海外储能专家交流

一、2026 年海外储能需求及主要市场展望

2026 年全球储能需求保持高速增长，主要市场分化明显：美国：受益于 IRA 法案安全港项目（2028 年底前需并网），2026 年新增装机预计 70-75 吉瓦时，项目进展顺利。欧洲：各国加速储能计划，2026 年新增装机预计 30 吉瓦时（2025 年为 15 吉瓦时），西欧、中欧及东欧均重仓储能技术。中东：受战争影响，项目执行及发货延迟，2026 年装机或低于 2025 年（2025 年不足 20 吉瓦时），部分项目停滞。澳洲：技术难度高但项目毛利可观，2026 年新增装机预计 10 吉瓦时（2025 年约 7 吉瓦时）。东南亚：传统燃气项目受气价波动影响，转向新能源配套储能，需求逐步释放。整体来看，储能因调节性资源唯一性，尽管原材料涨价拉长项目谈判周期，但未来 1-2 年电化学储能市场仍被看好。

二、储能系统价格情况

碳酸锂涨价推动储能系统价格上行，国内外市场价格分化：国内：4 小时系统交流侧价格约 0.55 元 / 瓦时（电芯价格 0.37 元 / 瓦时，对应碳酸锂 17 万元 / 吨）。海外：以直流侧价格为主，欧洲 FOB 价格 80-85 美元 / 千瓦时，美国 95-100 美元 / 千瓦时（含关税等成本）；澳洲趋近美国价格，东南亚趋近欧洲价格；中东因项目停滞暂无市价。

三、国内厂商海外储能竞争及毛利率情况

海外项目毛利率显著高于国内，但竞争加剧：毛利率差异：海外项目毛利普遍比国内高至少 5 个百分点，头部厂商如阳光电源因品牌溢价曾有 "暴利项目"，但当前竞争下超额利润收窄。竞争格局：国内厂商通过退税政策调整（退税取消）抑制盲目低价竞争，但海外市场仍因 "蛋糕吸引力" 存在竞争。特殊案例：阳光电源因 2026 年港股上市存在 "藏利润" 行为，2025 年四季度毛利未真实反映。

四、碳酸锂涨价对储能系统价格的影响

碳酸锂价格从 2025 年 Q3 的 8 万元 / 吨涨至 2026 年的 17 万元 / 吨，推动储能系统价格上涨约 15%。价格传导存在分化：一线厂商（如远景）：无品牌溢价，成本可完全顺价至系统价格。高溢价厂商（如阳光电源）：为维持项目竞争力，需牺牲部分毛利。

五、宁德时代、比亚迪海外储能系统业务情况

宁德时代：直流仓系统海外受欢迎，多数无直流仓技术的集成商直接采购；交流侧突破有限，曾寻求收购华为等交流侧企业未果。比亚迪：重心转向中东及新兴市场，凭借刀片电池价格优势保持竞争力；美国市占率下降。

六、不同海外市场储能企业竞争力情况

美国：本地化合规能力为核心，特斯拉（市占率第一，北美制造程度高）、Fluence 优势显著；阳光电源市占率第二，本土化布局早。欧洲：市场分散，品牌与性价比平衡，阳光电源为最大厂商，远景、特斯拉、Fluence 等均有一席之地。澳洲：类似 "美国后花园"，特斯拉市占率最高，美国企业（如 Fluence）因认证及排华倾向优先获项目。中东：纯性价比导向，国轩高科因低价及激进性能担保成为主选，替代早期主流的阳光电源。东南亚：无明显龙头，华为、阳光电源因供应链布局基础较好。

七、国内厂商海外储能订单下滑原因

2026 年一季度国内厂商海外签单同比下滑，主要因：成本与政策波动：碳酸锂涨价及退税政策取消（4 月后加征 3% 退税），客户谈判延迟以观望材料价格回落及争取降价。出货与签单分化：一季度出货量同比增长（赶在 4 月前享受退税），但签单受价格不确定性影响滞后。

