2025年电力设备新能源行业2026年投资策略：聚焦高成长，突围“反内卷”

一、储能

国内储能电量电价差

启动电力现货市场的省份越来越多。调峰收益最理想的方式是通过在电力现货市场中低充高放来实现；此前广东、山西、山东、 甘肃、内蒙古等个别省份有电力现货市场运行。最近一年以来，湖北、浙江、安徽、陕西、福建、辽宁等省份均已开始启动电力 现货市场的连续结算，预计随着电力市场化的持续推进，越来越多的省份会开启电力现货市场。 新能源发电占比越高谷电价越低，峰电价取决于经济情况和负荷特性。从月均加权平均峰谷价差来看，东部地区峰谷价差在0.1- 0.2元/kWh；中西部地区峰谷价差在0.2-0.4元/kWh，季节性差异较为明显；山东、山西峰谷价差较大。

国内储能容量电价补偿

预计各省份对储能的容量补偿政策逐步出台，这将成为储能电站收入中的重要组成部分。在强配取消后，储能电站收取的来自 风光场站的租赁费收益也随之取消，在此情况下，继续通过容量补偿来体现储能电站对电力系统的支撑作用。此前视本省的消纳 情况等因素，部分省份出台过对储能的容量补偿政策。今年下半年，甘肃、宁夏先后发文，将储能与煤电机组并列，享有对应的 容量电价。今年9月份，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》发布，明确要推动完善新型储能等的容量电价机 制，随着风光消纳压力的持续显现，预计其他省份也会陆续出台相关政策，给予储能电站相应的补偿政策。

国内储能招标

预计2026年国内储能装机持续景气。在有储能电站盈利持续改善预期的情况下，各方资金加速入场建设储能。根据储能与电力 市场统计，2025年1-9月，国内储能采招（包含储能系统和EPC）合计313GWh，同比+185%。一方面，电力央企的集采持续进行， 另一方面，在储能电站IRR较好的预期下，社会资本对储能电站的投资力度加大。

权责下放，以地方资本为主。以河北省为例，在2025年10月河北省发布的独立储能试点项目清单中，共有97个项目，共涉及78 个业主，集中度非常低，其中绝大多数业主均只入选1个项目。各方资本加速入场，抢并网时间节点、抢优质并网位置，使得国内 储能建设持续加速。

二、AIDC

美国缺电的核心逻辑

用电侧AI数据中心用电量超预期。根据DOE预测，2025~2030年，美国尖峰负荷平均增速在2.3%（若无AIDC刺激，增速预计在 1.1%）。若AIDC建设进一步超预期，尖峰负荷增速也会进一步超预期。根据EIA预测，2025/2026年美国整体用电量增速在2%左 右。由于AI数据中心的加速投运，ERCOT和PJM区域用电量大幅增长，预计ERCOT25/26年平均用电量增速在11%，PJM在4%。

2025年美国储能因关税和“美丽大法案”而抢装。一方面，中美关税风险持续存在，美国业主在关税相对正常的情况下，加速 了提货流程；另一方面，2026年开始，根据美丽大法案，储能电站中来自中国的设备超出一定比例的情况，不再享有补贴，也存 在着较大的风险，因此在2025年也出现了抢开工的情况。

发电侧稳定电源高度依赖储能投运。回顾过去十年美国新增电源装机情况，各类传统电源中，几乎只有气电还在新增装机，且 趋势下降，2024年新增气电装机仅有3GW。根据EIA数据，目前美国发电机组装机规划中，各类传统电源中，同样几乎只有气电 还在新增装机：2025-2028年预计新增3/7/8/14GW；储能是未来三年满足增量电力需求的重要支撑。 美国缺电的核心逻辑在于：AI数据中心投资预期与电源/电网建设预期的矛盾导致区域电网公司对数据中心并网有稳定性/灵活性 相关的要求，如要求数据中心自己配储。

AIDC供配电架构向固态变压器演进

为了满足服务器功率持续提升的需求，AIDC配电架构向HVDC和固态变压器演进。2025年10月英伟达发布的《800 VDC Architecture for Next-Generation Al Infrastructure》白皮书，明确了数据中心配电架构发展路线。英伟达认为800VDC是下一代 配电的最佳架构，同时强调了固态变压器（SST）技术路线的重要性，英伟达表示正在探索中压整流器应用（将中压交流电转换 为800VDC），并致力于将SST技术作为面向未来的设施配电解决方案。

