政策催化叠加市场驱动，国内储能有望打开成长空间

政策催化叠加市场驱动，国内储能有望打开成长空间 证券分析师：朱洁羽执业证书编号：S0600520090004联系邮箱：zhujieyu@dwzq.com.cn 摘要 ◆政策重塑价值体系，储能从强配转向经济性驱动。“136号文”明确取消将配置储能作为新建新能源项目的前置条件，推动储能行业市场化改革。各省陆续出台容量电价补偿政策，以提升储能经济性。同时，2026年“114号文”明确提出建立全国性容量电价机制，我们预计其他省份有望陆续跟进，推动储能需求实现高速增长。 ◆算电协同首次列入政府工作报告，储能需求有望持续提升。1）算电协同不是短期主题，而是长期产业趋势。算力协同是一个由探索到成熟、由初级到高级、由协同到融合的渐进发展过程。在这一演进过程中，算力与电力的协同程度持续深化、合作愈发紧密。2）算电协同首次列入政府工作报告，有望带动储能需求。我国算力电力分布不均，政策持续加码，明确要求枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%，2026年算电协同首次列入政府工作报告。目前，算力需求爆炸式增长，算力增长催生刚性电力需求，算电协同的推进，有望持续撬动储能需求。 ◆2025年装机维持高增，2026年招标需求显著提升，装机需求有望持续增高。根据CNESA统计，2025年中国新型储能新增装机规模为66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模同比+52%/+73%。2025年，国内储能招标容量为303.8GWh，同比72.22%，进入2026年，增长势头进一步加快，2026年1月及2月单月招标容量同比增速分别为46.81%和65.67%。储能需求端的强劲释放，26年装机需求有望持续增高，我们预计26年储能新增装机265Gwh，同比增长63%。 ◆投资建议：建议关注北交所储能相关标的：海希通讯、方盛股份。 ◆风险提示：竞争加剧、技术迭代风险、原材料供应不足风险、原材料价格风险。 目录 一、政策重塑价值体系，储能从强配转向经济性驱动 二、算电协同首次列入政府工作报告，储能需求有望持续提升 三、招标规模同比高增，26年国内储能装机持续高增 四、储能市场发展空间广阔，建议关注相关标的 五、风险提示 一、政策重塑价值体系，储能从强配转向经济性驱动 1.1储能迈向市场化，推动储能需求高增 ◆强制配储退场，容量电价密集出台，储能收益模型持续优化。2025年初，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，提出要推动新能源全面进入电力市场交易，以及明确取消将配置储能作为新建新能源项目的前置条件。这意味着，持续多年的“强制配储”政策正式退出历史舞台，储能行业告别了依靠政策“搭车”的时代。各省迅速跟进出台的容量电价补偿政策，其中内蒙古、河北、宁夏、甘肃、湖北五省陆续发布容量补偿政策，纳入补偿的标准和范围开始出现相对一致的趋势。电力市场化改革将改变储能项目收益模型，为储能开辟了全新的市场化收益空间。 1.2“114号文件”：明确建立独立储能容量电价机制 ◆114号文首次从国家层面明确了独立储能的容量电价机制。2026年1月30日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，明确提出建立统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。本次《通知》明确了电网侧独立储能的容量电价机制，为电网侧独立储能提供了较为明确的运营收入保障和收益预期，有利于调动其积极性，更好参与电力市场化交易体系。同时，独立储能容量电价的折算比例计算方式，也有利于真实反映独立储能对系统顶峰保障的实际贡献。 1.2有序建立发电侧可靠容量补偿机制，完善容量电价定价体系 ◆“114号文件”建立了“可靠容量”概念以及对应的“可靠容量补偿机制”。可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组；对获得其他保障的容量不重复补偿。政府定价的机组，不予补偿。可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价。 ◆从分类定价到统一补偿，重塑储能发展逻辑。此次《通知》的核心突破在于，不再按电源类型区分补偿，而是基于“顶峰供电能力”这一统一原则进行补偿，标志着容量电价制度的重大完善。政策并未简单提价，而是通过优化发电侧收益分配，实现了电量电价与容量补偿的合理分工。随着各省政策跟进，储能的容量收益将更具确定性，其经济性也有望迎来实质性提升，推动发展逻辑从强配驱动转向经济性驱动。 二、算电协同首次列入政府工作报告，储能需求有望持续提升 2.1算电协同不是短期主题，而是长期产业趋势 ◆算电协同是一个由协同到融合的过程，是长期发展趋势。算电协同指通过数字化技术、智能算法和通信网络，将算力基础设施与电力系统进行有机整合，通过智能化调度实现算力资源与电力资源的动态匹配与优化配置，实现两者在资源调度、运行管理、需求响应等层面的协同互动，以提升能源利用效率、保障算力供给稳定性，并推动低碳化发展。算力协同是一个由探索到成熟、由初级到高级、由协同到融合的渐进发展过程。在这一演进过程中，算力与电力的协同程度持续深化、合作愈发紧密。 2.2算力枢纽绿电占比限制，东数西算升级算电协同 ◆国家级政策严格限制算力园区绿电占比，建设战略从“东数西算”起步到“算电协同”升级。2022年2月全面启动了“东数西算”工程，规划了8个国家算力枢纽节点和10个数据中心集群。但我国目前算力中心多部署在东部，而新能源发电主要来自西部。截至2023年底，八大枢纽节点机架数占全国七成以上，其中京津冀和长三角在用机架数的全国占比分别为21.5%和24.5%，其余六大节点在用机架数的全国占比总和为25.5%。