政策催化叠加新需求驱动，关注储能景气周期

2026年08月18日电力设备及新能源 证券研究报告 政策催化叠加新需求驱动，关注储能景气周期 投资评级领先大市-A维持评级 国内大储受益模式逐步清晰，储能有望迎来高质量发展阶段。136号文叫停强制配储，储能全面转向市场化发展。114号文建立容量电价机制，为储能收益提供托底，储能收益转向多元市场收益堆叠，从单纯的成本项目转变为收益项目，储能市场有望向高质量、长时化方向发展。 欧洲和新兴市场有望成为海外需求增长的重要驱动。欧洲可再生能源渗透率攀升至47.7%，负电价小时数创历史新高，储能装机必要性大幅提升。EMDR确立储能核心市场地位，西班牙、意大利等国推出大规模支持计划，欧洲储能装机预计保持高速增长。新兴市场储能需求跨越发展，沙特、智利、菲律宾等国对海外厂商参与本地市场政策限制较少，中国储能企业享有战略窗口期。 资料来源：Wind资讯 AIDC有望成为储能需求增长新动能。AIDC功率波动幅度远高于传统数据中心，从"稳态负载"跃迁至"脉冲负载"，毫秒-小时级多维度储能需求显著增长。美国电网互联队列积压达历史峰值，数据中心2-3年建设周期与电网5-10年扩容周期错配，储能因速度而非成本成为刚需。“算电协同"首次写入政府工作报告，标志算力与电力系统融合上升至国家战略，绿电直连有望推动储能需求增长。 张天然分析师SAC执业证书编号：S1450524120002zhangtr1@sdicsc.com.cn 孙曌续分析师SAC执业证书编号：S1450526050001sunzx@sdicsc.com.cn 全球户储市场高景气延续，政策+动态电价+VPP多维驱动欧洲需求复苏。2025年全球户储系统出货量达35.11 GWh（同比+75.55%），欧洲以29%全球占比保持三大核心市场之一地位。欧洲户储政策密度全球最高，政策组合拳持续强化安装经济性。动态电价供应商持续增加，负电价从偶发异常演变为结构性特征，户用储能创造独立于光伏的电网套利收入；VPP聚合服务提供灵活性收益，储能价值主张从"省电费"升级为"全天候套利+灵活性服务"。新兴市场依托政策支持和经济性有望加速，中国厂商依托成本和渠道优势有望复制在欧洲市场份额优势。 相关报告 -锂电盈利高增，AIDC风起云涌2026-06-01 投资建议：锂电池有望受益储能需求增长，出货持续高增，推荐全球锂电池龙头宁德时代，大储及AIDC储能环节，建议关注集成商领域国内龙头海博思创以及海外渠道占优的阳光电源和阿特斯，用户侧储能环节建议关注固德威，锦浪科技，德业股份，艾罗能源，盛弘股份，科士达。 风险提示：政策效果不及预期；下游需求不及预期；原材料价格波动超预期；宏观经济波动；行业政策变化。 内容目录 1.制度建设逐步完善，国内储能全面转向市场化...................................42.海外大储市场：关注欧洲和新兴市场...........................................93.新需求：AIDC有望成为储能成长新动能.......................................154.户储：受益政策驱动有望进入景气周期........................................235.投资建议..................................................................276.风险提示..................................................................27 图表目录 图1.源网侧是国内储能需求核心................................................4图2.新能源配储利用率有所改善................................................4图3.新能源配储利用率横向对比偏低............................................4图4.国内储能发展时间轴......................................................5图5.澳大利亚市场储能收入结构................................................8图6.2025年中国新型储能新增投运66.43GW/189.48GWh............................9图7.2024年新增储能装机应用结构..............................................9图8.2025年新增储能装机应用结构..............................................9图9.欧洲新能源发电占比持续攀升（%）........................................10图10.德国新能源发电占比不断提升（%）.......................................10图11.欧洲负电价小时数占比近年来明显上升....................................11图12.德国、英国、意大利保持欧洲储能市场前三................................13图13.2025年欧洲新增储能装机36GWh..........................................13图14.欧洲电网侧储能占比跃升至55%...........................................14图15.美国储能装机保持景气..................................................15图16.基于GPU的训练集群的功耗曲线.........................................16图17.多级储能应对AI数据中心功率波动.......................................17图18.混合储能可以有效缓解数据中心波动......................................17图19.ERCOT负载并网需求旺盛（MW）...........................................19图20.数据中心是大型负载主要来源............................................19图21.PJM预计供需缺口持续拉大...............................................19图22.美国PJM容量拍卖价格维持高位..........................................20图23.储能可以加速数据中心并网..............................................22图24.算力电力进入深度协同阶段..............................................23图25.绿电直连架构图........................................................23图26.全球户储市场集中于欧美和亚太..........................................24图27.德国负电价时间小时数持续提升..........................................25图28.户储VPP运营架构......................................................26图29.2026年预计全球储能装机超过400GWh.....................................27 表1：长时储能有望受益114号文...............................................5表2：容量电价敏感性测算.....................................................6表3：电池价格敏感性测算.....................................................6表4：各省因地制宜制定储能补偿政策...........................................7表5：主要储能市场机制对比...................................................8表6：欧洲多国明确储能支持政策..............................................12 表7：新兴市场推出储能支持政策..............................................14表8：锂电池在数据中心可发挥多重作用........................................18表9：多元技术方案解决功率波动..............................................18表10：联邦政策积极推动并网加速.............................................21表11：欧洲户储支持政策密集.................................................24 1.制度建设逐步完善，国内储能全面转向市场化 从应用场景来看，源网侧是目前国内储能需求的核心。截至2025年底，国内独立储能装机占比达51.2%，华北、华中、华东、南方地区的独立储能占比均已超过五成。新能源配建储能装机占比36.9%，与2024年相比占比略有下降，主要分布在西北、华北和东北地区。 资料来源：国家能源局《中国新型储能发展报告2026》，国投证券证券研究所 配而不用是过往新能源配储重要问题。中国电力企业联合会数据显示，2022年新能源配建储能平均等效利用系数为6.1%，相比火电厂配储15.3%、电网侧储能14.8%、用户侧储能28.3%的利用系数明显偏低。 2022年新能源配储的平均利用率指数为17%，2023年与2022年持平，2024年升至32%。根据第12届储能国际峰会上数据，2023年用户侧、电网侧、新能源配储项目平均利用率分别为65%、38%和17%，新能源配储利用率显著偏低于其他场景。 资料来源：中国电力企业联合会，国投证券证券研究所 资料来源：中国电力企业联合会，国投证券证券研究所 136号文叫停强制配储，储能全面转向市场化。国家发改委、国家能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号），136号文的核心表述直接明确：“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”。 政策深层逻辑在于推动新能源全面参与电力市场。《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出新能源2029年前全面参与市场，136号文正是这一总体规划的具体落实。2025年4月发布的394号文（发改办体改〔2025〕394号）要求2025年底基本实现电力现货市场全覆盖，394号文与136号文形成政策组合拳，前者建设市场基础设施，后者拆除行政捆绑。 2026年1月27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》（发改价格〔2026〕114号）。该文件首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，填补全国性储能容量补偿的制度空白。 114号文按顶峰能力折算定价，长时储能有望受益