度更受益。

Q:明年国内储能市场的发展前景是否清晰？

A:明年国内储能市场预计保持与今年相近的增速，作为电力市场化正式实施的第一年，问题与机会将更集中体现。当前各省仍在制定机制电价、机制电量等政策，现货市场方面，虽浙江已成为第七个全面进入现货的省份，但多数省份仍处于试运行阶段，电价差具体水平尚不明确。自明年1月1日起，新项目将100%进入现货市场，预计短期个别省份电价差将增大，长期随储能规模增加趋于收敛。未来三年储能市场仍将保持增长趋势，2027-2028年可能因前期产能快速扩张导致价差收窄，增长或阶段性放缓，但今明两年仍将维持高速增长。

Q:近期储能电芯出现涨价趋势的主要原因是什么？

A:储能电芯涨价主要受三方面因素驱动：一是碳酸锂价格呈上升趋势叠加国家反内卷政策，形成涨价预期；二是此前电芯价格已降至2毛3甚至2毛1的成本价水平，不可持续；三是国家推动高质量发展，未来对储能系统质量要求提升，理论上需要系统价格回升以支撑高质量储能发展。目前涨价尚未明显传导至客户端，市场普遍预期小幅涨价。

Q:当前储能电芯的采购价格水平如何？

A:当前储能电芯采购价格方面，以远景为例，其对外报价约为0.28元，且价格未低于过0.28元。

Q:全球储能市场今年及未来几年的增长预期如何？

A:全球储能市场整体保持增长，尽管美国增速放缓，但中国、欧洲、澳洲、日本及拉美等地区需求支撑下，预计年复合增长率约15%-20%。新增长点包括国内个别省份的高质量储能需求，以及中东欧、拉美市场。日本市场虽规模较小，但因市场相对闭塞、调频业务收益高，投资回报率可达2-3年回本，毛利表现突出。东南亚市场因煤电装机占比高、行政效率较低，增长预期较弱。印度市场中长期需求潜力大，因新能源项目快速发展且缺乏抽水蓄能条件，依赖电化学储能调节，预计2030年年需求达60吉瓦时。企业层面，国际化布局完善及具备成本优势的企业更具发展潜力，当前低价电芯仍有市场需求以满足项目经济性。

Q:储能项目涉及的容量电价、调频、调峰费用由地方政府、电网还是中央政府支付？

A:当前储能项目收益主要来源于三部分：电价差、辅助服务、容量电价。电价差为储能通过低买高卖的套利行为获得，无特定支付主体；调频辅助服务费用由电网支付，资金来源于发电企业——（更多实时纪要加微信：aileesir）发电企业因电力不稳定需向电网支付辅助服务费用，形成资金池补贴储能。以内蒙古为例，其容量补偿资金通过向发电企业每度电加收3厘钱建立。容量电价方面，部分省份从新能源发电企业收取，部分从用户侧收取。长期看，国家财政难以持续专项补贴，未来储能费用将转向市场机制，主要依赖电价差现货与调频现货，类似欧洲通过投标方式由电网向发电企业收取费用。

免责申明：以上内容不构成投资建议，以此作为投资依据出现任何损失不承担任何责任。