獨立儲能及海外儲能情況更新

（來源：紀要頭等座）

1、美國儲能市場分析

·大美麗法案影響及應對策略：大美麗法案對美國儲能市場存在雙重影響：一是關税緩釋期導致年底及明年發貨項目出現搶裝，已有談妥項目陸續發貨；二是對SCOE實體的限制提高了補貼獲取門檻，項目若想享受ITC補貼需規避該影響。規避大美麗法案的主要方式有兩種：其一為在北美設立本土工廠且中國實控股權需低於25%；其二為通過技術授權模式，與當地集成商聯合建設電芯Pack廠並授權技術。重點企業應對方面，遠景在美國擁有100%中國實控的已投運工廠，按法案要求需將股權比例降至25%以下。遠景嘗試通過尋找一致行動人（如創始人張雷與紅杉的基金）收購股權以保持實控權，但因重資產投資導致資金不足；后與有需求的客户協商提前預支未來訂單資金以稀釋股權，但客户實際投資意願有限，目前可能面臨將工廠轉賣弗倫斯的選擇。轉賣后弗倫斯將限制價格和銷售權，影響遠景盈利空間。國軒高科因最大股東為德國大眾，穿透后屬德國公司，或不受SCOE實體影響，無需調整；LG作為韓國企業，政策對其有利。此外，從中國直接出口或東南亞轉口貿易的設備不僅需繳納關税，且無法獲得補貼；易偉東南亞工廠供貨及沙特合資工廠供貨均難以獲得補貼。

·美國儲能裝機預測：歷史裝機方面，2024年北美儲能裝機約38-39GWh。2025年受關税緩釋期影響，年底發貨及2026年關税上升引發搶裝，預計2025年裝機接近50GWh。2026年因高關税及大美麗法案導致部分項目取消或延期，裝機將回調至38-40GWh。到2027年市場趨於穩定后，裝機量將恢復增長，呈現波浪形曲線趨勢（參考SMP數據）。需注意，2025年搶發的設備可能影響2026年一季度至二季度的裝機量，但整體2026年裝機仍下降。

·美國儲能系統價格動態：美國儲能系統價格呈現差異化特徵。本土產能方面，LG賣給特斯拉的電芯價格為160美元/個，遠景美國電芯在補貼前價格為100美元/個，補貼后約115美元/個，因本土產能稀缺性（軍方、國安部等項目僅接受MADEinUSA設備）存在溢價。中國出口方面，FOB直流側價格約70-80美元/個，較之前下降約10美元，主要因項目盈利空間收窄，業主壓價所致，但實際成單較少。整體來看，北美本土產能建設周期長（3-5年），完全依賴本土供應不現實，預計至少一半項目仍依賴中國出口。部分業主因無法獲取本土電芯，轉向採購二三類品牌電芯以緩解供應壓力。

2、歐洲儲能市場分析

·歐洲裝機與價格情況：歐洲儲能市場中，東歐及英國地區儲能項目活躍。裝機方面，2024年歐洲儲能裝機量約8-9GWh，2025年預計約17GWh，增長態勢良好。新增項目主要集中在中歐，如羅馬尼亞、保加利亞、希臘等。價格上，中歐新增項目價格低，基本為FOB約70美元/個；大項目參考中東項目價格可能更低。

3、中東儲能市場分析

·中東項目進展與裝機預測：中東地區儲能項目進展方面，重點項目推進情況存在差異。迪拜迪瓦7項目（1.6吉瓦，6吉瓦時）為確定性較高的項目；阿布扎比二期項目原計劃2025年下半年招標，但因（更多實時紀要加微信：aileesir）一期項目（19.5吉瓦時）合同未最終確定仍在洽談中，招標延后；沙特CPPC年初4吉瓦時項目已完成招標但因業主資金問題廢標；STBC8吉瓦時項目按計劃推進。今年裝機預期方面，確定性較高的項目包括迪瓦7項目（6吉瓦時）、STBC8吉瓦時項目，加上埃及及摩洛哥nowMega11.2吉瓦時項目（由Aquapower中標，採用國軒高科設備），預計2025年中東（含北非阿拉伯國家）裝機量約18-19吉瓦時。原計劃2025年裝機的寧德時代19.5吉瓦時項目因合同仍在修改，裝機時間可能推迟至2026年。中長期裝機展望方面，中東（含北非）市場預計到2028年前穩定在每年20吉瓦時左右。其中，沙特因每年光伏新增裝機超15吉瓦，配套儲能需求支撐其年裝機約10吉瓦時；阿聯酋因新能源滲透率較低且依賴燃機發電，約兩年推進一個5-6吉瓦時的大型項目；埃及、摩洛哥因新能源（風電、光伏）裝機增長，預計每年貢獻3-5吉瓦時；其他小國家零散項目合計約12吉瓦時。

