摘要：今年需求与抢装影响: 美国今年储能需求旺盛。去年（2024年）北美储能装机量约38 - 39吉瓦时，原预计今年（2025年）自然增长至接近50吉瓦时。受OOBBB法案落地及明年（2026年）关税增加影响，今年抢装明显，抢装项目在原预计50多个吉瓦时基础上，或增
1、美国储能市场需求与展望
今年需求与抢装影响: 美国今年储能需求旺盛。去年（2024年）北美储能装机量约38 - 39吉瓦时，原预计今年（2025年）自然增长至接近50吉瓦时。受OOBBB法案落地及明年（2026年）关税增加影响，今年抢装明显，抢装项目在原预计50多个吉瓦时基础上，或增加20 - 30吉瓦时，使今年北美储能装机量达70 - 80吉瓦时。抢装致短期供应紧张，许多厂家电芯不足，需外购满足交期。今年三四季度抢装尤为明显。明后年需求预测: 对于2026 - 2027年需求，因今年抢装使大量项目提前落地，预计明年（2026年）北美储能装机量较今年回落，维持在40吉瓦时左右。到2027年，随着AI数据中心发展对稳定电源需求增加，北美市场将依托新能源加储能（如光伏 + 电化学储能、风电 + 储能）模式为AI数据中心供能，预计市场需求将增长20 - 30吉瓦时。装机口径与政策影响: 装机口径存在定义差异，业内有时将机械完工定义为装机，不受电网全容量并网排队限制；全容量并网则需电网排队。政策方面，今年开工且设备到货的项目可满足OOBBB法案要求，豁免关税；明年（2026年）政策是否收紧待观察，市场将动态调整决策。
2、中东储能市场项目与竞争格局
重点项目进展: 中东储能市场已落地及待招标的核心项目包括多个案例。海辰在沙特SEC的4G瓦/11G瓦项目，是中东2025年落地的首个大标，宣传称首次实现1000加安时电芯全球交付并尝试储能应用。虽有海辰未上市、现金流差、可能被业主替代或因涨价延期等传闻，但项目已官宣由海辰承接，价格激进，FOB 4小时价格在60 - 65美元/度电，为下半年中东项目招标提供价格参考。DR7项目规模为1.6GW/6GWh储能，处于投标阶段，预计10月中旬结标。沙特SPBC的2吉瓦/8吉瓦时项目，分四个场站，由两个开发商各负责一半，每个开发商对应一个集成商。摩洛哥国轩高科与Alpha Power合作的诺米调查2和3项目，总规模1.2吉瓦时（4小时项目），因价格未谈拢仍在角逐。中东项目体量较大，但因体量大、利益相关方多、竞争激烈，进展多有延期。竞争格局与价格特征: 中东储能市场主流集成商有宁德、海辰、比亚迪、阳光，阳光因价格优势减弱，宁德、海辰优势更明显。海辰在沙特项目报价激进，FOB 4小时价格在70美元以下（折人民币约五毛），与国内价格对齐，被指恶意低价竞争，目的是在中东积累业绩并拿单。阿联酋曾由宁德中标的19.5G瓦时项目（服务于UAE数据中心），因项目复杂、宁德非最低价（通过大使馆及业主ADQ投资关系中标），遭比亚迪等企业投诉，现重新招标并拆分为60%和40%两个EPC标段，60%标段的印度拉萨方案采用比亚迪方案，比亚迪胜算增大。市场呈寡头垄断特征，海博、欣旺达、南都等低价企业难获机会。长期需求潜力: 中东储能需求有长期增长潜力。沙特光伏项目预计2027年结束，后续配套储能需求将因光伏项目对电网平稳支撑的需求而倍增，每个光伏项目均需匹配一定储能。当前市场因项目体量大、利益相关方多、竞争激烈，存在项目延期现象，企业（如比亚迪、宁德）常依托股东及大使馆资源影响投标进度。中东储能市场平稳且新项目持续，团队投入力度大。
3、欧洲储能市场增长逻辑与预测
