数据中心提振效果显现，美国及中东大储需求高增
【原报告在线阅读和下载】：20260118【MKList.com】电新：数据中心提振效果显现，美国及中东大储需求高增 | 四海读报
【迅雷批量下载】：链接：https://pan.xunlei.com/s/VOXJ23RJHhoECPL5FRrVathfA1 提取码：umqb
【夸克批量下载】：链接：https://pan.quark.cn/s/fe42cc605010 提取码：j4Vv
一段话总结
2026年全球储能行业高景气延续，核心驱动来自美国大储（2025年并网14-16GW）与中东长时储能（2026年特大型项目交付33.8-42.2GWh）需求高增，国内市场表现亮眼，2025年新型储能新增装机175.3GWh（同比+60%）、招标457.5GWh（同比创新高），独立储能盈利模式跑通（多地IRR超8%）；出口退税调整推动行业“反内卷”，供给端储能系统价格触底反弹，全球储能电芯/系统出货量同比分别增长98.5%/超50%，中国企业出货领跑全球，行业供需格局持续优化。
思维导图（mindmap）
详细总结
1. 需求侧：全球市场多点开花，高增区域明确
（1）低ROE市场：中国+印度主导，政策驱动需求
| 市场 | 核心数据 | 关键驱动 |
|---|---|---|
| 中国 | 2025新增装机175.3GWh（同比+60%），累计351.7GWh；12月招标55.8GWh（环比+88%）；独立储能招标占比83% | 2027年180GW目标；现货市场全覆盖（7省正式运行）；内蒙古/新疆等容量电价落地 |
| 印度 | 2025独立储能招标45GWh，光储招标15.2GWh；2025-26财年需并网4GW/17GWh | 光伏强制配储政策；电网缺口大，储能需求刚性 |
- 中国区域分布：内蒙古以51.6GWh（占比29.46%）领跑全国，电网侧独立储能占比70.23%。
- 盈利模型：甘肃独立储能IRR达8.16%（容量电价330元/kW·年+峰谷价差0.27元/kWh），现货价差≥0.35元/kWh即可实现8%IRR。
（2）高ROE市场：欧美澳成熟市场，收益驱动
| 市场 | 核心数据 | 关键亮点 |
|---|---|---|
| 美国 | 2025Q3新增装机5.3GW/14.5GWh，全年预计19GW/52.5GWh；待实施项目增17% | 公共事业级系统价格降11%；加州/德州占比82%，亚利桑那州新增并网第一 |
| 欧洲 | 德国2025年12月装机394MWh；英国待建121.76GW；意大利25Q2装机2728MWh（+75%） | 德国大储年化收益20-40万欧元/MW；波兰41.5亿兹罗提补贴14.5GWh项目 |
| 澳洲 | 2025Q3储能净收入1.119亿美元（+47%）；户储2025年7-12月装机4.2GWh | 72亿澳元户储补贴；可再生能源渗透率达77.2% |
- 欧洲户储格局：比亚迪市占21%居首，华为（13%）、古瑞瓦特（12%）紧随其后。
（3）中ROE市场：中东+非洲+拉美，潜力释放
| 市场 | 核心数据 | 关键驱动 |
|---|---|---|
| 中东 | 2026年特大型项目交付33.8-42.2GWh；沙特/阿联酋项目密集 | 光储平价；长时储能需求迫切，中国企业受益 |
| 非洲 | 2024装机1.64GWh（+945%）；确定开发项目超18GWh | 水力发电受限，电力中断频发；光储IRR优势凸显 |
| 智利 | 2025初在运999MW，2026年目标2GW | 法规框架完善，允许独立储能参与容量市场 |
| 巴西 | 2024储能装机685MWh；2026年4月招标2GW（8GWh） | 风光渗透率23.7%，系统灵活性需求提升 |
2. 供给侧：价格触底反弹，出货量高增
