文章核心观点 - 在储能需求爆发的背景下，当前中游制造业环节的盈利能力被极致压制，这种状况不合理且不可持续 [1] - 终端储能电站当前具有较高的投资回报率，预计可接受上游成本上涨10-15分/Wh的利润让渡，这为制造业环节的利润修复提供了空间 [1] - 预计到2026年，制造业环节价格将上涨10-15分/Wh，税后对终端电站的成本影响约为12分/Wh，对下游需求影响可控，但将大幅增厚中游制造业利润 [1] - 看好储能需求驱动下，制造业上下游将实现量价齐升、共振受益 [1] 国内储能电站经济性与涨价承受能力 - 经济性驱动下，国内储能需求旺盛，项目招标数据同比大幅增长 [4] - 以国内储能招标较多的省份为例，在当前储能系统集成价格0.5元/Wh、EPC价格0.8元/Wh的假设下，测算的全投资IRR加权平均为9.58%，资本金IRR加权平均为13.89%，对业主具备较大吸引力 [6] - 敏感性测试显示，EPC价格每上涨2分/Wh，对应全投资IRR下降约0.35个百分点，资本金IRR下降约0.6个百分点 [7] - 假设EPC成本上涨0.1-0.15元/Wh，对应国内全投资IRR加权平均位于7.3%-8%，资本金IRR位于10%-11.2%，收益率仍具备足够吸引力 [7] 中游制造业利润修复与分配展望 - 当前中游制造业盈利空间被极致压制，终端少量让利即可使其盈利空间大幅增厚 [8] - 预计2026年，碳酸锂、储能电芯、储能集成的均价可能分别触及17.5万元/吨、0.4元/Wh和0.58元/Wh [8] - 终端电站可容纳上游EPC成本提升0.1-0.15元/Wh，预计这部分利润将分配到各环节：集成、电池、材料环节分别能够额外增厚0.5、1.5、8.6分/Wh的利润，合计10.6分/Wh，税后对终端电站的成本影响为12分/Wh [10] - 以15-20倍市盈率为锚，当前股价中包含的涨价预期大部分在10%左右，部分低估值龙头的涨价预期不足5% [14] - 根据分配的受让利润，包括铁锂、负极、六氟磷酸锂、溶剂/添加剂、碳酸锂环节的涨幅远超股价中包含的涨价预期，电池、铝箔环节受让利润后的单位盈利也基本靠近15倍市盈率估值 [14] 各环节具体价格与盈利预测 - **碳酸锂**：预计终端让利后价格达到17.5万元/吨，较当前水平上涨94% [16] - **储能电芯**：预计终端让利后价格达到0.37-0.43元/Wh，涵盖材料涨价后，电池额外涨价为0.015元/Wh，整体涨幅约37% [16] - **储能集成**：预计终端让利后价格达到0.58元/Wh，涵盖电池及材料涨价后，集成额外涨价为0.005元/Wh，整体涨幅约11%-26% [16] - **磷酸铁锂**：预计终端让利后价格达到1.5-1.9万元/吨，涨幅约18%-20% [16] - **负极材料**：预计终端让利后价格达到2.2-2.7万元/吨，涨幅约12% [16] - **电解液（含六氟磷酸锂）**：预计终端让利后六氟磷酸锂价格达到15万元/吨，涨幅50%；电解液价格达到5.4万元/吨，涨幅63% [16] - **溶剂/添加剂**：预计终端让利后价格达到20万元/吨，涨幅100% [16] - **隔膜**：预计终端让利后价格达到1.15元/平，涨幅21% [16] - **铜箔**：预计终端让利后价格达到2.2-2.8万元/吨，涨幅22% [16] - **铝箔**：预计终端让利后价格达到1.4-1.9万元/吨，涨幅3% [16] 储能需求与政策支撑 - 多省发布储能远期目标，支撑国内储能中长期发展空间，例如：新疆计划2025年、2030年新型储能装机分别达到20GW、50GW以上；河南目标2030年累计装机达到15GW；甘肃计划2030年达到10GW [20] - 预计2026年全球锂电需求达2721GWh，同比增速30%，其中储能电池增速达68% [21] - 在乐观口径下（考虑国内、北美AI储能需求超预期），预计2026年全球锂电需求达2860GWh，同比增速37% [21] 供给端与行业供需格局 - 预计2026年供给最紧张的环节为六氟磷酸锂、铜箔，其次为铁锂正极、铝箔、负极、隔膜 [23] - 当前材料全行业产能利用率在75%以上，从实业角度已具备涨价基础，部分环节已经开始落地涨价 [23] - 预计2026年第二季度行业产能利用率将进一步突破80% [23] 看好的投资环节 - **集成和电池环节**：直接受益于终端需求爆发 [24] - **碳酸锂环节**：价格中长期持续上升 [25] - **材料环节**： - 看好**六氟磷酸锂环节**，明年供给相对最紧缺、头部格局集中，市场公开报价已涨至18万元/吨，较此前翻2.3倍 [25] - 看好**铁锂环节**，需求增速最高且反内卷措施推进最快，成本指数落地后已开启新一轮报价 [25] - **铜箔、负极、铝箔、隔膜**环节当前低价订单的价格也已经有所修复，后续有望看到更高和范围更广的涨幅 [25]

