深度报告-2025-12-15-华泰证券-2026年度策略_电力的超级周期_82页_5mb

> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** # 2026年度策略-电力的超级周期 # 华泰研究 2025年12月14日|中国内地 年度策略 电新投资模式再升级：从供给研究转向需求研究。海外电力电网投资此前主要由老旧改造和能源转型驱动，随着AI基建增加，AI电力需求是目前增长的最大变量，也是持续超预期的引擎。回顾过去两年，电新行情转弱，供给侧研究越来越细，却越来越难实现差异化回报。我们认为虽然短期能源结构会出现新能源系统瓶颈呈现周期属性，但是最终新能源制造业属性和对资源低依赖，必然使得未来系统实现平价，产业将会再次出现非线性增长。系统成本起伏、结构性紧缺将会是关键抓手，需求侧研究可以帮助投资者抓住板块行情变化拐点。 AI带来全球电力超级周期，电力基建紧缺是未来主线。在训练扩容和Agent带来推理需求倍增下，Token增速持续验证AI高增长。我们基于CoWos产能准备和分地区AI资本开支计划，推算AI带来电力装机规模有望增长到2030年110GW/年附近（25年~30GW/年）。中美，26/27年或将新增AI数据中心4.1/4.9GW和26/31GW。全球需同步增加电源和电网投资以应对新负荷冲击，增加电网灵活性资源（气电，储能等）。同时强化电网互联的设备投资（相比电量，对于电力的冲击更加显著）。 站在能源转型的十字路口，寻找结构紧缺带来的投资机遇。降碳目标下我们认为中长期能源电气化趋势明确，26-30年全社会用电增速CAGR有望维持在 $-6.5\%$ 。新能源是兼顾解决中国能源资源、安全与清洁的核心解法，因此如何帮助新能源系统消纳瓶颈，降低系统成本将会是十五五的核心增量变化。而同时海外解决能源问题的多元化选择，将为中国传统电力制造业的优势带来出海的新机遇，以及市场的重估机会。 # 两条投资主线和推荐 供需边际改善的环节迎来利润修复：我们预计26年电池需求将达2888GWh，同比 $+33\%$ ，电芯满排产反映储能供需偏紧，推荐宁德时代、阳光电源；而电池上游环节中6F/铁锂/铜箔仍偏紧缺、有望继续演绎涨价逻辑，看好天赐材料；我们预计光伏在2H26有望拨云见日，需求边际改善而供给出清，推荐福斯特，阿特斯，风电在十五五新能源装机比例提升，26年招标、交付量价齐升，看好新强联、金风科技H；我们维持天然铀价格仍有一倍以上空间的判断，若补库周期提前到来或使价格加速上行，关注铀矿标的。我们预计动力煤26年基准情形供需改善，价格回稳750元/吨（25年690元/吨），看好红利逻辑的中国神华H。 电气设备出海持续发力同步提升盈利和估值：海外头部供应商扩产谨慎且材料和熟练工短缺，数据中心需求推动国内企业迎来突破北美市场历史机遇，中国电力产业链正迎来“全球产能输出”的黄金时期。我们预计26-27年变压器出口金额仍将保持高增，关注电网标的。我们看好中国燃气轮机设备有望迎来出海从0到1机会，可类比数年前的电网设备出海，非欧美市场或有望率先开花结果，带动国内三大电气成长性预期改善、打开估值天花板。看好东方电气、哈尔滨电气、西门子能源。 风险提示：全球AI需求增长不及预期，中国电力需求增长不及预期。 电力设备与新能源 增持 (维持) 煤炭 增持 (维持) 刘俊 研究员 SAC No. S0570523110003 karlliu@htsc.com SFC No. AVM464 +(852) 3658 6000 边文姣 研究员 SAC No. S0570518110004 bianwenjiao@htsc.com SFC No. BSJ399 + (86) 755 8277 6411 陈爽* 研究员 SAC No. S0570524040001 chenshuang@htsc.com $+$ (86) 21 2897 2228 苗雨菲 研究员 SAC No. S0570523120005 miaoyufei@htsc.com SFC No. BTM578 + (86) 21 2897 2228 王嵩 研究员 SAC No. S0570525110001 alanwang@htsc.com SFC No. BLE051 +（852）36586000 威腾元 研究员 SAC No. S0570524080002 gitengyuan@htsc.com SFC No. BVU938 +(86) 21 2897 2228 杨景文* 研究员 SAC No. S0570525080002 yangjingwen022663@htsc.com $+$ (86) 21 2897 2228 邵梓洋* 联系人 SAC No. S0570124030024 shaoziyang@htsc.com $+$ (86) 21 2897 2228 宫宇博* 联系人 SAC No. S0570124070070 gongyubo@htsc.com $+$ (86) 21 2897 2228 李科毅* 联系人 SAC No. S0570125030018 likeyi@htsc.com $+$ (86) 10 6321 1166 徐嘉欣* 联系人 SAC No. S0570125070136 xujiaxin@htsc.com $+$ (86) 21 2897 2228 重点推荐 股票名称 股票代码 目标价 (当地币种) 投资评级 天赐材料 002709 CH 67.75 买入 宁德时代 300750 CH 566.18 买入 福斯特 603806 CH 19.97 买入 金风科技 2208 HK 18.40 买入 哈尔滨电气 1133 HK 21.00 买入 中国神华 1088 HK 48.60 买入 阿特斯 688472 CH 19.44 买入 阳光电源 300274 CH 198.63 买入 东方电气 1072 HK 27.34 买入 新强联 300850 CH 55.40 增持 西门子能源 ENR GR 134.40 增持 资料来源：华泰研究预测 # 正文目录 # 投资概要 8 # 电新投资范式的转变 11 过去几年电新投资模式发生转变 11 今年电新的行情为什么超预期：更需要引入需求研究 13 # 产业主线1：AI是推动全球电力电网基建的核心变量 14 Token 增速持续验证 AI 算力需求高增长 14 AI基建持续，有望继续推动电力需求增长 15 中国设备出海支撑全球电力电网基建投资 16 # 产业主线2：中国制造“能源强国”过程中的结构性机会 18 电气化率加速提升，电力需求有望保持较快增长 18 新能源仍将是解决未来增量能源需求的主力 18 在高比例新能源下实现可靠供电，预计“十五五”电网投资同比 $+47\%$ 19 # 锂电储能 21 储能需求未来两年将会实现高速增长 21 国内：独立储能25-26年阶段性高增，长期新能源+储能系统平价仍是最终解法. 21 海外：AI拉动电力需求上行，政策招标落地带动储能多地开花 24 非乘用车锂电需求2026年可能超预期增长 26 商用车：政策与经济驱动多场景电动化率提升，电池大容量下26年出货有望超300GWh. 26 工程机械与船舶：性能优势与经济性驱动工程电动化，全球政策加持电动船舶发展可期 29 新能源渗透率+带电量提升托底国内需求，欧洲及新兴市场有望延续高增长 31 供需收紧，锂电材料涨价为26年主线 32 # 电气设备 37 电网设备 37 美国，AI电力蓬勃发展叠加老旧电网改造需求的共振 38 欧洲，电网建设不足带来负荷瓶颈 39 新兴市场：工业化进程催生电力基建“补课”需求 41 海外高利润市场短缺难缓解，出口仍在提速 42 高压变压器有望受益于结构性加速增长 43 电源设备 44 # 新能源： 49 2026年需求展望：电力市场化压力测试，2035NDC目标指引长期方向 49 风电：聚焦整机盈利回升+零部件两海发展两条主线 53 整机环节：在手订单高增，2026年有望迎来量利齐升 53 零部件环节：主轴轴承、铸造主轴、叶片仍具备结构性涨价可能 54 海外：供需缺口有望拉大，风机和零部件出海大有可为 56 光伏：2H26行业或迎接“破晓时刻”，新技术才能真正“反内卷” 57 行业开工率保持低位，供需过剩仍较明显 57 大周期反转还看组件价格，最快1H26行业或迎来“破晓时刻” 58 新技术方能实现真正的反内卷，叠层组件是最终出路 61 部分光伏企业有望率先穿越周期 61 # 能源大宗 63 2025价格先抑后扬供给是关键，2026年铀价看补库、煤价企稳750元/吨. 63 天然铀：补库有望推动铀价继续上行 66 头部玩家主动控产，短期一次供给预期或将缩量 66 美国AI电力预期下，核电运营商长贸补库需求已展现 67 全球核电积极审批/开工验证，将是铀价和股价的助推剂 68 煤炭：国内动力煤价企稳750元/吨上下 71 国内供给侧政策底线清晰，煤价企稳后超产博弈趋于理性 71 进口煤关注印尼控供给，以及美国AI电力需求对国际煤价的潜在支撑. 72 国内动力煤供需平衡表：电力需求是关键 74 国内炼焦煤供需平衡表：顺周期机遇犹存 75 风险提示. 79 # 图表目录 图表1：主要经济体的能源电力战略. 9 图表 2：风光与火电 LCOE 变化,以及电源和电网投资强度同比增速变化. 10 图表3：国内电网电力设备及煤炭股价复盘 12 图表4：海外电网电力设备及天然铀股价复盘 13 图表5：GoogleToken调用快速增长 14 图表6：全球数据中心装机规模预测 15 图表7：英伟达、AMD及各大CSP芯片出货量及对应功率 15 图表8：美国数据中心按年增量预测 15 图表9：2025-2027年上市云厂资本开支（华泰互联网组预测） 16 图表10：中国智算和普算数据中心装机需求预测 16 图表 11: 电力产品中国需求与供给占全球比例 ..... 17 图表 12：中国电力产品出口额及同比增速 图表 13：2000-24 年中国电气化水平逐渐超过欧美发达国家. 18 图表 14：2019-2028E 我国全社会用电量 ..... 18 图表 15：不同情景下新增新能源装机对新增用电需求的供给能力测算. 19 图表 16: 不同情景下新增用电需求对等效能源需求的年增量测算 图表 17: 十五五风光装机规模预测 ..... 19 图表 18：我国电网投资情况及预测 ..... 20 图表 19: 全球储能新增装机量需求预测汇总 ..... 21 图表20：国内储能中标量与装机数据（向前平移一年）拟合 22 图表21：国内储能中标量结构 22 图表22：不考虑额外电化学储能，电力系统调峰缺口累计 22 图表23：容量电价上涨空间带动储能装机空间测算 23 图表24：国内新能源+储能系统三步走实现系统平价 23 图表25：美国电力需求有望走出十年电力增长停滞期 24 图表26：数据中心各类电源建设时间对比 24 图表 27：美国输电投资项目审批流程涉及联邦与州层面,流程冗长 .25 图表28：美国降息周期有望带动储能项目预期回报提升. 26 图表29：英国、意大利、波兰电力容量市场大储招标规模追踪 26 图表30：澳大利亚储能Pipeline. 26 图表31：中东储能Pipeline. 