欧洲最大储能项目，终于诞生了！1GW/4GWh！

01、欧洲最大储能项目，为何花落Fluence？

德国能源公司LEAG 的低碳子公司——LEAG Clean Power，正在雅恩施瓦尔德（Jänschwalde）建设一个1GW/4GWh的独立电化学储能电站。该项目成为目前欧洲单体规模最大的电池储能项目，技术由Fluence提供。

 

中国大储企业为何与这个最大项目失之交臂呢？赶碳号今天分析一下。

 

该项目所在地雅恩施瓦尔德，位于德波边境附近的卢萨蒂亚地区，这里长期依赖露天褐煤开采和燃煤发电。LEAG在项目旁边仍运行一座3000MW的褐煤电厂，而为其供煤的Jänschwalde与Cottbus-Nord两座露天矿，已在2023年关闭。其中，Cottbus-Nord已改造为湖泊与野生动物保护区，雅恩施瓦尔德则被重新定位为“GigawattFactory”——集光伏、风电、大储、绿氢与“氢电机组”于一体的低碳能源综合体。

 

GigaBattery Jänschwalde 1000，采用4小时储能时长设计，对标的是德国以及欧洲正在兴起的长时储能与容量保障需求。

 

一位Fluence的市场负责人指出，该项目计划在2027–2028年建成投运，而德国最大抽水蓄能电站 Goldisthal（1GW/8GWh）从立项到建成，前后耗时超过了30年。这种建设周期的对比，展示了电池储能在能源基础设施中的时间优势。

 

更关键的是体量。德国当前已投运的大型电池储能总规模大约3.2GWh，而 Jänschwalde单一项目的储能容量就达到4GWh，相当于在一个传统煤电基地旁边，再造一套“电池版灵活电源”，并通过4小时时长支撑更高比例的可再生能源并网以及电网调峰。

 

在同一时期，德国还在加速其他大储项目：RWE在巴伐利亚开建 400MW/700MWh系统，Eco Stor在萨克森-安哈尔特推进 300MW/700MWh项目；Eco Stor在什列斯威格-荷尔斯泰因投运的 103.5MW/238MWh项目，目前是德国已投运的最大大储项目。

 

英国方面，Fidra Energy的Thorpe Marsh项目（1400MW/3100MWh）已经完成融资，Statera在Thurrock的300MW/600MWh项目则是欧洲迄今正式投运规模最大的电池电站之一。这些项目共同勾勒出欧洲大型储能的一个清晰趋势：

规模不断放大，单体项目从过去的百兆瓦级逐步走向吉瓦级；

时长从 1–2 小时延展到 4–6 小时；

布局从单一调峰，转向同时服务新能源消纳、电网安全与容量保障。

 

对中国大储企业而言，雅恩施瓦尔德不只是一个“欧洲最大项目”，而是一套新规则的样板：谁能在这一类项目里提供从技术方案、集成能力到金融结构、法规合规的完整解决方案，谁才有资格参与下一轮全球大储能竞争。

 

02、Fluence前世今生：从系统集成到“软硬一体”

LEAG此次选择的合作伙伴Fluence，本身就是海外大型储能项目生态的一个缩影。

 

Fluence由西门子与AES在2018年整合各自储能业务组建而成，目前已经在纳斯达克上市，定位是“全球电池储能技术和数字能源服务提供商”，专注公用事业级与大规模项目。

 

从公开数据看，Fluence在全球范围内已部署、签约或资产管理的储能和可再生能源总规模达到数十吉瓦，其中仅美国市场就有超过22GWh的储能容量处于已投运或在建状态，覆盖90余个项目。

 

在2024年与2025年的多家机构排名中，Fluence稳定位居全球AC侧BESS系统集成商前五，在欧洲市场更是与阳光电源、Nidec ASI、Tesla、SMA Altenso 一起构成头部梯队。

 

SmartStack：以项目为中心的产品化平台

Jänschwalde项目采用的是Fluence最新一代SmartStack AC模块化产品，电芯为磷酸铁锂体系。单套SmartStack最高可提供7.5MWh储能容量，采用“上电池、下电气”的堆叠式结构，上部为电池舱、下部为逆变器与平衡系统（BOP），与市场上普遍使用的20英尺集装箱方案存在明显差异。

 

在物流与安装环节，SmartStack分两段运输，到站后再进行现场拼装，旨在兼顾大容量与道路运输限制；在安全层面，该平台在电芯、模组、机组和整个电站四个层级开展火测实验，符合UL9540A等多项国际标准。

 

2025年三季度，Fluence与越南ACE Engineering在北江省投产了一座年产能 35GWh的自动化储能系统工厂，专门生产SmartStack与上一代GridStack Pro 平台，定位是为美国以外的公用事业级项目供货。这意味着，在地缘政治与本地化约束日益增强的环境下，Fluence 已形成“美国本土+越南外供”的双基地布局。

