行业与公司 - 储能行业 涉及北美 中东 欧洲 中国等主要市场[1] - 公司包括宁德时代 比亚迪 阳光电源 海辰 阿特斯 国轩高科等主要参与者[13][12][22] 核心观点与论据 北美市场 - 2025年北美储能市场预计装机量达70-80吉瓦时 主要受OOBBB法案和关税预期影响出现抢装潮[1][2] - 2026年装机量预计回落至40吉瓦时 2027年因AI数据中心需求将再次增长20-30吉瓦时[1][3] - 本土设备价格上涨 去年80美元/度电涨至100-110美元/度电 主要因法律因素和成本上升[5][6] - 从中国进口设备价格未明显变化 但需承担关税和无法享受补贴的压力[5][6] - 每度电可获得35美元补贴 其中15美元归企业 20美元归客户[7] - 四季度发货项目可免除关税并申请退税[9] - 2025年营收预计70-80亿 2026年预计40亿以上[10] - 当地EPC资源紧张 人工和技工短缺问题普遍存在[12] 中东市场 - 海辰以低于70美元/GWh激进报价参与沙特SEC的4GW/11GWh项目[13] - 多个大型招标项目进展延期 包括低瓦七项目1.6GW/6GWh和沙特SPBC项目2GW/8GWh[13] - 市场竞争激烈 宁德 比亚迪 阳光等集成商积极参与 但寡头垄断明显[13] - 阿联酋19.5GWh数据中心项目因方案优化和中标争议推迟 比亚迪报价低于宁德时代[17] - 2024年沙特光伏和储能项目进展顺利 2026年装机增速将明显提升[18] 欧洲市场 - 2025年装机容量预计20GWh 2026年有望翻倍至40GWh[19] - 增长驱动包括大型项目推进 政策支持加大 乌克兰战后重建需求[19][20] - 直流侧FOB价格维持在65~75美元之间 市场相对稳定[21] - 需考虑地方保护政策对PCS设备的要求[21] 中国市场 - 未来均价预计上升 因项目生命周期要求提高至10年 设备成本增加[25] - 内蒙古推出一度电补贴0.35元政策 刺激20吉瓦时项目开发[26] - 大量项目集中上马可能带来不确定性 涉及资金分摊和节点选择问题[31] - 2025年装机预计平稳增长 全国储能容量目标2027年达180GW[38] - 收益模式包括现货交易 调频收益 容量电价和租赁收益[29] - 日常运营通过自充放策略 平均每天1.5次充放 实现每日收益7毛钱左右[28] 电芯与系统集成 - 电芯涨价是短期现象 主要因抢装需求和生产线切换导致[32] - 长期看中国产能充足 涨幅有限[32] - 电芯品质对系统性能影响显著 但电子管控能力提升能更好发挥电芯优势[33][35] - 宁德时代涉足系统集成以保持市场份额[35] - 业主方不再指定电芯品牌 转向认可集成商整体解决方案[36] - 电芯从280安时向500安时切换不会显著重建头部厂家优势[37] 其他重要内容 - 从中国发往美国的货物利润确认时间通常延迟至下一年度[8] - 4小时储能系统中PCS成本影响较小 每千瓦时约10美元[16] - 拉美市场价格比欧洲低约5%[22] - 美国储能市场比欧洲贵约10美元 直流侧每千瓦75-85美元 交流侧每千瓦40美元[23] - 全球储能市场价格整体平稳 中东降价 中国涨价[24]

行业与公司 * 行业聚焦于国内及全球储能市场 涵盖电芯、系统集成、PCS等关键环节[1][2][3] * 涉及公司包括远景能源、阳光新能源、海博思创、宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、锦浪、中车、国轩高科、特斯拉、阿特斯、德业、欣旺达、中创新航等[23][24][26][43][49] 核心观点与论据 市场增长与规模 * 国内储能市场2025年预计增长超50% 2026年预计增长30%以上 未来几年保持20%-30%增长率[2] * 2025年国内储能装机量预计不低于150吉瓦时 上半年装机约60吉瓦时 下半年预计超60吉瓦时[3][12] * 2026年国内装机预计接近190-200吉瓦时 保持30%增长率[35] * 全球储能市场预计每年保持30%增长 中国是重要推动力量[48] * 到2030年中国可能需要1500吉瓦时的储能容量[42] 盈利模式转变 * 盈利模式从配储转向现货市场、电价差、调频收益和容量补偿[3][4] * 电价差达0.4元/千瓦时可实现7%-8%收益率[1][3] * 容量补偿如100元/千瓦·年提供基础收益 100兆瓦时项目年补贴约1000万元[1][4] * 企业通过自投、自用、自建EPC模式提升盈利 如内蒙古项目实现58%资本净收益率 两年回本[1][5] 政策影响 * 136号文推动储能市场空间打开和盈利模式变化[2][3][20] * 政策可能出台容量电价政策 开放一次调频 增加收益模式[3][14] * 各省有补贴措施 如内蒙古提供0.35元/千瓦时补贴[5][20] * 国央企投资策略转变 独立储能成为重点投资领域[1][6][10] 技术与产品 * 设备质量要求提高 需保证容量、可用率、循环效率 使用高质量电芯[9] * 独立储能价格上涨 内蒙古项目设备价格达0.8元/瓦时[9] * 电芯价格大品牌维持0.28-0.30元/瓦时 小品牌从0.23元上调[31] * 储能电芯成本约0.20元/瓦时 大品牌可更低[32] * 钠电池短期内无法替代锂电池[21][22] 商业模式创新 * 设备厂商提供运维、经营服务、保底收益和股权分红保障[8] * 国内储能模式向欧美成熟市场靠近 通过电力交易和辅助服务投标实现收益[46][47] * 海外市场如澳洲、英国依赖调频市场 美国德州通过现货交易竞价差[47] 区域市场动态 * 欧洲2025年预计新增15-17吉瓦时 增速30%[29][39] * 北美2026年可能回落 due to关税增加[27] * 东南亚2025年预计装机5吉瓦时 发展速度加快[39][40] * 中东2025年招标20-25吉瓦时 拉美2025年出货3吉瓦时 2026年达7-8吉瓦时[39] 竞争格局 * 具备综合业务能力的公司更有优势 如远景能源、阳光新能源、海博思创[23] * 电池环节宁德时代、比亚迪、亿纬领先 逆变器环节阳光、德业出色[24] * 全产业链布局提升竞争力 如阳光绑定电芯厂 宁德寻求PCS合作[26] 其他重要内容 地理因素 * 地理位置对收益率影响大 优越节点至关重要[7] 产能与扩产 * 电芯厂家以提升现有产能利用率为主 非大规模扩产[45] * 扩产周期现有产线几天可完成 新建产线需至少半年[33] * 动力电池转型储能电池需换线 相当新建产线[34] 企业动态 * 远景能源在北美拥有7吉瓦时产能 2026年底预计增至14吉瓦时[43] * 国央企和保险基金是主要投资商 民企多将项目出售[17] 价格趋势 * 国内外储能价格趋稳 国内最新招标价约0.45元/千瓦时 海外欧洲直流侧出货均价约70美元/千瓦时[44]

行业与公司 **储能行业研究框架培训 20250818** 核心观点与论据 全球储能市场需求差异 - 发达国家如美澳侧重电网调节[1] - 拉美、北非、澳洲利用风光储能解决能源增量并出口[1] - 中东为满足数据中心低碳需求积极转型[1][5] 中国储能市场变化 - 从强制配储转向市场化，现货价差和容量电价成主要收益来源[6] - 独立储能增长抵消强配取消的影响，预计维持20%-30%增长[6] 欧洲、澳洲及其他新兴市场 - 欧洲新能源占比高，政策加码支持储能[7] - 澳洲2024年装机增速达77%，每季度新增规划3~5G瓦[7] - 拉美地区如智利累计装机4G瓦，在建规模18G瓦，规划量超20G瓦[7] - 印度光伏+储能模式契合离散式能源需求，2024年前三季度项目中标近8G瓦[7] 美国市场 - 商业模式稳定，但经济压力和关税政策带来成本压力[8] - 加州、德州数据中心项目成重要增量，预计增速放缓[8] 2025年行业展望 - 出货量因库存恢复改善，预计整体维持30%以上复合增长率[9] - 大型集中式储能占主导，户用分布式储能盈利潜力高[9] 储能产业链 - 上游环节：电芯、PCS、BMS等构成直流侧储能系统[10] - 交流侧储能系统：P3S、EMS和变压器[10] - EPC和运营环节[10] - 户用储能偏向总成商和经销商[10] 价格趋势 - 电芯成本占比最高，2025年价格逐步企稳[11] - 国内电芯及集成价格竞争激烈，美国供应商盈利回归合理水平[11] - 欧洲、澳洲、拉美等新兴市场盈利较高[11] 竞争格局 - 电芯环节：宁德时代占30%以上份额，亿纬、中航等第二梯队[12] - 集成环节：特斯拉、阳光电源、弗林斯等具竞争力[12] - 户用储能：本地化企业优势明显[12] 盈利分布 - 大型储能项目利润集中在集成商[13] - 户用储能利润集中在渠道端企业[13] 2024年市场复盘 - 2024Q3大型储存项目机会显著增加（如中东）[14] - 2025H1偏弱，H2预期好转，海外新兴市场成长性高[14] - 看好全球竞争力龙头（阳光电源）及户用领域标的（德业、艾罗、派能力）[14] 其他重要内容 - 储能产品分类：短期储能（调频）、中期储能（电力平衡）[3] - 配置指标：国内功率比例15%~20%，备电时长2小时；美国功率比例30%~40%，备电时长3~4小时[3]