需求增长底层逻辑: 欧洲储能市场增长的核心驱动因素主要包括两方面。其一，各国大型储能项目推进：过去欧洲储能项目主要集中在英国，德国、法国等西欧国家仅有少量项目；当前除英国外，东欧国家开始大规模上储能项目，形成多点开花的局面，各国约3GWh/年。其二，乌克兰战后重建需求：乌克兰明年进入战后重建阶段，由美国主导的重建需光储项目快速落地。由于燃机交付期长且产能稀缺，光储项目成为可行选择，将带动电化学储能需求增长。需求预测数据: 欧洲储能市场2025年及2026年的装机量预测数据显示，2025年市场规模预计约20吉瓦时；2026年预计达30 - 35吉瓦时。市场对欧洲储能需求倍增预期较高。从市场特点看，欧洲储能项目数量多且分布分散，各厂商均可参与部分项目，市场需求既保持规模，又呈现均衡分配特征，为各厂商提供了较多机会。此外，中东市场需求平稳增长，欧洲则为快速增长市场。
4、全球储能价格区域差异分析
各区域价格水平: 全球不同区域储能价格存在显著差异。中东因项目规模大，竞争激烈，系统价格为60 - 65美元/度电 。欧洲因地方保护，许多项目指定用本土PCS（如英格、T一等），直流侧价格65 - 75美元/度电，交流侧约85美元/度电；中国交流侧PCS（如南瑞、上能）在欧洲应用场景较少，仅阳光电源的PCS有一定使用。拉美市场体量尚可，因代理费用，整体价格比欧洲低约5%。美国市场若考虑国内发货，直流侧价格比欧洲贵10美元，为75 - 85美元/度电；欧美因PCS指定要求，价格影响不大，市场通常关注直流侧价格。价格趋势判断: 全球储能价格呈现分化趋势。从2024年到2025年7月，仅中东市场价格持续下行；欧美及其他区域价格整体保持平稳。从企业经营看，2025年整体价格均价呈上涨态势（包括中国市场价格上涨），企业盈利及造价水平表现良好。
5、国内储能市场发展现状
价格与盈利模式: 国内储能价格呈上升趋势，受生命周期要求提升、自开发项目溢价及独立储能盈利模式转变驱动。早期独立储能只要求首次并网容量达标，对生命周期关注低，多用低价老电芯，甚至超放130%电芯降成本。当前项目对储能生命周期要求显著提高，普遍要求保证10年容量，设备技术要求提升，推动价格上行。公司自开发的内蒙项目系统价格0.65元/度电（堪比海外），带动国内毛利提升。独立储能盈利模式从政策强配转向经营性单元，作为交易主体参与调频、现货交易等，市场对储能集成商、设备厂商的溢价认可度提高。市场均价预计将随生命周期要求提高而上升，如特斯拉设备价格1元/度电（4小时系统），为当前市场价0.45元/度电的两倍。内蒙项目动态: 内蒙储能项目受政策驱动明显，政策为10年0.35元/度电的充放补贴，要求2025年年底前并网以享受补贴，形成抢装潮。首批项目规模近40吉瓦时，公司在内蒙已获取20吉瓦时项目指标并启动建设。136号文后，储能交易模式从依赖电网调用转变为自主交易，电网仅限制早高峰、晚高峰充电，其他时段充放不受干预。公司在乌兰察布的60兆瓦时小项目实际运行数据显示，8月以来日均充放1.5次（4小时系统理论最多两充两放，受电网充电限制影响），综合收益（含电价差）约0.7元/度电，因补贴较高，即使电价差为负仍可盈利。未来装机节奏: 国内储能后续装机节奏整体平稳向上，无集中抢装期。政策目标明确，2027年全国储能需达180GW（按4小时算约600吉瓦时），需求增长有支撑。抢装驱动源于优质电网节点资源有限（需周边新能源多、负荷高、升压站等级高等），项目备案后需及时施工否则取消，企业会分散抢装。除内蒙因政策硬性要求年底前并网形成较大抢装外，宁夏、山西、广东等地也存在节点抢装，但无过往6月、12月的集中抢装现象。
6、电芯市场价格与品质竞争
