绿色贸易背景下储能行业的国际市场机会储能出海：成本占优，合规成为门槛

12025年全球新增约300GWh，中国约173GWh

2中国系统成本73美元/kWh，欧洲177、美国219

3欧洲2028年预计78GWh，认证与碳足迹合规是门槛

300GWh2025年全球储能新增装机中国约173GWh p.9

73美元/kWh中国系统平均成本欧洲177，美国219（2025） p.39

78GWh欧洲2028年新增储能预测2025年约30.2GWh p.23

10–30%未提供核证碳足迹的CBAM惩罚性加成报告表述，2026年起 p.45

老板之问

欧洲储能市场值得做吗，规模多大？: 2025年新增约30.2GWh、产值约305亿元；预计2028年78GWh、684亿元。 p.23
进入欧洲要过哪些认证？: 以UL9540A、IEC62619等为准入基础，认证周期约2至6个月；电芯循环寿命通常需6000次以上。 p.23
CBAM会怎样影响储能出口？: 2026年起实质征收；无核证碳足迹按默认高排放并加收10–30%，但报告列出的CBAM品类不含电池。 p.45
中国的成本优势到底多大？: 2025年系统平均成本73美元/kWh，欧洲177、美国219；成本与售价口径不同需区分。 p.39
美国市场还能做吗？: OBBB法案要求非限制外国实体成本占比逐年提高，直发模式空间收缩，转向本地组装与技术授权。 p.44

对德国、瑞士和欧洲的含义

欧洲被定位为增长核心：2025年新增约30.2GWh、2028年预计78GWh，德国是最大户储市场（新装光伏配储超80%），英国以大型电网侧项目见长，德英意西为主要市场。进入需完成UL9540A、IEC62619、CE、VDE-AR-E2510等认证，电芯循环寿命通常需6000次以上；2024年用户侧占58%，到2028年大储预计占46%。CBAM自2026年进入征收阶段，但报告列出的品类不含电池，电池侧的实质约束来自电池法规与护照、碳足迹声明。建议以本地化与低碳合规服务提升议价权。

嘉世咨询（联合发布：中国机电产品进出口商会、储能领跑者联盟）发布 2026-04数据截至 2026年咨询报告 · 原文 54 页参考价值高来源可信度 C · 出处不全

