数据中心提振效果显现，美国及中东大储需求高增

数据中心提振效果显现，美国及中东大储需求高增 敬请参阅末页重要声明及评级说明华安证券研究所敬请参阅末页重要声明及评级说明2026年01月16日华安电新 首席分析师 张志邦SAC执业证书号：S0010523120004邮箱：zhangzhibang@hazq.com华安电新研究助理蔡金洋SAC执业证书号：S0010125040047邮箱：caijinyang@hazq.com 要点总结 需求侧 低ROE市场•国内：1）量：25年新型储能新增装机达58.6GW/175.3GWh；2）先导指标：招标：25年12月国内储能招标规模为22.5GW/55.8GWh，容量同/环比+75%/88%。 •印度：1）量：2025年，储能系统装机0.5GWh；2）先导指标：招标：独储25年招标45GWh，光储项目招标15.2GWh；3）政策：光伏开启强制配储；4）2025-26财年印度要求并网4GW/17GWh的电化学储能项目，且不能有任何拖延。高ROE市场 •量：德国：2025年12月储能装机394MWh，同比-20.4%。其中户储210MWh，同比-26.83%，环比-27.08%，大储159MWh，环比-26.05%，工商业储能25.3MWh。 意大利：25Q2储能装机817MW/2728MWh，同比+48%/+75%；英国：25年Q3累计待建121.76GW，环比Q2增长21.83GW；捷克：截至2024年底，捷克光伏配储能总装机超2GWh，2024年储能新增装机共506MWh；波兰：2024年，波兰户储新增装机258MW/672MWh，超4.6万户家庭已经安装储能电池；美国：25年11月新增并网1132.2MW / 2378MWh，同比+29.7%/-16.9%。•先导指标：欧洲：1）欧洲核心9国2025年12月日前平均批发电价111.44欧元/MWh，环比+7%。2）12月欧洲供暖季天然气价格抬升；美国：待实施项目数量 同比增长17%，公共事业级储能系统价格环比下降11%；澳洲：1）市场收益：25Q3国家电力市场储能净收入1.119亿美元，同比+47%；2）渗透率：Q2澳洲瞬时可再生能源渗透率为77.2%；英国：25年计划并网的储能项目容量超17GWh。•展望：欧洲：25年欧洲各国大储集体高增长；美国：25年并网约14-16GW，新兴市场支撑增长潜力；澳洲：可再生新能源渗透率+高收益支撑储能规模上量。 中ROE市场 •量：中东：预计2026年中东北非地区仅特大型储能项目将交付33.8-42.2GWh；非洲：24年非洲储能装机1.64GWh，同比+945%；智利：截至2025年初，智利已拥有999MW的在运储能容量。•先导指标：非洲：1）刚需：全球变暖影响传统水力发电；2）经济性：全球降息周期凸显光储项目IRR优势。 •展望：光储平价带动中东项目密集落地，中东大力发展长时储能，中国企业有望持续受益；非洲刚需叠加经济性改善，增长动能强劲。供给侧 •25年12月国内储能招标价格：2/4小时储能系统平均报价0.669/0.455元/Wh，环比+12/-3%；2/4小时储能EPC平均报价为1.083/0.926元/Wh。•2025前三季度，全球储能电芯出货规模410.45GWh，同比增长98.5%，全球储能系统出货总量为286.35 GWh。 风险提示：美国新能源与储能需求下行；行业竞争加剧影响利润率；美国关税政策不确定性。 低ROE市场 中国： 全年装机175GWh，独立储能持续引领 印度：强制配储政策发布，25年储能已招标超48GWh 1.1国内装机：25年全年装机175GWh，电网侧容量规模占比超70% 装机规模：CESA口径下，2025年，国内新型储能新增装机达58.6GW/175.3GWh，同比增长38%/60%。截至2025年年底，国内新型储能累计装机133.3GW/351.7GWh，同比增长78%/99%。 