短期价格波动逻辑: 从短期价格波动来看，2025年电芯出现涨价现象，主要因短期抢装需求激增与产能切换双重影响。当前企业正从314安时产能切换至500-600安时，减少314安时电芯生产，导致314安时电芯需求集中释放，而产能因切线减少，供需失衡下出现抢货，推动价格上涨。具体表现为散客价格显著上升，如中航等厂家的散单价格从0.23 - 0.25元/Wh涨至0.27 - 0.3元/Wh。但对核心集成大客户（如阳光电源），供应商因担忧流失订单，价格保持稳定，例如中创新航对阳光电源的电芯价格未明显上涨，维持原有水平。品质差异与竞争核心: 电芯品质差异及行业竞争核心主要体现在以下方面：技术层面，电芯无卡脖子难点，配方可复制，各厂家研发人员多来自头部企业（如宁德时代），技术易被模仿，宁德时代甚至可通过专利诉讼阻击竞品。品质核心差异在于生产工艺与系统管控能力：生产工艺方面，良率与工艺一致性决定下线产品一致性，宁德时代、亿纬锂能的工艺一致性较好，下线产品容量相近，成组效率高且成本更低；系统管控方面，PCS、BMS、EMS的管控能力直接影响电池一致性与生命周期可用率，如特斯拉采用单电芯管控提升可用率，阳光电源通过监管供应商产线、筛选电芯确保一致性。行业竞争趋势上，系统集成经验、服务意识、可用率及在线率成为核心竞争力，企业更多聚焦应用场景适配（如海辰专注高风沙地区、长时储能），而非单纯依赖电芯产品创新。业主对电芯的指定要求逐渐减少，转向认可集成商品牌，集成商负责售后的模式被更多业主接受。
Q&AQ：今明两年美国储能装机情况及2027年需求可见度预计如何？
A：今年北美储能装机增速较好，去年装机量约38-39吉瓦时，自然增长预计可达约50吉瓦时；受OOBBB法案落地及明年关税增加影响，存在抢装现象，预计装机量在自然增长基础上增加20-30吉瓦时，达到70-80吉瓦时，因抢装导致短期电芯供应紧张，需外购以满足交期。明年北美装机将因抢装导致项目提前落地而回落，但受AI数据中心对新能源+储能供电模式需求支撑，预计维持约40吉瓦时出货量；2027年预计装机量将健康增长，增加约20-30吉瓦时。
Q：当前讨论的是装机口径还是发货口径？
A：发货后装机可保持。装机的定义影响是否受电网全容量并网排队限制，若将机械完工定义为装机，则不受该限制。
Q：当前北美系统设备价格呈现怎样的趋势？
A：北美系统设备价格趋势因产能来源不同存在差异。拥有北美当地产能的设备价格显著上涨，主要受关税及OBB法案影响，具备本土产能的企业可通过成本转嫁实现涨价。以公司为例，去年不含补贴售价约80美元，今年已涨至100-110美元。而从中国出口至北美的设备价格无明显变化，甚至部分体量大的业主因项目盈利性限制、需考虑关税及无法退税的补贴因素，存在降价需求，主要因北美本土替代方案增加且未来需求固定，设备涨价空间有限。
Q：国内发往美国的设备在关税增加10%且业主方诉求较强的情况下，是否处于未降价状态？
A：国内发往美国的设备目前未降价，但涨价预期不高。主要因北美市场需求固定且存在本土替代方案，业主方受关税及无法获得补贴等因素影响，倾向于优化成本，部分体量大的业主甚至希望降价；同时，中国出口至北美的设备受关税升高、项目无补贴等影响，短期及中长期缺乏明显涨价动力。此外，北美本土产能设备因受关税及OBB法案影响，定价已显著上涨。
Q：提及的80美元涨至100-110美元的价格，是电芯还是电池包的价格？
A：该价格为北美市场生产的单电芯价格。
Q：从中国大陆发货至美国，今年四季度发货的整体利润是否需确认在明年？