八、伊朗局势及油价对海外储能市场的影响

中东：直接影响项目执行与发货，导致装机下滑。东南亚：气价波动（伊朗局势加剧供需不稳定）推动传统燃气项目转向新能源，进而增加储能需求。欧洲：能源自主需求强化，更坚定储能发展方向。美国：页岩气自给自足，气价受影响小，储能需求无显著波动。

九、欧洲工商储能排产及出货情况

欧洲大储能排产饱满，头部厂商（如阳光电源）产能已排至 2027 年年中，供需处于紧平衡状态，顺价能力较强。

十、海外能源自主政策对储能需求的影响

能源自主政策推动风光装机增加，进而提升调节性资源（储能）的需求。伊朗局势加剧油气价格不确定性，进一步强化储能作为替代能源的必要性。

十一、美国数据中心配套储能进展情况

进展慢于预期，核心瓶颈包括：间接合作模式：云厂（如谷歌、甲骨文）通过电力开发商落地项目，厂商无法直接签约。技术未成熟：800 千伏高压直连、固态变压器等技术仍处研发阶段，深度配储尚未实现；当前以调频、调峰项目为主，机柜式数据中心配储未来或倍增。项目落地少：多为框架协议，实际交付有限（如阳光电源）。

十二、美国数据中心对国内储能厂商的接受度

核心诉求：安全技术（非价格），清退低价 T2/T3 厂商。数据安全顾虑：特斯拉、Fluence 因本地化优势受青睐；阳光电源等中国厂商受政治因素影响，需布局东南亚产能（如泰国、印尼）应对 "大美丽法案"。

十三、海外对中国储能系统数据安全的限制情况

美国：BMS 设计流程需符合北美监管（可中国代工），PCS 作为涉网设备门槛高（西班牙 PE 为最大份额企业，中国企业价格仅为其一半）。欧洲：倾向欧美企业，EMS 管控趋严，中资企业较少单独提供 EMS（南瑞因隶属国网无法进入美国市场）。

十四、储能替代柴发做备用电源的技术可行性

方向正确，目标替代柴发、UPS 及超级电容，但存在技术瓶颈：小时数与调峰能力：储能仅支持单日调峰，无法多日持续；需通过固态变压器、800 千伏直流等技术提升效率。

十五、美国储能关税及投资税收减免情况

关税：301 关税（28.5%）+ 对等关税（10%），合计约 40%。ITC 补贴：30% 系统造价补贴，适用于安全港项目、合规电芯项目或 2025 年开工项目，可抵扣项目增值税。

十六、美国关税及补贴对国内厂商的影响

短期缓冲：安全港项目（100 吉瓦时储备）为国内厂商提供订单空间，无需立即切换至美国 / 韩国产线。长期应对：国内厂商布局东南亚产能（如阳光泰国、瑞普印尼、亿纬马来西亚），未来可满足合规要求并享受补贴。

十七、钠电池在储能领域的应用进展

仍处试点阶段，未大规模商业化：成本劣势：造价为锂电的 1.5-2 倍，需降本突破。政策依赖：国内部分地区对新型储能（如钠电）提供财政补贴，海外应用尚未普及。

十八、蒙西、新疆现货月均价收窄原因

季节性因素：春季用电需求低（无空调负荷），尖峰电价下降，谷电接近零售价甚至负价。市场竞争：项目密集上马导致竞争加剧，价差收窄至 0.25-0.28 元 / 千瓦时。

十九、调频对储能电池循环寿命的影响

调频为短充短放（类似手机频繁充放），较调峰（深充深放）衰减更严重：应对措施：调频项目需使用高容量电池（冗余设计），例如 1 度电产品配置 1.1 度电电池以应对衰减。

二十、储能电池循环寿命宣传与实际运行差异

数据折减：电芯循环寿命（12000-20000 次）到系统层面折减至 8000-10000 次。实际年限：国内项目运行不足 5 年，厂商承诺 15 年 / 8000 次（按日充放，10 年仅 3650 次），10 年衰减至 80% 容量（SOH）。

