专题：A股下半年掘金“结构牛”：聚焦AI基建
、周期制造与红利修复

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　　（来源：中信建投证券研究）

　　文|朱玥 张芷菡

　　当前市场对户储及工商储行业景气度跟踪多以出货台数为核心指标，但该方式极易忽视因配置时长、单台带电量提升带来的容量口径出货超预期增长 ，从而低估真实出货量
，叠加渠道成本刚性，个股业绩弹性容易被低估。此外 ，本报告为市场首次搭建户储/工商储空间测算模型
，结论为未来三年工商储需求天花板及斜率均远高于户储，将成为户储公司延续业绩高增的第二增长引擎和竞争胜负手 。

　　户储单台容量提升 、工商储配置时长增加 ，带动容量需求及业绩非线性增长
。2021年前主流模块单包容量从5kWh以下提升至5-12kWh
，并采用模块化
、堆叠式设计提供灵活选配方案，系统容量扩展至40-100kWh+ ，多机并容后可切入中小型工商业项目；大型工商储则以261kWh一体柜为主，储能时长向2-4小时提升
，标配314Ah大电芯并积极研发5系大电芯方案，因此若仅跟踪出货量台数 ，往往会低估其实际需求增速。同时
，由于储能渠道建设具备一次性投入、长期复用特性，新增品类边际渠道成本极低 ，营收规模增加的业绩弹性也往往会被低估 。

　　当前户储规模更大 、增速稳定
，而工商储未来空间、斜率更优。根据我们测算：①远期累计装机量工商储（4592GWh）>户储（2842GWh），其本质是全球工商业用电量远大于居民用电量；②全球渗透率：户储（3%）>工商储（1%）；同时 ，我们预计26/27年海外户储
、工商储新增需求约45/58、16/26GWh
，同比增长56%/28% 、82%/63%，29年起多个市场的工商储需求将开始超过户储
。

　　近期市场因油价下跌从而担心需求持续性 ，但我们认为驱动海外小储市场的宏观变量依然处于积极发展的轨道上
，过度的忧虑情绪可能在未来半年内被基本面趋势证伪：①政策驱动：多国通过强制配储（泰国15%/菲律宾20%）
、净计量退坡（荷兰/意大利）、补贴（澳/英/东欧）等创造和刺激的需求不因油价跌而消失；②用电刚需：亚非拉电力基建薄弱，停电频次不因油价跌而缓解。③经济性：油价下跌确实会使光储相对柴发收益差额收窄 ，但光储方案仍然更经济 。

　　工商储护城河更高，能否切入放量将成为户储公司延续业绩高增的胜负手
。工商储需求晚于户储爆发
，我们认为是因为工商业电价传导速度慢 、决策周期长
、客制化要求高，依赖更长市场教育过程及产品形态标准化周期 ，因而进入门槛较高。户储企业可利用现有渠道覆盖的市场认知与品牌基础
，自建项目制直销团队，先突破以离网/微网侧中小型工商业 ，积累运维及并网认证技术及经验
，进而逐步切入大型并网侧项目 。由于工商储单体项目规模为户储项目的数十倍，且电池包自配比例及一体机趋势明确 ，一旦实现放量将大幅提升户储公司业绩弹性
。

　　1、户储及工商储配置时长提升
，带动容量口径出货量非线性增长

　　我们跟踪发现，市场多以出货台数跟踪户储行业景气度 ，该方式容易忽视储能系统因配置时长 、单台带电量提升带来的容量口径出货量非线性增长。根据我们在SNEC展会调研
，目前户储
、工商储新品竞相采用314Ah大电芯作为主流方案，一方面可以摊薄固定成本 ，让利部分单Wh售价给终端客户，推动户均购电量提升
，从而体现为单台储能系统价值量及客单价的提升；同时，依托渠道复用优势 ，主流户储逆变器厂商已从单卖逆变器转向搭售电池包
，并推出堆叠式、模块化 、一体机等产品，为客户提供更为灵活容量选择 ，并随容量提升逐步拓展至工商储及大储场景
，刚性费用摊薄后将显著放大盈利端弹性 。

　　堆叠式
、模块化、一体机设计成为近年户储 、工商储产品主流方案
。2021年前户储产品多以逆变器、电池包为主，带电量相对有限 ，行业主流模块多在5kWh以下
，随着行业配置大电芯升级，显著提升单模块带电量 ，主流户储单包已提升至5-12kWh+
，系统容量扩展至 40-100kWh+，工商储则走向更大容量和更长时配置。