（1）价格走势
- 储能系统：2025年12月2h系统报价0.669元/Wh（环比+12%），4h报价0.455元/Wh（环比-3%）。
- EPC价格：2h EPC报价1.083元/Wh，4h报价0.926元/Wh，价格触底后优质产品成主流。
- 电芯价格：280Ah/314Ah储能铁锂电芯均提价，碳酸锂价格维持7万元/吨以上。
（2）出货情况
| 品类 | 2025前三季度数据 | 同比增速 | 头部企业 |
|---|---|---|---|
| 储能电芯 | 410.45GWh | +98.5% | 宁德时代、海辰储能、亿纬锂能 |
| 储能系统 | 286.35GWh | – | 特斯拉、阳光电源、比亚迪 |
- 行业集中度：CR10达89.8%，头部企业主导市场。
3. 政策影响：国内政策托底，出口退税调整
（1）国内政策
- 总量目标：《新型储能规模化建设专项行动方案》明确2027年累计装机≥180GW，三年缺口约110GW/300GWh。
- 市场机制：2025年底电力现货市场全覆盖，山西/广东等7省已正式运行，价差拉大增厚收益。
- 容量电价：内蒙古、甘肃、河北等多地落地，蒙西2026年补偿0.28元/kWh（执行期10年）。
（2）出口退税调整
- 政策内容：2026年4月1日起，电池退税率从9%降至6%；2027年1月1日起取消退税。
- 行业影响：抑制“内卷外化”，推动价格回归理性；头部企业通过提价、在地化生产对冲影响，落后产能出清。
4. 风险提示
- 需求风险：美国新能源与储能需求下行，影响全球增长节奏。
- 竞争风险：行业竞争加剧，可能挤压企业利润率。
- 政策风险：美国关税政策不确定性，影响中国企业出海。
关键问题
问题1：2026年全球储能行业的核心高增市场有哪些？各自的驱动逻辑及关键数据是什么？
答案：核心高增市场集中在三大区域：① 美国：驱动逻辑是电网容量不足+数据中心需求，2025年并网14-16GW，待实施项目同比增17%，公共事业级系统价格降11%；② 中东：驱动逻辑是光储平价+长时储能需求，2026年特大型项目交付33.8-42.2GWh，沙特/阿联酋项目密集落地；③ 国内：驱动逻辑是政策目标+盈利模式跑通，2025年新增装机175.3GWh（+60%），2027年目标180GW，多地独立储能IRR超8%。
问题2：国内独立储能的盈利模式如何构建？政策层面提供了哪些支撑？
答案：国内独立储能盈利模式为“现货套利+容量补偿+辅助服务”三位一体：① 现货套利：2025年山西/蒙西等现货峰谷价差拉大，山西增幅43%，价差≥0.35元/kWh即可实现8%IRR；② 容量补偿：内蒙古、甘肃、河北等多地落地，甘肃“火储同补”330元/kW·年，蒙西2026年补偿0.28元/kWh；③ 辅助服务：通过调峰调频增厚收益，甘肃调峰补贴上限300元/MW·日。政策支撑包括：① 总量目标：2027年累计装机≥180GW；② 市场机制：2025年底现货市场全覆盖；③ 价格机制：容量电价全国推广，明确盈利兜底。
问题3：2025年以来储能供给端呈现哪些关键变化？出口退税调整对行业有何影响？
答案：供给端关键变化：① 价格触底反弹：2025年12月2h储能系统报价环比+12%，280Ah/314Ah电芯提价；② 出货量高增：前三季度电芯出货410.45GWh（+98.5%），系统286.35GWh，CR10达89.8%；③ 格局优化：头部企业主导，落后产能逐步出清。出口退税调整影响：① 短期：2026Q1或现抢出口，后续海外市场提价；② 中长期：抑制低价竞争，降低贸易摩擦风险，加速落后产能出清，利好具备品牌溢价、在地化布局的头部企业（如阳光电源）；③ 结构影响：储能PCS退税未取消，不受直接影响。当前文件内容过长，豆包只阅读了前 13%。
暂无评论内容