**行业与公司** 涉及行业为储能行业（特别是大规模储能） 主要公司包括海博 中天 阳光电源 宁德时代 比亚迪 亿纬 远景动力 海辰 国轩高科 尼戴克 特斯拉等[1][2][10][11][18][20][25][26][29][30] **核心观点与论据** **国内储能市场盈利性与项目收益** * 国内储能项目盈利性向好 现货市场较早的省份收益更佳[1][2] * 山西储能项目收益率达15%-20% 调频效果好的项目投资回报率约20% 平均电价差达0.65元/度[1][2] * 宁夏项目收益率在10%-12%之间[1][2] * 内蒙古部分项目因0.35元/度的容量补偿机制和高电价差（平均0.4元/度） 资本金回报率超50%[1][2] * 南方南网地区资本金收益率达15%-16%[3] **2025年装机量与未来趋势** * 2025年国内大规模储能装机量预计不低于150吉瓦时 同比增长约50%（2024年约100吉瓦时）[1][5] * 未来三年中国储能行业年增长至少15%-20% 但2030年代中期可能出现回调整理[1][6] **储能系统价格与市场竞争** * 储能系统价格因质量、要求和规模差异大 内蒙古自用设备价格超0.65元/瓦时 集采招标价低至0.39元/瓦时 市场平均价维持在0.45元以上[1][8][9] * 国内无最低报价限制 但低价竞争现象存在（如中天报0.39元/瓦时）[9] **集成商盈利分化原因** * 盈利分化取决于供应链能力、项目类型及合作关系[10] * 海博公司因强大供应链和与国央企良好关系 毛利率较高[1][10] **海外市场需求与展望** * 美国2025年储能装机预计50多吉瓦时（因抢装效应、关税提至28.5%和特朗普OBBB法案） 2026年预计降至40吉瓦时[1][11] * 欧洲2025年预计装机15-17吉瓦时（2024年8-9吉瓦时） 主要增长点在东欧国家（保加利亚、罗马尼亚、希腊、乌克兰重建）[1][14][27] * 中东2025年新增项目预计总量约25吉瓦时（但原计划19.5吉瓦时项目拖延至2026年） 阿联酋将定标1.8GW/8GWh单体项目 沙特已给海辰1GW/4GWh项目[12][13][19][20][21] * 澳洲年装机3-5吉瓦时 日本调频市场收益率达50%（两年回本） 拉美年装机5-7吉瓦时（阿根廷、巴西、智利） 东南亚盈利空间打开[15][16] **其他重要内容** **电芯供给与价格** * 电芯涨价因314型号切线导致短期产能紧张 但长期不会严重供不应求（2024年供大于求严重）[7] **现货套利与调频兼得情况** * 山西可一半容量用于一次调频一半用于现货交易 但二次调频不能同时进行现货交易 宁夏可分容量同时进行但同一容量不能兼做[4] **中东市场特点** * 中东市场不认可品牌溢价 更关注价格竞争力 4小时电池系统设备价格约73美元/千瓦时（实配容量价格约55美分）[2][22][23] **中国企业海外挑战与策略** * 北美中资企业需股权占比低于25%以符合CFEOC要求 需本土化生产或技术授权合作（如远景动力扩产至21吉瓦时 阳光电源考虑收购美国工厂）[2][17][18] * 欧洲市场依赖渠道和客户关系（阳光电源、尼戴克、特斯拉市占率前三） 中东需大品牌加低价策略（比亚迪、宁德时代靠低价赢单）[2][25][26] **技术差异与良率** * 动力电芯与储能电芯在工艺和产线上完全不同（乘用车用圆柱/软包 重卡和储能用方壳） 转换产线需半年到一年[29] * 储能企业良率差异大 高良率可降低成本和提高运行稳定性（宁德时代、亿纬良率高）[30] **欧洲工商储能爆发原因** * 欧洲2025年工商储能爆发因市场接纳度高 电力市场发达可现货套利 价格平价[28]