全球开花，开启两年持续高增新周期——储能2026年度策略

全球开花，开启两年持续高增新周期——储能2026年度策略 电新首席证券分析师：曾朵红执业证书编号：S0600516080001联系邮箱：zengdh@dwzq.com.cn 电动车首席证券分析师：阮巧燕执业证书编号：S0600517120002联系邮箱：ruanqy@dwzq.com.cn 摘要 ◆国内：容量电价+商业模式创新，驱动储能需求高增。国内地方政府陆续出台容量电价补贴，储能电站IRR收益利率6-12%，叠加金租资金支持+专业化运营，商业模式跑通，招标和备案量大幅提升。2025年1-11月国内储能招标190GWh，+138%，中标175GWh，同环比+99%，备案量超1TWh，其中内蒙与新疆占比超50%。25年1-10月国内累计装机72GWh，同比增42%，我们预计全年装机163GWh+，同比+47%，26年装机265GWh+，同比增长60%+。 ◆海外：美国AI催生需求，欧洲与新兴市场持续高增。美国AI数据规模快速增长，我们预计2030年用电量占电力需求超20%，叠加美国尖峰负荷紧缺、电网差，急需新增发电装置。而光储为美国近年主流新增发电装置，同时AI数据中心低压直流侧储能方案开始渗透，二者合力推动美储二次增长。我们预计2025年美国新能源储能装机需求约53GWh，数据中心相关（绿电直联配储+电能管理）合计9GWh，2026年预计装机80GWh，同比增51%，数据中心相关贡献37GWh。欧洲市场多点开花，容量电价政策支持力度大，且电力交易价差大，南欧和东欧等近2年增量明显，我们预计25年大储装机20GWh，同增131%，26年42GWh，同增109%。新兴市场方面，储能需求主要来自中东、澳大利亚、东南亚、南美，合计25年大储装机34GWh，同比增220%+，26年预计装机80gwh，同比增约134%。 ◆大储产业链：高质量发展，价格企稳，大电芯开始渗透，龙头恒强。我们预计25年全球储能电池需求628gwh，同+91%，26年663GWh，同+61%，且27年仍可维持30%+增长。储能电芯持续紧缺至26H2，龙头产能率先释放，我们预计份额强势回升，电芯价格已底部反弹2-3分/wh，厂商25Q4盈利将改善，同时电芯材料价格26年底部反弹，总体电池成本上涨幅度4-6分/wh，我们预计对储能电站IRR影响相对有限。系统集成商格局有望优化，海外特斯拉与阳光双龙头，比亚迪增长势头强劲，国内海博思创引领商业模式创新，26年份额将进一步提升，同时系统价格底部企稳，大电芯集成降本10-15%，龙头先发优势显著。 ◆用户侧储能：户储稳健，工商储增长亮眼，看好具备渠道优势集成商。澳大利亚25年贡献户储增量需求，我们预计装机4-5GWh，较24年增长近3倍，26年再进一步提升；欧洲市场去库完成，需求企稳；美国25年抢装，26年预计小幅下降。总体户储25-26年全球装机20GWh，保持10-20%增长。工商储方面，欧洲政策支持，25年预计近2倍增长至6GWh+，总体全球25年装机近20GWh，同环比增长90%，26年预计维持30%+增长。具备渠道优势厂商，具备先发优势。 ◆投资建议：大储主力市场中美开启新一轮增长周期，欧洲、新兴市场多点开花，可支撑26-27年持续翻番高增，因此全球大储2-3年维度连续高增可期、产业链高景气度持续！继续强推大储：阳光电源、宁德时代、海博思创、亿纬锂能、阿特斯、上能电气、比亚迪、科华数据、禾望电气等；并看好户储/工商储：德业股份、艾罗能源、锦浪科技、派能科技、固德威、禾迈股份、盛弘股份、科士达、昱能科技等。 ◆风险提示：竞争加剧、政策超预期变化、可再生能源装机不及预期、海外政策风险等 PART 1大储：国内外共振，高质量发展 PART 2用户侧储能：户储平稳，工商储增速亮眼 PART 3投资建议和风险提示 PART 1大储：国内外共振，高质量发展 大储：全球开花，两年高增新周期 ◆需求全面开花，中国和美国大储已高增2年，国内容量电价补贴、美国AI数据中心拉动，开启二次高增◆欧洲和新兴市场储能渗透率低，空间广阔。 