逻辑链：为什么 → 怎么传导 → 所以怎么做

驱动因素

绿色规则硬约束 p.6CBAM自2026年进入正式征收

跨国企业采购 p.7苹果等要求供应链绿电与碳数据

电网与电价压力 p.17弃电、数据中心用电与高电价

传导机制

储能提高绿电可用 p.34绿电时空转移，可计量可核验

碳足迹数据门槛 p.35电池法规要求申报并设限值

中国成本优势 p.3973美元/kWh对比177与219

结论/打法

本地化加合规 p.52前置产能、认证与碳足迹核证

细分市场深耕 p.52欧洲表前储能与高电价地区

美国转本地合作 p.44本地组装与技术授权

关键数据图

2025年全球储能新增装机分区域（GWh）（GWh）

2025年合计300.2GWh · 来源：CPIA、SolarPowerEurope、SEIA p.30

欧洲储能新增装机（GWh，2026起为预测）（GWh）

2025年约30.2GWh · 来源：CPIA、SolarPowerEurope、SEIA p.23

2025年储能系统平均成本对比（美元/kWh）（美元/kWh）

成本口径未说明，仅作报告原文对比 · 来源：ICC鑫椤锂电、BNEF等 p.39

核心观点

绿色贸易规则从软约束转向硬约束，推动储能成为合规与碳足迹管理的关键环节。 p.6依据CBAM自2026年1月1日进入正式征收，涵盖钢铁、铝、水泥、化肥、电力、氢；欧盟电池法规要求2024年7月起申报碳足迹、2027年满足限值；苹果、微软等提出绿电与脱碳目标。推理进口方把碳成本和碳数据纳入采购，供应商若不能提供绿电与碳数据，订单获取能力下降；储能提高绿电的可交付性与可追溯性。前提报告自列的CBAM品类不含电池，对储能的约束主要来自电池法规与客户要求；“唯一路径”等表述偏强。
中国储能凭借全产业链与超大内需形成显著成本优势，是出海的核心竞争力。 p.39依据2025年中国系统平均成本73美元/kWh，欧洲177、美国219；磷酸铁锂正极、负极、隔膜、电解液产量占全球95%、98.35%、90%、93.05%。推理上游材料与电芯集中在中国，规模效应和迭代环境降低系统成本。前提成本与海外售价、含税含运、不同年份口径未说明，不宜直接比较利润空间。
全球储能市场多极增长，中国占一半以上，欧洲、北美、新兴市场路径不同。 p.30依据2025年全球新增约300.2GWh，其中中国173、美国44、欧洲30.2、中东25、亚非拉28；2028年预计700.2GWh。推理各区域受政策补贴、电价、弃电与电网薄弱等不同驱动。前提2026年及以后均为预测，且中国占比在文内有50%以上、53%、58%、近六成等多种说法。
欧洲需求由户储向大储切换，合规门槛决定出海能否从产品出口升级为解决方案。 p.45依据2024年欧洲新增25GWh（用户侧58.0%、电网侧42%）；2028年大储约35.9GWh、占46%；CBAM证书、电池护照与第三方核证碳足迹形成门槛。推理能提供核证低碳供应链与全流程合规服务的企业议价权更强。前提产值数据与装机数据变化方向不完全一致，认证清单混有美国标准。
美国市场不会消失，但本土化要求使直发模式边际空间收缩，利润向本地组装、技术授权与PCS环节转移。 p.44依据OBBB法案将储能ITC延至2036年，同时要求2026–2030年开工项目的非限制外国实体成本占比分别不低于55%/60%/65%/70%/75%；2025年美国本土电芯年产能仅22GWh。推理产能缺口使美国仍需中国企业海外产能与技术授权，但补贴条件抬高原产地要求。前提第17页仍写IRA 30%抵免延续至2032年，与第44页OBBB说法并存，须以现行法律核实。
储能正在金融化，可嵌入绿色贷款、碳中和债、碳质押和绿证服务。 p.37依据案例含云南9048万元碳减排挂钩贷款、华电江苏2亿元绿色中票投向120MW/240MWh共享储能、广东碳配额质押融资利率4%–6%。推理储能现金流边界清晰、减排可核算，便于结构化融资。前提案例均为国内融资，报告未给出其对出口订单或海外融资成本的因果证据。
出海打法应是本地化产能加认证合规先行，并深耕细分市场与渠道。 p.52依据第47–52页分企业类型给出关键动作与KPI，如出海型企业提前布局产能与合规体系、优先欧洲表前储能与高电价地区、细分市场含泰国、波兰、尼日利亚、乌克兰。推理欧美政策与本土化诉求提高进入门槛，本地交付缩短链条。前提建议类内容，缺少成本、周期、成功率等量化支撑。
数据中心与长时储能是2026–2030年的新增长变量。 p.43依据双登股份招股书数据称2030年全球数据中心储能需求有望达209.4GWh，是2025年的10倍；长时储能理事会预计2030年全球累计装机150–400GW。推理AI数据中心用电激增与可再生能源占比提高带来电网稳定需求。前提均为第三方或招股书预测，范围宽，不宜作为订单依据。

可落地的做法

出海型企业前置本地化产能与合规体系，缩短交付链。 p.52条件：针对欧美政策与本土化诉求（如IRA、欧盟认证）；报告未给投资额和周期。
优先布局欧洲表前储能、高电价、断电频发区域，用技术、交付与服务建立口碑。 p.52条件：需完成UL9540A、IEC62619、CE等认证，认证周期约2–6个月。
围绕泰国、波兰、尼日利亚、乌克兰等细分市场，以定制化产品和渠道伙伴驱动增长。 p.52条件：新兴市场聚焦光储微电网的经济性与可靠性；报告未量化市场规模。
提供经第三方核证的低碳供应链与碳足迹数据，拆分发电、充电、放电、自用、上网全链条计量。 p.35条件：欧盟电池法规2024年7月起申报碳足迹；缺核证数据则面临默认值惩罚。
美国市场转向本地组装、技术授权与PCS等原产地不敏感环节。 p.44条件：受OBBB非限制外国实体成本占比要求约束，单纯直发空间收缩。
工商业与分布式储能建立性能准入并叠加多元收益。 p.51条件：效率≥85%、寿命≥10年、衰减≤3%/年；短期峰谷价差加需求响应，中长期接入VPP、现货与容量电价。
系统集成商打造构网型能力与多市场收益，并以AI运维提升可用率。 p.49条件：面向频率、电压支撑与容量电价、现货、调频等收益模型。

