政策催化叠加市场驱动，国内储能有望打开成长空间

1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二零二六年四月九日证券研究报告请务必阅读正文之后的免责声明部分2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。3二、算电协同首次列入政府工作报告，储能需求有望持续提升一、政策重塑价值体系，储能从强配转向经济性驱动三、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、风险提示目录4一、政策重塑价值体系，储能从强配转向经济性驱动数据来源：中国储能网，东吴证券研究所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。5省份发布时间文件名称容量补偿标准湖北2026年1月4日《关于建立新型储能价格机制的通知》年度容量电价暂按165元/千瓦 ·年执行甘肃2025年12月31日《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知(试行)》可靠容量补偿标准暂定为330元/千瓦 ·年宁夏2025年9月12日《建立发电侧容量电价机制的通知(征求意见稿 ) 》容量电价标准2025年10月至12月按照100元/千瓦 ·年执行，2026年1月起按照165元/千瓦年执行河北2025年3月《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》年度容量电价为100元/千瓦，月度标准按8.3333元/千瓦执行内蒙古2025年3月12日《关于加快新型储能建设的通知》2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/千瓦时表：容量补偿政策及电价情况数据来源：国家发展改革委，东吴证券研究所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。6类型实施范围项目要求价格标准煤电及天然气 全国范围内合规在运的煤电机组纳入各省煤电容量电价回收范围，需满足运行考核要求将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于 50%，即每年每千瓦 165 元；可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制。可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。抽水蓄能新电站：2021年633号文出台后开工的抽水蓄能项目；老电站：633号文出台前开工的项目继续执行原核价纳入省级统一管理的新开工电站；满功率发电时长低于6小时的相应折减由省级价格主管部门每3一5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据633号文件明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价(满功率发电时长低于6小时的相应折减)。独立储能对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形式分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。表：“114号文”核心内容数据来源：国家发展改革委，东吴证券研究所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7◆ “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，