 

03、Fluence的实力与短板

Fluence 的优势在于：

其一，系统集成与工程能力。凭借多年在美国、澳大利亚和欧洲的项目履历，Fluence 对多电压等级、多并网规范、复杂地形和极端气候的工程经验较为丰富，这是欧洲1GW/4GWh 级项目最为看重的。

 

其二，软件与资产管理能力。Fluence 通过收购Nispera等公司，构建了储能与新能源资产的云端监控和AI优化平台，当前已为超过15.5GW的风电、光伏、水电和储能资产提供实时监控与绩效管理服务，这使其在容量市场、辅助服务市场的收益优化上具有一定话语权。

 

其三，品牌与合规。Fluence背靠欧美工业集团，长期为欧洲与北美的公用事业与大型资产管理公司服务，在安全标准、并网合规、环保责任、ESG 披露和长周期质保条款上相对成熟。

 

但短板同样清晰：

第一，成本压力。随着中国一体化供应商和新兴系统集成商的全球扩张，Fluence在部分市场面临较大的价格竞争，2025年初公司曾因若干合同延期与竞争加剧而下调年度业绩指引，单季收入同比大幅下滑。

 

第二，对上游的依赖。尽管SmartStack使用磷酸铁锂电芯，但上游电池与部分结构件仍与亚洲供应链高度绑定，在关税、出口管制与本地化规则不断收紧的背景下，供应安全与合规成本都在上升。

 

整体来看，Fluence提供的是一个“以项目为中心”的软硬件一体平台，而不只是若干电池柜与逆变器。对希望参与类似项目的中国企业而言，真正需要对标的是这种“站在资产负债表和收益表上的整体方案能力”，而不是单纯的千瓦时价格。

 

04、大储之战：系统集成商PK一体化电池巨头

全球AC侧大型储能系统集成商的格局大致可以归纳为三类力量：

第一类是以Tesla、Fluence、Wärtsilä、Nidec、SMA等为代表的欧美系统集成商，核心能力集中在系统架构设计、电力电子、调度控制、软件与资产管理。

 

Wood Mackenzie与InfoLink的多份报告显示，2024年全球前五AC侧BESS 集成商包括Tesla、阳光、中车株洲所、Fluence 与海博思创，市场份额高度集中。

 

第二类是以宁德时代、比亚迪、LG为代表的电池一体化巨头。在2023年，这类企业在全球大储市场中的份额一度超过40%，但根据Rho Motion最新数据，2025年上半年已降到30%以下，一部分份额被独立系统集成商与新进入者瓜分。

 

第三类是来自中国的系统集成商与储能方案商，如阳光电源、国网系与南网系企业、中车株洲所、海博思创、远景等。InfoLink的统计显示，2025年上半年，按出货量计的全球前五储能供应商为阳光电源、Tesla、比亚迪、中车株洲所与海博思创，除特斯拉外皆为中国企业。

 

欧美系统集成商的优势在于：

更成熟的项目履约与金融结构设计能力，熟悉容量市场、辅助服务市场以及 CfD、可用性支付等复杂机制；

与当地公用事业、电网公司、金融机构保持长期合作关系；

在安全认证、责任保险、网络安全、数据合规等“软指标”方面积累深厚。

 

但它们的弱点也很明显：成本相对偏高，对外购电芯与部分关键部件依赖度高，在价格敏感的市场往往缺乏竞争力。

 

以Tesla为例，其最新推出的Megablock平台强调“预制化、即插即用”，目标是将安装时间缩短约23%，现场建设成本降低最多40%，实质上是在通过工程与模块化设计对冲来自亚洲供应商的成本压力。

 

电池一体化企业的优势则在于：规模效应、成本控制与供应链掌控。宁德时代与比亚迪在上游原材料、正负极材料、电芯制造和电芯方面具备高度一体化能力，同时又是全球电动车电池的主力供应商，在资源锁定与产能布局上远超多数系统集成商。

 

但这类企业在欧美大型储能市场面临两大约束：一是来自美国、欧盟的贸易与本地化规则；二是项目开发、运维与软件能力相对薄弱，往往需要依附当地 EPC或系统集成商共同投标。这也是为什么一体化电池企业在全球储能市场份额高企，却在大型电站级项目的主承包位置上，并不总是“台前角色”。

 

中国系统集成商与方案商近几年则通过两条路径快速上位：一是在国内以极低度电成本承揽超大规模集中采购项目；二是加速海外布局，在中东、拉美、东南亚与部分欧洲市场实现突破。

 

