储能2026年度策略：全球开花，开启两年持续高增新周期

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联系电话：021-601997932025年12月14日证券研究报告·行业研究·电力设备与新能源行业12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3目录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45数据来源：北极星储能网，储能头条、中关村储能联盟、储能与电力市场、CNESA、CESA，东吴证券研究所大储：全球开花，两年高增新周期图 全球储能分区域增长驱动力及产量◆ 装机：2025年（236GWh，+69%），2026年（428GWh，+82%），2027年（617GWh，+44%）◆ 出货量： 2025年（611GWh，+86%），2026年（1002GWh，+64%），2027年（1339GWh，+34%）◆ 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）全球中国美国欧洲新兴市场◆ 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%）◆ 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%）◆ 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。6一、国内：容量电价+商业模式创新，驱动储能需求高增67储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益◆ 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。图：强制配储和独立储能对比图：强制配储和独立储能(100MW/200MWh)经济性对比维度强制配储（新能源电站配套）独立储能（单独建站/市场化）政策背景地方政府强制要求（一般10–30%配比，2h时长）136号文后成为主流方向，鼓励市场化运营投资主体新能源发电企业（风光场站）独立储能投资商、电网公司、社会资本收入来源提高新能源消纳（减少弃风弃光）、辅助服务（调频/调峰），