26 图表32：新能源货车/公交车补贴政策 27 图表33：部分省份针对新能源商用车给予高速通行费折扣和优先路权政策支持 27 图表34：柴油车、汽油车、电动车不同车型单公里燃料费对比 28 图表35：柴油车、汽油车、电动车不同车型单公里维护费对比 28 图表36：国内商用客车、货车+专用车销量与电动化渗透率 28 图表37：商用车客车、货车+专用车电池平均带电量与出货量 28 图表38：中国工程机械各品类销量 29 图表39：装载机电动化率显著提升 29 图表40：电动装载机与柴油装载机性能成本对比 29 图表41：电动叉车销量与电动渗透率 30 图表42：内燃叉车与锂电叉车经济性对比 30 图表 43：全球工程机械动力电池需求. 31 图表 44：全球船舶动力电池需求. 31 图表45：国内新能源汽车单车带电量持续提升 31 图表 46：全球动力电池需求量预测 31 图表47：全球电池出货量及预测表 32 图表48：锂电材料供需平衡汇总 33 图表49：6F扣除碳酸锂后价格 33 图表50：6F行业市占率 33 图表51：磷酸铁锂月度价格 34 图表52：磷酸铁锂行业市占率 34 图表53：铜箔月度加工费 34 图表54：铜箔行业市占率 34 图表55：湿法隔膜月度价格 35 图表56：湿法隔膜行业市占率 35 图表57：锂电材料回本周期测算 35 图表58：锂电各环节ROIC 35 图表59：锂电产业链各环节公司CAPEX 36 图表60：锂电产业链平均CAPEX 36 图表61：全球电网投资情况及预测 37 图表62：美国制造业建造支出 38 图表63：2024不同区域电网服役时间 38 图表64：美洲电力公司电网资本支出规划保持高速增长 38 图表65：欧盟地区ENTSO输电系统可控裕度迫近1.1红线 39 图表66：2024年11月-2025年6月英国电网接入需求激增 图表 67：欧洲各国潜在数据中心规模占峰值负荷比,以及 2023 年可控裕度一览. 39 图表68：欧洲跨境输电容量缺口较大 40 图表69：欧洲电力公司电网资本支出规划持续滚动上调 41 图表70：欧洲电力公司电网资本支出规划保持高速增长. 41 图表71：中国变压器出口额及同比 42 图表72：中国变压器分区域出口额与增速（25M1-9） 42 图表73：2019-2025年美国不同类型得变压器需求变化 42 图表74：美国电力变压器与升压变压器排队周期 42 图表75：海外电力变压器供需情况预测 43 图表76：海外电力变压器Tier1市场供需情况预测 43 图表77：国内电力设备出口23年以来呈现加速态势，其中变压器增速最快. 44 图表78：中国大容量变压器出口金额增速显著快于小容量变压器 44 图表79：国内电力变压器供需情况预测 44 图表80：国内变压器出口金额占比 44 图表81：全球各地区气电发电占比 45 图表82：全球燃气轮机市场分布趋势（2014年至今，按功率统计） 45 图表 83：海外三大主机厂商在全球燃气轮机的市场格局(1Q23 季度至今,按功率统计) 图表84：全球燃气轮机供需测算 46 图表85：GEV分类型燃机订单（重燃、轻燃） 46 图表86：ENR分类型燃机订单（重燃、轻燃） 46 图表87：国内燃气轮机技术进展梳理 47 图表88：三代、四代核电反应堆的核心环节差异及增量供应商梳理 48 图表89：全国各省电力市场化进程追踪 49 图表90：风光出力与负荷曲线对比 50 图表91：各省风电光伏机制电价竞价结果相比燃煤标杆电价下浮比例. 50 图表92：136号文后典型省份光伏项目回报率 50 图表93：风电：136号文后典型省份光伏项目回报率. 50 图表 94：2025 年风光装机月度表现和同比情况 ..... 51 图表95：风电：2025年至今国内招标量、价情况 52 图表96：风电：重点海风项目进度追踪（截至2025年12月12日） 52 图表97：光伏：2025年至今国内中标量、价情况 52 图表98：光伏：2024A-2026E国内需求结构拆分预测 52 图表99：不同政策目标约束下的十五五年均风光装机量预测 52 图表100：整机：国内整机厂海外订单放量 53 图表 101: 整机：截至 9M25 各整机厂在手订单同比高增. .53 图表 102: 2020-2025 年国内风机大型化趋势. 54 图表 103: 2022-2025 年国内风机各容量装机占比 ..... 54 图表 104：整机：各整机厂 2024-26E 风机出货结构占比 ..... 54 图表105：整机：2025年以来风机制造毛利率逐步回升 图表 106：各风电零部件环节企业毛利率过去一年显著修复. 55 图表 107：2025-2026 年风机零部件产能利用率测算. 55 图表108：欧洲风电装机规划 56 图表109：亚太风电装机规划 56 图表110：海外海风新增装机 56 图表111：海外陆风新增装机. 56 图表 112：欧洲海缆龙头在手订单/营业收入. .57 图表 113：欧洲管桩龙头 SIF 在手订单/产量 ..... 57 图表 114: 2023-2025 年光伏主链开工率 ..... 58 图表 115: 2025 年光伏主链产能及供需错配情况 ..... 58 图表 116: 光伏主产各环节季度毛利率趋势. 59 图表 117：光伏主材各环节现金储备变化趋势(考虑短债后) ..... 59 图表 118：光伏主材各环节现金储备变化趋势(考虑短债和营运资本后) ..... 59 图表 119: 光伏主产各环节价格走势 图表 120: 光伏组件价格修复路径展望 图表 121: 光伏主产各环节企业潜在市值修复空间 图表 122: 光伏电池和组件价格持续下降 图表 123: 储能系统与 EPC 价格 ..... 62 图表 124：2024 年光伏产业链相关公司营运资本收入比率一览表 图表 125: 2024 年光伏产业链相关公司净负债比率一览表 图表 126: 天然铀价格走势及主要驱动因素 图表 127: 动力煤价格走势及主要驱动因素 图表 128: 2024 年-25 年 10 月发电量增速 .65 图表 129: 月度化工用煤用量. 65 图表 130: 山西和新疆 25H1 产量同比增速明显 图表 131: 查超产以来 (25 年 7-10 月),除陕西外各主产地增速转负 .65 图表132：中国煤炭月度进口量 66 图表133：中国月度分国别煤炭进口量 66 图表 134：卡梅科历史产量、生产指引以及调产幅度(换算为 U3O8) 图表 135: 哈原工历史产量、生产指引以及调产幅度 (换算为 U3O8) 图表 136: 美国核电业主天然铀采购量一览 图表 137：2020-2024 年美国商业库存及可供核电装机发电时长 .68 图表 138: 日本第 7 次中长期能源基本规划 图表 139: 截至 2025 年初日本核反应堆状态一览 图表 140: 截至 2025 年 9 月日本核反应堆装机状态拆分 图表 141: 福岛事件后日本核反应堆重启进度 图表 142: 全球核能政策反转, 支持持续走强. 69 图表 143: 截至 2024 年末全球核电在运装机国别拆分 ..... 70 图表 144: 2025-2030E 全球核电新增+重启装机国别拆分 图表 145: 2018A-2035E 天然铀一次供需平衡表：2027 年后供需缺口或放大. 71 图表146：各类规模动力煤矿山产能利用率 71 图表 147: 2026 年原煤产量基准假设 图表 148: 2020 年以来印尼对于动力煤生产和出口的管控政策变化 .72 图表 149: 1996-2025 年前三季度印尼煤炭产量. 73 图表 150: 美国分发电类型年初至 10 月累计同比增速. 73 图表 151: 美国本土重燃和煤电燃料成本对比 图表152：国内动力煤供需推算 74 图表 153：中国新质生产力用电量同比增长走势. 75 图表 154：出口及工业用电量同比增速趋势 ..... 75 图表 155: 预计 2025 年新房+二手房成交量同比降幅从去年的 7.5%明显收窄至 2%左右. .75 图表 156: 历次五年规划基建投资增长往往先低后高 ..... 75 图表157：国内炼焦煤供需推算 76 图表 158: 重点公司推荐一览表 图表 159: 重点推荐公司最新观点 # 投资概要 # 我们和市场有什么不同 基于海外AI发展和国内电气化率提升，更看好电力需求的增长幅度和持续时间，电力发展将迎来超级周期，我们认为持续性和幅度都会更超预期 我们认为虽然短期能源结构会因新能源系统瓶颈呈现周期属性，但是最终新能源制造业属性和对资源低依赖，必然使得未来系统实现平价，产业将会再次出现非线性增长。 我们认为全球电力基建紧张的大背景下，传统电气设备（电网电源）的重估市场仍然认识不足，且存在较多估值洼地，明年主网设备的紧缺和传统电源设备出海将带来差异化投资机会。 # 电新投资模式再升级，从供给研究，到需求研究 回顾过去两年，电新行情转弱，供给侧研究越来越细，却越来越难实现差异化回报。反倒是跳开子板块，从需求研究去看，跟踪能源结构发生的变化，把握需求增速，可以看到子板块股价见顶和需求增速见顶时间基本一致。因此我们认为系统成本起伏、结构性紧缺是关键抓手，需求侧研究可以帮助投资者抓住板块行情变化拐点。展望未来，我们认为风光储车的需求仍然会有变化，一方面是量的增长持续，另一方面是在能源结构争议持续过程中，是否从多元化再次回到新能源增长，从周期投资回到成长逻辑。 # 两条产业主线将继续推动电力超级周期 AI是驱动电力内生需求增长的核心因素，改变了欧美过去电力弱需求的现状。海外发达区域电力需求此前增长缓慢，以2001-2020年的用电量复合增速来看，欧、美仅为 $0.4\%$ 、 $0.4\%$ 。数据中心电力高增、再工业化、以及终端电气化提升等带动下，我们推算美国2025/26/27年或将新增AI数据中心装机15/26/31GW，带动电力需求增速中枢到 $3\%$ 左右。数据中心高度集中的弗吉尼亚州、德克萨斯州、加利福尼亚州等，承担美国主要的新增算力需求，叠加夏季高温推升最高负荷，使得电力系统顶峰功率缺口进一步扩大，可控裕度持续下探。 新能源面临系统消纳的技术瓶颈，产业面临挑战，但也酝酿下一轮机遇。随着新能源在电力系统中的渗透率提升，其间歇性、波动性与季节性等特征使系统需解决瞬时安全、短时平衡与长时充裕问题；而我国西部新能源资源集中，发电电源与用电负荷的区域错配问题日益突出；各省的电价差距仍然较大，系统配置效率有待提升。在此背景下，我们预计“十五五”期间电网投资有望达到4.1万亿元，相比于“十四五”期间电网投资2.8万亿元提升 $47\%$ 。新能源+储能一体化平价进程推进，容量电价机制通过“保底收益 $+$ 市场调节”双轨设计，既破解了新型电力系统灵活性调节的“盈利困局”，又构建了传统能源与新能源协同的“容量保障网”，解决系统的长时宽裕问题。短期我们预计2025-26年国内独立储能刚需有望阶段性高增；而中长期随新能源+储能实现系统平价（即2025-26/27/30年实现风光储用电侧、光储用电侧、光储发电侧平价），新能源配储一体化模式有望加速铺开。 图表1：主要经济体的能源电力战略 资料来源：EMBER，Wind,华泰研究 风光储、电动车摆脱补贴之后，平价驱动需求，大趋势不可逆。经过数十年发展的新能源技术，无论是能源领域的风光储，还是出行领域的电动车，均已走向成熟，成本更具竞争力，2020年开始我国光伏和风电相继实现较火电机组的度电成本平价，在能源转型和经济性双驱动下，装机随之迎来增长，2020年新增光伏/风电装机同比增速为 $80\% /180\%$ 。2021年新能源车市场占有率提升至 $13.4\%$ ，销量较2020年增长1.6倍，出口量增长3倍。且其对资源品相对低的依赖程度，使得无论国际社会是否认可双碳，新能源发展带来的能源结构变化已势不可挡。 