二十一、国内储能项目盈利方差情况

方差显著，取决于三大收益模式：现货价差：依赖充放策略，错误策略可能导致亏损（如高价买电、低价卖电）。调频 K 值：K 值与运维能力挂钩，高 K 值获电网调用优先，结算价格更高。容量电价：技术性能不达标将导致折减，需保持放电能力。储能项目需专业运营，非 "建成就盈利"。

二十二、二线储能电池厂商产品质量及竞争策略

产品质量：行业注重口碑，无明显质量问题（如比亚迪宁夏项目曾因爆炸事件影响品牌）。竞争策略：价格低于一线厂商（如新旺达、蓝军），但并网能力及电网理解较弱，导致项目延迟（如阳光电源 1 年并网，二线厂商需 1.5 年）。

二十三、海外储能电池回收及梯次利用政策要求

责任主体明确：欧洲、中东项目要求厂商负责回收，当前仅需承诺责任，无需立即提供方案（储能电池 10 年更换，届时技术或更成熟）。处理限制：电池无法运回中国，部分国家（如中东、非洲）允许就地掩埋。

Q&A

Q1: 2026 年海外储能需求整体情况如何？美国、欧洲、中东、非洲、澳洲等主要市场的具体需求展望怎样？

A1:2026 年海外储能市场整体发展健康，重点市场增长明确。美国市场预计新增装机 70-75 吉瓦时，主要受益于 IRA 法案下安全港项目（近 100 吉瓦时）需在 2028 年底前并网，项目进展顺利。欧洲市场预计新增 30 吉瓦时，西欧、中欧、东欧国家均在推进储能计划，带动需求快速增长。中东受战争影响，项目延期且发货进度不及预期，2026 年新增装机可能低于 2025 年的 20 吉瓦时。澳洲预计新增 10 吉瓦时，项目毛利可观但技术难度及风险较高。非洲市场未单独提及具体数据。

Q2: 当前不同海外市场的储能系统价格水平如何？

A2: 国内储能系统价格方面，4 小时系统交流侧价格约为 0.55 元 / 瓦时。海外市场以直流侧价格为主：欧洲 FOB 价格 80-85 美元 / 千瓦时，美国 95-100 美元 / 千瓦时（较欧洲高约 10 美元），澳洲价格趋近美国，东南亚趋近欧洲。中东因项目招标停滞，暂无明确市价。

Q3: 国内龙头厂商海外储能系统毛利率下滑，当前国内厂商海外竞争（内卷外溢）情况如何？未来趋势怎样？

A3: 海外储能项目毛利率普遍高于国内至少 5 个百分点。阳光电源因 2026 年港股上市存在藏利润行为，2025 年四季度毛利未真实反映。整体来看，海外竞争将加剧，暴利项目机会减少，但国家退税政策调整（退税取消）推动价格上涨，市场竞争不会过于盲目。

Q4: 碳酸锂涨价后，储能系统价格较涨价前变化幅度如何？

A4: 碳酸锂价格从 2025 年 Q3 的约 8 万元 / 吨涨至 2026 年的 17 万元 / 吨，带动储能系统价格整体上涨约 15%。

Q5: 宁德时代、比亚迪等国内电池厂家在海外储能系统业务的开展情况如何？是否已超越单纯卖电池阶段？

A5: 宁德时代在海外直流仓系统领域较受欢迎，多数无直流仓技术的集成商会采购其产品；正寻求拓展交流业务，但交流侧短期内难有突破。比亚迪重心有所转移，美国市占率下降，在中东及新兴市场凭借刀片电池的价格优势保持竞争力。