A：今年四季度从中国大陆发货至美国的订单无需缴纳关税，且根据OBB法，发货即认定为今年项目，可豁免相关限制并继续申请退税。
Q：根据今年70~80、明年40加及后续增长的预测，上市公司今年的部分业务确认到明年的营收与利润中，从该维度看，今年与明年的业务体量预计如何？
A：该预测合理，因业务集中在三四季度抢装，部分业务按全容计算将确认到明年的营收与利润中。
Q：三笔法案最终落定及关税影响对美国装机需求的实际影响如何？
A：实际需求好于市场预期，此前担忧的极端情况未发生，政策相对合理，既提供调整时间，也提出需布局美国本土产能的长期挑战。此外，特朗普剩余任期有限，未来其下台可能进一步降低关税影响。
Q：美国本土交钥匙及ETC领域交付产能整体紧张的情况下，国内阿特斯等具备当地交付能力的公司是否会明显受益？
A：阿特斯在当地主要从事开发业务，其交付仍需依赖EPC，因此同样受产能紧张影响。ETC领域的核心制约因素是人工及技工短缺，该问题对所有相关企业均构成影响。
Q：中东地区今年主要大项目的进展及招标情况如何？
A：中东今年落地的首个大项目为海辰在沙特SEC签订的4GW/11GWh储能项目，该项目已官宣，价格激进，为下半年中东项目招标提供定价参考。年内待招标项目包括：1.6GW/6GWh的低瓦七项目，预计10月中旬结标；沙特SPBC的2GW/8GWh项目，预计分两个集成商。当前中东主流集成商为宁德、海辰、比亚迪、阳光，其中阳光因价格优势减弱，宁德、海辰更突出。去年19.5GWh服务于Sparkit UAE数据中心的项目因难度大重新招标，比亚迪胜算增加，可能拆标段。摩洛哥国轩高科与Alpha Power合作的诺米调查2、3项目价格未谈拢，仍在协商。整体来看，中东项目体量大但进展普遍延期，主要因规模大、利益相关方多、竞争激烈，市场呈寡头垄断，主要玩家为宁德、海辰、比亚迪等，海博、欣旺达、南都等低价企业难获机会。
Q：海辰在沙特SEC项目的报价约70美元/千瓦时以下，折人民币是否与国内价格基本对齐？
A：该项目报价确实激进，约70美元/千瓦时以下，与国内价格基本对齐。海辰因未上市被部分舆论批评为恶意低价竞争、毛利低，其通过激进报价旨在获取中东市场业绩，最终成功拿下该项目。
Q：电信自有的PCS业务目前使用的方案供应商是谁？
A：PCS目前方案使用的是上门的。
Q：宁德时代去年中标的阿联酋19吉瓦时储能项目推进进度延迟的原因是什么？
A：该项目为10万个GPU数据中心配套储能项目，数据中心用电负荷1GW，配置新能源5.2GW、19.5GWh，高冗余设计用于保障数据中心24小时不间断运行及多天存储需求。项目延期主要有两方面原因：一是作为独立光储项目，需持续优化方案并完成电网仿真支撑等技术工作；二是宁德时代非最低价中标引发比亚迪等企业投诉招标不公平，业主重新启动议价流程并试图压价，且比亚迪报价低于宁德原中标价。
Q：去年沙特中标的几个大型项目推进情况如何？
A：阳光、比亚迪中标的项目均已顺利推进，目前处于交付阶段。
Q：今年中东地区整体装机情况如何？明年增速预计表现如何？
A：今年中东地区装机相对密集，主要因阿联酋项目集中在年后推进。中东市场整体平稳且持续有新项目落地，其中沙特光伏项目计划于2027年结束，后续新增光伏项目将减少，但由此衍生的储能需求显著增长，每个光伏项目均需配套储能以支撑电网平稳运行，储能需求不仅将倍增，整体增长空间可观。目前已投入大量团队布局中东市场，但该地区大项目竞争激烈。
Q：市场对欧洲明年储能需求增速较为乐观，预期接近翻倍，从一线情况看欧洲明年储能需求具体如何？
