北美缺电逻辑演绎，储能成为核心解法

北美缺电逻辑演绎，储能成为核心解法 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20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 美国储能现状分析•美国储能装机稳步增长，2025年有望实现52.5GWh装机。美国25年1-11月实现新增大储装机36.23GWh，除德州加州基本盘外，亚利桑那等新兴州贡献增量。 •美国储能可分为套利驱动/容量合同驱动/负荷驱动三类。1）以德州为代表的低价高波动型：风光渗透率高、日内价差较大，储能以能量套利和尖峰保供为主；2）以加州为代表的政策+容量市场驱动型：电价高企，有明确储能/清洁能源装机目标，容量合同收入占很大比例；3）以弗吉尼亚、亚利桑那为代表的数据中心负荷拉动型：电价低且稳，数据中心用电占比高，对7×24可靠性和电价极为敏感，储能既要做容量，也要做本地灵活性/备用电源。 AI缺电逻辑演绎，储能优势明显•AI时代美国缺电系电源和输电建设的时间错配。供给端并网拥挤叠加传统能源退役，需求端数据中心带动负荷激增并高度集中。缺电逻辑已经在电价端和 政策端逐步演绎。•储能可作用于数据中心电网侧和用户侧，具备多重优势。储能既可以在电网侧充当可调度机组，也可以在用户侧充当灵活负荷/协助扩容，亦可在数据中心 内部充当UPS升级方案。储能优势明显：1）加速数据中心拿电，抢占AI上电窗口；2）降低系统峰值与容量成本，具备较强经济性；3）提升用电可靠性和电能质量，减少对柴油机依赖；4）助力科技公司实现清洁能源供给目标。•储能在LCOE和综合电费单都具备较强经济性。根据Lazard 2025，不考虑补贴情况下，美国光储度电成本为0.05-0.13美元/KWh（对应0.35-0.92元/KWh），光储发电相较于核电、煤电、气电具备经济性优势。从综合电费单角度衡量，数据中心四小时配储可实现20.5%IRR，回收期仅为4.76年。 数据中心能源供给方案综合对比，储能将成为核心解法•储能是在美国电网速度慢、容量紧的前提下，少数能在1-3年时间尺度内大规模部署、既能提升数据中心供电可靠性，又能改善电网整体韧性和经济性的核 心技术路径。我们预计储能将成为2030年之前美国数据中心缺电的核心解法之一。•真正卡的是5年以上的并网排队+输电建设，而不是美国整体发电能力不足。能绕开大并网队列、接在配电网或BTM的方案，才是真正有速度价值的解决方 案。储能在速度+成本+战略灵活性三个维度上均具备比较优势。•我们预计数据中心缺电将刺激美国2027年储能装机超110GWh。未来5年将是本轮数据中心扩张核心窗口期，数据中心缺电逻辑将持续演绎。在所有可行方案中，储能是少数能同时满足经济性+建设快+灵活性高+有助于24/7绿电的技术路径，北美储能需求有支撑。 推荐标的：阳光电源；上能电气；阿特斯；宁德时代。 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。 目录 12 5年 美 国 储 能 装 机 持 续 高 增 ， 负 荷 驱 动 趋 势 渐 显 2A I时 代 美 国 缺 电 系 电 源 和 输 电 建 设 的 时 间 错 配 3数 据 中 心 配 储 具 备 经 济 性 和 功 能 性 优 势 4数 据 中 心 能 源 供 给 方 案 综 合 对 比 ， 储 能 将 成 为 核 心 解 法 5推 荐 标 的 及 风 险 提 示 敬请参阅末页重要声明及评级说明敬请参阅末页重要声明及评级说明 25年美国储能装机有望超50GWh 一、美国储能装机维持高位，价格有望上行 二、美国新兴州储能需求快速增长 1.1美国装机量：25Q3装机维持高位，全年装机上调至52.5GWh 储能装机量：据伍德麦肯兹数据，2025年Q3美国新增储能装机5.3GW/14.5GWh，全年新增储能装机预计19GW/52.5GWh，功率、容量分别同比+53%/+45%。 