储能2026年中策略：大储全球开花，户储工商储方兴未艾

大储全球开花，户储工商储方兴未艾——储能2026年中策略 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 联系电话：021-601997932026年7月22日 PART 1大储：国内外共振，高质量发展 一、国内：市场化元年，驱动储能高质量发展二、美国：政策门槛抬升，数据中心储能成为竞争核心四、新兴市场：大项目批量落地，未来增长延续三、欧洲：东西欧需求爆发，多市场开花五、产业链：自上而下价格传导，龙头恒强 PART 2用户侧储能：户储爆发式增长，工商储增速亮眼 一、逆变器出口稳健增长，全球区域有所分化二、模式多元、刚需涌现，全球工商储需求加速释放三、产业链：户储出货高增，工商储贡献较大弹性 PART 3投资建议 摘要 ◆国内：容量电价+市场化收益驱动，大储进入高质量发展期。2026年为独立储能容量电价机制落地元年，国家补偿标准165–370元/kW·年，储能收益模式由现货交易+辅助服务+容量补偿构成，西北、华北等资源富集且现货成熟省份IRR可达6–10%。26年1-6月国内大储EPC累计招标/中标容量304.8/263.89GWh，同比+193%/+298%。国内1-6月新增并网储能60.26GWh(+17%，同比数据，下同)。我们预计2026年国内锂电储能装机253GWh(+44%)。构网型储能、大电芯、算电协同为未来趋势及方向，支撑需求增长及格局优化，我们预计2027年锂电储能装机354GWh(+40%)。 ◆海外：美国AI储能崛起，欧洲政策与项目共振，新兴市场大项目批量涌现。美国”大而美法案”带动抢装，2026年1–5月大储装机5.14GW (+94%)，AI配储成新增长极，2027年或为AI储能元年，我们预计2026/2027年美国大储装机55/70GWh，其中AI低压直流储能需求2/7 GWh。欧洲风光发电占比首超化石能源，负电价倒逼建设，英国MACSE/容量市场、意大利MACSE二轮16GWh、保加利亚RESTORE、西班牙容量市场获批，中企欧单加速放量；我们预计2026年欧洲大储装机45.3GWh，同比+124%，2027年将继续保持翻倍增长。新兴市场光储平价、受美伊战争影响较大，项目获批加速，中东、澳洲、东南亚等大项目近两年批量落地，我们预计2026/2027年新兴市场大储装机97/179GWh，同比+161%/+84%。 ◆大储产业链：龙头集中度提升，市场盈利分层。我们预计2026年全球储能装机需求588.2GWh(+62%)，出货1111GWh，27年867.3GWh（+47%），到2028年全球装机将超1TWh，2026-2030年复合增速约30%。2026Q1全球储能系统出货中国企业占82%，阳光电源、比亚迪居前二。全球价格及盈利分层明显，美澳＞西欧＞东欧≈拉美＞中东>中国。当前储能电芯受全球需求爆发影响供不应求、订单排至2027年；集成商签单与交付存在6-12个月时间差，碳酸锂和电池材料成本上涨导致短期盈利压力；目前新签项目已经部分传导，集成环节盈利有望在2026H2迎来修复。碳酸锂高位回落，观望项目启动，有利于需求上量；大电芯26年H2放量有助于系统成本降低、进一步加速项目落地；AI储能成新增量，27年储能高增确定性强，龙头优势继续强化。 ◆用户侧储能：户储澳洲/欧洲/东南亚爆发、工商储元年已至、业绩拐点明确。1）户储：澳洲户储补贴叠加中午免费用电三小时驱动，我们预计26/27年户储装机将达15/12GWh（+200%/-20%）；欧洲英国温暖家园计划预计Q4落地+27年荷兰切换净计费模式+乌克兰战后重建，潜在增量空间达70GWh+；东南亚战争影响导致缺电/涨电价，户储需求悄然爆发，我们预计26年全球户储装机47GWh（+83%），考虑补贴及电价政策的持续效应，预计2027年户储依然维持30%以上的高增长。2）工商储：海外工商储商业模式丰富，动态电价推行下欧洲工商储0补贴但回收期已缩短至3-5年，经济性凸显，东南亚、非洲等缺电市场工商光储替代柴发，国内零碳园区+台区储能等场景开始涌现，全球工商储进入爆发元年，我们预计26/27年装机达43/73GWh（+112%/+69%）。