国内储能市场11月中标规模 - 11月国内储能中标总计9.44 GW/29.10 GWh [1] - 储能系统中标项目23个，规模2.61 GW/10.16 GWh [1] - EPC中标项目30个，规模6.66 GW/18.61 GWh [1] 重点中标项目 - 储能系统最大中标项目为中国电建吉林院磴口项目，由珠海横琴奇点储能中标，规模2000 GWh [3] - EPC最大中标项目为阿克苏地区库车市项目，由中铁建工集团(陕西)中标，规模2 GWh，总价17.39亿元，单价0.870元/Wh [3] 储能系统中标厂商排名 - 排名前列厂商包括珠海横琴奇点、重庆万帮星充能源、楚能新能源、山东电工、南京四象新能源、平高电气、上海采日能源等 [6] - 珠海横琴奇点凭借中国电建吉林院磴口项目中标位列本月第一 [6] 中标价格分析 - 储能系统2h报价区间0.417-0.696元/Wh，均价0.539元/Wh [9] - 储能系统4h报价区间0.481-0.625元/Wh，均价0.549元/Wh [9] - 储能系统最低价0.417元/Wh，由中石油济柴时代(山东)新能源中标 [9] - EPC 2h报价区间0.755-1.574元/Wh，均价1.100元/Wh [9] - EPC 4h报价区间0.568-1.664元/Wh，均价0.962元/Wh [9] - EPC最低价0.568元/Wh，由中国电建西北院中标 [9]

奖项与认可 - 鑫椤资讯在2025年荣获阳光电源颁发的“洞察王”奖项 该奖项旨在表彰在技术创新、市场洞察和产业分析等领域的突出贡献 [1] - 获奖直接源于其《鑫椤探展》系列视频对阳光电源在SNEC期间发布的储能产品的专业展示 [1] - 阳光电源是全球新能源电源领域的领军企业 其“洞察王”奖项评选聚焦于对行业痛点、技术突破及未来趋势的深度挖掘 [2] 公司核心能力与行业地位 - 鑫椤资讯是中国新能源产业研究的先行者 自成立以来始终以“数据驱动产业决策”为核心理念 [4] - 公司构建了覆盖锂电、储能等领域的完整数据库与前瞻预测体系 其服务能力获得行业广泛认可 [4] - 公司成立于2010年 主要服务于炭素、锂电、电炉钢三大行业 是中国专业的产业研究和顾问公司 [10] - 公司以研究为中心 提供数据库、产业前瞻预测、战略咨询和媒体宣传等服务 [10] 行业洞察与预测 - 在储能电池领域 鑫椤资讯预测2026年全球出货量将同比增长48.3% [4] - 阳光电源被指出是这一增长的核心推动者之一 [4] - 全球能源转型加速 新能源产业正从“规模扩张”转向“质量提升”阶段 [5] - 未来产业将聚焦于固态电池、构网型储能、AI+能源管理等前沿领域 [5] 合作与价值创造 - 鑫椤资讯与阳光电源通过数据共享与案例共创 共同塑造新能源产业的未来叙事 [4] - 此次获奖标志着产业研究从“数据记录”向“价值创造”的跃迁 [5] - 未来公司将继续深化与阳光电源等头部企业的合作 为全球新能源产业提供更具穿透力的洞察与解决方案 [5] 研究报告产品 - 鑫椤资讯正在预售一系列涵盖2025-2029年的行业研究报告 包括中国三元材料、磷酸铁锂、碳酸锂、钠离子电池以及全球负极材料、电解液、储能市场、固态电池和锂电池应用市场等领域的运行趋势及竞争策略研究 [8]

