2026年电新行业：北美缺电逻辑演绎，储能成为核心解法

25年美国储能装机有望超50GWh

美国装机量：25Q3装机维持高位，全年装机上调至52.5GWh

储能装机量：据伍德麦肯兹数据，2025年Q3美国新增储能装机5.3GW/14.5GWh，全年新增储能装机预计 19GW/52.5GWh，功率、容量分别同比+53%/+45%。 分规模看：25Q3公共事业级储能新增装机4.6GW/13.6GWh，同比分别+27%/+40%；工商业储能新增装机 33MW/67MWh，同比-8%/-16%；户用储能新增装机647MW/807MWh，同比+70%/+27%。 分州看：公共事业级储能中，加州、德州新增装机合计占25Q3总装机82%。

美国价格：电储系统成本下降，26年有望迎来价格上涨

待实施项目数量增长：25Q3美国公共事业级储能储备项目共603GW，同比+17%。 从价格上看：2025年Q3美国公共事业级储能系统价格938美元/kW，同比下降11%，环比上涨17%。 根据阿特斯美股CSIQ数据，公司大储主要面向北美市场出货，2025年Q1-Q3公司整体大储系统出货单价为 1.32元人民币/Wh，分季度价格较为稳定。 受FEOC限制影响，2026年7月后美国市场大储大概率搭配海外电芯以拿到ITC补贴/国内电芯+高额关税，我 们预计届时美国大储有补贴项目出货价格有望提升。

美国装机量：25年1-11月大储装机36.23GWh，同比增长40.86%

美国大储装机维持高增长，25年1-11月新增装机容量突破36.23GWh，同增40.86%。2025年1-11月累计装机 12.23GW/36.23GWh，分别同比+38.42%/+40.86%，对应配储时长为2.96h，同比增加0.05h。 美国将4h配储作为主流选项，未来配储时长将进一步增长。4h 及以上储能系统单位能量成本更易摊薄，且在长 时能量缓冲与持续负荷调节场景中优势显著。加州（CAISO）的大规模电池以 4h 为主，MISO 因容量计量对 4h 给予更高认可度，新建项目以 4h 居多；德州（ERCOT）从 1-2h 加速向 2-4h 迁移。

美国储能负荷驱动趋势渐显

美国储能可分为套利驱动/容量合同驱动/负荷驱动三类

以美国各州电价水平为横轴，电价波动情况为纵轴，将美国各州划分为四个象限，同时将各州储能储备量作为气泡 大小。美国储能可以分为清晰的三类：1、以德州为代表的低价高波动型：风光渗透率高、日内价差大，储能以能 量套利和尖峰保供为主；2、以加州为代表的政策+容量市场驱动型：电价高企，有明确储能/清洁能源装机目标， 容量合同收入占很大比例；3、以弗吉尼亚、亚利桑那为代表的数据中心负荷拉动型：电价低且稳，数据中心用电 占比高，对 7×24 可靠性和电价极为敏感，储能既要做容量，也要做本地灵活性/备用电源。

德州：低电价+新能源高渗透率，储能装机量全美第二

2025年德州风光渗透率达到37%，储能装机量全美第二。德州电网由德克萨斯电力可靠性委员会（ERCOT）负责独 立运营。根据ERCOT报告，2025年1-10月德克萨斯州主要的发电能力来源为天然气（33%）、风能（23%）、太阳 能 （ 14% ） 、 煤 炭 （ 13% ） 、 核 能 （ 8% ） ， 风光渗透率达到 37% 。 截 至 2025Q3 ， 德州已投运储能 10.98GW/16.90GWh，储能装机量全美第二；德州储能项目储备量达30.49GW，储备量全美第一。

德州电价呈现低价高波动特性。德州系全美能源生产领导者，拥有全美40%原油产量和25%天然气储量，同时风电 装机全美第一，24年底装机达到42.3GW，光伏装机全美第二，24年底装机达到25.4GW。丰富的能源供给叠加新能 源高渗透率促使德州电价呈现低价高波动特性，25Q3德州平均零售电价为10.71美分/kWh，低于全美平均水平。

加州：极高电价+光伏高渗透率，储能装机量全美第一

2025年前三季度加州风光渗透率达到46%，储能装机量全美第一。加州电网由加州独立系统运营商（CAISO）负责 运营。根据EIA数据，2025年前三季度加州主要的发电能力来源为太阳能（39%）、天然气（29%）、核能（7%）、 风能（7%）、煤炭（0.1%），风光渗透率达到46%。截至2025Q3，加州已投运储能14.19GW/47.96GWh，储能装机 量全美第一，平均配储时长为3.4h；加州储能项目储备量达8.39GW，储备量全美第二。