A：内部预测相对保守，预计今年欧洲储能需求约20吉瓦时，明年或达40吉瓦时。增长主要受两方面驱动：一是欧洲多国正大规模推进大型储能项目，此前仅英国及部分西欧国家有储能项目，现东欧国家加入形成多点开花，各国储能规模约3吉瓦时；二是乌克兰明年进入战后重建阶段，因燃机交付周期长且产能稀缺，光储项目成为快速通道，将带动电化学储能需求增长。综合上述因素，欧洲明年储能需求倍增具备可行性。
Q：从确收维度看，美国、中东及欧洲市场明年需求增长情况如何？
A：美国市场若通过交付节奏与税收节奏平滑调整，国内公司确收维度有望实现增长；中东市场预计平稳增长；欧洲市场为快速增长，主要驱动因素包括：各国大规模推进储能项目，形成多点开花的市场格局；乌克兰战后重建中，因燃机交付慢、产能稀缺，光储项目成为快速通道项目，带动电化学储能需求；预计今年欧洲储能需求约20吉瓦时，明年可达40吉瓦时。此外，欧洲项目数量多且分布分散，市场容量大、竞争均衡，为国内公司提供较多机会。
Q：当前中东、欧洲及南美区域直流侧与交流侧的FOB价格情况如何？
A：中东因项目规模大竞争激烈，但价格无明显高低波动；欧洲直流侧价格稳定在65-75美元，交流侧若从国内供应，四小时系统FOB价格约85美元；拉美市场表面价格与欧洲相近，但因需考虑代理费用，实际价格较欧洲低约5%。
Q：不考虑美国本土供应情况，国内发往美国的储能系统直流侧与交流侧价格水平如何？
A：不考虑美国本土供应情况，国内发往美国的储能系统直流侧价格目前较欧洲贵10美元，约为75~85美元。Q：美国交流侧的价格水平如何？
A：美国交流侧价格约为1千瓦40美元。欧美市场因P3S多为指定产品，PCS价格影响较小，通常关注直流侧价格；中东市场业主仅关注低价且不指定PCS，因此直接以系统价格为参考；欧洲市场因项目多指定PCS，价格相对较高。
Q：自去年至今，各区域价格趋势如何？是否仅中东地区价格持续下降，欧美及其他区域价格整体平稳？
A：自去年至今，仅中东地区价格持续下降，欧美及其他区域价格整体平稳。今年企业整体均价上涨，带动盈利水平及造价水平表现良好。
Q：中国储能价格上涨的原因是什么？如何解释当前招标中标价格仍在下行的现象？
A：中国储能价格上涨主要基于两方面因素：一是公司自开发项目推动，今年在内蒙落地20吉瓦时项目，项目按0.65元的系统价格自定，接近海外项目定价水平，直接拉动国内均价提升；二是行业需求逻辑转变，国内独立储能从政策强配转向经营性单元，生命周期经营要求提升推动价格上行。当前招标中标价格下行是因传统强配项目仍占一定比例，而随着独立储能盈利空间打开，市场将逐步认可储能集成商、设备厂商的溢价能力，未来市场均价有望持续上涨。
Q：内蒙项目中，一度电补贴0.35元的调用次数是否能保证一天一次？
A：根据136号文要求，内蒙储能项目无需等待电网调用，可自主充放，电网仅限制早高峰、晚高峰充电，其他时段充放不受限制。为享受补贴，内蒙项目需于今年年底前并网，因此今年国内抢装以内蒙为主，第一批项目规模接近40吉瓦时。实际运行中，乌兰察布60兆瓦时项目自8月以来日均充放1.5次，结合0.35元/度的补贴及正电价差收益，综合日收益约7毛钱，收益情况良好。
Q：放电量的核算是否需由电网调度，参与现货响应是否提供0.35元/度的额外补贴？
A：136号文后，储能主要有四种收益模式：现货交易、调频收益、容量电价、租赁收益。内蒙市场以现货交易为主，无调频市场，放电量核算无需电网调度，电网仅限制充电时间，但一充一放可实现。
Q：1.5充1.5放中额外的充放电时间点如何确定？