Q6: 不同海外市场中，哪些公司在储能领域竞争力较强？

A6: 美国市场注重本地化及合规能力，特斯拉（市占率第一）、Fluence 优势显著，阳光电源市占率第二。欧洲市场竞争分散，阳光电源为主要厂商，远景、特斯拉、尼戴克弗伦斯及采日新能源等均有一席之地。澳洲市场类似美国 "后花园"，特斯拉市占率最高，Fluence 等美国企业因认证及信任度优势亦占据重要地位。中东市场侧重性价比，国轩高科因低报价及激进性能担保成为主选。东南亚新兴市场暂无龙头，华为与阳光电源凭借供应链布局基础较好。

Q7: 高工锂电披露 2026 年一季度国内厂商海外储能订单约 75 吉瓦时，同比略有下滑，主要原因是什么？

A7: 订单下滑主要受两方面因素影响：一是 2026 年退税政策变化（取消 3% 退税）及储能系统涨价，业主谈判周期延长，倾向于延后签单以观望材料价格回落及争取价格优惠；二是一季度为涨价高峰期，进一步抑制签单意愿。

Q8: 伊朗局势及油价上涨对不同海外储能市场有何影响？若油价下降，后续可能出现哪些变化？

A8: 中东市场受直接影响，项目执行及落地延期，发货进度不及预期。东南亚市场因燃气项目为主，天然气价格波动加剧供需不稳定，催生更多储能需求。北美市场因自身页岩气资源丰富，天然气价格受影响较小。欧洲市场虽仍有部分燃气依赖，但更坚定向储能发展。其他市场影响相对中立。若油价下降，预计对以燃气为主的地区（如东南亚）储能需求的推动作用可能减弱，但储能作为调节性资源的唯一性仍将支撑其长期需求。

Q9: 欧洲工商储能当前的排产及出货情况如何?

A9: 专家主要聚焦大型储能领域，对工商储具体情况不明确，但整体市场排产饱满，阳光电源等头部厂商产能已排至 2027 年年中，市场供需处于紧平衡状态。

Q10: 从政策及实际落地动作看，海外不同地区在能源自主方面有哪些具体行动？

A10: 海外能源自主行动主要体现为风光等新能源装机增加，进而带动对储能等调节性资源的需求。伊朗战争加剧大宗油气价格不确定性，进一步强化储能作为替代调节资源的必要性，整体方向有利于储能市场发展。

Q11: 美国数据中心配套储能的进展及实际需求情况如何？

A11: 美国数据中心配储发展不及预期，主要原因包括：订单需通过能源开发商对接云厂（如谷歌、甲骨文），厂商难以直接签约；800 千伏高压直连、固态变压器等关键技术仍处研发阶段，数据中心与储能的深度结合尚未实现。当前项目多为调频、调峰类，机柜式数据中心配储仍处框架协议阶段，实际交付较少。

Q12: 美国数据中心配储对国内厂商的接受度如何？

A12: 美国数据中心对价格接受度较高（毛利率可达 60%-70%），更关注安全技术及数据安全，清退以低价为主的 T2、T3 级中国厂商。特斯拉、Fluence 等企业因技术及信任优势占据先天地位；阳光电源等纯中资企业受政治因素影响，需通过布局东南亚产能（如泰国、印尼、马来西亚）应对政策限制。

Q13: 未来是否会对中国交流侧设备（如 EMS）实施限制？

A13: 美国已开始限制交流侧设备，如 Fluence 的 BMS 需自研（可中国代工，但设计流程需符合北美标准）。PCS 作为涉网设备门槛高，北美市场主要份额由西班牙 PE 占据，中国企业价格虽低但份额有限。EMS 作为管控重点，中资企业海外单独提供 EMS 较少（南瑞因隶属国网无法进入美国市场），未来 BMS 管控或进一步加强，核心要求是生产制造需在北美受监管。

Q14: 储能替代柴发作为备用电源的逻辑是否成立？技术层面是否可行？

A14: 储能替代柴发、UPS 及超级电容的方向正确，主要目标是机柜侧储能应用。技术层面存在挑战：储能小时数较短，调峰能力有限（仅支持单日调峰，无法多日调峰）。目前行业正通过固态变压器、800 千伏直流等技术提升系统效率，减少损耗，虽不能完全定论可行，但整体在向该方向推进。