转型阶段性瓶颈，能源供给进入多元化探索，电网/煤/气/储预期改变。随着十四五装机目标的压力松绑，新能源保障消纳政策开始松动，部分西部省区的弃风、弃光比例抬头，项目回报率失去锚点、考虑系统成本后光伏项目不再平价。此后迎峰度夏出现电网稳定性问题，基荷电源和电网设备资本支出重回视野，2022年火电/核电/电网投资完成额同比 $+35.2\% / + 25.8\% / + 1.2\%$ ，23年进一步达到 $+13.2\% / + 40.2\% / + 5.2\%$ 。 系统平价带来下一次的成长机会，需要抓住从周期到成长的估值切换。中长期来看，新能源+储能系统平价的商业模式创新亦将重塑行业逻辑，通过优化风光储配比并提升储能循环次数，可以在保障出力稳定性的同时，实现与负荷的最低成本耦合。电力需求增长带动光储需求，叠加平价逻辑持续演绎，国内三步走推进平价，预计26/27/30年逐步实现风光储用电侧、光储用电侧、光储发电侧平价，我们预测风光储装机有望摆脱周期起伏，进入经济性驱动的内生增长周期，实现从周期到成长的估值切换。 图表2：风光与火电 LCOE 变化，以及电源和电网投资强度同比增速变化 资料来源：IRENA，LAZARD，Wind，水规院，中电联，华泰研究 因此我们认为2026年2条投资主线也将围绕这一超级周期。其中投资主线一是供需边际改善环节的利润修复逻辑，在供给侧和需求侧周期错配、需求由于外生因素出现超预期增长的背景下，下游能够消化价格涨幅的环节有望迎来量价齐升；而投资主线二是中国企业的出海，中国已构建全球最完整的电力基建体系，形成技术、规模、成本的立体竞争力，海外头部供应商扩产谨慎且材料和熟练工短缺，数据中心需求推动国内企业迎来突破北美市场历史机遇（需求急，作为网外客户受限少），中国电力产业链迎来“全球产能输出”黄金时期。我们对于2026年的选股排序是： 锂电储能：看好宁德时代、阳光电源、天赐材料。我们预计26年电池需求达2888GWh，同比 $+33\%$ 。其中储能需求受益国内政策和海外AI共振，同比 $+54\%$ ，包含商用车在内的动力电池需求同比 $+26\%$ ，船舶、机械等新兴需求同比 $+45\%$ 。而上游供给侧6F集中度高（25Q3行业CR3高达 $68.1\%$ ）、铁锂有结构性紧缺优势（动力领域铁锂渗透率提升所以较行业有超额增速，且高压密铁锂结构性紧缺）。 - 电气设备（电网、电源）：看好东方电气、哈尔滨电气、西门子能源。全球电网投资进入高增通道，燃气轮机亦迎来出海突破，有望复刻电网设备的出海路径。从估值维度看，板块将逐步摆脱传统周期属性，电网设备出口占比提升与电源设备从0到1的出海突破，将分别打开成长与弹性空间，驱动整体估值中枢上移。 新能源设备：看好福斯特、阿特斯、新强联、金风科技H。国内光伏市场化电价和机制电价最早有望从2H26开始随独储批量投产、谷段电价回升而改善，海外光伏需求在降息周期、海外能源价格高企背景下亦有望趋势回暖，2H26可能拨云见日，关注供需和组件价格拐点。风电则将延续需求高景气，沿利润流向优选投资方向。 能源大宗：看好中国神华H，关注铀矿标的。我们维持天然铀供需缺口不晚于2028年放大的判断，维持天然铀价格仍有一倍以上空间的判断，若补库周期提前到来或使得价格加速上行。我们认为煤炭需求受到电力强支撑，同时供给回归理性。北港5,500卡动力煤价格中枢较2025年的690元/吨上移至750元/吨上下。2H26地产扰动的消解或将为煤炭市场创造周期向上的反弹机遇，尤其是更加体现顺周期特点的炼焦煤。 # 电新投资范式的转变 回顾过去两年，电新行情转弱，供给侧研究越来越细，却越来越难实现差异化回报。我们认为虽然短期能源结构会出现新能源系统瓶颈呈现周期属性，但是最终新能源制造业属性和对资源低依赖，必然使得未来系统实现平价，产业将会再次出现非线性增长。系统成本起伏、结构性紧缺将是关键抓手，需求侧研究可以帮助投资者抓住板块行情变化拐点。 # 过去几年电新投资模式发生转变 第一阶段(2020-21年)：双碳预期下新能源平价空间打开，叠加能源价格亦进入通胀周期，催化电新板块波澜壮阔的上涨行情。 - 风光平价：一方面，我国NDC2.0目标实现升级，剑指2030/2060年前达成碳达峰/碳中和；另一方面，2020年开始我国光伏和风电相继实现较火电机组的度电成本平价，在能源转型和经济性双驱动下，装机随之迎来快速增长，2020年新增光伏/风电装机同比增速为 $80\% /180\%$ 能源通胀：进入2021年，煤、油价格处于上行周期，Brent原油价格21-22年同比 $+62\% / + 39\%$ ，动力煤价同比 $+69\% / + 32\%$ ，进一步夯实新能源需求。 新能源车需求增长：2021年新能源车市场占有率提升至 $13.4\%$ ，销量较2020年增长1.6倍，出口量增长3倍，需求超预期下供给紧张也催化锂电产业链进入一年有余的涨价周期。 第二阶段（2022-23年)：电新板块股价逐渐见顶，不仅仅是渗透率提升预期兑现的热潮褪去，基本面瓶颈也逐步出现。虽然调峰平衡压力助推基荷电源和电网设备进入资本开支周期，新能源仍然是主线，只是供需关系取代单纯渗透率逻辑成为新能源定价核心变量。2023年光伏/风电/锂电指数分别 $-37.9\% / -27.4\% / -24.8\%$ ，较上证指数跑输 $34.2\% / 23.7\% / 21.1\%$ 。 - 风光和出海：在俄乌冲突带来的能源“黑天鹅”下，欧洲户用光伏和户储需求集中出现，2022年上半年风光继续上行，其中逆变器明显跑赢。随后板块在2022年中见顶，回溯来看板块股价见顶较需求减速有约两年的提前量，2023-24年仍存在需求惯性，尤其是光伏仍处于装机快速增长通道，但是随着十四五装机目标的压力松绑，新能源保障消纳政策开始松动，部分西部省区的弃风、弃光比例抬头，项目回报率失去锚点、考虑系统成本后不再平价。 - 电网和基荷电源：2022年电网可控裕度也在 $13.7\%$ 的风光发电量占比下迫近1.1红线，迎峰度夏出现电网稳定性问题。因此，基荷电源和电网设备资本支出被拉动，2022年火电/核电/电网投资完成额同比 $+35.2\% / +25.8\% / +1.2\%$ ，23年进一步达到 $+13.2\% / +40.2\% / +5.2\%$ 。 锂电和储能：受新能源车补贴退坡影响导致需求承压，叠加碳酸锂价格持续探底及库存压力影响导致明显回调；储能板块则因国内大储项目招标延期及海外户储去库存，相关企业股价在23Q4阶段性调整。 第三阶段2024年至今：电新板块“出海”+“反内卷”内外交织迎来修复，海外AI电力需求带动国内企业出海逐步成为市场主线，而国内新能源瓶颈基建继续，只是变成共振逻辑。 海外方面：2023年开始本土产能不足以满足数据中心并网所带动的电源和电网基建需求激增，中国企业出海逻辑显现，其中电网设备率先受益，24H1出口逐步起量、受益伊顿等海外厂商订单外溢空间，24年/25年前10月变压器出口金额累计同比 $+26.6\% / + 37.8\%$ ，24年至今电网设备指数上涨 $42.6\%$ ，跑赢上证指数 $12.2\%$ 国内方面：8月龙头上调硅片价格、11月工信部印发的《光伏制造行业规范条件》(2024)以及12月的企业联合公约落实减产等一系列“反内卷”政策和行业自律驱动风光板块止跌企稳；136号文等一系列电价政策出台也成为新能源瓶颈基建的“指挥棒”，竞争性电价政策对传统粗放开发项目形成压力，趋向经济性主导的良性增长。风电率先于25Q2迎来盈利拐点、主要受益于需求超预期下整机中标价格回升毛利率改善，24年至今风电指数上涨 $41.6\%$ ，跑赢上证指数 $11.2\%$ 。另一方面，储能需求并未受到新能源装机放缓的影响，在“容量电价”等一系列储能补偿政策下出现装机和招标的持续超预期，和光伏装机需求脱钩，板块进入新一轮上升周期。 图表3：国内电网电力设备及煤炭股价复盘 资料来源：Wind，华泰研究 海外能源叙事分为两个阶段，即从本土化结构性存量需求，走向AI电力需求带动的增量需求。 第一阶段(2020年至22年)：在能源自主和再工业化需求下，部分中国新能源供给被挤出，海外本土新能源厂商受益政策迎来利润修复，尤其是美国政府针对中国新能源产业链出口出台了诸多限制性措施，所有政策指向要逐步减少对中国新能源产业链的依赖。在2020年3月美国国会议员发起中国光伏进口限制法案UFLPA后，海外光伏受益迎来半年的上涨周期。但是在本土产能竞争力的缺失下，即便美国对全世界光伏都实施了贸易保护关税（尤其是中国是双反），2020年可用的24.03GW组件中，进口的光伏组件达到19.29GW，达到 $90\%$ ，本土生产的仅有2.379GW，不到 $10\%$ ，对于当时7GW的本土组件产能利用率不足 $40\%$ 。在有限的供给能力带来的增量下，2021年开始对新能源的交易走弱。 第二阶段（2023年至今）：在过去近10年平稳发用电量规模下，时空更集中、增长更迅速的AI电力需求对美国电力供给提出挑战，真正拉动电网电源设备扩容需求。复盘过去2年美国AI电力股价走势，其启动顺序也与数据中心建设进度、启用各类型电源的急迫程度一致： 电网设备：从数据中心布局的第一天开始，电网接入的阻碍就成为课题，配网侧设备需求先启动（包括伊顿，维谛等）。需要“补课”的电网建设导致美国电网扩容和资本支出高增，疫情后美国电网设备交货周期陡增，23Q4美国变电站、干变、箱变的订单排队周期增至55-60、6-12+、100+周，1H25虽然箱变缓解至 $12 - 50+$ 周，但其他设备仍保持较长周期。在供给紧缺下伊顿（ETN）于1H23开启平稳上涨的长跑周期，直到1H24国内电网设备厂商出海承接溢出订单。 电源设备：随着数据中心逐步拓展电源选项、并开始物色离网供电方式，投资者对各类电源的需求预期也按从低成本到高成本、从供应紧缺到相对宽松、从长期到短期的路径依次被强化。美国CSP抢电潮于24年4月开始初见雏形，1）核电：作为清洁、稳定和经济的电源，在1H24开始受到CSP的追捧，在PPA和投资协议多点开花下核电运营商Vistra和SMR等设备商股价进入上行周期（VST）；2）重燃：随着各家CSP长期用电规划逐步落地，2H24电力公司扩容需求和数据中心自备电需求同步上行，作为最匹配数据中心规模的重型燃机招标量加速增长，24年全球燃气轮机订单需求同比大增 $32\%$ 至57GW，催化燃机龙头GEV股价上行；3）SOFC：重型燃气轮机产能受制，2Q25以来订单向轻型燃气轮机、燃料电池SOFC外溢，BloomEnergy（BE）股价迎来向上突破；4）储能：随着Xai储能+数据中心方案得到验证，25Q4以来更多数据中心开始考虑储能方案，订单层面起量预期也一定程度反应到Fluence（FLNC）的股价上。 图表4：海外电网电力设备及天然铀股价复盘 资料来源：Wind，华泰研究 # 今年电新的行情为什么超预期：更需要引入需求研究 不高的业绩基数以及市场预期，不管是数据、逻辑还是政策，任何一项出现逆转都会带来价值的重估，在当前整体基本面偏弱的宏观环境下，这样的逆转更显得弥足珍贵，因此市场重估的速度和幅度往往也会超出预期。 今年3个板块都聚焦在需求的变化，引发需求变化的底层驱动因素也发生漂移，因此市场认知会滞后，往往需要供给侧排产起来才能确认。 风电年初至今跑赢光伏，核心在于需求改善，整机中标价格企稳，整机厂毛利率逐季度改善。而这背后供给侧并未发生根本性变化，更多是需求侧招标量好于此前行业与二级市场预期；而这离不开风电电价在电力市场化之后电价折让优于光伏的结果。 