　　1.1
、户储：大电芯加速渗透 ，堆叠式、模块化一体机成为标配

　　随着全球人均可支配收入 、人均电力需求增长，全球户储产品户均带电量呈大型化趋势 。考虑终端单业主用电量逐年增加
，同时在保证电芯使用安全的前提下，随着单台电芯容量增加 ，单位固定成本也能有效摊薄
，一方面在原材料上涨或竞争加剧时对冲成本压力，另一方面通过给终端让利部分优惠单度电售价 ，可让用户更有动力购买更大容量产品
，从而带动平均客单价提升
。根据起点研究院SPIR调研数据显示，2025年全球户用储能不同带电量系统10-20kWh占比43% ，20-30kWh占比26%
，5-10kwh占比16%。

　　若按市场区分：（1）亚非拉地区户储市场由于刚需属性较强，若当地居民可支配收入较低 ，则对价格相对敏感
，对品牌认知相对较弱，目前亚非拉为主 ，例如以尼日利亚
、柬埔寨、缅甸等农村地区5kWh产品相对热销；而部分市场如南非 、菲律宾
、越南及泰国等居民收入相对较高地区会倾向于采用10、15kWh 。（2）欧洲 、澳洲等地区相对富裕，且家庭人口数量较多
，更加追求经济性自用，北美追求全屋备份 ，因此15-20kWh甚至更高带电量产品相对热销。

　　户储主流电芯从100Ah朝向280/314Ah及更大容量趋势发展
。2025年以前
，户储产品主流型号以100Ah电芯为主，50/72Ah为辅 ，随着户储需求旺盛推动小电芯价格提升
，考虑成本及性价比，2026年以来户储产品加速向280/314 Ah电芯迭代升级 ，同时头部厂商也在储备和研发更大电芯在下一代产品的应用。根据infoLink
，2026年第一季度，280/314Ah户储电芯渗透率有望达22% ，预计第二季度达到30% 。

　　户储主流方案选用模块化
、堆叠式设计
，可提供更为灵活的容量选配方案，同时显著优化渠道商库存、安装商效率
。传统户储需由安装人员对不同品牌PCS 、电池
、EMS等进行组装 ，对安装资质要求高、人才培养周期长 、供给严重不足，海外地区预约安装户储时往往需提前排队
，且安装成本较高，欧美地区户储安装成本几乎与产品成本相当。一体机产品使用直流耦合架构 ，将光伏、储能深度整合
，把混合逆变器
、储能电池、BMS 、EMS 集成为整套能源系统，大幅缩短安装时间 。以思格SigenStor为例 ，其浮插端子设计省去外部接线
，免螺钉装饰件减少装配时间，熟练工人安装1节能量控制单元+3节储能电池配置的时间缩短至15分钟 ，大幅降低安装费用
，释放此前因安装环节带来的铺货瓶颈
。同时，模块化堆叠式设计使得用户选配及维护也更为方便 ，通过简单的堆叠或模块替换即可调整容量
，可满足不同用电场景的能源需求。

　　模块化打开户储功率及容量上限，主流产品平均客单价呈上涨趋势 。从美国EnergySage榜单看 ，主流产品功率
、容量及配储时长均不断提升，头部产品也从早期偏小型方案
，逐步切换到如Tesla Powerwall等更适合整屋备电和高负载产品，价格则在产品升级中持续下探 ，主流产品降至1000美元/kWh以下
。而2025-2026年主流产品容量基本都在10kWh以上
，且支持模块化扩展，容量上限、储能时长大幅抬升：特斯拉 、阳光电源
、思格系统单体上限均在40-50kWh左右 ，如FranklinWH 、HomeGrid 等上限可达400-500kWh。按照平均容量*平均单价测算
，单个业主支付均价从2023年1.35万美元提升至2025年的1.68万美元 。

　　1.2 、工商储：高功率
、大容量、高集成演进，All-in-one成主流机型

　　分时电价时段延长与多充多放需求 ，工商储产品向长时化 、大容量
、高集成方案迭代
。随着分时电价时段持续延长、峰谷价差进一步拉大
，工商业用户多充多放电价套利需求显著提升，对储能系统放电时长 、循环寿命提出更高要求。主流产品正从传统短时储能向长时储能方向加速演进 ，同时高循环寿命电池技术成为产品核心性能要求 。根据Solar Builder Mag统计工商储相关产品
，2024年及以前大部分厂商以工商储逆变器、电池柜为主，2025年-2026年则以一体柜
、模块化堆叠为主 ，容量规格以261kWh为主，储能时长向2-4小时提升。