行业动态：磷酸铁锂龙头企业集体提价 - 多家磷酸铁锂龙头企业近期提出提价诉求，其中一家计划自2026年1月1日起，全系列铁锂产品加工费在现有基础上上调3000元（未税价）每吨 [1] - 另一家龙头企业已自2025年11月1日起，将磷酸铁锂产品加工费上涨3000元/吨（未税价）[3] - 提价方案被视为企业的理性诉求，但最终落地程度取决于产业链谈判与协商的具体结果 [5] 提价动因：供需矛盾与成本压力 - 磷酸铁锂市场供应紧张，行业有效产能开工率已提升至95%以上，头部企业均已达满产，部分头部企业前三季度开工率已超100%，自9月开始持续严重供应不足 [4] - 原材料价格上涨给企业带来压力 [4] - 行业平均负债率高达67%，扩产保供面临巨大的资金压力 [4] - 2025年1-9月，磷酸铁锂行业平均成本区间为15714.8-16439.3元/吨（未税价）[4] 行业背景：反内卷与规范发展 - 行业正积极响应政府及行业“反内卷”倡议，中国化学与物理电源行业协会呼吁以成本指数为基准重建市场定价逻辑，遏制恶性竞争 [4] - 协会要求企业不要突破成本红线开展低价倾销，以扭转全行业持续亏损的危局 [5] - 企业认为，执行成本红线进行销售定价有助于改善经营质量，提升盈利水平，是推动行业高质量发展的具体实践 [5] - 磷酸铁锂行业长期作为产业链“夹心层”两头受挤压，近年来普遍处于亏损状态 [5] 市场地位：主流技术路线与全球优势 - 2025年前三季度，磷酸铁锂电池在动力电池领域装车量占比达81.5%，同比增长62.7% [5] - 在储能用锂电池领域，磷酸铁锂的占比达到99.9% [5] - 在全球磷酸铁锂正极材料的装载量中，排名靠前的供应商均为中国企业，市场份额约95% [6] 价格走势：现货价格持续上涨 - 截至12月1日，动力型磷酸铁锂现货均价攀升至39950元/吨，价格区间在38400至41500元/吨 [6] - 储能型磷酸铁锂现货均价同步上涨至36950元/吨，价格区间为35300至38600元/吨 [6] - 上述两种类型产品单日涨幅均达100元/吨 [6] 公司动向：龙头企业扩产与布局 - 龙蟠科技与客户签署协议，将磷酸铁锂正极材料供货量从15万吨大幅提升至130万吨，预估总销售金额超过450亿元 [8] - 龙蟠科技目前共有40万吨产能（国内28万吨，海外12万吨），其印尼锂源的二期9万吨产能将于2026年2月投产 [8] - 湖南裕能表示，涨价基础基于产品供不应求的市场情况，尤其是新产品系列供需矛盾突出，以及与客户的商务谈判已取得较好效果 [8] - 湖南裕能展望2026年一季度，认为储能市场需求强劲且持续的增长势头有望为需求提供坚实支撑 [10]

锂电行业核心产销数据 - 国内电池样本企业产量为148.84GWh，环比增长2.27% [1] - 海外电池样本企业产量为23.75GWh，环比下降2.6% [1] 关键材料供需情况 - 正极材料产量为18.725万吨，环比微降0.08% [3] - 负极材料产量为15.4万吨，环比持平 [3] - 隔膜产量为19.8亿平方米，环比增长2.59% [3] - 电解液产量为10.85万吨，环比增长1.4% [3] 行业研究服务范围 - 鑫椤资讯主要服务于炭素、锂电、电炉钢三大行业 [4] - 公司提供数据库、产业前瞻预测、战略咨询和媒体宣传等服务 [4]

公司战略重组 - 阿特斯与控股股东CSIQ新设合资公司M和N，分别从事美国光伏业务和储能业务[1] - 合资公司将通过租赁阿特斯部分海外资产开始运营，后续可能考虑新投资产或引入第三方投资者[1] - 公司将美国以外但供应美国的制造工厂股权重组为CSIQ占75.1%，阿特斯占24.9%，阿特斯可获得一次性股权转让对价3.52亿元[1][2] 产能布局 - 股权转让涉及三家工厂：SSTH储能工厂规划产能3GWh（在建）、GNCM电池工厂规划产能2.9GW（在建）、THX1光伏切片工厂规划产能8GW（已投产但闲置）[3] - 阿特斯储能业务(e-STORAGE)2025年第三季度单季出货量达2.7吉瓦时[4] 市场定位 - 美国作为全球第二大光伏市场，储能业务处于快速爆发期，投资回报高[4] - CSIQ将专注于美国市场的光伏组件及储能系统生产销售，聚焦美国本土能源转型需求[4] - 阿特斯专注于全球非美地区业务，包括欧洲、拉美、亚洲、中东等市场[4] 财务表现 - 2025年第三季度阿特斯营业收入15亿美元（约106.8亿元人民币），毛利率17.2%[4] - 股权转让标的评估总价为4.69亿元，75.1%股权对应交易金额3.52亿元[2]