应用场景：2025年电网侧独立/共享储能新增装机规模达41.1GW/123.1GWh，容量占比70.23%；电源侧新增装机12.4GW/38.5GWh，容量占比21.79%。 从国内各省份来看，2025年，内蒙古新型储能新增装机13.2GW/51.6GWh，容量占比为29.46%，领跑全国。 资料来源：CESA，中国储能网，华安证券研究所 1.2国内招标：国内储能招标超预期，盈利模式加速完善 根据寻熵研究院的追踪统计，25年12月国内储能招标规模为22.5GW/55.8GWh，容量同/环比+75%/88%。非内蒙地区快速起量，新疆、山西、宁夏等本月共完成10个GWh项目招标。随着国家级规划与各省容量政策的托底，国内大储招投标持续超预期。 2025年1-12月国内累计储能招标规模为134.08GW/457.5GWh。招标市场总体呈现“规模创新高，长时多元化”的特征。在多项政策的共同推动下，国内电力市场建设持续加快，电源侧储能、独立储能和工商业储能这三大典型应用场景的盈利模型正在加速完善。 1.3国内装机结构：独立储能项目继续释放，进一步打开增长空间 独立储能仍是储能招标项目类型的主要形式。当前政策促使独立储能减少对电网补贴或成本分摊的依赖，转向构建真正基于市场价值的商业模式，项目回报率可观，进一步打开市场增长空间。 资料来源：储能与电力市场，华安证券研究所 1.4国内政策：顶层设计再升级，2027目标180GW，场景+技术+盈利三维共振 2025年9月12日，国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，首次量化2027年装机≥180GW，政策天花板打开+盈利路径清晰。 总量：2027年全国新型储能累计≥180GW，截至24年底，全国累计新型储能装机73.76GW，三年缺口约110GW/300GWh，为国内储能发展奠定信心。 具体政策：1）鼓励新型储能全面参与电力现货市场：当前青海省、辽宁省等多地现货价差达0.55+元/kWh，扩大新型储能收益空间。2）推动完善容量电价机制，建立容量补偿机制：当前内蒙古、新疆、宁夏、河北、广东、山东等多地已推出容量补偿机制吸引新型储能装机建设；3）引导新型储能参与辅助服务市场：通过调峰调频、备用等辅助服务市场进一步增厚新型储能收益。 当前测算下，蒙西、新疆、河北、山东等多地独立储能IRR超8%，后续伴随各省最新承接方案落地，收益增厚下有望进一步扩大新型储能装机需求。 当前测算下，电力现货市场充放电价差≥0.35元/kWh，独立储能IRR即可实现≥8%。后续各地电力市场化交易政策落地，具备独立储能经济性的省份也将越来越多。展望：指引只是保下限，盈利模式完善拉高上限。历次行动方案均超额完成，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》曾提出“2025年新型储能装机规模达到30GW以上”的目标，但截至2024年底，全国新型储能累计装机已达73.76GW，提前并超额完成了原定目标。此次伴随新型储能盈利模式完善，我们预计180GW目标有望大幅超额完成目标。政策天花板打开→订单能见度拉到三年→盈利模型跑通，储能板块PE中枢有望得到修复提升。 1.4国内政策：反内卷+出口退税下降，储能向高质量发展转型 2026年1月8日，财政部、税务总局公告称，自2026年4月1日起，取消光伏等产品增值税出口退税。自2026年4月1日起至2026年12月31日，将电池产品的增值税出口退税率由9%下调至6%；2027年1月1日起，取消电池产品增值税出口退税。 事件对储能影响：本次政策将出口退税从价格竞争工具中抽离，推动行业从“量增价减”回到更理性定价，进一步降低海外市场对于中国新能源产品反补贴/反倾销敏感度，同时抑制企业把退税额当作对外让利空间的做法，从源头减少内卷外化。进一步助力中国新能源企业稳定出口价格，降低贸易摩擦风险，助力中国新能源企业出海健康发展。 储能行业节奏：26Q1大概率出现抢出口/抢落地，随后海外市场将进入提价阶段。