A：具体时间需结合电厂实际情况，可能在早晨六七时光伏开始发电时或晚间进行充放电操作。若以捕获最高与最低现货电价差为目标，通常仅能实现一充一放；若考虑高补贴，可能选择平段充电、低段放电，或在电网电力富余时充电，具体需结合电价差判断。即使存在小幅电价差亏损，若仍有盈利空间，储能电站仍会执行充放电。
Q：内蒙古40吉瓦时项目今年完成后，明年行业状况是否因发电侧分摊而不乐观？
A：市场对明年状况存在担忧，主要因生产制造企业资金有限需引入共同投资者。行业普遍认为应优先推进项目，后续情况存在不确定性。此外，储能电站在电网中的节点位置至关重要，优质节点可增加交易空间；若周边新能源或用电负荷不足，则难以实现现货价差套利。
Q：如何看待当前电芯涨价状况，以及电芯厂商与集成厂商在此过程中的博弈情况？
A：电芯涨价是短期现象，长期来看价格不会大幅涨跌，主要因中国电芯整体产能充足。短期涨价主因是抢装需求叠加企业产能调整：企业计划明年转向500-600家产线，减少315安时电芯生产，导致今年314安时电芯需求激增，而产能因产线切换减少，供需失衡推高价格。具体表现为厂商对散客提价，但对阳光电源等核心集成大客户不敢涨价，双方博弈下大客户压价可能性降低但涨价空间有限。
Q：国内储能电站应用中，三线以上电芯的优质产品在性能上的差异是否明显？
A：关于电芯性能差异的判断存在分歧：宁德时代认为电芯性能差距显著，而阳光电源认为电芯本身差异不大，关键在于PCS、BMS等系统的管控能力。从技术层面看，电芯无卡脖子技术，配方同质化，宁德时代主要通过专利诉讼阻击竞争对手。区分电芯好坏的核心在于两方面：一是生产工艺的良率与一致性，宁德时代、亿纬锂能等头部企业因工艺优势，下线产品一致性更优，成组效率更高且成本更低；二是设备集成商的系统管控能力，如特斯拉采用单电芯管控提升生命周期可用率，阳光电源通过监管供应商产线、筛选电芯确保高一致性。未来行业发展将更依赖系统管控能力的提升，宁德时代布局系统集成即因客户因价格转用其他电芯，需通过集成维持全球市占率。
Q：阳光电源在海外项目中使用二三线电芯时，集成商及业主方是否对电芯供应商有额外要求？A：业主对电芯供应商的要求经历了逐步转变。两三年前，业主对电芯管控严格，会直接指定供应商，集成商需配合采购高价电芯；当前已从指定供应商转向短名单模式，阳光等集成商在项目中不向业主透露具体电芯供应商，仅以自身品牌负责售后，业主更关注集成商的整体责任。随着储能行业成熟度提升及银行提供再融资支持，业主指定电芯的情况已显著减少。
Q：电芯规格从280Ah、314Ah向500Ah及以上升级的过程中，头部电芯厂商是否会因此建立数年的领先优势？
A：当前头部电芯厂商不会因规格升级建立长期领先优势。一方面，头部电芯厂商多自主开展系统集成，可自主定义产品，目前市场主流标箱方案未出现跨时代差异；另一方面，专注销售电芯的厂商由系统集成商定义研发方向，订单需求稳定。未来行业竞争核心将转向系统集成经验、服务意识、可用率/在线率等综合能力，以及高风沙地区、长时储能等特定场景的定制化系统，而非单一电芯产品，因电芯技术易复制。
Q：国内大储今年接下来几个月的装机节奏如何？除内蒙古抢装外，其他地区节奏是否较为平稳？当前是否存在风光抢配影响？
A：国内大储整体需求增长明确，国家规划2027年储能规模达180GW。从项目层面看，抢装节点不限于内蒙古，宁夏、山西、广东等地区也在争夺优质节点资源，此类电网资源有限，先占者优先。整体装机节奏预计平稳向上，仅内蒙古因政策硬性要求年底前完成，将出现显著抢装。
Q：当前储能装机节奏是否会像过往一样主要集中在6月与12月？A：国内项目需在备案后尽快施工，否则会被取消，因此存在抢项目的情况，但不会集中在特定时间点。
来源：全产业链研究一点号