储能板块在8月后起飞，也主要是需求侧招标数据放量、引发排产趋紧、二三线电池厂陆续涨价。而后续美国AIDC带来的额外需求增量是行业第二波行情的主要推力。 - 光伏走势总体偏弱，主要在供给侧“反内卷”强预期与弱现实间徘徊。而需求侧一致偏弱的预期，成为压制板块的重要因素。 # 产业主线1：AI是推动全球电力电网基建的核心变量 电力基建和设备需求主要由内生增长，老旧替换和能源转型三个趋势推动。其中AI之前，电力需求内生性增长主要是发展中国家带来的，而发达国家的电力电网投资只需应对老旧替换和能源转型，相对平缓。但随着AI基建的迅猛增长，发达国家的电力电网投资增加了第三个也是持续超预期的引擎，成为明年产业最大的变量。 # Token 增速持续验证 AI 算力需求高增长 训练、推理叠加，全球AI算力需求持续上升。参考9月1日报告《AI推理范式变化带来算力需求增长》，华泰计算机组认为通过云厂商数据可以跟踪AI算力趋势，其中Token量体现当前AI算力需求。从Token来看，Google的Token数从25年5月到7月实现翻倍，达到每月960万亿，微软、谷歌等头部厂商日均token调用量均已突破万亿级别；国内方面，25年6月底中国日均Token量较24年初增长300多倍达到30万亿，阿里通过模型布局推动2B token，其中Qwen凭借多模态与场景推动token上量。据云栖大会2025主题演讲，近2-3个月Token消耗倍增、百炼平台过去一年日均调用量增约15倍。Token高增长的背后是训练和推理需求的齐头并进： - 训练 Token 扩容：参考华泰计算机组 12 月 1 日报告《科技/计算机：大模型后训练：中美路径与商业闭环》，据 Artificial Analysis 统计，头部厂商通过新增标注与合成数据等方法持续扩容训练数据 tokens，例如阿里 Qwen 系列由 18 万亿（24 年 9 月 Qwen 2.5）提升至 36 万亿（25 年 4 月 Qwen 3），Meta 在训练 Llama 4 Scout 时引入部分社交数据，使总体训练数据约达 40 万亿。 - Agent 带来推理 Token 需求倍增：华泰计算机组认为未来算力需求中存在两个倍数关系：1）推理和 Token 调用量之间不是线性关系，这是因为多 Agent 协作和多工具调用会带来 Token 消耗量加速增长；2) 算力需求与 Token 的增长之间不是线性关系，这是因为随着推理过程更加复杂，同样算力条件下计算时间也将增长，实时性和交互性带来对计算速度的要求。由此带来 Token 调用量十倍级别增长、对应算力需求百倍增长。 图表5：Google Token 调用快速增长 资料来源：Google官网，华泰研究 # AI基建持续，有望继续推动电力需求增长 我们基于CoWos产能准备数据和分地区的AI资本开支计划，推算全球数据中心带来的电力装机规模有望从2025年的接近30GW/年，增长到2030年的110GW/年附近。其中美国2025/26/27年或将新增AI数据中心装机16/30/41GW。2025/26/27年中国有望新增数据中心装机6.9/7.9/8.7GW（基于各大云厂CAPEX，智能算力部分或为3.1/4.1/4.9GW）。欧盟至2030年前或将年增装机3~4GW。 图表6：全球数据中心装机规模预测 资料来源：华泰研究预测 美国：我们综合NVDA、AMD的出货芯片功率，以及各大CSP出货TPU的功率，在机柜功率占比 $60\%$ 、PUE逐步走低的假设，我们预计这部分（N卡+A卡+各大CSP的TPU）先进AI芯片对应的2025/26/27年数据中心新增装机分别为23.0/43.2/58.4GW，而作为AI发展领头羊的美国数据中心预计将分得16.1/30.2/40.9GW。 中国：我们基于中国主要云厂的CAPEX强度，假设 $60\% \sim 75\%$ 的CAPEX将用于AI数据中心建设，在PUE逐步降低、国产芯片渗透率走高、芯片自然降价的假设下，我们测算25-30年国内数据中心单瓦投资额或将从110元/W降至80元/W，由此推算中国2025/26/27年或将新增AI数据中心装机3.1/4.1/4.9GW（智能算力部分）。 图表7：英伟达、AMD及各大CSP芯片出货量及对应功率 资料来源：公司公告，华泰研究预测 图表8：美国数据中心按年增量预测 资料来源：Visible Alpha，各公司官网，华泰研究预测 图表9：2025-2027年上市云厂资本开支（华泰互联网组预测） 注：图中所展示仅为华泰互联网组覆盖标的，阿里巴巴25CY对应26FY。资料来源：公司公告，华泰研究预测 图表10：中国智算和普算数据中心装机需求预测 注：不限于左图所展示的公司，也包含了未上市/集团公司相关业务资料来源：公司公告，IDC，华泰研究预测 欧洲和其他市场也将跟进AI投资，带来电力和电网基建需求增长。根据IEA，2024年欧洲数据中心在全球的装机份额为 $15\%$ （2015:24%），过去10年落后于全球进度，由此欧盟委员会于25年4月启动AI Continent Action Plan，设定五到七年内将欧盟数据中心容量提升至三倍的目标，基于24年欧盟装机量11.9GW，若按计划推进装机或将于2030年前后增加至36GW，期间对应年增装机3~4GW。其他市场中，（1）沙特与英伟达达成100亿美元采购协议，并计划与Amazon、AMD、xAI和GlobalAI等公司合作建设多个GW的数据中心，按美国政府批准的每年50万片英伟达最先进AI芯片，对应每年1.4GW数据中心装机；(2)东南亚各国积极规划布局，马来西亚计划到2030年前全国装机达2.53GW（提升80%），印尼预计2030年数据中心达到2.11GW，越南预计将AI数据中心装机从25年的0.53GW扩张至34年的2.74GW。 # 中国设备出海支撑全球电力电网基建投资 以身处AIDC装机浪潮最中心的美国为鉴，电源电网投资需要同步提升以应对新负荷。从1)从峰值负荷来看，数据中心（尤其是训练场景）出力同步率更高，波动更大，进一步拉高峰值负荷，电网需要应对用电高峰时期数据中心负荷所造成的冲击，因此需要增加电网灵活性资源（气电，储能等）。2）而从存量供给来看，近年各国增加的新能源装机，因为随机性、波动性导致无法提供和传统能源一样高的可控系数，难以有效支撑高峰冲击。3）同时从互联能力角度：从局部结构上电网互联性受限或导致应对负荷弹性的能力受限，因此需要强化电网互联的设备投资。 中国已构建全球最完整的电力基建体系，形成技术、规模、成本的立体竞争力，中国电力产业链正迎来“全球产能输出”的黄金时期。中国可再生能源产业链规模全球最大，风光锂电技术全球领先；在火电领域，从清洁化水平到高效机组规模，再到灵活性改造能力，火电技术领跑全球；在电网领域，中国建成的特高压输电网络在电压等级、输电距离和技术先进性方面均居世界第一。产能方面，中国具备相对充裕的产能配套设施与快速的产能响应能力，而像高压变压器等电网设备，虽然当前国内产能利用率同样较高，但不同于海外有明显的上游材料与熟练劳工的产能瓶颈，国内产能响应能力明显更加迅速。在海外紧缺的窗口期之下，中国企业有望凭借技术、产能与成本优势实现以电力为载体的制造业大规模输出。 全球景气周期下，国内能源电力产品开启出海新时代，价值有望迎来重估。海外头部供应商扩产进程缓慢，阶段性与区域性错配短期难以缓解，国内电力产业链出口增速明显加快。根据Wind及海关总署数据，2023、2024、10M25变压器出口金额增速达到 $19.9\%$ 、 $26.6\%$ 、 $37.8\%$ ；电线电缆达到 $-8.3\%$ 、 $13.7\%$ 、 $22.4\%$ ；开关及控制装置达到 $-3.6\%$ 、 $6.7\%$ 、 $13.0\%$ ，均表现出明显的提速态势。全球电力基建短缺为中国优势产业带来历史性机遇，国内电力产业链企业开启出海新时代，有望在电力基建加速出海的同时迎来估值重估机会。 图表11：电力产品中国需求与供给占全球比例 资料来源：Wind，海关总署，Rystad Energy，Global Market Insight，国网电子商务平台，中国电器工业协会，华泰研究基于2024情况预测 图表12：中国电力产品出口额及同比增速 资料来源：Wind，海关总署，华泰研究 # 产业主线2：中国制造“能源强国”过程中的结构性机会 经过数十年的发展新能源的技术，无论是能源技术的风光储能，还是电动车，已经走向成熟，成本更具竞争力，且其对资源品相对低的依赖，使得无论国际社会是否认可双碳，新能源发展带来的能源结构变化已经势不可挡。但是能源体系牵一发而动全身，因此在新能源的增长过程中带来系统成本的上升，成为新能源成长过程中需要新克服的障碍，也使得产业在技术发展选择上开始进行更多样化的探索。这一螺旋上升的过程并非回归传统能源，而是通过体系重构打破新能源阶段性天花板，凭借传统能源和电网投资来突破平台期。而这也带来了投资的结构性机遇。 # 电气化率加速提升，电力需求有望保持较快增长 中国已成为全球第一电气化国度，且电气化率仍需持续提升。根据Ener data，中国2024年电气化水平较2000年（ $13.8\%$ ）以来实现翻倍，达到 $27.4\%$ 。在习近平主席2025年9月25日在联合国气候变化峰会上致辞提出的降碳目标（到2035年，中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降 $7\% - 10\%$ ）下，我们认为中长期能源电气化趋势明确，2026-2030年全社会用电增速有望维持在 $6.5\%$ 区间。长期来看中国电力弹性系数有望逐步与一次能源弹性系数进一步拉开差距。 图表13：2000-24年中国电气化水平逐渐超过欧美发达国家 资料来源：Ener data，华泰研究 图表14：2019-2028E我国全社会用电量 资料来源：中电联，国家统计局，国家统计局，华泰研究预测 # 新能源仍将是解决未来增量能源需求的主力 新能源是兼顾能源需求、能源安全与减排的核心解法。9月24日习近平主席在联合国气候变化峰会宣布中国新一轮国家自主贡献，2035年中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降 $7\% -10\%$ ；同时根据国家能源局专家解读，我国的减排目标与“未来一段时期能源需求还将刚性较快增长”并不矛盾，“当前人均能源消费仅为经合组织OECD国家平均水平的2/3”，因此提高电气化率的同时增加绿电是重要抓手。假设全社会用电量在2026-30年期间年均增速维持在 $6\%$ 以上，则将带来每年超过6,000亿千瓦时的新增电力需求。假设2025-30年期间每年平均仅新增210GW新能源装机，我们测算每年将仍需增加平均约1.2亿吨标煤等效能源进行补充，至2030年总共需要额外增加7.2亿吨标煤的年供给量，是2024年煤炭年产量吨数的 $15\%$ 。若以实现对新增电力需求全覆盖为目标，我们测算新能源每年平均新增装机可达到462GW，2025-30年将新增2772GW风光装机。 风电出力更加适配新型电力系统发展，风光装机比例差距有望逐步缩小。136号文推动新能源开发进入新阶段，而风电因出力曲线波动小于光伏，在电力市场中电价折让更少，市场化电价与收益率表现更优。