2024–2025 年，中国央企与地方国企发起的16GWh和25GWh级大招标中，电池+系统一体价格一度降至60–80美元/kWh，最新招标中4小时系统甚至出现约51美元/kWh的新低纪录。

 

这种极限压价为中国储能企业赢得了全球成本洼地的名声，也埋下了“内卷外溢”的风险：如果将这一套思路简单复制到欧洲、美国和高风险新兴市场，很可能在长期运维、财务可持续与合规监管方面暴露问题。

 

05、欧洲规则与隐形门槛

雅恩施瓦尔德项目本身，并非简单的设备供货，而是嵌入在欧洲正在成型的储能市场设计之中。

 

以意大利为例，输电公司Terna在2025年9月首次通过MACSE 机制（意大利推出的“电力储能容量采购机制”），组织10GWh储能容量拍卖，计划通过三轮拍卖，在2030年前为系统引入最高 50GWh 储能容量。

 

MACSE 为获选项目提供长达15年的固定容量收入，同时允许项目分享辅助服务市场20%左右的未来收益。首轮拍卖的加权平均中标价格约为12959欧元/MWh-年，远低于上限价格37000欧元/MWh-年，竞标热度极高。

 

在波兰，国有公用事业PGE正在建设262MW/981MWh的Żarnowiec储能项目，所用电池由LG Energy Solution在波兰本地工厂生产，项目总投资约15 亿波兰兹罗提（约 3.45 亿美元），并申请国家复苏基金支持。这一案例清晰体现出欧盟在大型储能项目上叠加“能源转型+本地制造+财政资金”的三重政策目标。

 

在德国，类似Jänschwalde的大型储能项目，通常与地区经济转型政策绑定。例如，卢萨蒂亚地区既是传统煤炭工业区，也是欧盟“公正转型基金”的重点支持区域，储能、风光及新型灵活机组项目被视为为煤炭工人和地方财政提供替代产业的重要抓手。

 

对潜在投标方而言，这意味着几个隐形门槛：

技术方案不仅需满足电网安全与经济性，还要回应地区转型、就业与产业链落地等政策目标；

需要在本地化制造、供应链可追溯性、碳足迹与电池回收等方面符合日益严格的欧盟法规；

必须具备设计复杂收益结构、与银行和基础设施基金协同构建项目融资的能力。

 

在这样的规则体系下，单纯作为“电池和变流器供应商”已经很难拿到项目核心位置，Jänschwalde之所以由Fluence拿下技术供货角色，恰恰说明系统集成商在项目结构设计与长期合作关系上的优势。

 

06、中国大储企业的机会：从成本优势到项目能力

尽管欧洲与北美市场的制度门槛不断提高，但对中国大储企业而言，Jänschwalde 这类项目反而为“从供应商到合作方”提供了几个清晰的机会窗口。

 

成本与规模优势仍然突出

中国企业在LFP电芯、储能Pack、变流器与系统集成环节的成本优势依然明显。以2025年中电建与能建等央企的超大规模集中采购为例，2小时系统的中标价格平均约为0.46元/Wh，4小时系统平均折算电站成本约60–80美元/kWh，其中部分标包报价极为接近。

 

这意味着，在同等项目体量下，中国供应链有条件在保证合理利润的前提下，仍然较欧美系统集成商大幅降低，特别是在中东、拉美、东南亚和部分非欧盟国家项目中，这一优势会直接转化为中标概率。

 

工程与运维经验快速积累

国内“源网荷储一体化”和独立储能电站的大规模建设，使得主流中国厂商在 220kV、500kV等不同电压等级的接入、复杂运行工况以及极端气候环境中积累了大量工程经验。对于Jänschwalde这类与大型火电机组并存的项目来说，中国企业在煤电灵活性改造与新能源-储能-火电协同调度上的工程实践，实际上具备可输出的经验。

 

产品平台化与安全标准正在追赶

过去两年，国内多家企业纷纷推出5–6MWh容量级别的一体化液冷储能柜，平台化程度、消防设计与系统冗余度显著提升。部分主流产品已通过UL9540A、IEC与欧盟CE等多项认证，并开始在海外项目中形成业绩记录。

 

这为中国企业在技术与安全标准层面的“可信度”打下基础，使其有条件从单纯的设备供货方，向 EPC 承包方甚至联合开发方迈进。

 

07、中国大储企业何时才能真正参与1GW/4GWh级全球项目

机会存在，但要在类似Jänschwalde的项目上获得实质性角色，中国企业必须跨过几道关键门槛。

首先是要从“卖设备”到“卖资产”：补齐软件与收益结构能力。

 