　　电芯全面升级为314Ah电池配置
，并逐步向5系升级
。目前主流工商储产品已全面升级为314Ah电芯配置，对应261kWh标配容量 ，部分企业推出基于587Ah或588Ah电芯工商储产品
，主要面向大型工业园区等高能耗场景，容量可达418kWh或522kWh。据CESA储能应用分会不完全统计 ，2025年工商储领域推出188个新产品中
，配置314Ah电芯产品共有97个，配置500+电芯共3个 。

　　2026年SNEC展会中All-in-one一体柜已成为工商业场景主流方案 ，部分产品亦开始引入堆叠式设计
。2026 SNEC展会中
，绝大多数厂商主推为261kWh 液冷储能一体柜。该类产品高度约 2 米，高度集成 PCS、BMS 、液冷电池
、EMS 控制器等核心部件 ，结构大幅精简
，支持多柜并联，实现即插即用 ，日内快速完成现场部署，大幅降低项目落地成本与建设周期
，适配工商业用户快速部署、灵活扩容需求，同时配套被动防护消防体系 ，增配气凝胶作为防火屏障
，保障安全运行 。部分新品也开始引入堆叠式 、模块化设计，支持快速扩容 ，降低对场地完整性与面积的硬性要求
，可适配户外复杂应用环境，最大化利用边角
、狭长或不规则区域
。

　　1.3、小储渠道成本刚性 ，全品类及应用场景拓宽打开成长空间

　　储能行业属轻资产运营模式
，渠道复用属性强，营收规模效应显著。储能逆变器及系统企业普遍采用轻资产运营模式 ，生产主要依赖于外购元器件进行组装
，产能弹性较大，固定资产占总资产比率显著低于传统制造业 ，而固定成本特别是销售及管理费用相对刚性，渠道建设具有一次性投入 、长期复用特征
，当全球经销渠道体系建立完善，新增品类（例如储能电池包）带来的边际渠道成本极低 ，可通过扩大品类及营收实现渠道复用
，打开利润增量弹性 。

　　户储带电量及搭售电池包提升产品单价，成本刚性赋予盈利端弹性
。营收规模越大
、渠道越成熟企业 ，期间费用率越低；从安全责任划分
，若储能逆变器和电池包由同一厂商提供，或作为一体机销售 ，如果出现产品问题责任清晰；由于电池包单位价值
，自配电池包将带来显著收入增量，同时受益储能产品带电量提升 ，利润弹性较大。

　　2、当前户储规模更大 、增速稳定
，而工商储未来空间
、斜率更优

　　2.1、参考汽车保有量 、工商业用电量，首次搭建户储/工商储空间测算模型

　　根据我们测算：①远期累计装机量工商储（4592GWh）>户储（2842GWh） ，其本质是全球工商业用电量远大于居民用电量；②全球渗透率：户储（3%）>工商储（1%） 。同时，我们预计26/27年海外户储、工商储新增需求约45/58
、16/26GWh
，同比增长56%/28%、82%/63%，29年起多个市场的工商储需求将开始超过户储
。以下为具体测算过程：

　　户储空间测算：参考全球各国汽车保有量 ，预估远期户储累计装机量超过2
，842GWh，市场空间约4.6万亿元 ，截止2025年全球户储累计装机量约79GWh
，对应渗透率不足3%。我们以居民用电电价作为户储经济回收周期参考指标，考虑发达国家 、高电价
、别墅、缺电地区用电需求更高 ，按20KWh/户带电量
，新兴市场及中低电价地区按5-10KWh/户带电量，发达国家户储产品均价1.5元/Wh测算 ，发展中国家及落后国家户储产品均价1.2元/Wh测算
，对应全球累计户储装机量可达2，842 GWh 。根据我们初步统计 ，截止2025年全球户储累计装机量约79GWh，按照远期户储累计装机容量
，对应渗透率约2.8%。

