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]