论证成立

全球分区域装机表内部可加总。 p.302025年中国173、美国44、欧洲30.2、中东25、亚非拉28相加为300.2，与总计一致，2026–2028年同理，同比增幅约60%也与187.1到300.2对应。
储能系统成本以电池为最大项，非电芯降本空间有限。 p.28电池55%、PCS17%、BMS9%、EMS3%、温控3%、其他13%合计100%，与正文“电池55%以上、BMS与EMS约12%”一致。
欧洲结构切换为大储的判断。 p.452028年大储35.9GWh占46%，与同页78GWh总量相符（35.9÷78约46%），且2024年用户侧58%、电网侧42%给出了起点。
碳足迹计量要求要求把储能作为独立核算节点。 p.35报告同时引用欧盟电池法规申报时间与我国绿证新规的分别计量原则，推理链完整：计量拆分到发电、充放电，才能使电力因子可核查。

存疑之处

中国占全球新增装机的比重。 p.30文内有超过50%、53%、58%、近六成四种说法，按表中数字约57.6%，引用时易误用。
中国CR5超60%。 p.12表中前五名市占16.40%+12.80%+10.80%+9.60%+8.10%约57.7%，与“超60%”不符；若按173GWh计，前五名装机合计约81GWh，对应份额约47%，说明份额分母不是全国装机。
73美元/kWh成本优势。 p.39“成本”与北美ODM均价约100美元/kWh、美国户储零售报价等不是同一口径，未说明是否含税、运费、利润及不同应用场景，不可直接推出价差。
CBAM对储能出口构成强制门槛。 p.4报告自列CBAM品类不含电池，仅称未来预计延伸至部分下游制成品；把CBAM与电池法规混说可能夸大风险，也可能为推广合规服务服务。
欧洲认证清单。 p.23UL9540A是美国标准，却列入“欧洲储能主要认证标准”，且认证周期（如2–6个月）未说明来源。
出口量占全球装机35%。 p.31储能电池出口GWh与全球装机量分属不同口径（出口含库存与未装机产品），且装机总量也在300与434.4间变动。
澳洲2027年翻倍预测。 p.262025年9月底约4.4GW，2027年超12GW约为2.7倍，与“翻倍”不一致。
“能源供给去碳化是降低碳强度的唯一路径”。 p.7绝对化表述，与同页强调供应链穿透式溯源相矛盾，也忽略能效、工艺等路径。

反方意见

中国成本领先将使出海订单持续增长。若欧美以本地含量、碳足迹限值和补贴年限设置门槛（如OBBB的非限制外国实体成本占比、欧盟电池法规），价格优势会被合规成本与本地化投资抵消；订单可能转向技术授权或本地产能。
储能是应对CBAM与碳足迹要求的关键抓手。出口企业降低碳足迹更直接的是采购绿电、绿证与改善工艺；储能只在需要把绿电跨时段使用时起作用，且2026年绿证新规规定独立储能放电电量不核发绿证，说明储能不能独立创造环境权益。
欧洲2028年将达78GWh。产值与装机增长不匹配（2024年欧洲装机增25GWh而产值由283降到270亿元），若价格持续下行，投资回收期变长，实际装机或低于预测。

需要用官方数据核实

关键数字或判断	核实来源
2025年全球及各区域储能新增装机（300GWh，中国173GWh，欧洲30.2GWh，美国44GWh）	国家能源局、CNESA、中电联、SEIA/Wood Mackenzie、SolarPowerEurope
储能电池和变流器出口量值（115.3GWh、90.22亿美元）	中国海关总署
CBAM适用品类与过渡期结束时间，电池法规碳足迹申报和电池护照时间表	欧盟委员会官方公报（Regulation (EU) 2023/956、2023/1542）
美国OBBB法案对储能ITC年限与非限制外国实体成本占比要求	美国国会官方文本、美国财政部/IRS
中国绿证新规是否规定独立储能放电电量不核发绿证及实施日期	国家发改委、国家能源局、国家能源局绿证核发平台
欧洲储能认证（IEC 62619、UL 9540A、VDE-AR-E 2510-50等）要求与周期	IEC、VDE、欧盟委员会及各国主管部门