固态变压器（SST）方案效率更高，是数据中心直流配电系统的未来发展趋势。SST采用第三代功率半导体取代传统变压器进行 调压和整流，系统链路短、效率高、体积小、重量轻、控制方便。根据为光能源，SST方案相较于传统UPS方案端到负荷效率提 升3%以上；以100MW数据中心为例，若负载率为90%，效率每提升1%，每年可节省788.40万度，按0.8元/kWh电价计算，每年 可节省约630万元电费。 高频变压器是SST的核心组件，亦是核心技术难点，其关键技术瓶颈包括容量小、损耗密度高、大容量电池设计难等，系统复杂 且成本较高。

三、锂电&固态电池

全球锂电供需平衡情况

根据供需平衡测算，锂电各环节的过剩幅度均在26年减轻，6F及电解液、电池环节有望供需反转。其中，电解液6F、隔膜供需情 况改善明显，电解液6F、储能电池供需关系有望扭转。行业产能出清持续进行，供给扩张速度不及需求增长，材料环节亟需涨价 等途径修复盈利，支撑其进行资本开支以满足下游稳步增长的需求。

四、氢氨醇

国际海事组织的净零框架催生绿色燃料增量需求

2023年，国际海事组织（IMO）成员国就航运业脱碳的新路径达成一致，新的净零框架为：与2008年的航运业温室气体排放相 比，2030年前减排20%~30%，到2040年减排70%~80%，到2050年实现净零排放。 航运业为实现2030年的阶段性减排目标，近零排放燃料（NZF）的使用量占比需达到航运量燃料总用量的5%~10%，即 0.6~1.2EJ的NZF（对应1580~3160万吨的重油当量）。

供需阶段性错配推升绿色甲醇燃料价格

根据DNV统计，截至2025年9月运营中的甲醇燃料船为77艘（2023/24年分别为29/46艘，连续两年增速超50%），新增订单达 到359艘（大部分为集装箱船）。 根据Vessels Value统计目前已运营的甲醇集装箱船需要甲醇燃料约93.49万吨/年，而根据DNV统计目前用于航运业的绿色甲醇 供应规模仅为约10万吨/年，阶段性的供需错配和成本的高企推升绿色甲醇燃料价格。 上海港绿色甲醇的加注单价约为7300元/吨，英国及荷兰主要港口的绿色甲醇到岸价超过1100美元/吨，远超各类其他燃料。

长周期看，绿色甲醇供给在乐观情况有望实现紧平衡

供给端：根据GENA Solutions的统计结果，预计2030年绿色甲醇（包含生物质和电制）总产能有望达到4390万吨，若综合考虑 项目实际投产可行性，预计2030年可实际投产运营的绿色甲醇项目规模为1400万吨。 需求端：2030年的NZF需求为0.6~1.2EJ，若5%~10%使用绿色甲醇，则2030年的绿色甲醇需求将达到1523~6091万吨。总体而言 ， 到2030年全球绿色甲醇产能可基本满足航运业使用需求，若航运业绿色甲醇使用进度超预期、或绿色甲醇项目投产 进度不及预期，则绿色甲醇供需紧缺态势有望持续。

五、风电

欧洲海风景气度高，预期已不低

2026年起欧洲海风有望步入增长“快车道” 。根据WindEurope，2024年欧洲海 风新增装机2.6GW，同比下降明显，主要系此前疫情导致供应链紧张、施工船资源 不足、原材料成本飙升、融资成本上升、项目储备不足等。Wind Europe预计自 2026年起欧洲海风装机将迎来快速增长，年均新增装机有望从2021-2025年的 3.04GW增长至2026-2030年的8.00GW。

风电招标维持增长保障26年装机高景气

从中标来看，根据风芒能源统计，2025年前三季度国内风电机组中标容量达到127.3GW，同比增长16.47%，这为26年风电装机 奠定高景气基础。基于此，我们认为26年风电需求仍将保持旺盛，新增装机有望达到120GW。

2025年，国内海风建设迎来加速迹象，25H1新增装机同比增长200%至2.49GW；此外，根据每日风电统计，2025年前三季度国 内海风整机中标约6.38GW，有望支撑后续海风装机。根据《风能北京宣言2.0》所设立的目标， “十五五”期间国内海风年均新 增装机容量将不低于15GW。

出海、“反内卷”在26年持续推动整机盈利修复

随着风机大型化放缓以及“反内卷”节奏加快，风机价格在24年底企稳回升。随着风电机组主力容量逐渐定型，风机大型化速度 有所放缓，风机价格摊薄得到缓解。除此之外，更重要的是风电“反内卷”节奏在加快、出海项目增多，盈利修复进一步兑现。

报告节选：

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）