加州电价位居全美前列。加州作为全球第四大经济体，同时也是美国人口最多的州（约占1/9），受节能要求影响， 加州人均能源使用全美第三低，同时加州系全美第二大电力进口州。在相对有限的售电量上，要回收包括林火风 险与防灾、输配电网更新、光伏补贴等大量固定成本和政策成本，导致加州电价几乎是全美平均电价的两倍。

弗吉尼亚：电价低且稳，全球数据中心之都

弗吉尼亚州以天然气和核能为主要能源供给。弗吉尼亚州电网由全美最大电网运营商PJM负责运营。根据EIA数据， 2025年前三季度弗吉尼亚州主要的发电能力来源为天然气（57%）、核能（27%）、太阳能（10%）。2023年弗吉 尼亚州公共事业从其他州净接受电力50.1TWh，占本州电力供应36%，是全美最大电力进口州。截至2025Q3，弗吉 尼亚州已投运储能70.5MW/152.6MWh，平均配储时长为2.2h，储能项目储备量达750MW，未来储能增长潜力充沛。

弗吉尼亚州电价低且稳，吸引高耗能数据中心集聚。弗吉尼亚州的平均电价低于全国平均水平，同时系截至26年1 月全球最大数据中心集中地。伴随数据中心用电激增，负荷集中度过高明显推高区域电网电价，未来电价上涨压 力较大。

美国缺电系电源和输电建设的时间错配

供给端：传统高耗能发电逐渐减少，新增装机以新能源为主

美国传统煤炭机组发电占比逐渐减少，新增装机以可再生能源为主。美国2023年发电量约4178TWh，其中约60% 来自化石燃料、19%核电、21%可再生能源。EIA预计美国2025年将新增63GW公用事业规模发电容量，其中太阳 能和电池储能合计占预期总容量新增的81%。

煤电和天然气机组退役加剧负荷压力，美国整体电力系统充裕度呈下降趋势。据EIA统计仅2025年，美国计划退 役12.3GW发电容量，其中66%是煤电，21%是天然气。2025年7月美国能源部发布的电力资源充裕性报告显示，预 计2030年前计划退役的可调度容量合计104GW，包括71GW煤电和25GW天然气以及少数核电。而同期基荷电源已 规划投运容量仅22GW，美国基荷电源存在较大缺口。美国整体电力系统充裕度呈下降趋势，与数据中心相关的 重点区域包括PJM、ERCOT等变化更为显著：每年无法满足负荷需求的小时数将从2024年的8.1h激增到2030年817h。

需求端：美国数据中心数量全球领先，增速持续维持高位

美国数据中心数量显著领先，在全球数据中心基础设施中占据主导地位。截至2025年11月，美国已布局5427个数 据中心，占全球数据中心总量的45%，其中超大规模数据中心达642个，占全球超大规模数据中心的 54%左右。

基于AI算力需求的快速增长，麦肯锡预测2030年前全球数据中心容量需求将增长至当前的三倍以上，其中美国数 据中心需求年复合增长率将达20%-25%。

AI算力需求推动美国数据中心的电力及功率需求显著上升。美国LBNL的报告显示，数据中心在2023年消耗了约 4.4%的美国总电力，预计到2028年将消耗约6.7%-12%的电力。数据中心总用电量从2014年的58TWh上升至2023年 的176TWh，预计到2028年将增加325TWh-580TWh。随着数据中心布局，高密度机架逐渐普及，托管数据中心的 机架功率增幅显著。根据Uptime institution报告，相比于2023年，2024年7-9kW机架的数量显著增加，最高机架密 度少数已达到100kW以上。我们认为随着大量密集型GPU出货与部署，电力需求上升趋势有望在未来延续。

数据中心负荷高度集中在少数州与局部电网，对电价产生剧烈影响。EPRI研究表明，美国仅15个州就贡献了约 80%的数据中心供电，其中以弗吉尼亚、德州、加州、伊利诺伊和俄勒冈最为突出。据eia和bloomberg统计，2020 年-2025年，美国大部分州批发电价上涨50%+，弗吉尼亚州、纽约州等数据中心大规模部署地批发电价上涨超 100%。目前已有8个州数据中心用电份额占比超10%，其中弗吉尼亚州数据中心用电占比为39%，对局部电网造 成巨大压力，推动能源成本上升，这些成本正在通过零售电价传导给居民和企业。弗吉尼亚等州的长周期电价预 测显示，为满足数据中心和VCEA等政策要求，居民月均电费到2030年可能较当前上涨25%。

报告节选：

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