3）产业链：户储以渠道、产品为竞争核心，消费属性强，格局相对分散，但各家毛利率维持35-50%，产品创新、市场拓展、电池配套成为增长动力。工商储受项目非标化、市场教育较慢等影响，爆发期滞后户储2-3年，但工商储单台价值量为户储数十倍，且电池基本100%自配，为小储公司提供强有力的增长支撑，26H1德业、锦浪等公司工商储占比已达35-40%，27年我们预计超过50%，工商储已成未来竞争要素。 ◆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，全球大储未来2-3年连续高增可期、产业链高景气度持续！继续强推大储：阳光电源、宁德时代、亿纬锂能、海博思创、比亚迪、阿特斯、中创新航、上能电气、科华数据等；并看好户储/工商储：德业股份、思格新能、锦浪科技、固德威、盛弘股份、科士达、艾罗能源、派能科技、禾迈股份、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 PART 1大储：国内外共振，高质量发展 一、国内：市场化元年，驱动储能高质量发展 储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益 国内：114号文确立容量补偿框架，储能收益模式重塑1 ◆114号文确立储能容量电价和容量补偿机制，赋予独立储能系统电源地位，使储能成为收益稳定的灵活资产。2026年114号文正式出台，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制（165-370元/kW·年），标志着储能增长逻辑从“强制配储”切换为“市场化收益驱动”。容量电价相当于每年稳定的“基础底薪”，通常可覆盖项目全投资成本的20%-30%，为项目提供了保底现金流。新政后储能的收益率高度依赖电价波动、系统调用频次和容量补偿政策的组合强度，使得在不同区域的IRR可以出现显著分化，现货成熟度、容量电价水平、系统运行费用、辅助服务准入规则四个维度参考价值提升。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：区域性容量电价决定保底收益2 ◆容量电价落地后，区域收益分化开始拉大。截至2026年5月，全国已有13个省份明确独立储能容量电价或补偿政策，补偿模式大致分为三类：第一类是煤电基准型，以煤电容量电价为参考，典型如甘肃、湖北、宁夏、陕西、青海；第二类是电量激励型，按向公用电网放电量进行补贴，典型如内蒙古、新疆；第三类是市场化复合型，容量补偿与可用容量、现货市场或用户侧征收机制挂钩，典型是山东。甘肃/吉林/辽宁（征求意见稿）是高补偿档，宁夏/湖北/青海/陕西/浙江居中，河北/广东偏保守，而内蒙古、新疆虽然不是按kW补偿，但其按放电量补贴的强度在高利用率场景下可能更具吸引力。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：现货价差决定收益弹性3 ◆根据2026年1月数据，平均价差超过0.35元/kWh的地区为山西、陕西、青海、新疆、海南。按2026年一季度口径，黑龙江、蒙东、吉林、海南的平均价差甚至超过400元/MWh，另有14个省份价差分布在250-400元/MWh区间。部分省份因储能加速装机，致使现货价差明显下降，如蒙西降至0.22-0.25元/度、甘肃降至0.17-0.23元/度、山西降至0.27-0.42元/度。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：调频为新高收益方向4 ◆山西首个开放一次调频市场化省份，价差+调频复合收益结构形成高收益。2026年山西储能电站收益中，辅助服务占比53.0%，现货套利占比35.2%，容量补偿占比11.8%；而辅助服务内部，二次调频占比43.2%，一次调频占比7.2%，其他辅助服务占比2.5%。因此调频收益有望抬升项目IRR，是把项目IRR从刚过线抬升至优质区间的关键第二曲线。