　　我们预计2026/2027年海外户储新增需求约45/58GWh，同比增长56%/28% ，重点关注居民电价较高 、但户储渗透率较低的市场如英国
、西班牙等
，以及电网建设薄弱的缺电、断电地区，如东南亚 、拉美
、非洲等新兴市场
。欧洲居民电价处于全球较高水平 ，是目前全球户储主要市场
，占比接近50%，此前需求主要集中在德国、意大利等居民电价高 、政策支持力度大的西欧国家 ，后续关注英国
、荷兰、东欧等高电价 、低渗透率地区的鼓励政策落地情况；美国此前受政策补贴驱动主要集中在加州、纽约等地区
，补贴退坡前市场存在抢装需求，近两年增速有所下滑；澳洲受益《廉价家用电池补贴计划》及低息贷款大幅缩短户储经济周期至5年以内 ，需求集中释放；东南亚
、中东、拉美等电网薄弱地区逐步以光伏配储作为补充或替代柴油发电成为家庭必备能源基础设施
，需求体量有望成长为欧洲水平。从需求增速看，26年大洋洲（161%）>东南亚（144%）>非洲拉美（47%）>欧洲（35%） ，27年东南亚（100%）>非洲拉美（32%）>欧洲（26%） 。

　　工商储空间测算：参考全球各国工商业用电量 、综合考虑渗透率及发电时长，预估远期累计装机量超4
，592GWh，市场空间约4.7万亿元 ，对应渗透率不足1%
。通过锚定各国工商业用电需求
，我们假设企业安装工商储的比例约50%
、放电时长4小时，预计远期工商储累计容量需求达4 ，592GWh、市场空间约4.7万亿元；根据我们统计
，截止2025年底全球工商储累计装机量约42GW，对应渗透率约0.9%。

　　我们预计2026/2027年海外工商储新增需求超15.6/25.6GWh ，同比增长82%/63% 。主要原因系：一方面
，绿电发电占比较多的国家逐步出台完善电力市场化机制，通过峰谷价差及辅助服务等方式拓宽工商储经济性 ，刺激配储以缓解电网消纳压力；另一方面
，AI数据中心 、采矿区等高能耗应用场景电力供需缺口逐步增大，促使各类工商业业主提高自备储能配套比例 ，驱动需求高增
。从27年需求增速看，欧洲（75%）>美洲（71%）>东南亚（67%）>大洋洲（25%）。

　　2.1
、为何工商储需求晚于户储爆发？

　　（1）电价上涨传导速度不同：户用相对即时
，工商业滞后 。以欧洲为例，其电力市场采用“边际成本定价+统一出清 ”机制 ，天然气价格波动直接、无缓冲地传导到居民电价
。2022年俄乌冲突后
，德国居民电价从19欧分/kWh暴涨至75欧分/kWh，涨幅近300% ，家庭当月就感受到电费压力。但工商业企业多签2-3年长期供电合同（PPA）
，电价上涨传导到工商端一般会滞后约12-18个月，当2023-2024年PPA到期重签时 ，工商储经济性才开始体现到后续决策中 。

　　（2）决策链长度不同：C端秒决策 、B端走多方流程
。户储产品相对投资额较低
，家庭用户看到天然气和电价上涨，立刻下单 ，需求爆发是即时性的
，决策周期1-2周即可完成。工商业企业需要多部门协同
、项目制开发，初始投资额较高 ，需严格测算投资收益模型进行确认，一般项目落地需要6-12个月不等 。

　　（3）产品形态差异：户储标准化成熟、工商储定制化要求高。户储经历多年发展
，已形成高度标准化的5-12kWh模块化堆叠，经销商即买即装 ，安装1-2天完成
。而工商储直到2025年才形成以261kWh一体柜为主的相对标准方案
，之前产品规格分散 、定制化程度高，交付周期长
、适配成本高；产品形态成熟度差距 ，直接导致需求释放速度的差异。

　　（4）渠道基础设施不同：户储渠道以经商为主、工商储需自建项目型销售团队 。户储发展相对较早
，在2019-2022年期间欧洲已建立起完善的经销商网络，可以触达社区；工商储是“企业直签+定制化方案” ，需要自建项目型销售团队 、方案工程师、本地服务网络
。渠道基础设施从零起步
，需求自然释放更慢，但这也意味着 ，一旦渠道建成
，护城河更深，后来者更难超越。