Q15: 海外尤其是美国市场的关税及投资税收减免政策当前情况如何？

A15: 美国关税方面，301 关税从 10% 升至 28.5%，叠加 10% 对等关税，总关税接近 40%。投资税收减免（ITC 补贴）为储能系统造价的 30%，适用于 2025 年开工项目、符合美国合规要求的电芯项目或安全港项目，可用于抵扣项目增值税。

Q16: 美国关税及投资税收减免政策对国内厂商的整体影响如何？

A16: 影响有限，主要原因包括：安全港项目储备约 100 吉瓦时，为国内厂商提供订单空间；国内厂商积极布局东南亚产能（如阳光泰国、瑞普印尼、亿纬马来西亚），未来可满足美国合规要求，虽关税或增加，但仍能享受退税。预计美国市场仍将以中国厂商为主。

Q17: 钠电池在储能领域的未来应用前景及当前进展如何？

A17: 钠电池储能目前处于试点阶段，尚未大规模商业化应用。其造价成本较锂电高 1.5-2 倍，若无法实现降本，难以成为主流技术。国内部分地区对钠电等新型储能项目提供财政补贴，但其商业化仍依赖政策扶持。

Q18: 蒙西、新疆现货月均价收窄，是否因去年突击上项目导致当前招标量下降？请介绍具体情况

A18: 价差收窄主要受两方面因素影响：一是电价周期性波动，春季用电需求较低（无空调负荷），尖峰电价不高，谷电甚至出现零价或负价；二是市场竞争加剧，项目增多导致价差压缩。当前西北地区价差多在 0.25-0.28 元 / 千瓦时。

Q19: 调频调用次数较多，电池循环寿命能否承受？

A19: 调频为短充短放模式（如充 5 分钟、用 10 分钟），对电池衰减影响较调峰（深充深放）更显著。国内应对措施为在调频大省使用高容量电池，增加冗余以应对衰减，例如将 1 度电设计为 1.1 度电容量。

Q20: 厂商宣传电池循环寿命达 12000-20000 次，但实际运行中可能十年折旧即需更换，原因是什么？

A20: 主要原因包括：一是电芯循环次数（12000-14000 次）在组为系统后存在折减，实际项目中可能降至 8000-10000 次；二是国内储能项目运行时间不足五年，缺乏长期数据验证；三是技术发展后，厂商现承诺 15 年 / 8000 次不换电芯，而按一天一充一放计算，10 年仅 3650 次，20 年约 7300 次，实际难以达到 12000 次。

Q21: 未来国内储能项目不同项目间盈利方差是否较大？除节点项目外，其他项目利用率是否受影响?

A21: 不同储能项目盈利方差较大，主要受收益模式影响：现货价差依赖经营策略（充放时机选择），可能出现项目收益正负差异；调频收益与电站 K 值（反映运维能力）相关，K 值低可能无法参与调频；容量电价受项目技术性能影响，放电能力不足将导致折减。储能项目需专业运维，策略错误可能亏损，并非如光伏风电般稳定盈利。

Q22: 二线储能电池厂商（如翼辰实业）的市场策略及产品质量情况如何?

A22: 储能行业整体产品质量无明显问题，厂商注重口碑，避免质量事故。二线厂商价格通常低于一线，但一线厂商优势在于集车能力及对电网的理解，可缩短项目并网周期（如阳光电源项目一年并网，二线厂商可能延迟半年）。

Q23: 海外对储能电池回收或梯次利用是否有政策要求？当前情况如何?

A23: 海外多数项目要求电池厂商负责处理方案，欧洲、中东项目投标中均包含此条款，明确责任主体但暂不要求提供具体方案。储能电池理论上 10 年更换，回收方案尚待成熟。部分非洲、中东国家允许就地掩埋，当前主要以明确责任为主，具体实施细节仍需时间落实。

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