·中東儲能價格特點：中東儲能市場價格呈現明顯低價特徵。以海晨為例，其在沙特4小時儲能系統項目中報出65美元的DAP（完稅后交貨）整個系統價格，扣除約5美元的運費后，FOB（離岸價）約60美元，直流側系統FOB價格僅50美元出頭（換算成人民幣約0.5元/瓦時）。特斯拉中國在中東項目中報價整個系統約6.65元/瓦時，相比其自身定價低了很多。中東市場低價的主要成因在於項目體量大，企業以‘博彩’心態參與競爭，爭取單個大項目即可完成年度指標。

4、國內儲能市場分析

·政策驅動與裝機預測：國內儲能市場發展受136號文顯著驅動。該文件出臺后，每年新增新能源（光伏+風電）約200GW，自2025年6月1日起併網的項目中，大部分甚至全電量需進入市場化交易，新能源項目不配儲能將導致交易能力下降。例如光伏若中午發電，可能面臨零電價或負電價，需通過儲能調節發電曲線以保障投資邏輯。從裝機數據看，去年全國儲能裝機約150GWh（按75GW功率、2小時時長計算），其中一半為獨立儲能。今年裝機預計超過去年，可能達到200GWh。主要驅動因素包括：內蒙西等省份為享受3.5毛/度的十年補貼，需在今年併網，僅蒙西地區今年預計併網約40-50GWh；江蘇因電價較好、上海因容量補貼（如特斯拉2GWh項目）、山西因開放一次調頻等政策支持，均推動儲能項目進展。

·獨立儲能收益模式：獨立儲能主要通過三部分收益實現經濟性：一是電價差，現貨市場平均價差約3毛/度；二是輔助服務，如山西開放一次調頻提升收益；三是容量補貼，如內蒙西3.5毛/度的補貼。對比發電側儲能，其僅用於自身場站負荷調整，無法參與市場交易，收益可能僅參考部分省份容量電價（如煤電100-200元/兆瓦·年）。今年獨立儲能佔比將提升，因發電側儲能應用場景受限。此外，投資商因搶佔優質電網節點（靠近升壓站影響調頻收益）加速佈局獨立儲能，認為提前佈局好節點將在未來電力市場化中獲得更優盈利性。

·儲能電芯價格動態：近期儲能電芯存在漲價預期，主要原因包括：碳酸鋰價格上升趨勢、國家反內卷政策抑制低質量競爭、前期電芯價格已達成本線（2.1-2.3毛/Wh）不可持續。當前頭部企業（如遠景）電芯報價穩定在2.8毛/Wh，小廠因競爭壓力暫未明顯漲價。從產能看，行業整體產能過剩，例如遠景今年產能43GWh，實際生產30-40GWh，明年計劃60GWh但實際產量有限，若供應緊張可通過提產快速補充。因此，除非碳酸鋰價格飆升，短期電芯價格預計止跌但難大幅上漲。

5、全球儲能增長預期

·全球增長趨勢與驅動：全球儲能市場整體呈增長態勢，雖美國增速減緩，但整體仍增長。全球儲能年複合增長率預計在15%-20%，中國市場穩定，未明顯下降；歐洲、澳洲、日本、拉美等市場需求補位，多區域複合使全球儲能增長較樂觀，基本維持20%左右的年複合增長率。

·重點區域市場特徵：日本儲能市場小眾但毛利高，規模約為每年1-2吉瓦時，值得關注。當前美國等主流市場存在價格競爭，而日本市場相對閉塞，調頻市場突出，投資回報率高，據諮詢機構報告，日本儲能投資2-3年可回本。

·新興市場潛力與挑戰：東南亞儲能市場受限，煤電裝機佔比大且行政效率低，前景較謹慎。印度市場進入難，但中長期儲能需求可期：前兩年新能源項目發展快，新能源裝機提升后需儲能調節；受地理條件限制，電化學儲能成主要調節電源。預計到2030年，印度儲能年增長量或達60吉瓦時。