在十五五期间新能源装机总量1884GW的中性预测下，我们认为风电的装机表现将优于光伏，预计26-30年装机规模有望达到650GW，占比从2025年的 $28\%$ 提升至 $34\%$ 图表15：不同情景下新增新能源装机对新增用电需求的供给能力测算 资料来源：华泰研究预测 图表16：不同情景下新增用电需求对等效能源需求的年增量测算 资料来源：华泰研究预测 图表17：十五五风光装机规模预测 资料来源：国家能源局,统计局,工信部,北大 2024 年《中华人民共和国气候变化第一次双年透明度报告》,华泰研究预测 # 在高比例新能源下实现可靠供电，预计“十五五”电网投资同比 $+47\%$ 持续增强电网韧性从而解决新型电力系统的挑战：1）随着新能源在电力系统中的渗透率提升，其间歇性、波动性与季节性等特征使系统需解决瞬时安全、短时平衡与长时充裕问题；2）发电电源与用电负荷的区域错配问题日益突出；3）各省的电价差距仍然较大，系统配置效率有待提升。在此背景下，全国统一电力市场建设加速推进，我们预计“十五五”期间电网投资有望达到4.1万亿元，相比于“十四五”期间电网投资2.8万亿元提升 $47\%$ 。其中，主网建设助力全国电网网架实现互联互通，是全国统一电力大市场搭建的重要支撑，我们认为仍将是重点建设方向。 增加储能配置保障系统稳定出力和提供额外灵活性。新能源+储能一体化平价进程推进，容量电价机制通过“保底收益 + 市场调节”双轨设计，既破解了新型电力系统灵活性调节的“盈利困局”，又构建了传统能源与新能源协同的“容量保障网”，解决系统的长时宽裕问题。短期我们预计2025-26年国内独立储能刚需有望阶段性高增；而中长期随新能源+储能实现系统平价（即2025-26/27/30年实现风光储用电侧、光储用电侧、光储发电侧平价），新能源配储一体化模式有望加速铺开。 同时，容量电价政策助力保障新型电力系统的长时宽裕，提供传统能源对容量支撑的经济补偿。通过对煤电实施合理的容量电价补偿策略，精准地支持煤电灵活性改造，推动煤电从基础电源向调节电源转型。煤电企业能够在提供电力容量支撑的同时，获得相应的经济回报，从而更加积极地参与电力系统的调节，提高电力系统的灵活性和稳定性，助力保障新型电力系统的长时宽裕。 图表18：我国电网投资情况及预测 资料来源：Wind，国家能源局，政府公开报告，华泰研究预测 # 锂电储能 我们预计26年电池需求将达2888GWh，同比 $+33\%$ 。其中储能需求受益国内政策和海外AI共振，同比 $+54\%$ ，包含商用车在内的动力电池需求同比 $+26\%$ ，船舶、机械等新兴需求同比 $+45\%$ 。我们预计26年锂电材料供需紧缺程度排序：6F（25Q3行业CR3高达 $68.1\%$ ）>铁锂（动力领域铁锂渗透率提升所以较行业有超额增速，且高压密铁锂结构性紧缺）>铜箔（盈利能力仍处低位行业扩产意愿弱）>湿法隔膜（湿法替代加速，扩产周期需接近2年）>负极>铝箔。需求向好+供给显著放缓（我们测算多数环节目前扩产回本周期仍较长，盈利修复前企业扩产意愿或仍较弱)，锂电材料供需趋紧，涨价落地可期。 # 储能需求未来两年将会实现高速增长 我们看到在数据中心带动电力需求高增、各国政策推动、以及潜在降息周期共同驱动下，全球储能需求正迎来快速增长。中长期来看，新能源+储能系统平价的商业模式创新亦将重塑行业逻辑，通过优化风光储配比并提升储能循环次数，可以在保障出力稳定性的同时，实现与负荷的最低成本耦合。平价进程中实现新能源供电可靠性提高需以储能配比和储能时长提升为抓手，有望打破此前“新能源定储”的逻辑，推动储能持续高景气。我们预测，海外由于平价对标的电价水平更高、发达市场受AIDC支撑重回用电需求正增长、新兴发展中国家快速追赶电气化率等因素，2026年有望率先实现平价，届时储能年新增装机有望实现340GWh。国内三步走推进平价，预计26/27/30年逐步实现风光储用电侧、光储用电侧、光储发电侧平价，26年储能新增装机有望超200GWh。电力需求增长带动光储需求，叠加平价逻辑持续演绎，我们预测2030年全球储能新增装机有望达1500GWh+。 图表19：全球储能新增装机量需求预测汇总 资料来源：华泰研究预测 # 国内：独立储能25-26年阶段性高增，长期新能源+储能系统平价仍是最终解法 10M25储能中标量高增带动今明两年装机增长可期。25年初136号文提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，2-5月国内储能招/中标量同比增速确有放缓。“531”光伏抢装结束后，6月国内储能招/中标量超预期大增，同比 $+210\% / 128\%$ 我们将储能装机数据向前平移一年(例如24Q3中标与25Q3实际装机拟合，反映建设周期)，结果显示二者相关性较强，因此我们认为中标数据可作为预测次年装机的有效前瞻指标。25年1-10月国内储能中标规模达340GWh，同比 $+175\%$ ，有望支撑国内储能装机2026年实现高速增长。我们预测25/26年国内储能新增装机实现135/210GWh，同比 $+34\% / 55\%$ 。 强制配储取消带来国内储能需求结构切换，独立储能贡献主要增量。其中25年1-10月新增中标项目中，独立储能占比 $63\%$ （V.S.新能源配储占比 $6\%$ ）。调峰需求和容量电价等政策双重因素支撑下，我们认为25-26年独立储能有望进入阶段性高增阶段： - 调峰需求带动独立储能刚需：电网调峰能力供给端主要包括近两年新增煤电、气电装机，以及抽蓄、充电桩和负荷响应能力的建设；需求端则主要来自最大负荷的增长，以及风光新能源间歇性出力带来的反调峰属性。综合供需两侧，我们测算，若不新增电化学储能，2024-27年全国电网调峰缺口累计为 $+158 / + 184 / + 248 / + 318GW$ ，电网最大不平衡缺口约 $20\%$ ；因此近两年独立储能建设的增长具有必要性。 - 容量电价等政策支撑独立储能盈利兑现：独立储能优势在于可以自主参加电力市场交易，实现价差套利、辅助服务、容量电价等多元盈利模式。目前，甘肃、山东等已率先引入容量电价；河南、青海调整辅助服务价格并明确成本分摊机制；浙江、江西、四川则为储能提供优惠充放电电价（如充电按低谷电价、放电按煤电基准价）；均有望提升独立储能预期回报。以甘肃为例，25年7月甘肃出台330元/（千瓦·年）的容量电价机制。我们测算，在此前仅考虑峰谷价差与容量租赁的情景下，20MWh储能项目20年IRR仅为 $3.8\%$ ；而引入容量电价后（我们假设容量电价机制下储能项目不再参与容量租赁服务），IRR可提升至 $8.7\%$ 。 图表20：国内储能中标量与装机数据（向前平移一年）拟合 注：24Q3装机forward一年对应25Q3实际装机，依此类推 资料来源：CNESA，寻熵研究院，华泰研究 图表21：国内储能中标量结构 资料来源：寻熵研究院，华泰研究 图表22：不考虑额外电化学储能，电力系统调峰缺口累计 资料来源：中电联，能源局，华泰研究测算 图表23：容量电价上涨空间带动储能装机空间测算 甘肃储能盈利模式参数设置 商业模式 科目 单位 数值 项目参数 运营规模 MW 10 小时数 h 2 运营规模 MWh 20 系统单价 元/Wh 0.95 系统造价 万元 1,892 循环寿命 次 7,200 日充放次数 次 1 年充放天数 天 360 折算年限 年 20 年末充放次数 次 0 充放电深度 DOD % 85% 电池容量年衰减 % 1% 运维费率 % 1.5% 所得税税率 % 15.0% 系统转换效率 % 100% 收益一: 容量租赁(有容量电价情景下不考虑容量租赁) 租赁标准 元/KW·年 250 租赁比例 % 28.5% 年收益 万元 71.3 收益二: 容量电价 单价 元/KW 330 年收益 万元 104.5 收益三: 峰谷套利 充放价差 元/KWh 0.27 充电价格 元/KWh 0.1 全年充放次数 次 360 无容量电价情景下储能IRR测算 IRR敏感性 套利价差（元/kWh） 3.8% 0.12 0.17 0.22 0.27 0.32 0.42 系统造价 元/kWh 650.0 3.0% 5.1% 7.1% 9.0% 10.7% 14.1% 750.0 1.4% 3.4% 5.2% 6.9% 8.5% 11.6% 850.0 0.0% 1.9% 3.6% 5.2% 6.7% 8.2% 950.0 -1.1% 0.7% 2.3% 3.8% 5.2% 6.6% 1050.0 -2.2% -0.4% 1.2% 2.6% 4.0% 5.3% 1150.0 -3.1% -1.4% 0.2% 1.6% 2.9% 4.1% 1250.0 -3.9% -2.2% -0.7% 0.6% 1.9% 3.1% 引入330元/KW·年容量电价情景下储能IRR测算 IRR敏感性 套利价差（元/kWh） 8.7% 0.12 0.17 0.22 0.27 0.32 0.42 系统造价/元/kWh 650.0 7.9% 10.4% 12.7% 15.0% 17.3% 21.6% 750.0 5.9% 8.2% 10.4% 12.4% 14.4% 18.3% 850.0 4.3% 6.4% 8.5% 10.4% 12.2% 14.0% 950.0 2.9% 5.0% 6.9% 8.7% 10.4% 12.0% 1050.0 1.8% 3.7% 5.5% 7.2% 8.8% 10.4% 1150.0 0.8% 2.6% 4.4% 6.0% 7.5% 9.0% 1250.0 -0.1% 1.7% 3.3% 4.9% 6.3% 7.7% 资料来源：中电联，能源局，华泰研究测算 我们认为储能发展最终仍将走向成本和经济性驱动：即在保障电力系统稳定出力曲线和满足绿电比例的前提下，储能需要对标传统电网稳定性资源实现平价，新能源+储能一体化有望成为最终解法。一方面，新能源+储能一体化系统的平价锚定火电，火电成本中煤价占比高，且煤价存在底部区间，形成可预期的系统平价线，为新能源+储能的平价区间提供参考。另一方面，一体化模式通过优化商业模式天然具备更高利用率，由于储能与电源侧直接耦合，相比独立储能减少在电力市场撮合环节的能量损耗和闲置时间。我们基于3月连续72小时的风光出力与负荷曲线测算，为实现 $70\%+$ 绿电利用率， $30\%/2\mathrm{h}$ 配储的风储、光储电站可实现全年约582次、323次循环（对应每天约充放1.5~2次、1次完整循环），相比当前独立储能290次全年等效循环次数有所提升。 具体而言，国内有望通过三步走实现新能源+储能系统平价：（1）2025-26年，满足欧洲碳边境税绿电比例（70%）下风光储用电侧已经实现平价（我们认为绿电直连模式电网开支和购电成本的总和与常规模式下的工商业电价打平，是用户侧实现平价的边界条件，用电侧平价线是0.394元/度）；（2）2027年，光储用电侧平价，摆脱风电资源束缚；（3）2030年，发电侧光储平价，绿电利用率进一步提升至 $95\%$ 。与用电侧平价后仍受负荷和灵活性资源需求天花板不同，发电侧平价将进一步释放风光与储能的装机潜力。 图表24：国内新能源+储能系统三步走实现系统平价 资料来源：发改委，能源局，中电联，华泰研究 # 海外：AI拉动电力需求上行，政策招标落地带动储能多地开花 电源侧来看，AI数据中心带动美国电力需求增长走出十年停滞期，而传统电源投产周期长，供需缺口下对光储的外溢需求提升。数据中心电力高增、再工业化、以及终端电气化提升等带动下，EIA预测全美用电需求2024-30年实现CAGR1.6%（v.s.2014-24年 $0.5\%$ ）。传统电源项目建设并网周期长，难以及时响应新增电力需求。以气电为例，其并网中位周期超过30个月，在PJM等区域甚至超过40个月；核电因审批与建设周期拉长至10年以上，供给侧资源释放更加缓慢。