一图看数据

占比与比率一览（%）

满格为 100%；口径见下方卡片

关键数据

约300GWh（中国约173GWh）全球电池储能新增装机 p.9 作者测算新增装机 · 2025 · EESA研究2025年电池储能系统（BESS）全球新增装机约300GWh，中国约173GWh，全球占比超过50%

约44GWh，全球第二北美电池储能新增装机 p.9 作者测算新增装机 · 2025 · EESA研究北美约44GWh，全球排名第二

电网侧约80%、电源侧13%、用户侧7%中国储能装机结构 p.9 作者测算新增装机构成 · 2025 · EESA研究2025年电网侧占比约80%，电源侧占比13%，用户侧占比7%

中国173、美国44、欧洲30.2、中东25、亚非拉28，合计300.2 GWh全球分区域新增装机 p.30 作者测算新增装机 · 2025 · CPIA、SolarPowerEurope、SEIA173 44 30.2 25 28 300.2

2026年有望突破434.4GWh；2028年700.2GWh全球储能新增装机预测 p.30 作者测算预测 · 2026E–2028E · CPIA、SolarPowerEurope、SEIA2026年这一指标有望突破434.4GWh

2025年2282亿元，2026年3089亿元全球储能产业产值 p.30 作者测算产业总产值预测 · 2025–2026 · CPIA、SolarPowerEurope、SEIA2025年全球储能产业总产值预计为2282亿元，2026年将攀升至3089亿元

CR5超60%，较2024年约提升5个百分点中国储能行业集中度 p.12 第三方机构行业集中度 · 2025 · CNESA、中电联2025年中国储能行业CR5占比超60%，较2024年提升约5个百分点

阳光电源23GWh，国内市占16.40% GWh/%中国系统集成商第一名 p.12 第三方机构新增装机 · 2025 · CNESA、中电联阳光电源 23 16.40%

超过95%磷酸铁锂路线市场份额 p.11 作者测算电化学储能 · 2025 · EESA研究市场份额超过95%

26.21GWh，占出海总量12.21%亚洲（除中东、中国）订单 p.14 作者测算中国储能企业订单 · 2025年1–9月 · EESA研究2025年1-9月，中国储能企业在亚洲（除中东、中国）订单量达26.21GWh

2025年约44GWh，2028年预计90GWh美国储能装机 p.16 作者测算装机量 · 2025–2028E · CPIA、SolarPowerEurope、SEIA2025年美国储能装机量约44GWh，预计2028年将达到90GWh

2025年10%，预计2028年22%美国户储渗透率 p.16 作者测算户储渗透率预测 · 2025–2028E · EESA研究全美户储渗透率预计从2025 年10%升至2028 年22%

30%（延续至2032年）美国储能投资税收抵免 p.17 作者测算IRA口径，综合补贴40%–50% · 报告表述 · EESA研究IRA法案提供30%投资税收抵免（延续至2032年）

头部企业通过OEM占85%以上中国供应商在北美户储供应占比 p.18 作者测算户储供应端 · 2025 · EESA研究头部企业（如泽塔）通过OEM的形式，占据85% 以上份额

约40%特斯拉北美户储份额 p.18 作者测算户储品牌份额 · 2025 · EESA研究特斯拉凭垂直整合与品牌优势占约40%份额

2025年约100美元/kWh，2028年70–75美元/kWh北美户储ODM系统均价 p.19 作者测算ODM系统均价预测 · 2025–2028E · EESA研究ODM系统均价将从2025年的约100美元/kWh稳步下探至2028年的70-75美元/kWh

2025年约30.2GWh，2028年预计78GWh欧洲储能新增装机 p.23 作者测算新增装机 · 2025–2028E · CPIA、SolarPowerEurope、SEIA2025年欧洲储能安装量约为30.2GWh，预计2028年将达到78GWh

2025年约305亿元，2028年预计684亿元欧洲储能产值 p.23 作者测算产值 · 2025–2028E · CPIA、SolarPowerEurope、SEIA2025年欧洲储能行业产值约为305亿元，预计2028年将达到684亿元

电芯6000次以上（SOH≥80%），系统5000次以上欧洲对循环寿命要求 p.23 作者测算市场要求 · 报告表述 · EESA研究通常要求电芯循环寿命达到6000次以上（SOH≥80%），系统循环寿命达到5000次以上