6、儲能項目收益與投資考量

·收益來源與資金渠道：儲能項目收益主要有三部分：電價差套利、調頻輔助服務及容量電價。電價差通過儲能低買高賣實現，無特定支付方。調頻輔助服務費用由電網支付，資金源於發電企業，因發電不穩定需電網輔助，發電企業電費結算單含相關費用。如內蒙3毛5的容量補償資金，是發電企業每發一度電扣3釐歸集。容量電價資金來源各省不同，部分省份從新能源發電企業收，部分從用户側收。2024年煤電容量電價政策或使用户每度電增加3釐，但因2024年煤炭價格下跌，且多數省份電源點以煤電站為主，整體電費降3釐，用户未感電價變化。

·政策變動對收益的影響：政策變動顯著影響儲能項目收益，如山西調頻政策調整，原8元/兆瓦，修改k值計算方式后降至2-3元/兆瓦。政策調整衝擊項目收益：按調頻計劃預留容量（無法進行電價差套利），實際損失約60%；放棄調頻做現貨交易，整體仍損失30%。政策微調可能使項目從盈利轉虧損。

·投資決策的核心考量：儲能項目投資需考量市場供需平衡、政策不確定性及剛需驅動因素。市場上，儲能設備增多壓縮電價差套利空間，減少則因新能源裝機增長擴大套利空間，形成自發均衡。投資方面，國央企多自主開發儲能項目，因政策不確定且收益測算難（如電價差可參考歷史數據，但政策持續性難解釋）。剛需上，中國新能源年裝機量保持200-300GW，抽水蓄能受限，燃煤電站「十四五」為最后熱潮，2026年開始的「十五五」除跨省大基地外無新建計劃，調節性能源需求支撐儲能發展。

Q&A

Q:美國市場終端情況及當前簽單、發貨情況如何？

A:美國市場受大美麗法案上月落地及關税90天減免緩衝期影響，呈現兩大變化：一是法案影響儲能經濟性，廠家通過兩種方式規避其對產品競爭力的影響，包括在北美設立本地工廠或採用技術授權模式；二是關税緩釋期推動年底或明年發貨項目搶裝，已談項目陸續發貨。當前，中國直接出口或東南亞轉口貿易需繳納關税且無補貼；東南亞工廠供貨或沙特合作工廠供貨仍難以獲得補貼。受此影響，北美儲能系統設備價格將上升，主要因無補貼或有補貼設備成本增加。

Q:大美麗法案對PFE的影響及美國本土當前電池產能情況如何？

A:大美麗法案對PFE的影響主要集中於遠景。國軒因控股股東為德國大眾，穿透后屬於德國實體，不受海外實體控制影響；LG作為韓國企業，在相關榜單中處於有利地位，二者受影響較小。當前北美本土電池產能主要來自遠景；國軒高科產能將於明年投產，LG產能也計劃於明年落地。遠景面臨實控權挑戰：其嘗試通過聯合可控制的一致行動人收購股權，但因工廠重資產屬性，一致行動人資金不足；另一方案是與未來有北美產能需求的客户協商預支資金，但客户實際投資意願低。若出售工廠給弗倫斯，弗倫斯將限制電芯定價，並禁止遠景對外銷售或自主競爭，可能導致其錯失北美市場先發紅利。

Q:美國電池產能目前較少，非美國區域的電池產能是否均由中國公司投資？未來美國儲能電芯供應是否可能不足？

A:非美國區域的電池產能並非均由中國公司投資。未來美國儲能電芯供應可能面臨不足，僅依靠北美本土產能無法滿足市場需求。預計至少一半北美項目仍依賴中國供應，主要通過兩種方式實現：一是價格上漲；二是供應鏈下沉。此外，MADEINUSA產品在軍方、國安部等特定項目中因投標限制存在溢價空間。

Q:明年北美裝機量是否會大幅下調？涉及的口徑是電池發貨口徑還是裝機口徑？今年搶裝對明年裝機量有何影響？

A:今年搶發可能增加明年一季度裝機，但明年整體裝機量仍會下降；SMP數據支持這一預測。今年搶裝的原因包括特朗普年初上臺及今年存在搶裝行為。

Q:當前美國儲能系統的價格情況如何？

A:美國儲能系統價格需分市場來源看：北美本土產能及LG等品牌在北美市場售價較高，且受政策影響價格未下降；中國出口的儲能系統價格有明顯下降，當前部分客户壓價至FOB直流側70-80美元，降幅約10美元，主要因北美項目盈利性下降，業主為維持項目收益需降低整體成本。

