美国市场：装机预期与价格趋势

　　今明两年美国储能装机情况备受瞩目。2024年，受政策抢装推动，美国装机预计将达到70 - 80GWh；不过到2025年，装机量将回落至40GWh左右，而到了2027年，有望增长20 - 30GWh。在三四季度，抢装现象十分明显，设备、施工等资源都出现了紧张局面。电芯供应紧张的状况至少会持续至11月，装机口径以机械完工为准，排队对其影响较小，业内对3D法案也采取了观望态度，今年发货项目可适用当前规则。

在价格方面，北美本地产能设备出现了涨价情况，电芯价格从2023年的80美元/Wh一路升至2024年的100 - 110美元/Wh；而中国出口设备价格则相对平稳，部分业主还存在压价现象，这里的报价指的是电芯价格。

　　中东市场：大标进展与装机增速

　　中东市场在今年也有诸多大标项目推进，如沙特、迪拜等项目。海辰在其中某项目中的报价约73美元/Wh（DDP），与国内价格接近。PCS在中东市场占比相对较低，约10美元/Wh。宁德时代阿联酋项目出现了延期情况，2025年装机概率较大。2024年中东装机整体较为平稳，2025年增速将有所提升，尤其是沙特光伏配套储能需求长期看好。

　　欧洲市场：需求预期与市场特点

　　欧洲市场在2024年装机超过20GWh，2025年有望达到40GWh。这一增长主要得益于各国大型项目的启动以及重建需求。与美国和中东市场不同的是，欧洲市场较为分散，机会相对均衡。

　　价格情况与国内上涨原因

　　从各区域储能系统FOB价格来看，欧洲直流侧系统FOB价为65 - 75美元/Wh，美国价格要贵10美元，拉美则低5%。中国PCS交流侧价约40美元/kW。2024年全球价格整体呈现上行趋势，并非只有中东出现价格变化。

　　国内储能价格上涨有着多方面原因。内蒙等项目推动了高价订单的出现；生命周期要求的提高导致技术成本增加；独立储能盈利模式得到改善，企业的溢价能力也随之提升。以内蒙项目为例，其收益模式包含现货交易（补贴0.35元/度）、调频、容量电价等，充放次数灵活，没有固定时段限制，但明年补贴可能会减少，因为发电侧分摊压力大，节点优劣也会影响收益。

　　电芯涨价与国内装机节奏

　　电芯涨价在短期内是由于抢装以及产能切换，从长期来看则会趋于稳定。电芯性能取决于生产工艺及集成管控，业主对电芯的指定逐渐弱化。在520Ah技术切换后，竞争焦点将转向系统集成与服务，而不再是单纯的产品优势。

国内装机节奏整体平稳向上，各地都在抢节点备案，但并没有特定的抢装时间。2027年目标600GWh的设定，为国内储能市场的长期需求提供了有力支撑。

　　总体而言，全球储能市场已经进入了高景气周期，供需紧张的局面可能会延续至2026年下半年。价格上行和商业模式的优化，为企业提升了盈利空间。美国、中东、欧洲等多区域需求共振，国内政策也在驱动装机放量。核心标的如宁德时代、阳光电源等估值合理，业绩存在上修可能。不过，投资者也需要关注季度数据、价格谈判及政策细则等催化剂，同时警惕局部补贴退坡及产能过剩风险。在全球能源转型的浪潮中，储能市场未来可期，但也需要谨慎应对其中的挑战。