超过80%德国新装光伏配储比例 p.24 作者测算新装光伏系统 · 报告表述 · EESA研究新装光伏系统配套储能比例超过80%

约25%、18%、15%、12%、其他30%德国户储品牌份额（特斯拉等） p.24 作者测算Tesla/Sonnen/BYD/Senec/其他 · 报告表述 · EESA研究约25% 约18% 约15% 约12% 约30%

25GWh，用户侧58.0%、电网侧大储42% GWh/%欧洲2024年新增储能结构 p.45 作者测算新增装机 · 2024 · EESA研究2024年欧洲新增储能25GWh，其中用户侧占58.0%、电网侧大储占42%

未提供核证碳足迹按默认高排放并加收10–30%CBAM默认值惩罚 p.45 作者测算报告表述 · 2026起 · EESA研究按默认高排放强度并加收10–30%的惩罚性加成

2030年新增约24GW，对应投资约240亿美元 GW/美元拉美储能累计需求 p.20 作者测算OLADE预测 · 2030 · OLADE2030年需新增储能容量约24GW，对应投资约240亿美元

1105MW，占拉美已投运41.2% MW/%智利储能装机 p.20 第三方机构已投运装机 · 2025年7月 · OLADE智利以1105MW装机领跑全区域，占比41.2%

新增光伏、风电项目配储30%墨西哥新规配储比例 p.21 第三方机构CRE新规 · 2025-03 · CRE（经EESA整理）要求新增间歇性可再生能源项目（光伏、风电）配储比例达30%

近4.4GW/8.4GWh GW/GWh澳大利亚NEM公用事业级储能 p.26 作者测算并网含试运行 · 2025年9月底 · EESA研究NEM中已并网（含试运行）的公用事业级储能装机总容量达到近4.4GW/8.4GWh

由9.5GW多次上调至2030年130GW沙特可再生能源目标 p.46 作者测算目标 · 2030 · EESA研究沙特将可再生能源目标从9.5GW多次上调至2030年的130GW

115.3GWh，约占全球装机量35% GWh/%储能电池出口规模 p.31 第三方机构出口规模对全球装机 · 2025 · 海关统计数据平台2025年我国储能电池出口规模为115.3GWH，约占全球装机量的35%

90.22亿美元，约占全球产值26% 亿美元/%变流器出口金额 p.31 第三方机构全年出口金额 · 2025 · 海关统计数据平台2025年我国变流器全年出口金额为90.22亿美元，约占全球产值26%

电池占总成本55%以上，PCS约17%，BMS与EMS合计约12%储能系统成本构成 p.28 第三方机构成本拆解 · 2024 · 浙商证券研究所、BNEF、领益智造公告通常占总成本的 55%以上

中国73、欧洲177、美国219 美元/kWh储能系统平均成本 p.39 作者测算系统平均成本 · 2025 · ICC鑫椤锂电、BNEF等2025年中国储能系统平均成本为73美元/kWh，显著低于欧洲的177美元/kWh和美国的219美元/kWh

磷酸铁锂正极95%、负极98.35%、隔膜90%、电解液93.05%中国锂电关键材料占全球产量 p.39 第三方机构全球产量占比 · 2025 · ICC鑫椤锂电、SNE Research、EVTank、BNEF74.4%/95%/98.35%/90%/93.05%

年产能仅22GWh；规划新增合计超70GWh美国本土储能电芯产能 p.44 第三方机构产能 · 2025 · 德勤、东吴证券研究所、海辰储能年美国本土储能电芯年产能仅22GWh

2030年全球有望达209.4GWh，是2025年装机的10倍数据中心储能需求 p.43 作者测算预测 · 2030 · 双登股份招股书、弗若斯特沙利文全球数据中心储能需求有望达到209.4GWh，是2025年装机容量的10倍

2030年全球150–400GW长时储能累计装机预测 p.42 第三方机构国际长时储能理事会预测 · 2030 · 国际长时储能理事会到2030年全球长时储能累计装机达150-400GW