项目概况 - 楚能新能源宜昌80GWh全新一代锂电池项目总投资220亿元 主要生产动力电池 储能电池 模组PACK 并兼顾能源管理系统的研发制造销售[6] - 项目占地面积约1800亩 是一期项目的近一倍 建设工期为365天 计划于2026年9月26日投产[5] - 项目建成投产后预计实现年产值220亿元以上 提供就业岗位6000个以上[6] 建设进度 - 项目自9月26日开工以来建设进度不断刷新 目前道路管网已完成70% 桩基施工24小时不间断作业确保本月底全部完工[3] - 下个月将逐步转入主体施工阶段 计划2026年春节前实现主体封顶[3] - 现场有400余名施工人员轮班奋战 160余台强夯机 打桩机 吊车等机械设备协同作业[1] 项目管理与政府支持 - 项目创新推行"三色管理法" 通过绿色清单周通报 黄色清单快速约谈 红色清单严格督办的方式层层压实责任[5] - 政府服务专班及时响应施工通道问题 当天规划协调出全新出入口并修建一条4车道宽的施工道路[4] - 服务专班发扬"板房精神" 采用"任务清单上墙 责任到人"的管理模式确保各项工作高效落地[5]

储能市场周度招投标数据概览 - 根据ICC鑫椤储能数据库不完全统计，11月24日至11月30日一周内，储能市场招标数据15条，EPC、PC及储能系统招标总规模达10.5GWh [1] - 同期中标数据12条，EPC、PC及储能系统中标总规模达7.0GWh [1] 招标项目核心信息 - 当周规模最大的招标项目为平顶山叶县200MW/1600MWh先进压缩空气（盐穴）储能电站项目EPC总承包，投资总额约19.2亿元，总用地面积29613平方米 [2] - 该项目技术工艺利用电网低谷电储能8小时，将空气压缩至9-17Mpa存储于地下1040米的盐穴内，高峰时段释放电量8小时，项目无污染、零排放 [2] - 招标项目以电网侧独立储能和共享储能为主，覆盖河南、山西、宁夏、新疆、广西、浙江等多个省份 [4] - 大型招标项目包括晋中800MW/1600MWh储能电站（配储时长2小时）、信阳300MW/1500MWh压缩空气储能项目（配储时长5小时）、沙湾150MW/1200MWh固体储热共享储能电站（配储时长8小时）等 [4] 中标项目核心信息 - 当周储能系统最低中标单价为0.520元/Wh，由珠海科创储能在国昌茂漳浦盐场100MW渔光互补光伏发电项目配套储能设备采购中报出，项目规模25MWh，中标总价1300万元 [3] - 中标项目同样以电网侧独立储能为主，EPC中标单价范围较广，例如定州200MW/400MWh项目EPC单价约0.755元/Wh，汕尾200MW/200MWh项目EPC单价约1.393元/Wh [6] - 宁德时代作为系统供应商，中标了霍林郭勒260MWh多元储能示范项目构网型储能系统设备采购，中标单价约0.696元/Wh，总价约1.809亿元 [6] - 部分中标项目，如中国电建在新疆的电源侧光储项目（158MW/308MWh）及在内蒙古的电网侧独立储能项目（475MW/1900MWh），其储能系统设备采购中标价格在表格中显示为0，具体信息需进一步确认 [6]

