海外大储需求展望20260728

全球大储市场高景气：欧洲自然驱动爆发，美国AI需求保底 摘要 ●全球储能电芯供需紧平衡，2027年欧洲装机有望达60GWh,美国受AI数据中心驱动保底80GWh。●欧洲大储增长由新能源渗透率达临界点驱动，2026年上半年主要厂商签单量接近100GWh。●美国大容量并网法案若落地将催化AIDC储能爆发，2027年数据中心并网需求达26GW。●出口退税取消成本已顺利传导至海外客户，新项目普遍采用覆盖碳酸锂及辅材的调价公式。●毛利率分化显著:北美/日/澳最高(>20%),西欧次之，中东/印度最低(个位数甚至负毛利)。●欧美交流侧贸易壁垒风险极高，中国企业通过海外建厂规避PCS限制的难度大，变压器存在合资机会。·大储领域无库存积压，出货与装机差额源于长周期在途产品，从电芯采购到并网需0.5-1年。 Q&A 目前全球及主要海外市场的大型储能需求情况如何，以及对今明两年的市场发展有何展望? 从电池及系统生产商的角度看，近两年储能需求持续旺盛，导致当前产能利用率饱和，订单已排至2027年第二季度，部分友商的订单甚至排到2027年底。电芯整体处于供需紧平衡状态，新订单的定价条件相对苛刻，反映了市场整体向好的局面。分市场来看，具体情况如下：欧洲市场表现超出预期，2025年新增装机约为15GWh,原先预计2026年将达到30 GWh,但目前看来全年有望接近40GWh。增长主要得益于东欧和中欧储能项目的爆发，例如罗马尼亚和保加利亚的项目数量多且落地迅速。从头部厂商的签单情况看，本公司2026年上半年在欧洲已签订近7 GWh的项目；特斯拉已向其中国的Megapack工厂锁定了2026至2027年 供应欧洲的25 GWh产能；海博思创在Intersolar展会上也公布了2026年在欧洲新增近10GWh的订单。综合来看，预计2026年上半年各主要厂商在欧洲的总签单量可能接近100 GWh,这些项目将在2026至2027年，尤其是2027年集中落地。因此，预计欧洲市场2027年新增装机有望达到60 GWh。美国市场作为核心发展区域，2025年独立储能装机约为45-46 GWh,预计2026年将增长至60多GWh。未来需关注大容量并网法案的落地，该法案旨在通过配置较高比例的储能来加速储能及数据中心项目的并网。2026年美国预计有16 GW的数据中心需要并网，但仅有7 GW获得接入许可；2027年预计将有26GW的数据中心并网需求。若该法案顺利实施，叠加AI发展的推动，北美储能需求将更为旺盛，预计2027年装机量可达80 GWh左右，且这可能只是一个保底数字。中东市场需求潜力巨大，但短期受到地缘政治因素影响。例如，阿布扎比已签订一期10.5GWh(接近20GWh)的数据中心储能项目，二期规划将达到40GWh;沙特近期也公布了单体12GWh的独立储能招标。然而，美伊冲突导致海运时长和成本增加，项目评审周期变长，许多项目出现延期。同时，伊朗对亚马逊在阿联酋数据中心的打击也为该地区由数据中心驱动的储能增长带来了不确定性。预计2026年中东装机量约为十几GWh,2027年有望增至25-30GWh,主要由数据中心项目驱动。长期来看，中东市场基数小、单体项目大，具备高增长潜力。澳洲市场表现稳定，2025年装机约10 GWh,预计2026年为13GWh左右，2027年将达到15 GWh,市场竞争相对温和。印度和东南亚市场是新的增长点，受天然气价格飙升影响，这些地区正加速采用“新能源+储能”的能源策略。目前，每个区域的储备项目至少有10 GWh。预计2026年东南亚装机可达3-4 GWh,印度可达1-2 GWh,未来几年预期将实现翻倍增长。拉美市场同样表现良好，哥伦比亚、巴西、阿根廷和智利等国增速显著,其中智利是重点开发区域之一。总体而言，全球储能市场发展前景乐观。主要驱动因素包括全球新能源渗透率持续提高，而燃气等传统调节性资源日益稀缺且价格波动大。