相比之下，储能、光伏典型并网周期仅10-20、20个月，我们测算，缺电外溢有望在25-26年带来平均55-134GWh/年（按储能 $40\%$ 折算系数、4小时配置）的新增储能需求： 煤电延迟退役仅能缓解部分电力紧缺压力：2024年美国煤电发电量6480亿度，占比 $15\%$ 年末煤电装机172GW。根据EIA于2025年9月最新统计的电源计划数据，美国25/26年将分别退役6.2/3.4GW煤电、相较此前的退役计划已大幅缩窄，但仍会累计造成9.6GW存量替代需求（约 $6\%$ ）；即使未来政策进一步调整，假设煤电机组退役时间线延迟至26年以后，数据中心等负荷增量需求下电力供需仍有18-34GW缺口。 气电/核电是破解美国缺电的长期解法，但审批、建设周期长，难以快速响应需求增长：根据EIA，2024年美国发电结构中气电占 $43\%$ 、核电 $19\%$ 、煤电 $16\%$ 、风光 $16\%$ 、其他 $6\%$ 。我们测算，气电在当前约2 $\mathbb{S} / \mathbb{M}\mathbb{M}\mathbb{B}\mathfrak{u}$ 气价下度电成本约30 $/ \mathrm{MWh}$ ，且不存在资源瓶颈，是最具经济性的可调度电源；核电作为零碳能源，受到政策端的持续支持，具备长期保供价值。然而，气电项目通常需要3-4年以上建设周期，在2024年全球燃气轮机订单集中释放的背景下，新气电机组最早也要到2027年底才能陆续投运。核电机组周期更长。1979年三里岛核事故后美国核电新机组审批冻结30余年，直至2012年小规模重启核准了三座新增核电站，并已陆续于2016年、2023年、2024年投产。目前美国无已核准待建/在建核电项目。考虑新核电机组从审批到建设通常需要10-14年（4-6年审批+6-8年建设），在2030年前新增核电机组能见度较低。 SOFC具备快速部署和灵活供电的优势，但受限于整体产能规模。SOFC具备小型模块化、清洁稳定、分布式灵活等适配数据中心（尤其是边缘数据中心）用电需求的特征，且上线周期相对较短，能够一定程度缓解局地供电紧张。但是，SOFC可贡献产能有限，参考Bloom Energy指引，到2026年底预计贡献约2GW电源侧供给。 图表25：美国电力需求有望走出十年电力增长停滞期 资料来源：EIA，华泰研究 图表26：数据中心各类电源建设时间对比 资料来源：各电力市场官网，EIA 电网侧来看，美国电网扩容节奏长期受制于流程冗长与审批低效，导致容量紧张加剧，而储能正成为数据中心加速并入节点的关键。美国电网投资通常需经历规划、FERC回报核准、联邦核准、选址核准四大流程，总周期长达7-10年。在缓慢扩容背景下，美国多地（尤其是数据中心聚集区）已出现缺电预警：德州在2023年要求居民在晚间7至10点主动减少用电；加州早在2020年被迫启动用户轮流断电机制，此后数年面临类似风险。2025年7月最高负荷再度攀升，东部电网运营商PJM、纽约州电网运营商NYISO分别发布最大发电量警报、负荷管理警报和“能源警告”。需求侧大型负荷加速并网带来双重挤压，美国能源部长于2025年10月24日提出拟议规则，计划加快包括数据中心在内的大型负荷项目并网审批，并考虑设定并网审批的时间上限（或在60天内完成v.s.当前3年+）。储能通过为数据中心并入电网节点提供容量支撑、缩短其排队时间，需求有望进一步提升。 图表27：美国输电投资项目审批流程涉及联邦与州层面，流程冗长 资料来源：GIZ,BMWI，华泰研究 全球各地储能政策持续加码，叠加降息周期带来的项目预期回报提升，有望进一步带动储能需求释放。我们梳理各地区储能支持政策如下： 美国：新规储能补贴延续，降息周期或提升项目回报预期。根据Woodmac，2024年美国新增大储、工商储、户储装机分别33.5、0.4、2.4GWh，同比 $+39\%$ 、 $+10\%$ 、 $+30\%$ 。“大而美”新规下2032年前针对储能的补贴维持不变，33/34/35/36+补贴退坡至此前额度的 $100\% /75\% /50\% /0\%$ ，意味着补贴驱动的储能需求在未来8年内仍有保障，后续需求或受益于政策调整和新能源+储能系统平价。此外，若美国降息周期持续，我们估算利率每下降0.5个百分点，新能源+储能项目股权IRR提升0.5个百分点。 欧洲：可再生能源目标提高，大储招标增强投产预期。根据SPE，2024年欧洲大储、工商储、户储新增装机8.8、2.2、10.8GWh，同比 $+80\%$ 、 $+16\%$ 、 $-11\%$ 。RePowerEU最新规划提升可再生能源目标，光伏装机预计从2024年的338GW翻倍至2030年的700GW，储能装机由89GW提升至200GW。各国电网储能容量招标储备充足，我们统计英国、意大利、波兰到2029年需交付的大型储能装机规模分别达到21.4、13.5、4.2GW，为2025-27年大储投产的高速增长提供有力保障。 亚洲、澳洲、中东等新兴市场：政策与电力需求下储能加速释放。亚洲地区作为全球电力增速最快的地区（2014-24十年发电量增速为 $4.56\%$ ），各国积极推动光储一体化，其中印尼于2025年8月启动“宏达光伏发展计划”，规划80GW分布式（按“1MW光伏+4MWh储能”配置）与20GW集中式项目。澳洲2025年7月户储政策落地后，单月新增户用储能达到19592套（对应容量356.6MWh)，约相当于此前年份单季度新增总量，同时已承诺、拟议及潜在项目规模庞大，未来新增装机释放可观。中东多个大单项目集中推进，根据MEED统计，中东目前已建成储能3.9GWh，设计/在建/招标/可研阶段项目规模19/22/9/6GWh，陆续投产有望贡献装机增量。 图表28：美国降息周期有望带动储能项目预期回报提升 风光储项目Equity IRR对利率敏感性 贷款利率 项目折旧期限 9.82% 3.00% 3.50% 4.00% 4.50% 5.00% 6.00% 12 11.44% 11.00% 10.58% 10.15% 9.73% 9.32% 13 11.29% 10.86% 10.45% 10.05% 9.66% 9.27% 14 11.16% 10.73% 10.32% 9.93% 9.55% 9.19% 15 11.03% 10.61% 10.21% 9.82% 9.45% 9.09% 16 10.92% 10.50% 10.11% 9.72% 9.35% 9.00% 17 10.81% 10.40% 10.01% 9.63% 9.26% 8.91% 18 10.71% 10.30% 9.92% 9.54% 9.18% 8.83% 资料来源：美国能源部，EIA，华泰研究测算 图表29：英国、意大利、波兰电力容量市场大储招标规模追踪 注：波兰2022/12容量招标（2027年交付）储能首次中标；意大利除传统容量市场Terna招标外，新增MACSE招标，计划于2028/29/30年分别新增储能容量招标10/20/20GWh，意大利新增储能平均时长2.6h转化为GW数。 资料来源：BNEF, OFGEM, Terna, MACSE, Forum Energii, 华泰研究 图表30：澳大利亚储能Pipeline 资料来源：AEMO，Clean Energy Council，Modo Energy，华泰研究 图表31：中东储能Pipeline 资料来源：MEED，华泰研究 # 非乘用车锂电需求2026年可能超预期增长 商用车：政策与经济驱动多场景电动化率提升，电池大容量下26年出货有望超300GWh政策通过直接补贴、高速通行费折扣、优先路权等有望进一步助推电动化。伴随2023-24年商用车置换需求以及2024年起多轮以旧换新政策，2025年新政策多管齐下，从补贴、过路费、路权等方面持续利好商用车电动化：（1）补贴政策降低购车成本。2025年《老旧营运货车报废更新通知》对提前报废老旧车及购买新能源货车给予分档补贴，最高可达14万元/车（提前四年报废补贴4.5万元+四轴新能源货车购置补贴9.5万元）；《新能源城市公交车及动力电池更新补贴实施细则》对新能源公交车、动力电池更新分别给予平均8、4.2万元补贴。（2）部分省市出台高速通行费折扣政策，优惠幅度从 $10\%$ 至全额减免不等，降低通行运营成本。（3）优先路权支持，即特定时段或特定运输区域的新能源商用车（相比传统燃料车）可优先通行或不限行，例如坑口短倒或煤炭运输车辆相比传统车辆可因此增加运输频次，进而提升全年收益。 图表32：新能源货车/公交车补贴政策 政策文件 《关于实施老旧营运货车报废更新的通知》 发文时间 2025/3 政策适用时间范围 2025/1/1-2025/12/31 补贴规定 额度（万元） 1.提前报废老旧运营货车 中型货车 满1年（含）不足2年 1 满2年（含）不足4年 1.8 满4年（含）以上 2.5 重型货车 满1年（含）不足2年 1.2 满2年（含）不足4年 3.5 满4年（含）以上 4.5 2.新购国六排放标准或新能源货车 中型货车 新购国六排放标准 2.5 新购新能源 3.5 重型货车 新购国六排放标准 2轴 4 3轴 5.5 4轴 6.5 新购新能源 2轴 7 3轴 8.5 4轴 9.5 3.仅新购新能源城市冷链配送车 3.5 资料来源：国家发改委、交通运输部官网,华泰研究 图表33：部分省份针对新能源商用车给予高速通行费折扣和优先路权政策支持 省份 出台时间 政策名称 政策细则 河南 2025/7 《关于对通行河南省收费公路的氢能货车和电动货车减免通行费政策的实施细则》 对安装使用ETC设备、车牌序号第一位或第六位为A、B、C、D、E的纯电动车在现行收费标准基础上实行7折通行费优惠政策 贵州遵义 2024/12 《关于加快推动“电动遵义”建设实施方案》 对于使用ETC在省内收费高速公路行驶的新能源货车,执行通行费8.5折优惠政策 云南 2024/12 《关于对新能源货车实施通行费优惠的通知》 对仅通行云南省内高速公路且办理并使用ETC交费的新能源货车(不含专项作业车)给予本次行程应交通行费10%的优惠 北京 2024/11 《关于本市五环路内新能源物流配送车辆优先通行的通告》 自2024年11月15日起,对保障五环路内昼运必要物资的新能源载货汽车给予通行便利,允许在特定时段通行全市未设货车全关禁行标志的道路 四川 2024/3 《支持新能源与智能网联汽车产业高质量发展若干政策措施》 悬挂新能源纯电动和氢燃料电池汽车号牌的货车(危险物-品运输车辆除外),在市区道路通行不限行或少限行,鼓励市(州)因地制宜设立低碳交通示范区 内蒙古包头 2023/9 《包头市关于支持新能源电动重卡推广应用的政策清单的通知》 对新能源电动重卡放宽通行时段限制;开展园区绿色通行试点,推行短倒车辆新能源替代;实行路桥费优惠试点。探索以南绕城公路全段、国道210公路满都拉口岸至包头市城区段、省道211公路百灵庙至包头市城区段等作为试点路段,对新能源电动重卡通行予以2折优惠 河北雄安 2023/2 《河北雄安新区新能源重卡推广应用实施方案(2022-2025年)》 新能源重卡装卸货时可享受绿色通道,减少车辆排队时间,且新能源重卡不受重污染天气应急管控措施限制另外,对于新能源渣土车,在进入“新区管理系统”且做好主动安全、清洁防护情况下允许除早晚高峰外全天候24小时作业 内蒙古乌海 2022/1 《关于新能源重卡路权优先制度的通知》 明确新能源车在普通公路收费站、煤管站、路政执法检查、工矿企业、露天开采企业夜间禁采期间享有优先通行权 资料来源：各省份官网，华泰研究 更低的燃料和运行成本提升电动商用车经济性，部分应用场景下电动商用车经济性或优于柴油车。