全球 ◆装机：2025年（236GWh，+69%），2026年（428GWh，+82%），2027年（617GWh，+44%） ◆渗透率：累计光伏配储功率渗透率12%（不考虑光伏增长情况下，功率渗透率提升至30%，配储时长翻番，对应空间有6倍） 新兴市场 美国 欧洲 中国 ◆驱动力：新能源后周期，容量招标 ◆渗透率：累计光伏配储功率渗透率11%◆装机：2025年（21GWh，+129%），2026年（43GWh，+108%）◆出货量：2025年（92GWh，+106%），2026年（157GWh，+63%） ◆驱动力：新能源后周期，容量电价补贴，光储平价，AI数据中心◆渗透率：累计光伏配储功率渗透率5%◆装机：2025年（40GWh，+233%），2026年（229GWh，+69%）◆出货量：2025年（125GWh，+136%），2026年（230GWh，+80%） ◆驱动力：光储平价，IRA补贴，AI数据中心 ◆渗透率：累计光伏配储功率渗透率20%◆装机：2025年（44GWh，+49%），2026年（69GWh，+55%）◆出货量：2025年（150GWh，+70%），2026年（190GWh，+26%） ◆驱动力：新能源后周期，容量电价补贴，商业模式跑通◆渗透率：累计光伏配储功率渗透率15%◆装机：2025年（136GWh，+49%），2026年（229GWh，+69%）◆出货量：2025年（240GWh，+65%），2026年（400GWh，+70%） 一、国内：容量电价+商业模式创新，驱动储能需求高增 储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益 国内：国内储能政策从强制配储向独立储能转变1 ◆从配储转为独储：阶段一（2017–2025年初）：政策驱动下“强制配储”；阶段二（2025年5月至今）：强制配储正式退出；阶段三（未来展望）：电力市场化改革落地，，现货价差扩大，对容量电价依赖减弱。 ◆独立储能作为独立主体接入电力市场，具备多元化的收益来源：部分省区已纳入容量电价/容量补偿体系，提供稳定现金流；可通过现货市场及峰谷价差实现套利；还可通过容量租赁与参与辅助服务市场获取增量回报。独立储能的收益模式更为市场化和多元，经济性更优，有望受益于电力市场化改革。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：多省份推出容量补偿大幅提升IRR，政策有望陆续推出2 ◆地方政府密集出台储能容量电价补偿，作为盈利的重要补充。地方政府密集出台储能容量电价补偿政策，建立市场化收益机制。当前已落地的地区包括内蒙古、甘肃、河北、宁夏、新疆、山东、黑龙江等。补偿标准看，可分为“按容量补贴”（元/kW·年）与“按放电量补贴”（元/kWh），并配合考核机制确保储能出力质量，项目IRR普遍在8–12%区间，高价值省份可达15%以上。我们预计未来仍将有更多省份跟进出台容量补偿政策，储能收益模型将持续优化。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：独立储能电站收入来源容量电价补贴及峰谷价差套利3 ◆1GWh储能电站在容量补贴情况下，收入超过1亿元，其中容量电价补贴0.5-0.8亿，套利0.5亿，其余0.05-0.1亿辅助服务收益。假设电站运行20年，补贴10年，良好运行情况下，对应内蒙irr14%、甘肃11%。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：储能资产+专业化运营+综合金融方案模式兴起4 ◆储能资产+专业化运营+综合金融方案：系统集成商获取电网关键节点项目，寻找资金方投资（同时适当跟投），并将设备出售给项目方（不走招标模式，系统售价高于集采价格0.05元/wh+），并且帮资金方运营储能项目，收取运营费（运营费每年为系统价格的2%），并承诺资金方保底收益。 ◆独立储能融资租赁创新模式：“城投+”、F+EPC+F、经营性租赁、新能源基金、新能源SPV跨境租赁、“弱主体”结构化融资、联合租赁。