同时，在未来三年内，储能技术(如锂电)尚无成本效益更优的成熟替代品，因此其市场地位稳固。 您提及的不同区域的装机数据具体是指大储(大型储能)还是整体储能?这些数据是基于装机量还是出货量? 这些数据仅指大储的装机量。如果以出货量计算，通常可以在装机量的基础上乘以1.5到2的系数。行业内普遍使用2作为系数，但根据实际情况，乘以1.5可能更为接近真实数据。 近两年欧洲大储市场增长显著,尤其是在东欧和中欧地区呈现爆发态势，其背后的主要需求驱动力是什么?目前这些新增的储能项目主要是以光伏配储还是独立储能的形式存在? 欧洲大储市场的增长主要是因为新能源渗透率已达到一个关键点。同时，燃气机组的可用性下降且成本高昂，促使市场转向采用电化学储能进行电网调节。目前，光伏配储和独立储能的比例大致为一对一。光伏配储项目主要是出于电力交易或电网平衡的考虑，例如在签订PPA(购电协议)后，业主对电源稳定性的要求使 得配储成为必要。而独立储能项目则主要通过参与峰谷套利和提供辅助服务来获利，其中以网侧储能居多。 从投资回报的角度看，欧洲大储项目的收益率水平如何? 虽然我们并未直接在海外进行投资，但根据与欧洲业主的交流，一个项目的资本金收益率通常需要达到两位数，否则开发商不会启动项目。 考虑到欧洲对能源安全的日益重视，这是否对储能需求产生了明显的拉动作用，例如在俄乌战争后出现询单增多或项目加速的情况?另外，2026年下半年客户下单节奏加快的原因是什么? 能源安全问题并未导致项目节奏出现异常变化，目前仍处于正常的进度中。下半年本身就是询单和项目落地的高峰期。今年(2026年)上半年由于产品涨价，市场经历了一个磋商和协调的过程。进入下半年，业主下单意愿变得更为急迫，主要是希望我们能尽快出货。即使项目不一定能在今年(2026年)内完成装机，但只要能在年底前出货，客户就可以规避一项将于明年(2027年)取消的6%退税政策所带来的影响。若无法赶在年底前出货，这部分成本将转嫁给客户。 关于电池产品的出口退税政策取消，由此产生的成本增长将如何在中国的集成商与海外客户之间分配?这一成本传导过程预计需要多长时间? 目前，对于新项目，大多数议价能力较强的集成商已将退税取消带来的成本直接计入给客户的报价中，不存在所谓的成本分配问题。这部分已成为直接成本，客户也普遍了解这一点，认为其不属于可谈判范畴，类似于消费税。虽然在个别项目中，为了获取竞争优势，可能会通过调整整体项目价格的方式进行协调，但这与成本分配无关。鉴于当前电池供应整体偏紧，成本上涨的传导较为顺畅。 既然成本上涨能够顺利传导，是否可以理解为终端的投资方或客户对价格的接受度相对较高? 终端客户并非主动接受，而是在市场整体价格上涨的背景下没有太多选择。储能对于许多应用场景而言是刚性需求，且缺乏有效的替代方案。当所有供应商都提价时，业主只能通过重新寻求融资、协调各方利益等方式来消化增加的成本，以确保项目得以建设。 近期欧盟向多个成员国发放了大储转型补贴，法国、西班牙等国也出台了新的容量电价政策。这些政策变化对欧洲各国储能市场的影响如何? 取消容量电价确实会对项目收益率产生一定影响，业主需要进行更多的敏感性分析和协调。但从项目层面观察，整体投资热情并未受到显著影响。这主要是因为在欧洲许多地区，储能已经接近平价，即使没有容量电价这类补贴，项目也能实 现盈利。政府在市场成熟后取消补贴，是希望通过市场化手段引导投资。当市场认为项目有利可图时便会建设，反之则会放缓。 关于容量电价政策，德国和西班牙等国在今年(2026年)实际上是新增或加强了相关政策，例如德国启动了容量拍卖，西班牙也提出了一个90亿欧元的计划，这是否与前述的趋势相悖? 新增或加强容量电价政策对储能市场是明确的利好，这表明政府在积极鼓励储能设施的建设。这些政策是引导市场投资的重要信号。从我们的销售端来看，今年(2026年)下半年的询单量确实有所增加，这与政策的激励作用是一致的。 