大美丽法案对北美储能项目的影响 - 法案导致年底及明年一季度出现项目抢装现象，因关税缓释期促使已谈妥项目集中发货[1] - 直接影响SCCOE实体，规避法案并获得ITC补贴的两种途径是：确保北美本土工厂的SCOE影响比例低于25%，或采用技术授权模式[1] - 技术授权模式成为优选方案，通过与北美集成商合作建厂并授权技术，可避免法案影响并继续享受补贴[2] - 直接从中国出口或经东南亚转口贸易将面临关税且无法获得补贴，东南亚工厂（如易伟）因海外失控主体问题也难以获取补贴[3] 北美本土产能与供应链挑战 - 美国本土电池产能不足，储能电芯仍主要依赖中国投资[8] - 北美新建产能周期长达3-5年，无法完全满足市场需求，导致未来储能系统价格上升[8] - 原材料从中国进口加征关税，进一步推高成本[8] - 若远景将工厂出售给Fluence，Fluence会限制售价以保证盈利，挤压远景毛利率，且原材料涨价可能使其难以维持补贴后售价[7] 企业应对策略与个案分析 - 远景采取两种策略应对SCOE问题：通过与一致行动人合作收购工厂股权保持实控权，或与客户深度合作预支投资稀释股比，但后者尚未找到足够客户[5] - 国轩因最大股东为德国大众（穿透后德国注册），在SCOE影响下不受控制[4] - 大美丽法案对PFE因素产生直接影响，远景美国工厂因电池产能较大面临挑战[4] 北美储能市场装机量与价格预测 - 2024年美国储能装机量预计达50GWh，超2023年39GWh，主因关税缓释期推动设备产出[10] - 2025年装机量预计降至38-40GWh，受更高关税及法案影响，部分项目取消或延期[10][11] - 2027年市场将回涨，呈现波浪形变化[10] - 北美本土产能的储能系统价格较高，中国进口产品因成本控制需求价格略有下降，每套系统降价约10美元[12] 欧洲与中东储能市场动态 - 欧洲2024年储能装机量预计从2023年8-9GWh增至15-16GWh，东欧和英国活跃，全年预计不低于18GWh[13] - 欧洲新增项目报价较低，中欧地区（如罗马尼亚、保加利亚）FOB价格约70美元，大型项目参考中东低价[13] - 中东2024年增长不及预期，因项目招标延迟，但迪瓦六和SCBC8GWh项目确定性高，装机量预计18-19GWh[14] - ADQ2期招标延迟可能导致项目量减少约19.5GWh，但中东地区年装机量仍有望保持20GWh左右[15] - 沙特计划到2030年每年新增光伏装机超15GW，配套储能年建设潜力超10GWh[17] - 埃及和摩洛哥等新增国家年光伏装机贡献预计3-5GWh[18] 中东地区项目价格竞争 - 中通报价较低，海城项目DAP至沙特报价65美元，系统价格约50元人民币/kWh[19] - 特斯拉中国系统报价约6.65元人民币/Wh，但中东大项目（要求300MWh以上）整体价格较低[20] - 中东到2028或2030年稳定年光伏装机量预计保持20GWh左右[16] 中国国内储能市场发展 - 136号文推动储能成为新能源项目必备配套，需求随新能源装机及市场化交易增长而显著增加[21] - 国内储能投资逻辑包括自建或与聚合商合作平滑电力曲线，收益来自电价差、辅助服务和容量补贴[22] - 2024年国内电池订单量增加，发货量预计达200GWh，超2023年150GWh，部分项目出现非理性抢装[23] - 头部品牌（如远景）产品销量增长，低质低价产品面临淘汰[23] 国内储能收益机制与投资回报 - 收益来源包括定价差（低买高卖）、调频辅助服务（电网支付）和容量电价（省份规定来源）[28][29] - 收益支付主体多样：电网分配调频费用，容量电价可能从新能源企业或用户侧收取[28] - 投资回报需权衡政策变化、市场竞争及调频需求，当前电力市场不成熟导致不确定性[30] - 银行对储能设备融资态度分化：知名品牌易获贷款或低利率，小品牌或无业绩设备面临高利率或拒贷[24] 国内市场展望与电芯价格 - 2025年国内储能市场增速与2024年相当，电力市场化推进将暴露更多问题与机会[25] - 未来三年储能新增量保持增长，但随装机增加和电价差收敛，增速可能放缓[25] - 储能电芯涨价因碳酸锂原料价格上涨、国家反内卷政策要求高品质系统，以及产能过剩但可快速补足供应[26][27]

公司业务动态 - 亿纬锂能与瑞典储能系统集成商Vimab BESS AB签署为期三年的谅解备忘录，共同推动北欧地区1.48GWh储能项目的部署 [1] - 根据协议，亿纬锂能将作为Vimab BESS AB的核心供应商，提供高性能储能电池、储能系统产品及相应技术支持 [1] - 首批订单计划于12月出货，以支持Vimab BESS AB在瑞典乃至欧洲的储能业务发展 [1] 产品与技术优势 - 公司以技术创新为核心，提供的储能产品采用高能量密度、高安全性、高可靠性的电池技术 [1] - 产品配备智能BMS系统，旨在保障储能系统在极端气候与地理环境下的稳定运行 [1] - 欧洲市场对储能系统的性能稳定性、环境适应性及安全可靠性要求严苛 [1] 服务与支持体系 - 亿纬锂能将为合作伙伴提供全链路支持，服务覆盖从产品交付到后期运维的全流程 [1]