Q:歐洲市場近期情況如何？今年裝機量及未來兩年的發展預期如何？

A:歐洲市場去年裝機量約8-9GWh，今年預計達15-16GWh。當前東歐地區儲能項目活躍，新增項目較多；英（更多實時紀要加微信：aileesir）國等傳統儲能活躍地區保持良好發展態勢。

Q:歐洲儲能市場今年的預期規模如何？近期補貼政策對市場的影響是否顯著？

A:歐洲儲能市場去年規模約8-9GWh，今年預計可達17GWh左右，增長態勢良好。

Q:歐洲當前市場價格水平如何？

A:歐洲價格較低，主要因新增項目集中在羅馬尼亞、保加利亞、希臘等中歐地區，該區域項目主打低價，FOB價格約70美元；大項目參考中東項目價格可能更低。

Q:中東儲能市場今年的發展情況如何？

A:中東儲能市場今年增長不及年初預期，主要因項目招標落地進度較慢。年初預期的重點項目中，迪拜迪瓦7項目、阿布扎比二期、沙特CPPC4吉瓦時項目等進展未達預期；僅迪瓦6項目與STBC8吉瓦時項目確定性較高，合計約14吉瓦時。若包含埃及、摩洛哥等泛中東地區，今年中東市場預計規模約18-19吉瓦時。此外，原計劃今年裝機的寧德時代19.5吉瓦時項目因合同仍在調整，裝機時間可能延至明年。儘管今年裝機不及預期，但中東光伏新能源需求支撐下，市場底層邏輯健康，明年裝機有望回升。

Q:中東儲能市場部分項目進度及招標延迟對市場節奏產生了哪些影響？

A:中東儲能市場因單體項目規模較大，市場波動性顯著，單個項目未順利推進即會對年度增長造成較大影響。今年ADQ二期未如期啟動招標，導致市場少約19.5吉瓦時的增量。儘管當前市場節奏慢於年初預期，但儲能在中東已成為剛需，各國持續推進新儲能項目，市場底層邏輯依然穩固。

Q:中東市場未來裝機體量預測情況如何？

A:若將北非阿拉伯國家納入中東範圍，中東市場每年新簽訂單可換算為隔年裝機，預測未來至2028年或2030年，每年穩定在20吉瓦時左右。其中，沙特因2030年或2028年前每年光伏新增裝機超15吉瓦及配套儲能需求，預計每年貢獻約10吉瓦時；阿聯酋因以燃機發電為主、新能源滲透率低且含光熱，約每兩年有7-5吉瓦時大項目；埃及、摩洛哥因新能源裝機增加，每年貢獻3-5吉瓦時；其他小國家零散項目合計約1-2吉瓦時。儘管中東項目毛利較低，但體量大，中標大項目對完成年度指標有重要作用。

Q:中東市場儲能系統當前價格水平如何？

A:中東儲能系統價格整體較低。以海晨為例，其對沙特市場的儲能系統報價為65美元/DAP，扣除5美元運費后FOB約60美元/4小時系統；PCS價格壓至低位，直流側系統FOB約50美元出頭，換算成人民幣約0.5元/Wh以下。特斯拉中國對中東項目的系統報價為人民幣6.65元/Wh，雖較其自身歷史價格有所下調，但因特斯拉定價通常較高，市場仍認為其價格相對偏高。中東儲能項目體量普遍在300兆瓦時以上，價格受組件行業漲價影響可能小幅上漲，否則整體維持較低水平。

Q:國內儲能市場當前發展情況如何？

A:國內儲能市場發展態勢良好，尤其對遠景等企業而言是重要新增市場。受136號文影響，電化學儲能成為新能源項目必要配套設施，2023年起新增新能源規模約200GW/年，6月1日后併網項目需通過儲能提升市場化交易能力，否則可能面臨谷電甚至負電價導致投資邏輯失效。市場需求從強配轉向性能驅動，儲能開機率提升推動對設備性能效率的更高要求，頭部企業受益，低價低質產品逐步淘汰。政策激勵方面，蒙西、上海、山西等多地推出補貼或開放調頻服務，推動儲能裝機熱潮。2023年全國儲能裝機75GW，2024年預計超去年水平，僅蒙西地區即有40-50GWh電池因3毛5/度十年補貼需年內併網，上海特斯拉2GWh項目也將投產。獨立儲能佔比提升，其收益模式包括電價差、輔助服務及容量補貼，疊加融資對品牌設備的偏好，推動市場向健康化發展，短期內電池訂單增加。