2024年《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》明确要求，到2025年底国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%。这表明算力与电力分布不均衡的问题需要进一步深化算电协同，健康的算力增长必须依托绿电匹配，算力中心的选址正从单纯考虑算力需求转向“算力+绿电”的双重优化。 2.2首次列入政府工作报告，算电协同纵深发展 ◆算电协同首次列入政府工作报告，储能角色从配角转向中枢。2026年3月5日，两会政府工作报告明确提出：“实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程，加强全国一体化算力监测调度，支持公共云发展。”这一表述标志着算电协同正式从部门探索上升为国家战略，成为“东数西算”工程纵深推进的重要抓手。此前，在2023年，国家发展改革委等部门联合印发的《关于深入实施“东数西算”工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》中，就已首次提出“算力电力协同”的概念。算电协同完成了从“概念提出”到“工程落地”的关键跨越，为算力基础设施与新型电力系统的融合发展奠定了坚实的政策基础。 2.2算力驱动电力刚需，算电协同打开储能新空间 ◆全球算力规模持续扩张，我国增长尤为迅猛。中商产业研究院预测，2030年全球智能算力市场规模将达1686亿元，稳步增长。基于人工智能的发展轨迹，中国信息通信研究院对我国算力用电需求进行了多情景预测，2030年我国算力中心用电量在高情景下或超7000亿千瓦时（占全社会用电量5.3%）；中情景下超4000亿千瓦时（占比3.0%）；低情景下约3000亿千瓦时（占比2.3%）。 ◆算力增长催生刚性电力需求，而算电协同的推进，有望持续撬动储能需求。储能一方面可平抑风光发电的波动，保障绿电稳定供应；另一方面通过峰谷价差套利降低用电成本，并借助调频、需求响应等方式参与电网互动，实现价值延伸。在算力快速发展的背景下，算力与电力的协同融合，正为储能打开新的增长空间。 三、招标规模同比高增，26年国内储能装机持续高增 3.1储能装机持续高增，25年装机66.43Gw，同增52% ◆储能市场规模稳步增长，新型储能装机规模快速扩张。根据CNESA统计，截至2025年12月底，中国新型储能累计装机规模达到144.7GW，同 比+85，首 次 突 破100GW，是“十 三 五”时 期 末 的45倍。2025年，中 国 新 型 储 能 新 增 装 机 规 模 为66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模同比+52%/+73%。 3.2新型储能平均时长持续攀升，长时储能需求增强 ◆新型储能平均时长持续攀升，长时储能需求增强，行业正向能量容量主导的应用场景加速演进。根据CNESA统计，2021至2025年，新型储能平均时长由2.11小时缓慢升至2.58小时，呈现稳步上升趋势；自2026年起，时长提升明显加快，预计到2030年累计装机的平均时长将达到3.47小时。这一变化反映出储能技术持续进步及市场对长时储能需求的增强，行业正加速向能量时移、系统调节等更注重能量容量的应用场景深化发展。 3.3独立储能主导地位凸显，新型储能应用格局持续重塑 ◆我国储能应用结构发生根本性变化。寻熵研究院数据显示，2025年落地的储能系统需求中，独立式储能项目以及集采、框采合计占到总招标采购规模的近九成。随着“136号文”明确提出新能源项目不再强制配储，可再生能源领域的采招需求明显下降，在2025年全年采招订单中的占比仅为6%。总体来看，我国储能的应用格局正加速向“独立储能主导、多场景协同”的方向演进。 3.4招标容量维持高增长，26年储能有望持续高增 ◆国 内 储 能 市 场 延 续 高 景 气 度，招 标 容 量 呈 现 爆 发 式 增 长。2024年 与2025年，国 内 储 能 招 标 容 量 分 别 达 到176.4GWh和303.8GWh，2025年同比增长72.22%，行业持续保持高速扩张态势。进入2026年，增长势头进一步加快，2026年1月及2月单月招标容量同比增速分别为46.81%和65.67%，显示出开年以来储能需求端的强劲释放。整体来看，储能市场正从政策驱动加速迈向经济性驱动，招标规模屡创新高，行业迈入高质量、高增长的新阶段。 3.5项目应用电网侧主导，山西宁夏等五省项目集中 ◆电网侧储能占据绝对主导地位，山西、宁夏等五省贡献了全国73%的项目份额。从应用场景结构看，电网侧已占据绝对主导地位，在EPC项目应用中，2026年电网侧占比攀升至95.6%。从地区分布看，山西、宁夏、山东、河北、广西五省合计占比达73%，其中山西以6304Gwh规模领跑全国，占比23%，宁夏以19%占比紧随其后。我们预计，容量电价补偿政策将为上述省份储能发展提供稳定的收益预期，进一步推动各省储能需求的持续释放。 3.6储能中标价格整体波动下降，近期实现回升 ◆EPC与储能系统中标价格整体呈现波动下降趋势，2025年8月受电芯价格上涨影响，中标价格回升。根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年储能系统（磷酸铁锂系统，不含用户侧应用）采购中标价格在391.14元/kWh-913.00元/kWh之间，其中不同时长系统价格降价幅度差异大。2025年EPC（不含用户侧）中标价格整体也呈现出波动下行的趋势。但2025年8月受电芯价格上涨影响，中标价格均回升，呈现小幅增长态势。 3.7预计26年国内储能装机265Gwh，同比+63% ◆2024年至2030年国内储能新增装机规模整体呈现快速扩张态势。我们预计26年国内储能装机265Gwh，同比+63%，27年装机351Gwh，同比+32%，到30年预计装机518Gwh，同比+12%。整体来看，2024-2026年为高速增长期，同比增速分别为129%、47%和63%，此后增速逐步趋稳，保持在12%-17%的区间，市场进入稳步释放阶段。其中，锂电大储始终占据主导地位，装机规