以商用货车为例，我们将其成本结构分为四项，即购车成本、运行成本、亏吨成本（因电池重量导致可载货物下降，可视作收入损失）、维护成本；运行成本包括司机成本、燃料成本、保险成本和过路费。电动商用车通常面临较高的前置购车价格，且电池包增加车辆自重会带来一定亏吨成本，但其燃料费用和维护成本低于柴油车。参考卡车之家和商用车大数据平台的价格及车型参数，并结合不同车型单公里能耗及全国柴油、LNG零售价格（我们假设商用车平均充电价格为1元/千瓦时），我们测算牵引车、自卸车、载货车若实现电动化，单公里燃料成本相比柴油车可降低 $39\%$ 、 $62\%$ 和 $36\%$ 。此外，根据能源基金会，电动车的单公里维护成本约为0.218元/公里，相比柴油车降低约 $30\%$ ，意味着电动商用车的整体经济性在部分场景下或能优于柴油车。 图表34：柴油车、汽油车、电动车不同车型单公里燃料费对比 资料来源：卡车之家、商用车大数据平台、能源基金会,华泰研究 图表35：柴油车、汽油车、电动车不同车型单公里维护费对比 资料来源：政府官网，华泰研究 商用车在多场景下的电动化率有望持续提升，同时电芯能量密度增加将进一步拉动锂电需求，我们预测2026年商用电动车将带来电池需求超300GWh。2024年商用客车和货车（包含专用车）电动化率分别达到 $27\%$ 、 $14\%$ ，较2023年提升7、4个百分点；单车电池带电量分别为191/137kWh，同比 $+11\% /55\%$ ，未来电芯大容量趋势持续，有望解决续航里程和充电桩找桩等因素对电动车应用场景的限制，进一步提升商用车电动渗透率。我们测算，当前在港口集运、煤矿短途运输、城建渣土以及工程材料运输等多频次短途场景中，若额外考虑购车补贴等政策支持，电动车的经济效益已能实现相比传统柴油车更优。随电池容量提升，车辆续航里程增长，进而减少长途运输过程中的找桩 $^+$ 排队时间，长途物流车辆电动化的经济性亦有望进一步增强。我们预测2025-2027年商用车客车电动化渗透率将达到 $33\% /38\% /43\%$ ，货车电动化渗透率达到 $21\% /28\% /37\%$ ，按动力电池1.18备货系数，合计2025/26/27年商用车有望带来电池出货需求188/302/449GWh，同比增长 $+89 / 61 \% / 49 \%$ 图表36：国内商用客车、货车+专用车销量与电动化渗透率 资料来源：中汽协，华泰研究预测 图表37：商用车客车、货车+专用车电池平均带电量与出货量 资料来源：中汽协，汽车动力联盟，华泰研究预测 工程机械与船舶：性能优势与经济性驱动工程电动化，全球政策加持电动船舶发展可期装载机领衔电动工程机械增长，倍率性能+低噪音+经济性驱动电动化。分析中国当前工程机械产品构成，挖掘机、装载机和高空作业平台是销量主力，2024年分别占工程机械总销量的 $33\%$ 、 $18\%$ 、 $34\%$ 。其中，高空作业平台电动化率已达 $92.5\%$ ，挖掘机电动化率仍不足 $1\%$ ；装载机电动化率在近两年快速提升，2024年提升至约 $11\%$ ，有望成为未来工程机械电动化的重要增量。我们分析装载机电动化驱动因素如下：（1）倍率性能：电动机可即时输出最大扭矩，响应速度快，能量转换效率高，提升机械作业性能。（2）低噪音：依据标准GB/T25614-2010《土方机械声功率级的测定动态试验条件》进行机外噪声辐射测试，《电动装载机与传统装载机性能对比测试研究》显示，电动装载机噪声比传统装载机低9dB。（3）经济性：以国内主流品牌5吨装载机为例，尽管电动装载机购买成本高于燃油装载机一倍多，但使用成本仅为燃油机的三分之一，大约1.5年即可收回购置价差，全生命周期总成本可节约四成。 图表38：中国工程机械各品类销量 资料来源：中国工程机械工业协会，华泰研究 图表39：装载机电动化率显著提升 资料来源：中国工程机械工业协会，华泰研究 图表40：电动装载机与柴油装载机性能成本对比 资料来源：《电动装载机与传统装载机性能对比测试研究》（2020），铁甲研究院，华泰研究 中国叉车电动化水平快速提升，性价比驱动下有望向海外发达市场高电动渗透率靠拢。2024年我国电动叉车销量达到约95万台，同比增长 $19\%$ ，电动化率增至 $74\%$ ，相比2023年 $68\%$ 进一步提升。电动叉车相比传统柴油叉车，在使用成本和维护周期上均具优势；根据E租赁叉车平台数据，内燃叉车最长500小时需保养，而多数电动叉车保养周期已延长至1000小时以上；同时电动叉车电力费用低于柴油燃料。我们测算，假设电动叉车售价约12万元（约为柴油叉车的2倍），在每日运行一班（三班倒共22h)、每年250天运行假设下，一台电动叉车每年可较柴油叉车节省约5.6万元能源成本；若再考虑柴油叉车相比电动叉车每年增加约2000元维护成本，则每年整体节省费用可达5.8万元。对标海外，2023年欧洲叉车电动化率已达 $89\%$ ，国内叉车电动化率未来仍具备进一步提升空间。 图表41：电动叉车销量与电动渗透率 资料来源：中国工程机械工业协会，华泰研究 图表42：内燃叉车与锂电叉车经济性对比 资料来源：杭叉集团公众号，华泰研究 欧洲和全球船运碳排政策持续强化，船舶清洁化需求上升。根据船舶纵横和华经产业研究院公众号，2023年我国电动船舶保有量超过700艘，当年新增电动船舶数量超过200艘，带动船舶用锂电池出货量达0.61GWh；2024年船舶电池出货量进一步增至2GWh。尽管IMO船运减排相关投票推迟至26年，但现有欧洲减排规则已提高船舶碳排成本，带动全球船运清洁化，明年IMO若投票通过则有望进一步提高电动船舶渗透率和电池需求。 欧洲 FuelEU：对总吨位超过5000吨的船舶的温室气体燃料强度设定减排要求：覆盖在欧盟港口停泊及欧盟境内航行的全部能源使用；对于欧盟与第三国间、或往返欧盟最外缘成员国的航行， $50\%$ 的能源适用。FuelEU 设定了2025-50年阶段性减排目标：以基准值91.16gCO $_2$ eq/MJ 为参考，分别在2025/30/35/40/45/50 年实现减排 $2\% / 6\% / 14.5\% / 31\% / 62\% / 80\%$ 。政策允许船舶运营商之间进行减排余量的借贷和交易，即多艘船舶总量合规，未达标的船舶将面临400 EUR/ton VLSFO-equivalent罚款。 EUETS：2024年起覆盖航运业，规管总吨位超过5000吨的船舶，覆盖欧盟境内航线 $100\%$ 的排放以及跨境航线 $50\%$ 的排放。EUETS基于总量控制与交易机制，设定总体排放上限并逐年收紧配额：2024年船运企业获得 $60\%$ 的免费配额，2025-26年退坡至 $30\% / 0\%$ 。企业超出免费配额的排放需在碳市场购买配额履约，按市场供需波动约需支付60-100 $\mathrm{EUR} / \mathrm{tCO}_{2}\mathrm{eq}$ （碳市场价格）。 IMO全球减排框架预计于明年投票，若通过将进一步收紧船舶排放要求：IMO规定适用于全球所有总吨位超过5000吨的船舶（对部分特定类型给予豁免）。框架设定了2028-35年的温室气体燃料强度减排目标,提供基础Tier-2减排路径和更激进的Tier-1路径,均以2008年93.3gCO $_2$ eq/MJ为基准。其中，Tier-2目标到2040年实现65%的减排。船舶可将超额减排量用于出售或未来抵扣，Tier-2和Tier-1盈余单位定价分别为380和100美元/tCO $_2$ eq，从而鼓励更多船舶参与基础Tier-2减排。 我们预测2025-27年全球工程机械带来电池需求29/38/49GWh，主要系装载机电动化率提升和电池容量增加贡献需求增量；25-27年全球电动船舶带来电池需求13/24/45GWh，我们看好随全球船运减排政策收紧，船舶电动化率有望逐步提升。综合二者，我们预测25-27年工程机械与船舶合计贡献电池需求42/62/95GWh，同比 $+73\% / 45\% / 54\%$ 图表43：全球工程机械动力电池需求 注：叉车/装载机/挖掘机/升降作业平台/其他工程机械项均为国内销量的电池出货资料来源：中国工程机械工业协会，华泰研究预测 图表44：全球船舶动力电池需求 资料来源：中国工程机械工业协会，华泰研究预测 新能源渗透率+带电量提升托底国内需求，欧洲及新兴市场有望延续高增长我们预计26年国内乘用车需求同比-1%，新能源渗透率提升+带电量提升仍支撑乘用车电池需求同比+15%。考虑到25年基数较高+26年新能源购置税减免改减半+汽车国补延续存在不确定性，参考汽车组年度策略报告《去伪存真，聚焦景气赛道核心资产》251205，我们预计26年国内乘用车需求同比-1%，而我们认为乘用车电池需求仍存在较强支撑，预计同比+15%：1）带电量提升：根据动力电池联盟，24年/10M25国内新能源乘用车带电量达42.8/45.5kWh，随着后续纯电车型占比提升+增混车型大电池趋势延续，我们预计25-27年乘用车单车带电量可实现6%/5%/4%增长；2）新能源渗透率提升：根据乘联会，24年/10M25新能源乘用车渗透率已达47.6%/52.7%，随着后续具备竞争力新车型持续推出，我们预计新能源乘用车渗透率在25-27年可达55.0%/61.0%/65.0%。 我们预计全球动力电池出货量可达1404/1770/2149GWh，同比 $+34\% / 26\% / 21\%$ 。欧洲方面，碳排放考核延续 $+$ 较多具备竞争力的新车型推出，我们预计25-27年欧洲新能源车销量增速可达 $30\% / 27\% / 24\%$ ；美国方面，考虑到IRA补贴已于25年9月退坡，我们预计26-27年美国需求或出现下滑；新兴市场方面，新能源汽车产业链持续降本，以比亚迪为代表的中国企业积极出海，带动当地渗透率提升，我们预计新兴市场25-27年新能源车销量CAGR可超 $50\%$ 图表45：国内新能源汽车单车带电量持续提升 资料来源：动力电池联盟，华泰研究 图表46：全球动力电池需求量预测 资料来源：乘联会，中汽协，动力电池联盟，华泰研究预测 # 供需收紧，锂电材料涨价为26年主线 我们预计25-27年电池需求将达2171/2888/3575GWh，同比 $+45\% / 33\% / 24\%$ 。国内储能方面，随着容量电价 $+$ 现货市场陆续的推进，市场化需求有望进一步释放，我们预计国内25-26年储能装机将达135/210GWh，同比 $+23\% / 56\%$ 。美国储能方面，能源紧缺带动电价上行，带动储能经济性提升，同时AI基建提速有望带动AI配储需求。欧洲电价处于低位，我们预计欧洲户储后续或平稳增长，随动态电价机制及补贴跟进，大储及工商储有望维持高增长。新兴市场方面，澳洲户储补贴持续刺激需求，中东南美等地区大项目有望陆续释放。综上，结合动力、储能、电动工具等新兴场景需求，我们预计25-27年电池需求将达2171/2888/3575GWh，同比 $+45\% / 33\% / 24\%$ 。 