Q:國內今年大型儲能裝機量預計達到多少？

A:去年國內大型儲能裝機量約150GWh，今年預計可達200GWh，主要因內蒙古地區今年新增裝機約50GWh。

Q:國內儲能去年裝機數據及今年增長預期如何？

A:國內儲能去年裝機容量約150GWh，今年預計增長30%左右。增長主要受三方面驅動：一是被136號文取消訂單的替代需求；二是內蒙古等省份因政策時間限制引發搶裝熱，部分項目因補貼驅動呈現非理性特徵；三是光伏投資收益下降推動獨立儲能投資，五大四小等投資商為搶佔優質節點加速佈局，看好未來電力市場化下的儲能價值。綜合來看，國內儲能未來兩年增速可期，頭部企業因產品性能、融資優勢及投資商信任度更受益。

Q:明年國內儲能市場的發展前景是否清晰？

A:明年國內儲能市場預計保持與今年相近的增速，作為電力市場化正式實施的第一年，問題與機會將更集中體現。當前各省仍在制定機制電價、機制電量等政策，現貨市場方面，雖浙江已成為第七個全面進入現貨的省份，但多數省份仍處於試運行階段，電價差具體水平尚不明確。自明年1月1日起，新項目將100%進入現貨市場，預計短期個別省份電價差將增大，長期隨儲能規模增加趨於收斂。未來三年儲能市場仍將保持增長趨勢，2027-2028年可能因前期產能快速擴張導致價差收窄，增長或階段性放緩，但今明兩年仍將維持高速增長。

Q:近期儲能電芯出現漲價趨勢的主要原因是什麼？

A:儲能電芯漲價主要受三方面因素驅動：一是碳酸鋰價格呈上升趨勢疊加國家反內卷政策，形成漲價預期；二是此前電芯價格已降至2毛3甚至2毛1的成本價水平，不可持續；三是國家推動高質量發展，未來對儲能系統質量要求提升，理論上需要系統價格回升以支撐高質量儲能發展。目前漲價尚未明顯傳導至客户端，市場普遍預期小幅漲價。

Q:當前儲能電芯的採購價格水平如何？

A:當前儲能電芯採購價格方面，以遠景為例，其對外報價約為0.28元，且價格未低於過0.28元。

Q:全球儲能市場今年及未來幾年的增長預期如何？

A:全球儲能市場整體保持增長，儘管美國增速放緩，但中國、歐洲、澳洲、日本及拉美等地區需求支撐下，預計年複合增長率約15%-20%。新增長點包括國內個別省份的高質量儲能需求，以及中東歐、拉美市場。日本市場雖規模較小，但因市場相對閉塞、調頻業務收益高，投資回報率可達2-3年回本，毛利表現突出。東南亞市場因煤電裝機佔比高、行政效率較低，增長預期較弱。印度市場中長期需求潛力大，因新能源項目快速發展且缺乏抽水蓄能條件，依賴電化學儲能調節，預計2030年年需求達60吉瓦時。企業層面，國際化佈局完善及具備成本優勢的企業更具發展潛力，當前低價電芯仍有市場需求以滿足項目經濟性。

Q:儲能項目涉及的容量電價、調頻、調峰費用由地方政府、電網還是中央政府支付？

A:當前儲能項目收益主要來源於三部分：電價差、輔助服務、容量電價。電價差為儲能通過低買高賣的套利行為獲得，無特定支付主體；調頻輔助服務費用由電網支付，資金來源於發電企業——（更多實時紀要加微信：aileesir）發電企業因電力不穩定需向電網支付輔助服務費用，形成資金池補貼儲能。以內蒙古為例，其容量補償資金通過向發電企業每度電加收3釐錢建立。容量電價方面，部分省份從新能源發電企業收取，部分從用户側收取。長期看，國家財政難以持續專項補貼，未來儲能費用將轉向市場機制，主要依賴電價差現貨與調頻現貨，類似歐洲通過投標方式由電網向發電企業收取費用。

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