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：25年招标和备案亮眼，支撑26年高增长5 ◆装机：国内新型锂电储能1-10月并网72.2GWh，同比增42%，其中用户侧5GWh，同比增146%；全年预计国内装机有望超160GWh，同比增长40-50%。 ◆招标和中标累计100%+增长：1-11月国内新型储能EPC招标190GWh，同比增138%；中标175GWh，同比增99%，配储时长2.7h。 ◆备案量规模激增：25Q3新增备案量518GWh，同比增343%，其中482GWh，均为独立储能项目，累计备案量超1TWh。其中25Q3，宁夏75GWh，广东48GWh，内蒙42GWh，甘肃38GWh，河北36GWh，河南35GWh，山西31GWh，江苏30GWh，山东28GWh，规模较大。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：内蒙和新疆为25-26年装机主力，其余多点开花6 ◆国内储能需求在商业模式改善与大基地项目带动下持续高景气。其中1–11月招标容量Top10省份分别为：内蒙古自治区31%、新疆维吾尔自治区20%、宁夏回族自治区10%、山东省10%、河北省6%、甘肃省6%、河南省5%、广东省4%、云南省4%、山西省4%，呈现西北、华北地区集中式项目拉动的结构。 国内：25年超预期，26年预计50%+增长 总结：25年大储装机高增，预计同增50%+7 ◆大储装机需求将继续向“资源富集+现货价差+容量补偿”省份集中。中国2025-2027年大储装机需求明确且强劲，增长由清晰的省级目标、跑通的经济模型和多元的应用需求共同驱动。新疆、内蒙古是近25-26年的增长核心，我们预计贡献40-50%装机。同时，其它已出容量电价补充或具备政策与电网侧场景支撑的省份预计需求将进一步增加。25年预计储能装机163GWh+，同比+47%；26年预计装机265GWh+，同比增长60%+。 二、美国：AI数据中心加剧缺电，光储需求爆发 美国AIDC光储增量需求显著 AI数据中心对锂电储能需求主要为两部分1 ◆供电方式：绿电直连对应配储。储能规模，取决于绿电供应比例。美国电力紧缺，新增AI数据中心缺电，需新建发电装置，绿电（占比30~50%）+电网交易（占比50%~70%）为主要趋势，按绿电功率50%+4h配储，对应1GW算力配储4-6GWh。 ◆电能质量管理：新增储能BESS，实现低压直流，为AIDC电气架构新趋势。在中压侧，新增中压变流+BESS（交流转直流+储能接入），形成统一的直流供电总线，再降压、分路送至终端，减少终端的AC-DC转换，可减少5-8%电耗。对于大型AIDC，这部分储能若同时满足备用电源+削峰填谷需求，相当于电耗功率110%*（4-8h）配储时长，若仅用于备用电源，平滑波动，则相当于电耗功率110%*（20min）配储时长。 AI算力能源消耗激增，电力缺口显著 AI数据中心需求爆发，美国电力存在显著缺口2 ◆按照2030年底美国累计AI算力153GW，当年新增40GW测算，我们预计2026年-2030年美国电力需求年复合增长4-5%。其中AI算力2030年需用电约1269TWh（假设满负荷运行），占总体用电量22%。 ◆发电新增装置看，假设50-65%新增光伏装置占比，则25年新增发电装置需求30GW、2030年为215GW，远高于25年美国备案量（30-40GW）。 AI算力能源消耗激增，电力缺口显著 美国用电负荷破新高，电网不稳定加剧缺口3 ◆2024年美国总体发电装置利用小时数高，核电满负荷、气电3693h（调峰成本高）。2024年美国尖峰负荷创新高，达到760GW，尖峰负荷率超60%+，较中国高20pct。 ◆美国拥有三个主要区域电网，东部、西部、得克萨斯州三点电网互联性极差，且电网不稳定，24年美国停电时间663分钟，同比增81%。◆AI数据中心负荷增加，且功率波动，将加剧尖峰负