15.4%中国4小时以上储能占比 p.42 第三方机构新型储能装机 · 2025年底 · 国家能源局、电力规划设计总院已达15.4%

企业案例

企业	市场 · 模式	做了什么	结果
阳光电源 p.12	沙特 · EPC工程	光储协同，承接海外大单（沙特7.8GWh）；另列NEOM、AMAALA项目供应。	国内系统集成商第一，新增装机23GWh、市占16.40%；报告称沙特7.8GWh为全球最大储能项目。
鹏辉能源 p.15	印度/阿塞拜疆 · 出口	主导印度Khavda项目系统集成，并参与阿塞拜疆250MW项目。	未给出金额、毛利或交付结果。
华为 p.46	沙特 · EPC工程	为红海新城项目交付储能（1.3GWh，独立供电）。	项目于2023年交付（据表）；未给出合同金额。
泽塔等中国ODM供应商 p.18	美国 · 其他	通过OEM/ODM为美国户储品牌供货，加速本地组装、仓储与售后布局。	头部企业占美国户储供应端85%以上。
特斯拉、EG4、Enphase等 p.18	美国 · 品牌直营DTC	美国户储品牌竞争格局：特斯拉垂直整合约40%，EG4高性价比约20%，Enphase约15%。	报告预计EG4类中低端机型份额将从20%升到35%以上。
Tesla、Sonnen、BYD、Senec p.24	德国 · 品牌直营DTC	德国户储主要品牌及份额约25%、18%、15%、12%。	德国是欧洲最大户储市场，新装光伏配储超过80%。

风险与门槛

欧盟CBAM与电池法规、电池护照带来的碳足迹申报、第三方核证与默认值加成风险。 p.45
美国OBBB法案对非限制外国实体成本占比的要求逐年提高，直发模式边际空间收缩。 p.44
海外认证周期长且各国要求不同（UL9540A约4–6个月，日本本土认证壁垒，韩国市场封闭）。 p.15
印度电池产业链空白、电网接入瓶颈、融资成本高（利率>10%）。 p.15
新兴市场电网基础弱、支付能力有限、电价不确定、投资回收期长。 p.25
全球价格下行：北美ODM系统均价预计从约100美元/kWh降至70–75美元/kWh，压缩利润。 p.19
产值与装机数据来自多家二手来源，口径不一，容易高估市场空间。 p.30

预测

全球储能新增装机2026年突破434.4GWh，2028年约700.2GWh；产值2028年突破5000亿元。 p.302026–2028
欧洲储能新增装机2028年达78GWh、产值684亿元，大储约35.9GWh占46%。 p.452028
美国储能装机2028年达90GWh、产值780亿元；户储渗透率升至22%。 p.162028
北美ODM系统均价降至70–75美元/kWh。 p.192028
拉美2030年新增储能约24GW、2035年46GW。 p.202030–2035
全球数据中心储能需求2030年达209.4GWh。 p.432030
全球长时储能累计装机2030年达150–400GW。 p.422030
澳大利亚四大州累计储能装机2027年超过12GW。 p.262027

时效提醒

CBAM、欧盟电池法规实施细则、美国OBBB法案和关税、中国绿证新规都在2025–2026年变化，报告时点较新但多项条款（如电池护照时间表、IRA与OBBB的补贴年限）前后表述不一，需按最新法规核对。

读书笔记

最值得记住的是：报告把绿色贸易规则与储能出海绑在一起，但读者要区分三类约束，一是CBAM（报告自列品类为钢铁、铝、水泥、化肥、电力、氢，对储能仅称未来可能延伸），二是欧盟电池法规与电池护照，三是客户的脱碳采购要求。内部不一致较多：中国占全球新增装机的说法有“超过50%”（第9页）、53%（第30页）、58%（第32页）、“近六成”（第39页），按173÷300.2约57.6%；第12页中国CR5“超60%”，但前五名市占相加约57.7%；第10页文字称电网侧约79%，第9页为80%；第39页写“185W”显然应为GW；第19页的北美ODM系统均价约100美元/kWh与第18页户储零售报价（每kWh约700–1,400美元）、第39页“成本”73美元/kWh属不同口径；第26页称澳洲2027年累计超12GW“较2025年翻倍”，而2025年9月底为约4.4GW；第46页文字称SEC一期2GWh、二期7.8GWh，表中则为10GWh与10GWh，7.8GWh对应另一项目；第17页写IRA抵免延续至2032年，第44页写OBBB延至2036年；第23页把美国UL9540A列入“欧洲主要认证”。美国2025年产值365亿元低于2024年377亿元但装机量上升，亚非拉2024到2025年产值由21亿元升到326亿元，需核实口径。第14页的亚洲订单占比12.21%对应的出海总量约215GWh，报告未单列。图表中部分标签被扫描打乱，数字以可对应的文字为准。