欧洲MACSE、英国容量市场、德法辅助服务市场等，都要求项目方能够在10–15年周期内，稳定提供容量与服务，并承担性能与可用性承诺。Fluence等系统集成商之所以被公用事业青睐，很大程度上在于其软件平台可以对接市场调度，为业主提供收益预测、风险对冲和资产绩效管理。

 

对中国企业而言，如果希望从“设备供货+简单 EPC”升级到“项目合伙人”，至少需要在三个方面补课：

开发符合欧美电力市场规则的调度与交易软件，具备接入本地市场管理系统与调度系统的能力；

建立一整套性能担保与收益建模体系，能够与银行、基金在同一张 Excel 上讨论 DSCR、IRR 与敏感性分析，而不仅仅是报一个 EPC 总价；

组建懂当地语言与法规的商务与风控团队，能够长期跟踪政策与市场规则变化。

 

其次是避免“出口内卷”：价格策略与风险匹配。

国内50–60美元/kWh的中标价格，是在土地、电网接入、部分土建与税费可以内部消化的前提下实现的，同时多数项目在收益结构上仍高度依赖政策与电网公司。简单把这种价格复制到海外市场，很容易陷入“低价赢标、高成本履约、高风险运维”的陷阱。

 

欧洲MACSE首轮拍卖的容量价格，虽然被认为“偏低”，但对应的是15年固定收益和较高的市场风险共担条款；相比之下，部分中国企业在海外项目中为了拿单，愿意接受较短质保期与较高性能责任，这种不对称在未来可能演变为重大财务压力。

 

因此，中国大储企业在海外投标时，需要明确区分“战略市场开拓”与“单个项目盈利”，在报价中真实计入潜在合规成本、汇率风险与长周期运维成本，而不是把国内极限价格当作默认锚点。

 

第三，是本地化与合规：从“出口”变成“在地”。

欧盟电池法规、碳足迹追踪、电池回收责任、供应链尽职调查等一系列要求，正在重构储能项目的合规成本。在波兰PGE项目中，LG Energy Solution通过本地电池工厂供货，既回应了工业政策要求，也降低了贸易摩擦风险。

 

Fluence在越南建设35GWh 工厂，本质上也是出于同样逻辑——将供应链部分“前移”到被认为政治风险较低的第三地，为欧洲、亚太项目提供更加“合规”的产品来源。

 

对中国大储企业而言，下一步如果要真正参与欧洲、中东与部分美洲的吉瓦级项目，仅靠从国内整机出口已经难以为继：

一是在部分关键市场设立组装或系统集成基地，形成“区域本地化+核心部件进口”的混合模式；
二是通过与当地EPC、开发商或公用事业组建合资平台，让项目方、技术方与资本方形成真正的利益共同体，而不是纯粹的买卖关系。

 

最后，是品牌、金融与长周期责任。

 

大型基础设施项目的一个核心，是“谁能在15–20年内负得起责任”。Fluence背后有西门子与AES的产业与信用背书，Tesla依托全球资本市场与品牌影响力，而宁德、比亚迪也在通过海外上市与项目股权合作强化自身资产负债表。

 

中国多数储能企业目前仍以产品公司或工程公司形态存在，资产负债表相对有限，这在国内市场尚能通过央企、国企的背书来弥补，但在海外项目中，则需要主动引入政策性金融、主权基金或大型基础设施资金作为共同出资人，通过股东结构来增强项目的“可银行性”。

 

后 记、重构中国大储“出海路径”

Jänschwalde的1GW/4GWh项目，本质上是一座传统煤电基地向“电-储-氢一体化枢纽”的转型样板；Fluence在其中扮演的是“系统集成+软件+资产管理”的角色，而不是简单设备供应商。

对中国大储企业来说，这个项目带来的启示可以概括为几条：

成本优势是真实存在的，但必须与合规成本和长周期运维成本一起计算，而不是单看设备出厂价；

只有补齐软件、收益结构与项目金融能力，才能从“卖设备”走向“卖资产”；

在欧洲与部分关键市场，本地化制造与合作开发是必选项，而不是可选项；

真正有价值的全球项目竞争，是在 10–20 年时间尺度上比拼安全性、可靠性与收益稳定性，而不是一轮招标中的“最低价”。

 

当下，中国光伏与储能产业正在经历一轮深度出清，国内价格战的负面影响已经开始通过出口渠道向全球外溢。面对像Jänschwalde 样的超大储能项目，中国大储企业如果只是把“内卷价格”搬到海外，最终很可能只是把问题从国内电网，转移到海外资产负债表上。

 

如果能够以此为界，将“低价竞标”的惯性转化为“系统能力”的建设，以项目为单位重构产品平台、软件栈、金融能力与本地化机制，中国大储在下一批 1GW/4GWh 级的全球项目竞争中，并不缺少成为主角的机会。

来源丨赶碳号