　　机会与挑战并存 ，从商业模式看，工商储产品竞争壁垒较户储明显提高
，否切入放量将成为户储公司延续业绩高增的胜负手 。

　　（1）直销
、客制化为主：工商储产品需直接对接企业，并与多部门协同定制开发项目方案 ，决策周期相对较长、应用场景相对复杂
，要求针对园区 、微网
、快充站配储等场景提供差异化方案与长期运维能力，与户储“经销商+标准化产品
”差异明显 ，很难沿用原有经销渠道大规模销售
，一般需自建项目销售团队
。

　　（2）市场准入及认证周期长：海外工商储市场相对更复杂，不同国家和地区对储能产品的准入标准、认证体系差异巨大 ，企业需投入大量时间和资金完成针对性认证
，认证周期普遍长达6-18个月且费用较高；

　　（3）专业化要求高：工商储产品涉及多机并联 、高压系统
、消防认证、电网接入协议，技术门槛远高于户储 ，对消防 、热失控防护要求较高
，同时工商储需参与电力现货交易
、辅助服务、多策略优化调度，算法深度要求远超户储的简单充放电逻辑。

　　（4）资金占用规模大：工商储单项目前期投入为户储的数十倍 ，同时海外项目预付款比例通常仅为 10%-20%，而垫资周期长达 6-12 个月
，现金流运营要求较高；

　　（5）运维服务难度大：工商储收益高度依赖运营策略，户储厂商缺乏电力交易和能源运营经验 。目前工商储领域玩家多为具备大型项目交付经验 、具备电网侧资源与关系的大储龙头企业如阳光电源
、宁德时代、比亚迪等
。此前由于工商业企业多签2-3年长期供电合同（PPA） ，电价上涨传导到工商端滞后约12-18个月。所以2023-2024年PPA到期重签时
，工商储的经济性才真正凸显 。

　　综上，中小型工商储与户储同属用户侧分布式场景 ，核心需求均为 “降电费 + 保供”
，新兴市场更看重并离网切换与弱网支撑能力
。户储企业可复用现有经销 / 安装商网络，搭建直销团队直签 EPC 与企业用户 ，显著降低获客成本；路径上可先从与户储场景相近 、价格敏感的中小型工商储离网 / 弱电网市场切入
，再逐步升级至大型电网侧储能项目。同时，工商储对产品专业化设计、交付能力等要求均大幅提高 ，厂商需针对企业场景定制化提供方案及运维服务
，单体项目的营收与盈利水平也将同步提升 。

　　逆变器厂商凭借渠道及品牌影响力，已从销售单一逆变器产品延伸至搭售电池包 ，并拓展工商储
、大储等全场景储能产品。逆变器厂商在海外已建立渠道及品牌护城河，可通过推出集成系统产品方式
，复用市场渠道
。

　　由于户储产品单台带电量一般为5-10kWh，工商储产品单台带电量将大幅提升至50-261kWh以上 ，因此对应工商储单台售价约为户储产品的10倍以上
，电池包自配率更高，产品放量后将大幅驱动公司业绩大幅增长。工商储户均购电量与单台产品价值显著高于户储系统产品 ，例如户储系统产品通常带电量为5、8 、10kWh甚至更高规格
，其中5/10kWh户储系统产品单台售价约1-1.5万元；而工商储50kW/100kWh规格单台售价约10-15万元，125kW/261kWh规格售价约20-30万元；同时 ，工商储电池包自配率更高
，一体机趋势确定，伴随工商储产品出货量增加 ，自配率有望进一步提升
，拉高整机附加值与盈利水平 。随着头部户储企业相继推出工商储产品，拓宽应用场景 ，供应链及渠道复用优化单位成本及费用，同时工商储电池包自配率较高
，随工商储
、大储出货不断增长，放量后成为重要业绩驱动力
。

　　3、从可选逐步走向必选 ，油价波动不改储能需求持续景气

　　我们认为户储及工商储市场驱动因素可归纳为经济性驱动 、政策补贴支持
、用电刚需及宏观因素等
，其中当出现两重、三重因素叠加影响后，该地区储能需求往往呈现高于其他地区增长态势。近期市场因油价下跌从而担心需求持续性 ，但我们认为驱动海外小储市场的宏观变量依然处于积极发展的轨道上
，过度的忧虑情绪可能在未来半年内被基本面趋势证伪：