综合来看，当前欧洲储能市场的爆发主要是由政策补贴驱动，还是基于其本身良好的收益率和较低的市场基数所带来的自然增长? 市场增长更偏向于自然驱动。经历过2025年西班牙大停电等事件后，欧洲电网向储能开放了更多服务，使得项目可以通过参与电力市场交易和辅助服务来盈利，而不仅限于传统的峰谷价差套利。许多欧洲的独立储能项目非常关注设备的K值和响应速度，正是为了满足辅助服务市场的要求。在西欧等市场化程度较高的国家，储能项目即便没有补贴也具备较强的经济性。而在市场尚不成熟的中欧和东欧国家，补贴在引导和带动市场投资方面仍扮演着重要角色。补贴的存在，类似于国内的容量电价，能够为项目提供额外的收益来源，从而进一步提升投资吸引力。 鉴于近期碳酸锂价格上涨，欧洲市场的价格传导机制是怎样的?对于已签订合同的老项目和新项目，价格调整方式有何不同，以及目前欧洲市场的毛利率水平如何? 价格传导机制可分为两个阶段。第一阶段针对的是老项目，即在碳酸锂价格上涨前签订，但尚未完成交付的项目。若合同中未包含价格调整条款，此时需要与业主协商分摊成本，谈判过程通常较为复杂，部分业主可能会以违约为由拒绝接受价格上调。第二阶段针对新项目，目前普遍采用完善的调价公式作为保护机制。该公式不仅覆盖碳酸锂，还包括铜箔、隔膜等其他关键材料，从而显著降低了制造商面临的价格波动风险，使风险传导更为顺畅。在毛利率方面，当前市场环境下公司以追求利润为导向。在欧洲市场，单独销售电芯业务的目标毛利率约为10%至15%,具体取决于客户类型和订单体量。储能系统业务的目标毛利率则设定在20%至25%的区间，此为考虑所有风险前的初始约束。 欧洲市场储能系统的毛利率水平在直流侧和交宣流一体化产品之间是否存在差异?另外，能否提供当前欧洲市场电芯、直流侧系统和交直流一体化系统的具体价格水平? 公司的毛利率定位在直流侧和交直流一体化系统上是相同的，没有显著区别。目前在欧洲市场，交直流一体化系统的销售占比较高，但预计未来直流侧系统的需求会增加。价格方面，具体项目的定价会有所不同。以丹麦市场为例，直流侧系统的FOB价格大约在70至80美元/kWh。对于交直流一体化系统，其价格会更高。作为参考，从中国出口的交直流一体化系统(PCS部分)价格约为60美元/kW,若配置四小时储能，则系统总价在90美元/kWh的基础上增加约15美元，达到105美元/kWh左右。电芯方面，出口至欧洲的价格约为55美元/kWh。 自本轮碳酸锂价格上涨以来，储能产品的价格涨幅大约是多少? 价格涨幅大约在15%左右，具体到每千瓦时，上涨了约10美元以上。不过，不同项目的具体涨幅会有所差异。 在欧洲市场，东欧和西欧的储能产品价格及市场增速有何差异? 西欧市场的整体价格水平更高，因为当地业主的要求更多。相比之下，东欧业主对价格更为敏感，价格压力更大。因此，在有利润率上下限的情况下，东欧项目通常接近利润下限，而西欧项目则能达到上限。从市场增速来看，两个市场都表现不错，但东欧由于基数较小，其增长速度显得更为迅猛。不过，从绝对值来看，西欧的市场体量仍然更大。 除欧洲外，北美、中东、印度及东南亚等其他海外市场的储能系统毛利率和定价情况如何? 北美市场的毛利率水平相对更高，大约比欧洲高出5个百分点，主要因为当地业主对品牌有更高的要求，从而带来了更多的溢价空间。中东和印度市场的毛利率则非常低，通常为个位数，甚至可能出现零毛利或负毛利的情况。近期中东一些项目的系统报价仅为70至75美元/kWh。许多中东项目面临的困境是，报价在碳酸锂涨价前完成，而项目执行却在涨价后，导致成本大幅上升。例如，ACWAPower在沙特的4GWh项目，据测算其DDP(完税后交货)价格仅为65美元/kWh,按当前成本执行可能会导致严重亏损。企业参与此类项目主要是为了扩大规模效应和品牌宣传。东南亚市场的价格波动较大，部分项目价格竞争激烈，类似于中东市场；而另一些项目则与欧洲市场相似，价格水平较高，具体情况取决于业主。 在海外储能市场中，不同企业之间是否存在明显的品牌溢价?具体溢价水平