图表47：全球电池出货量及预测表 出货量 (Gwh) 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022A 2023A 2024A 2025E 2026E 2027E 动力电池 58 65 117 295 371 684 865 1051 1404 1770 2149 YoY 12% 79% 153% 26% 84% 26% 21% 34% 26% 21% 小型电池 79 80 92 108 125 114 113.2 121 134 147 161 YoY 2% 15% 17% 16% -9% -1% 7% 10% 10% 10% 消费电池 70 68 73.2 80.6 91.3 82.5 82 89 99 108 117 YoY -3% 8% 10% 13% -10% 0% 8% 11% 9% 9% 电动工具 6.5 8.7 10.8 12.9 16.3 17.1 17.9 19.7 21.6 23.8 26.2 YoY 35% 24% 20% 26% 5% 5% 10% 10% 10% 10% 两轮车 2.6 3.8 8.4 14 17.5 14.6 12.9 12.2 13.1 15.1 17.2 YoY 49% 121% 70% 22% -16% -12% -5% 8% 15% 14% 储能电池 11 18 21 29 66.3 122 185 303 590 910 1170 YoY 59% 20% 36% 133% 84% 52% 64% 95% 54% 29% 其他(船舶机械等) 10 12.5 15.9 24.5 42.5 61.7 94.8 YoY 27% 54% 73% 45% 54% 合计 148 163 230 431 572 933 1179 1500 2171 2888 3575 YoY 10% 41% 87% 33% 63% 26% 27% 45% 33% 24% 注：此处为出货量口径，已考虑备货系数 资料来源：乘联会，中汽协，CNESA，EIA，SPE，华泰研究预测 我们预计26年锂电材料供需紧缺程度排序：6F>铁锂>铜箔>湿法隔膜>负极>铝箔。需求向好+供给显著放缓，锂电材料供需趋紧，涨价落地可期，建议关注供需平衡翻转及年底长协招投标或谈价进展。 图表48：锂电材料供需平衡汇总 注：表格中数据为需求/供给 资料来源：乘联会,中汽协,CNESA,EIA,SPE,鑫椤锂电,华泰研究预测 6F：散单价持续上涨，我们预计6F涨价周期可持续至26年底。截至12月8日，鑫椤锂电6F报价已上涨至18万元/吨。考虑到行业需求基数已较高+需求超预期程度相对温和，我们预计6F价格本轮周期高度或低于上一轮周期。目前来看多家6F厂商新增产能陆续在明年下半年释放，而明年上半年电池厂排产总体或淡季不淡，下半年迎来需求旺季，我们预计6F涨价周期可持续至26年底。6F行业格局集中度较高且基本稳定，25Q3行业CR3高达 $68.1\%$ ，龙头企业有望实现量利齐升。 图表49：6F扣除碳酸锂后价格 资料来源：Wind，华泰研究 图表50：6F行业市占率 资料来源：鑫椤锂电，华泰研究 铁锂：需求具备超额增速，看好成本上涨+供需收紧驱动的涨价。考虑到动力电池领域铁锂渗透率提升，储能领域技术路线以铁锂为主，铁锂需求具备相较电池行业整体的的超额增速。25年11月，中国化学与物理电源行业协会召开《磷酸铁锂材料行业成本研究》研讨会，会议提出行业平均成本区间为企业提供明确价值参考，并坚决遏制低价竞争，建议各公司谨慎扩产，我们预计在供需收紧 $+$ 反内卷 $+$ 上游原材料涨价传导下，铁锂涨价有望落地。根据湖南裕能2025年12月2日与万润新能2025年11月25日的投资者关系活动记录表，两家公司已积极与客户展开商务谈判，目前取得较好效果。 高压密产品紧缺，涨价需求更加迫切。随着电池往高能量密度演进，电池厂商对于高压密铁锂需求快速上升，而行业中高端产能相对有限，25年9月底宁德时代收购江西升华 $47.4\%$ 股权，电池厂对于高端品的保供需求迫切，高压实产品涨价预期更高，高端品迭代下行业有望向头部集中，我们建议关注行业内具备技术优势的龙头企业。 图表51： 磷酸铁锂月度价格 资料来源：鑫椤锂电，华泰研究 图表52：磷酸铁锂行业市占率 资料来源：鑫椤锂电，华泰研究 铜箔：产能利用率提升+涨价提振盈利，PCB高端品有望陆续起量。铜箔行业重资产属性强，单万吨CAPEX约5亿，下游需求起量环境下，产能利用率提升可有效摊平成本。今年上半年行业龙头均亏损或仅微利，行业扩产意愿弱，供需收紧下已陆续出现涨价，企业有望实现较大利润弹性。格局上，行业集中度仍较为分散，看好后续产品升级迭代加速份额向头部集中。此外，铜箔厂商多为锂电箔与PCB箔双布局，AI基建提速下RTF、HVLP铜箔等新品也有望贡献较高利润。 图表53：铜箔月度加工费 资料来源：鑫椤锂电，华泰研究 图表54：铜箔行业市占率 资料来源：鑫椤锂电，华泰研究 湿法隔膜：湿法渗透率提升，供需拐点加速到来。考虑到下游对于电池能量密度要求提升，隔膜从干法向湿法的转向也开始加速。湿法隔膜行业新增产能已显著放缓，25Q4隔膜已出现阶段性紧缺，扩产周期需接近2年，我们预计涨价周期可至少持续到27年。格局上，隔膜行业的新设备成本更低，行业后发优势显著，我们预计二线企业或凭借新设备成本优势扩大市占率。 图表55：湿法隔膜月度价格 资料来源：鑫椤锂电，华泰研究 图表56：湿法隔膜行业市占率 资料来源：鑫椤锂电，华泰研究 我们认为锂电材料涨价仍为26年最强主线。需求端，全球储能从1到10快速发展，看好国内储能市场化需求释放及美国AIDC配储带来超预期增量，欧洲动力新车型陆续推出贡献增量，中东非南美新能源车方兴未艾，无人机、电动船舶、电动工具等电动化有望加速。供给端，锂电材料行业历经过去两三年的洗礼，新增产能已显著放缓，9M25电池/磷酸铁锂/电解液/三元/负极/隔膜CAPEX同比 $+35\% / + 10\% / - 12\% / - 25\% / - 43\% / - 51\%$ ，除电池和磷酸铁锂外资本开支均已同比下滑，我们测算多数环节目前扩产回本周期仍较长，盈利修复前企业扩产意愿或仍较弱。我们预计25-27年需求增速可超过供给，供需收紧下企业盈利有望恢复，看好新周期下企业的量价利齐升。 图表57：锂电材料回本周期测算 资料来源：各公司年报、中报、季报,华泰研究测算 图表58：锂电各环节ROIC ROIC 2023 2024 9M2024 9M2025 9M25 V.S. 9M24 电池 宁德时代 16.53% 15.99% 11.68% 13.04% 1.36% 亿纬锂能 9.41% 8.39% 6.44% 5.39% -1.05% 欣旺达 2.44% 2.50% 2.18% 2.48% 0.30% 国轩高科 3.96% 4.03% 2.16% 5.22% 3.06% 孚能科技 -10.57% 0.00% -0.47% -1.41% -0.94% 隔膜 恩捷股份 8.17% -0.76% 1.63% 0.32% -1.31% 星源材质 5.06% 2.78% 2.69% 1.37% -1.32% 磷酸铁锂正极 德方纳米 -10.92% -11.87% -6.52% -4.92% 1.61% 湖南裕能 13.85% 4.63% 3.90% 3.93% 0.03% 万润新能 -9.92% -5.19% -3.43% -1.57% 1.86% 龙蟠科技 -11.71% -5.04% -1.40% 0.19% 1.59% 电解液(六氟磷酸锂) 天赐材料 11.12% 3.62% 2.63% 2.92% 0.29% 多氟多 5.94% -2.07% 0.82% 1.27% 0.45% 天际股份 0.98% -27.81% -3.95% -2.07% 1.88% 负极 中科电气 2.24% 7.30% 5.08% 7.43% 2.34% 璞泰来 10.27% 6.04% 5.90% 7.11% 1.21% 尚太科技 11.26% 12.04% 8.67% 8.93% 0.27% 贝特瑞 37.35% 20.22% 14.31% 14.99% 0.69% 翔丰华 4.13% 3.31% 2.24% 1.58% -0.66% 杉杉股份 3.70% 0.68% 1.23% 2.10% 0.87% 三元正极 容百科技 5.45% 3.55% 1.83% -0.30% -2.13% 当升科技 15.49% 3.50% 3.25% 3.40% 0.15% 长远锂科 -0.49% -3.48% -0.59% 0.81% 1.41% 振华新材 3.36% -7.94% -4.71% -5.05% -0.34% 厦钨新能 6.94% 5.55% 4.16% 5.78% 1.62% 结构件 科达利 12.14% 12.59% 8.55% 9.49% 0.95% 导电剂 天奈科技 9.28% 7.20% 5.33% 4.87% -0.46% 铜箔 嘉元科技 1.40% -0.85% -0.29% 1.44% 1.73% 中一科技 1.29% -1.81% -1.47% 1.18% 2.65% 诺德股份 2.22% -1.02% -0.36% 0.77% 1.13% 三元前驱 中伟股份 6.56% 5.79% 4.88% 3.68% -0.90% 资料来源：鑫椤锂电，华泰研究 图表59：锂电产业链各环节公司 CAPEX 资本开支(亿元) 2023 2024 9M2024 9M2025 9M25 V.S. 9M24 电池 宁德时代 336.25 311.80 212.68 300.88 41.47% 亿纬锂能 50.03 55.45 40.90 74.58 82.35% 欣旺达 58.96 61.93 46.16 56.80 23.04% 国轩高科 131.30 90.68 52.83 58.60 10.91% 孚能科技 10.73 15.58 12.69 1.76 -86.16% 隔膜 恩捷股份 78.24 28.59 49.37 10.33 -79.07% 星源材质 42.10 45.53 30.92 29.28 -5.29% 磷酸铁锂正极 德方纳米 16.27 4.77 4.65 4.46 -4.20% 湖南裕能 26.77 13.01 10.49 15.76 50.30% 万润新能 40.52 10.24 8.29 4.99 -39.76% 龙蟠科技 21.65 5.99 4.60 5.52 19.94% 电解液(六氟磷酸锂)天赐材料 31.02 7.72 6.31 4.92 -21.93% 多氟多 14.92 10.05 6.84 8.46 23.58% 天际股份 2.57 6.49 5.28 2.85 -45.97% 负极 中科电气 3.40 2.05 0.97 2.15 120.49% 璞泰来 39.71 32.63 22.91 8.78 -61.70% 尚太科技 2.70 8.68 6.08 3.73 -38.73% 贝特瑞 24.45 34.86 23.51 14.44 -38.56% 翔丰华 4.92 3.82 3.31 4.51 36.24% 杉杉股份 59.63 38.26 26.02 13.68 -47.42% 三元正极 容百科技 16.37 17.76 13.60 5.98 -56.02% 当升科技 13.32 8.71 6.51 11.01 69.19% 长远锂科 6.49 3.39 2.73 1.18 -56.84% 振华新材 2.59 1.50 1.01 0.55 -45.69% 厦钨新能 11.45 9.66 7.58 4.89 -35.56% 结构件 科达利 24.11 12.43 8.54 5.63 -34.05% 导电剂 天奈科技 5.90 4.02 2.88 1.89 -34.45% 铜箔 嘉元科技 12.82 7.36 5.48 2.46 -55.07%