　　（1）政策驱动型：政府通过直接补贴 、税收抵免
、低息贷款、净计量退坡或强制配储等方式创造或刺激需求 。如乌克兰灾后重建支持光储建设，如澳大利亚 、巴西等“光伏强
、储能弱 ”结构性矛盾地区强制配储、引入电力市场化交易等手段用于缓解电网冲击；澳 、英、东欧等多国推出巨额补贴计划（如澳洲追加至72亿澳元
、英国150亿英镑“温暖家园计划
”）直接降低安装成本；另一个方面 ，通过净计量政策退坡（如荷兰2027年全面取消）和动态电价强制普及
，削弱纯光伏经济性，倒逼用户配储以实现自发自用和峰谷套利
。

　　（2）经济性驱动型：主要集中在发达国家、偏远岛屿等 ，如高电价的欧洲 、澳洲
、美国等。（1）光储系统成本持续下行
，使得全球光储平价地区从高电价逐步向中低电价渗透，释放了潜在购买力 。同时 ，地缘冲突（如俄乌冲突、美伊冲突）导致天然气和原油价格飙升，投资回报周期可大幅缩短
。（2）当电价较高的同时
，峰谷价差放大，企业可通过工商储峰谷套利降低用电成本 ，缩短投资回报期。

　　（3）用电刚需型：主要集中亚非拉地区
，如南非 、巴基斯坦
、菲律宾等，该地区光照资源充足 ，但电力基础设施薄弱
，常态化电力短缺、供电不稳定成为区域普遍痛点，甚至有村庄及岛屿尚未通电 ，此前多以柴发/气电为主
，户储逐渐替代并成为保障基本生活用电的刚需品，离网/微网需求旺盛 。

　　（4）其他宏观因素影响：主要是贷款利率影响
。由于储能项目一般会申请长期贷款 ，利率直接影响储能项目内部收益率
，降息周期将缩短投资回报周期。此外突发性外部冲击改变了居民的长期预期，触发了能源独立/非理性或超前消费需求 。

　　3.1 、亚非拉等电网设施薄弱地区 ，储能从可选消费品升级为能源必备设施

　　亚非拉地区太阳能资源充裕，电力基础设施薄弱
，通常采用柴油发电，随着光储成本不断下降 ，正逐步替代柴油成为能源必备设施。由于东南亚地区靠近赤道
，太阳能资源充裕，同时遍布多个岛屿 ，电力基础设施薄弱
、电网稳定性不足的固有问题进一步凸显
，常态化电力短缺、供电不稳定成为区域普遍痛点
。从成本角度分析，光储系统相比传统发电方式已具备明显优势。柴油发电机的度电成本约为0.34-0.49美元 ，而光储系统度电成本已降至0.098美元 。

　　（1）户储方面
，亚非拉多个村庄及岛屿尚未通电，当地家庭过往长期依赖小型柴油发电机满足照明 、家电
、取水等基础用电需求 ，但柴油运输成本高昂、燃料开销大
，设备噪音污染严重等
。随着光伏储能设备成本持续下行，轻量化 、即装即用的离网户用光储成套方案快速渗透市场 ，凭借一次安装、长期无燃料消耗
、运维简单、供电稳定清洁的核心优势，正在大规模替代传统柴油发电机组
，成为无电区域居民保障日常用电 、改善生活条件的主流解决方案。

　　（2）工商储方面，拉丁美洲矿业资源富集区（智利铜矿带
、巴西铁矿三角区、秘鲁安第斯矿区等）多位于电网覆盖薄弱或完全离网的偏远地带 。由于矿区一般需24 小时连续运转 、功率波动大
、对供电可靠性要求极高 ，传统供电依赖柴油发电机组
，目前已有秘鲁Cajamarca金矿项目部署20MW/80MWh储能系统，每年可节省柴油发电成本高达420万美元
。