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：系统运行费用小幅吞噬容量收益，西北主战场压力较小5 ◆进入2026年后，系统运行费用出现大幅跳涨。2025年1-12月全国系统运行费用整体平稳低位波动，全年数值维持在26.6~41.5元/兆瓦时区间，波动幅度较小。2026年1月环比2025年12月近乎翻倍至59.5元/兆瓦时，2月冲高后，3-4月小幅回落但仍维持70元/兆瓦时以上高位，5-7月逐月小幅上升，7月增速稍有加快。整体来看，2026年系统运行费用较2025年整体水平显著抬升，各月均远高于上年同期，费用中枢出现明显上移。 ◆2026年4月，系统运行费辽宁15.0分/kWh、海南13.7分/kWh、黑龙江13.3分/kWh、广西11.9分/kWh、河南11.5分/kWh、山西11.0分/kWh，属于高位区；甘肃6.3分/kWh、新疆6.5分/kWh、宁夏4.6分/kWh、青海4.6分/kWh、蒙西4.1分/kWh、河北5.0分/kWh，则明显低于东中部和东北。西北主战场的容量收益更容易保留下来，而山西、广东、辽宁等虽然现货和辅助服务收益强，但也会受到更高系统运行费侵蚀。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：算电协同-新市场新空间6 ◆一个1GW级大数据中心，可能撬动GW级风光+GWh级储能。离网或直供型AIDC项目常用配置是60%风电+40%光伏+4小时储能。在IT负载1000MW、PUE1.25、绿电直连占比80%的假设下，对应需要的配套新能源与储能规模可达：风电4093MW、光伏2729MW、储能功率1364MW、储能容量5458MWh。 ◆算电协同正将中国大储带向高可靠、高功率、长时化的新阶段。2026年《政府工作报告》首次将算电协同纳入新基建工程，国家数据局要求枢纽节点新建算力设施绿电应用占比≥80%。典型项目层面，宁夏中卫、甘肃庆阳、新疆克拉玛依等项目已密集落地，储能成为算电协同的刚性配置。算电协同有望持续撬动大储需求，抬升场景价值量、改善时长结构。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：构网型储能渗透率继续提升7 ◆构网型储能渗透率攀升，政策与项目同步加码。25年国内投运构网型储能项目66个，规模7.3GW/25.2GWh，容量同比增近3倍，渗透率12.8%；26Q1升至近20%，GGII预测全年大储渗透率35%。政策端，国家能源局要求渗透率突破30%，辽宁调峰电站强制构网型，云南共享储能原则要求，两项新国标预计26H2实施。 ◆多个百MWh级构网型项目加速落地。河北康保400MW/1600MWh项目完成储能系统采购公示，宁德时代、阳光电源、远景能源入围；贵州绥阳300MW/600MWh项目6月5日开工，预计12月31日前并网；国家能源集团已投运6座构网型电站，覆盖电网侧独立储能、沙戈荒基地、区域共享储能等场景。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：26年H1招标亮眼，支撑全年高增长8 ◆招标和中标累计100%+增长：26年1-6月国内大储EPC累计招标/中标容量为304.8/263.89GWh，同比+193%/+298%。国内1-6月新增并网储能60.26GWh，同比+17%。 ◆备案量规模激增：CNESA显示，2026年一季度全国新增新型储能备案项目2919个，规模约677GWh，同比增速199%。全国大储备案仍处高景气，2026年没有出现“强配取消后的塌缩”。Q1备案515.82-677GWh，4月仍有186.29GWh，行业真实市场化需求正在接棒政策性需求。 国内：政策多维共振，驱动储能需求高增 国内：内蒙古、新疆、宁夏三地需求持续领跑9 ◆26Q1装机 高增、独立 储能主导。26Q1新增10.5GW/27.1GWh（+60%/+76%），独立储 能占83%（+34pct），西北占55%。 ◆内蒙古、新疆、宁夏三地需求持续领跑。26年5月招标47.76GWh，新疆7.34GWh居首，内蒙古、山西、山 东、安 徽 超3