分规模看：25Q3公共事业级储能新增装机4.6GW/13.6GWh，同比分别+27%/+40%；工商业储能新增装机33MW/67MWh，同比-8%/-16%；户用储能新增装机647MW/807MWh，同比+70%/+27%。 分州看：公共事业级储能中，加州、德州新增装机合计占25Q3总装机82%。 1.2美国价格：电储系统成本下降，26年有望迎来价格上涨 待实施项目数量增长：25Q3美国公共事业级储能储备项目共603GW，同比+17%。 从价格上看：2025年Q3美国公共事业级储能系统价格938美元/kW，同比下降11%，环比上涨17%。 根据阿特斯美股CSIQ数据，公司大储主要面向北美市场出货，2025年Q1-Q3公司整体大储系统出货单价为1.32元人民币/Wh，分季度价格较为稳定。 受FEOC限制影响，2026年7月后美国市场大储大概率搭配海外电芯以拿到ITC补贴/国内电芯+高额关税，我们预计届时美国大储有补贴项目出货价格有望提升。 1.3美国装机量：25年1-11月大储装机36.23GWh，同比增长40.86% 美国大储装机维持高增长，25年1-11月新增装机容量突破36.23GWh，同增40.86%。2025年1-11月累计装机12.23GW/36.23GWh，分别同比+38.42%/+40.86%，对应配储时长为2.96h，同比增加0.05h。 美国将4h配储作为主流选项，未来配储时长将进一步增长。4h及以上储能系统单位能量成本更易摊薄，且在长时能量缓冲与持续负荷调节场景中优势显著。加州（CAISO）的大规模电池以4h为主，MISO因容量计量对4h给予更高认可度，新建项目以4h居多；德州（ERCOT）从1-2h加速向2-4h迁移。 资料来源：EIA、WOODMAC，华安证券研究所 1.4美国储备量：25年备案量高增，德州+新兴市场贡献主要增量 2025年9月末，美国总储备储能项目达到66.33GW，储备项目充足。25年预期项目中已有12.50GW项目完成建设/并网，建设进度超50%项目（含并网）超19.78GW，25年储备已开工项目（含并网）29.12GW。 德州加州+新兴市场贡献主要增量。25年前三季度，德州并网5.40GWh，德州整体项目储备仍维持高位；加州并网7.78GWh，排名全美第二。美国新兴市场呈现低基数高增长的态势，储备项目高增长，其中亚利桑那州已并网2.01GW/8.06GWh，当前容量新增并网排名全美第一；内华达州、爱达荷州、印第安纳州等并网均超1GWh。 美国储能负荷驱动趋势渐显 一、德州现货市场套利驱动型 二、加州政策+容量市场驱动型 三、弗吉尼亚数据中心负荷驱动型 2.1美国储能可分为套利驱动/容量合同驱动/负荷驱动三类 以美国各州电价水平为横轴，电价波动情况为纵轴，将美国各州划分为四个象限，同时将各州储能储备量作为气泡大小。美国储能可以分为清晰的三类：1、以德州为代表的低价高波动型：风光渗透率高、日内价差大，储能以能量套利和尖峰保供为主；2、以加州为代表的政策+容量市场驱动型：电价高企，有明确储能/清洁能源装机目标，容量合同收入占很大比例；3、以弗吉尼亚、亚利桑那为代表的数据中心负荷拉动型：电价低且稳，数据中心用电占比高，对7×24可靠性和电价极为敏感，储能既要做容量，也要做本地灵活性/备用电源。美国各州2025-2031年储能储备量气泡图 2.1美国数据中心建设规划和储能规划具备一定同步性 根据Financial Times美国数据中心建设规划气泡图，美国数据中心主要聚集在包括弗吉尼亚州、佐治亚州、德州等地区，普遍聚集在美国低电价区域，且在储能储备量端已有一定体现，与上页储能储备量气泡图中数据中心密集区较为契合。 