　　3.2、澳洲 、英国
、东南亚等国相继出台补贴或强制配储政策

　　澳大利亚：两轮合计350亿补贴激发户储装机热情 ，已出现施工期延长、产品阶段性断货等情况。2025年澳大利亚联邦政府宣布为推动2030年实现可再生能源占比达82%目标
，将大幅扩容产能投资计划（Capacity Investment Scheme， CIS） ，新增40GW光伏 、风电及储能装机容量；2025年7月
，澳大利亚联邦政府为解决大量住宅太阳能发电设施用户未配套部署储能系统问题，出台《廉价家用电池补贴计划》 ，首轮投入23亿澳元补贴用于太阳能发电设施共址部署的电池储能系统提供约30%折扣
，政策出台后澳大利亚户储需求大幅增长，据澳大利亚清洁能源监管局（Clean Energy Regulator）数据 ，2025年Q3/Q4 平均安装容量分别为 19.5 kWh 和 26.8 kWh；同年12月，澳大利亚政府宣布针对户储补贴额外加码 49 亿澳元
，两轮补贴合计达 72 亿澳元（约350亿人民币），次轮补贴引入阶梯制补贴设计 ，兼顾财政可持续性与市场激活效果
，由于STC系数每半年下调一次，将强化补贴退坡预期后的抢装意愿 ，近期已出现施工排期延长
、产品阶段性紧缺等现象 。根据澳大利亚清洁能源监管机构CER
，2025年共安装19.3万套户储系统，新增户储容量约4.6GWh ，预计2026年户储安装量将达35万–52万套
，对应储能规模8~12GWh，同比增速约117%
。

　　英国计划推出1400亿元《温暖家园计划》补贴计划 ，待细则落地后拉动户储需求加速释放。英国政府于2026年1月宣布投入150亿英镑（约1400亿人民币）推进《温暖家园计划》
，通过拨款及贷款等方式支持到2030年超过300万户家庭安装屋顶太阳能装置（使目前已拥有太阳能系统家庭数量增加2倍），安装超过45万台热泵（目前约16万台） ，其中50亿英镑用于支持低收入家庭；20亿英镑用于消费贷款；27亿英镑投入现有的锅炉升级计划以补贴热泵安装（70%）；11亿英镑用于供热网络投资；其余27亿英镑和15亿英镑分别用于家庭升级融资及苏格兰、威尔士和北爱尔兰地方政府的相关项目 。按2030年新增300万户安装光伏系统家庭，按80%配储率 、单套10kWh估算
，对应户储增量空间可达24GWh
。

　　英国逐步放开工商储并网审批、容量限制，推出强制配储等措施。2026年5月6日 ，英国政府公布《2026-2030可再生能源补贴修订法案》
，其中：（1）将户用光伏+储能补贴额度上调12%，要求独栋住宅安装光伏配套不低于 5kWh 储能系统 ，最高补贴额度提升至1800英镑；（2）放开工商业光伏储能并网审批权限
，简化 1MW 以下项目电网接入流程，审批周期从原先 12 周压缩至 4 周；（3）取消苏格兰
、威尔士偏远地区光伏储能并网容量限制 ，鼓励山地、滩涂闲置土地开发地面光伏电站 。同时
，英国能源监管局2026年5月中发布新规，强制要求 2026年7月起新建5MW以上地面光伏电站必须配套不低于20%容量 、2 小时时长储能系统 ，未达标项目不予并网审批。

　　东盟国家原油进口高度绑定中东市场
，政府出台政策加快能源转型
。据东盟能源中心统计，东盟超半数原油进口源自中东地区 ，各国分化显著但整体依赖度偏高。其中菲律宾中东原油进口依存度高达95%，越南达88%
，泰国亦达59%；（2）从能源储备看，东南亚多国战略石油储备规模严重不足 ，大幅低于国际能源署（IEA）设定90天安全储备基准线
，具体来看印尼
、越南战略石油储备仅可支撑20-23天国内消耗，菲律宾储备能力更为薄弱 ，可用时长不足14天
，因此本轮中东地缘冲突对东南亚地区能源供应链形成极强冲击，能源安全与电力保供压力尤为突出 ，同时进入夏日用电高峰
，越南、菲律宾等国家断电情况又将频发 。东南亚各国均提出可再生能源转型目标，东盟国家计划到2025年将可再生能源在一次能源中的占比提高至23% ，到2030年提升至45%
。同时各国可再生能源装机目标提升直接带动配套储能需求。同时
，为加速能源转型，并协助民众应对全球能源危机 ，各国相继出台各类补贴政策引导激励储能装机需求 。

　　3.3 、各国相继引入动态电价机制，配储经济性提升驱动需求高增

　　荷兰
、意大利等国家取消净计量机制
，倒逼存量光伏电站配储
。荷兰净计量政策自2004年实施，主要针对35kW以下的户用光伏项目 ，允许家庭将多余电力输送回电网
，并根据发电量与用电量的差额获得电费抵扣或补偿，从而降低电费支出或获得补贴政策。初期提供全价全量余电上网补贴 ，但随着市场过度刺激
，政府财政负担加重，补贴费率自2019年起每年削减9% ，计划从2027年逐步取消净计量机制 。意大利2025年9月取消净计费
，通过压缩纯光伏项目收益率驱动存量项目配储
。