参考特斯拉储能单价约1.9元/Wh，国内储能产品仍具备较强提价潜力。对具备品牌溢价、项目交付能力和海外制造/组装布局的中国储能企业，可通过提价传导、产地切换、在地化集成来部分对冲。长期看，取消退税客观上将加速落后产能出清与集中度提升。 储能集成商：电池环节退税下降/取消短期将抬升离岸成本，中长期竞争格局优化更利好头部储能集成商如阳光电源等。 储能PCS：本次光伏逆变器和储能变流器出口退税未被取消，无影响。长期看政策促进国内新能源产品价格回归理性，海外储能刚需强盛，有望迎价升量增时点。 1.5国内盈利：各省容量电价密集出台，独立储能盈利模式跑通 当前市场化套利叠加各省容量补偿以及辅助服务的盈利模式逐步形成，国内独立储能作为独立项目回报率可观。 当前甘肃模式具备较强参考价值，独立储能整体IRR可达到8%。甘肃现行政策：1）容量电价：率先落地“火储同补”容量电价机制，补贴确定性与现金流稳定性优于放电量补偿模式，执行标准为330元/kW·年，与火电机组同价，执行期2年；2）2025年平均峰谷电价差为270元/MWh；3）辅助服务：补贴上限为300元/MW·日(调峰)和12元/MW(调频)。 1.6电力现货市场：建设进入加速推进期，2025年底实现全覆盖 394号文要求在2025年底前实现电力现货市场全覆盖。截至2025年10月初，全国共有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场及国网省间电力现货市场转入正式运行；陕西、安徽、辽宁等8个省级现货市场及南方区域电力市场已开启连续结算试运行。9月，国家发改委印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（即394号文），要求2025年底前其余省（区、市）现货市场也将陆续转入连续结算试运行，现货市场将基本实现全覆盖。 1.7电力现货市场：电力现货市场或拔高峰谷电价差增厚储能收益 电力市场正式运行或有助于拔高峰谷电价差提高储能收益。2025年以来电力现货市场正式运行5省峰谷价差呈上升趋势，除蒙西降幅14%以外，其他省份现货峰谷价差均拉大，增幅最大的是山西（43%）。据兰木达电力现货测算，2025年H1山西2小时储能总收益最高，其次是蒙西，山西与蒙西均实现电力现货市场正式运行。 全国统一电力现货市场建设将改变储能项目收益模型，驱动IRR提升。我们测算当电力现货交易价差超过0.5元/kWh，4h独立储能在无容量电价补偿情况下IRR可达到7%。 1.8储能备案：独立式储能领跑，全国备案规模与数量双双扩张 碳索储能网口径，2025年11月国内储能项目在规模和数量上均实现阶段性突破。11月国内储能市场备案总规模突破197.5GWh，环比攀升55.22%，同比激增326.66%；国内储能项目备案数量1326个，较10月的1045个环比增长26.9%。 2025年11月全国新增独立储能备案114.89GWh，独立储能成为山西、河南、甘肃等新能源大省的主要发力方向。其中山西省单省独立储能备案规模超过38.08GWh，成为在独立储能领域发力的标杆大省。 资料来源：碳索储能网，华安证券研究所 1.9印度储能：政策助力大储快速起量，25年装机量547MWh 印度总投运电池储能系统0.8GWh，其中2025年新增547MWh。 独立储能招标数据：25年新增42个项目，共45.0GWh，招标容量是2024年全年招标量的4倍以上。 光储系统招标数据：25年新增16个项目，共15.2GWh。 敬请参阅末页重要声明及评级说明资料来源：Tender nodal agency websites，华安证券研究所 高ROE市场 欧洲储能：电价抬头，需求前瞻指标逐步反应 美国储能：装机新纪录，加州持续引领 澳洲储能：储能维持高收入，25年储能规模有望发力 2.1欧洲电价：供暖季欧洲核心9国2025年12月电价环比小幅上涨 欧洲电价：2025年12月电价环比小幅上涨。欧洲核心