调研时间：2026年3月10日
调研企业：
C公司：动力电池PACK（把电芯加工成电池包-加上BMS），储能系统（年底新产线建成）
D公司：主要靠出口储能系统（用户侧）
电池供需：
贸易商口径是动力电池供过于求，装机率仅25%（往年淡季最低45%）；正极厂口径是电池厂库存持续保持低位；电池厂口径是储能电池供不应求，在把动力的产线用来做储能，且电芯、电池在涨价（不囤库存因为电芯属于重资产，资本压力大)。
电池厂接单模式：
动力：汽车公司A每个季度调整订单，期间不会随意变更；汽车公司B按年度给出订单预示。定量不定价，因为电芯价格波动大，设置浮动价格。
储能：一个订单一个订单来生产，提前定量定价。户储交付时间1.5月，大储3-4个月
储能厂交付周期:
国内自签完订单起，拿货要等到两个月后（以往一个月即可），施工四个月，合计从签约到并网大概半年。拿货慢一是电芯供不应求，更主要是优先发往国外（需求更猛更急）。
储能价格:
毛估：0.4元/WH（100度+的大储，容量小的户储单价要贵几毛） — 400元/度电 — 100度电的储能柜售价约4万。LC每涨1万，单价提高0.01元/WH，25年到现在成本已从0.26/WH涨到0.35/WH。
海外需求:
欧洲订单激增是事实；非洲增量也大，主要是中资企业在采购，当地基础设施不完善，工厂容易停电，且用柴油发电太贵；中东主要是沙特，运输阻碍其实不大；美国需求旺盛，并未受制裁影响。
国内需求增量:
绿电直连。出口型企业受欧盟要求，必须使用不上网的绿电，光伏上网后工厂再使用都不符合欧盟标准；且这样的绿电价还便宜两毛钱，降低工厂生产成本。所以在工厂附近的新能源发电厂需配备储能。
涨价对储能影响:
钠电池的替代需要LC维持20W＋一年以上，产能才能快速落地投放——可能性较低。
LC、CU等涨价-电芯涨价（价格占五成）-储能系统涨价，一是影响储能产品商（在国内提价权弱，利润率压缩），二是影响储能运营商的投资决策（多少年能收回投资）。与终端储能项目收益率（靠买卖电价赚钱）无关。
大储一般由运营商与企业合作（半导体企业、医院、矿山），政策性、经济性都较强，目前各省市都处于跑马圈地的火热竞标状态（所以对储能设备涨价不敏感）。
且136号文取消强制配储&新能源全电量入市、114号文容量补贴（各省份落地时间不同），都利好大储，这是今年主要增量来源，电网侧电源侧合计200GWH以上。
工商业储能经济性尚不明朗，因为150号文取消峰谷电价，收益依靠电价预测，缺乏稳定套利模式。
产业链盈利情况:
正极材料 - 电芯 - 电池包 - 储能系统，每一环的公司都处于盈亏平衡点附近（国内业务）。
声明：以上内容仅供参考，不构成投资建议
