欧洲电价有望进入上涨周期，北美储能装机维持高增

欧洲电价有望进入上涨周期，北美储能装机维持高增 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04月29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：2026年2月，国内新型储能新增装机达4.50GW/9.57GWh；2026年3月，国内新型储能新增装机达3.37GW/9.65GWh。2）先导指标：招标：26年 3月国内储能招标规模17.8GW/50.5GWh，容量同/环比+33%/+37%。•印度：1）量：截至2026年3月，印度总投运电池储能系统1.2GWh；2）先导指标：招标：截至2026年3月，独储招标67GWh，光储项目招标20GW/35GWh； 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：2026年3月德国储能装机253.6MWh，同比-61%。其中户储132.5MWh，同比-41%，环比-30%，大储108.7MWh，工商业储能12.3MWh。意大利： 2026年新增装机规模达369MW/888MWh，同比+17.14%/+39.84%；英国：2025年新增装机规模达1.99GW/3.98GWh，同比+111%/+112%；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。截至2025年4月，超5.9万户家庭已经安装储能电池。美国：26年3月新增并网1205.1MW/2498.3MWh，同比+22.5%/-24.9%。•先导指标：欧洲：1）2026年2月欧洲核心9国日前平均批发电价82.46欧元/MWh，环比-25%。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：25Q4澳洲国家电力市场储能净收入7040万美元，同比+1.4%；2）渗透率：Q4澳洲瞬时可再生能源渗透率为78.6%；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 •26年3月国内储能招标价格：2/4小时储能系统平均报价0.679/0.533元/Wh，环比+17%/-0.9%；2/4小时储能EPC平均报价为1.096/0.910元/Wh。 •2025全年，全球储能电芯出货规模612.39GWh，同比增长94.59%。全球储能系统出货总量为412.16 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。 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 低ROE市场 中国：3月招标17.8GW/50.5GWh，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：26年2-3月装机量继续高增，电网侧容量规模占比超80% 装机规模：2026年2月，国内新型储能新增装机总规模共计4.50GW/9.57GWh，同比+263%/+231%；2026年3月，国内新型储能新增装机总规模共计3.37GW/9.65GWh，同比+172%/442%。 应用场景：2026年3月电网侧新增21个并网项目，规模共计2.7GW/7.89GWh，容量占比80.2%；电源侧新增装机规模为0.48GW/1.37GWh，容量占比14.15%；用户侧新增54个并网项目，规模合计190.69MW/392.8MWh，容量占比4.07%。 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，26年3月国内储能招标规模17.8GW/50.5GWh，容量同/环比+33%/+37%。山西、新疆（含兵团）、河北完成的采招规模位列全国前三。山西本月落地的6.16GWh储能订单中超过一半的项目为混合储能项目，多采用磷酸铁锂+飞轮或磷酸铁锂+超级电容技术方案。 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。 1.4国内政策：顶层设计再升级，2027年目标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25年底，全国累计新型储能装机136GW，三年缺口约44GW/132GWh，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，截至2025年底，全国新型储能累计装机已达136GW，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：GGII数据显示，2026年第一季度，中国储能锂电池出货量高达215GWh，同比增长139%。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。 1.4国内政策：容量电价政策靴子落地，储能需求支撑明显 2026年1月30日，发改委、能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》。将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制。 独立储能收益版图成型，电能量市场、辅助服务市场、容量电价三大板块共同构筑独立储能收益版图。 甘肃为例：考虑80%融资比例，以现在的收益看，甘肃独立储能IRR可达到10%+。 1.5电力现货市场：从“全覆盖”迈向“全面正式运行”，储能商业模式加速落地 2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号），提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系，2027年前现货市场基本实现正式运行。截至2026年4月，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；南方区域电力市场及陕西、安徽、辽宁、江苏、吉林、重庆、湖南、宁夏、河南、上海、新疆、青海、四川等省级现货市场已陆续启动连续结算试运行。 1.6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年东北区域储能单位容量收益水平最高，华东区域则为最低。其中，辽宁总收益最高，其次是山西。 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%。 资料来源：CNESA，兰木达电力现货，华安证券研究所 1.7印度储能：政策助力大储快速起量，预计26年投运项目可达6GWh 截至2026年3月印度总投运电池储能系统1.2GWh，预计到2026年12月将有6GWh投入使用。 独立储能招标数据：截至2026年3月，印度独立储能累计招标67个项目，共67GWh，其中26年新增13个项目。 光储系统招标数据：截至2026年3月，印度光储系统累计招标20GW/35GWh。 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 1.8印度电网侧储能展望：2032年基准累计装机预计达283GWh 2028年前，电网侧规模化项目将主导近期市场机遇；2029年后，增长引擎将切换至配电侧基础设施。这一节奏转变反映了公用事业资本支出周期的轮动及电网现代化的优先事项。 开放式可再生能源+储能(RE+BESS)细分赛道将从边缘参与者跃升为核心增长极。其市场份额预计从2027年的3%攀升至2032年的12%，展现出极高的盈利弹性与回报潜力。 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 1.9印度用户侧储能展望：2032年基准累计装机预计达320GWh 受益于屋顶光伏、电信及UPS（特别是数据中心）需求的爆发，2