2.2德州：低电价+新能源高渗透率，储能装机量全美第二 2025年德州风光渗透率达到37%，储能装机量全美第二。德州电网由德克萨斯电力可靠性委员会（ERCOT）负责独立运营。根据ERCOT报告，2025年1-10月德克萨斯州主要的发电能力来源为天然气（33%）、风能（23%）、太阳能 （14%） 、 煤 炭 （13%） 、 核 能 （8%） ， 风 光 渗 透 率 达 到37%。 截 至2025Q3， 德 州 已 投 运 储 能10.98GW/16.90GWh，储能装机量全美第二；德州储能项目储备量达30.49GW，储备量全美第一。 德州电价呈现低价高波动特性。德州系全美能源生产领导者，拥有全美40%原油产量和25%天然气储量，同时风电装机全美第一，24年底装机达到42.3GW，光伏装机全美第二，24年底装机达到25.4GW。丰富的能源供给叠加新能源高渗透率促使德州电价呈现低价高波动特性，25Q3德州平均零售电价为10.71美分/kWh，低于全美平均水平。2025年1-10月德州各类型能源发电占比德州电力平均零售价格（单位：美分/kWh） 2.2德州：电价高波动造就套利主战场，储能储备项目充裕 收益来源：储能在德州（ERCOT）的主要收入来自电价套利+辅助服务，2025年1-4月，德州储能电价套利收入占比80%，辅助服务收入占比20%。德州储能配储时长以1-2h为主。 套利收益：ERCOT是全美波动性最高的市场之一，特别是在夏季高负荷和极端天气下，价格会短时冲高，24年5月和8月出现两次1小时套利利差超3000美元/MWh。2024年德州1小时储能平均套利收益对应98美元/MWh。 辅助服务：伴随储能大量接入竞争加剧侵蚀利润，ERCOT辅助服务平均收益已从2023年113.40美元/MWh降至2024年29.58美元/MWh，市场策略已从依赖辅助服务转向捕捉能量市场的价差机会。德州电价波动与1小时储能套利收入（美元/MWh）美国不同电力市场辅助服务平均收益（美元/MWh） 2.2德州：储能收益维持较高水平，优质节点/并网资格带来申请高增 德州储能IRR仍处于较高水平。德州单体项目的短期收益在下滑，但储能系统成本也在加速下降。同时资本、项目管线和电力系统的结构性变化，2h储能项目仍可维持13.5%IRR平均水平，带动装机量增长。 在ERCOT，当前优质节点+并网资格具备稀缺性。当前不错的IRR水平叠加套利收益波动和未来政策调整，德州储能项目本身就被视作优质资产+长期电力期权，德州储能项目储备充裕。 德州负荷仍在提升，收益处于通胀状态。ERCOT预测，到2030年，受AI数据中心等驱动，德州电力需求可能比现在再涨50%左右，储能在避免限电和支撑可再生渗透方面是核心工具。 2.3加州：极高电价+光伏高渗透率，储能装机量全美第一 2025年前三季度加州风光渗透率达到46%，储能装机量全美第一。加州电网由加州独立系统运营商（CAISO）负责运营。根据EIA数据，2025年前三季度加州主要的发电能力来源为太阳能（39%）、天然气（29%）、核能（7%）、风能（7%）、煤炭（0.1%），风光渗透率达到46%。截至2025Q3，加州已投运储能14.19GW/47.96GWh，储能装机量全美第一，平均配储时长为3.4h；加州储能项目储备量达8.39GW，储备量全美第二。 加州电价位居全美前列。加州作为全球第四大经济体，同时也是美国人口最多的州（约占1/9），受节能要求影响，加州人均能源使用全美第三低，同时加州系全美第二大电力进口州。在相对有限的售电量上，要回收包括林火风险与防灾、输配电网更新、光伏补贴等大量固定成本和政策成本，导致加州电价几乎是全美平均电价的两倍。2020Q1-2025Q3加州各类型能源发电占比加州电力平均零售价格（单位：美分/kWh） 2.3加州：光伏装机全美第一，配套储能带动天然气用量减少