　　德国、法国等多个新能源发电占比较高的国家负电价时长增加，峰谷价差扩大驱动配储经济性提升。当各国相继采用市场化交易电价机制 ，纯光伏电站的收益率因午间负电价时长拉长
，从而收益率不断降低，激发存量及新增项目配储需求共振 。由于光伏发电主要在白天特别是午间 ，装机较多未被充分消纳后导致电价走低，而晚间又为用电高峰
，电价又被拉高，特别是天然气价格上涨后 ，将进一步助推日内峰谷价差向上拉动
，将显著提升储能经济性
。根据Transparency platform统计，2022年5月20日德国电力市场日内价差约70欧元/MWh ，2026年同一日期日内价差约160欧元/MWh
，倒逼业主配储以提升项目经济性。

　　5 、投资建议

　　（1）主流户储
、工商储单台带电量持续上行，电池出货高增支撑各公司营收业绩增长 。

　　（2）降本技术持续迭代 ，国内集成商可通过电芯型号迭代、电源转换效率提升 、拉长项目运行年限
、优化融资利率测算等方式实现降本
，抵消碳酸锂价格上涨的影响。

　　（3）新能源渗透率提升，峰谷价差持续扩大带来套利空间 ，提升工商业储能参与峰谷套利经济性
。

　　（4）近期市场因油价下跌从而担心需求持续性
，但我们认为驱动海外小储市场的宏观变量依然处于积极发展的轨道上，过度的忧虑情绪可能在未来半年内被基本面趋势证伪。

　　（5）未来三年工商储需求天花板及斜率均远高于户储 ，将成为户储公司延续业绩高增的第二增长引擎和竞争胜负手 。

　　（1）需求方面：国家基建政策变化导致电源投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对灵活性电源需求下降；储能装机增速不及预期；全社会用电量增速下降；动力电池需求受新能源汽车补贴政策退坡不及预期等
。

　　（2）供给方面：锂资源、铜资源 、钢铁等大宗商品价格上涨；IGBT等电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期；盐穴、硐室等开凿成本高于预期；钒资源价格大幅上涨等。

　　（3）政策方面：储能相关扶持政策不及预期；容量电价补偿标准低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期等 。

　　（4）国际形势方面：能源危机较快缓解
、能源价格较快下跌；国际贸易壁垒加深等
。

　　（5）市场方面：竞争加剧导致储能电池、集成商 、PCS厂商毛利率
、盈利能力低于预期；运输等费用上涨。

　　（6）技术方面：电化学储能、压缩空气储能 、液流电池储能等技术降本进度低于预期；储能技术可靠性难以进一步提升；循环效率停滞不前等 。

　　（7）机制方面：电力市场机制推进不及预期；现货市场配套辅助服务
、容量补偿、峰谷价差等不及预期；虚拟电厂 、需求侧管理等新兴市场机制不及预期等
。部分省份因消纳或电价承受力问题
，准入名单可能收紧。

　　朱玥：中信建投证券电力设备新能源行业首席分析师 。2021年加入中信建投证券研究发展部，8年证券行业研究经验 ，曾就职于兴业证券
、方正证券
，《财经》杂志，专注于新能源产业链研究和国家政策解读跟踪 ，在2019至2022年期间带领团队多次在新财富、金麒麟
，水晶球等行业权威评选中名列前茅
。

　　张芷菡：中信建投证券电力设备及新能源分析师，中山大学金融学学士 、新加坡南洋理工大学应用经济学硕士 ，研究方向为光伏
、储能；3年卖方研究工作经验
，2年新能源实业工作经验，曾就职于广发证券 ，2026年加入中信建投电新团队。

　　证券研究报告名称：《海外用户侧储能方兴未艾
，胜负手看工商业储能》

　　对外发布时间：2026年6月25日

　　报告发布机构：中信建投证券股份有限公司

　　本报告分析师：

　　朱玥 SAC 编号：S1440521100008

　　SFC 编号：BTM546

　　张芷菡 SAC 编号：S1440526050003

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