2026年开始北美AI电力需求将首次超过常规负荷增量成为影响北美电力需求的最核心因素，我们预计北美2026-2028年燃机交付合计60-66GW，与北美同期AI电力需求152GW相距甚远，2026年全球燃机订单仍具备上行动力，有望提升至100GW以上，2026年底行业排产将至2030年，考虑燃机需求在过往呈现周期性剧烈波动，叶片、铸锻件等环节的海外扩产意愿较弱，国内供应链积极扩产、加快导入海外产品认证有望实现量利双增，同时，国内自主燃机、燃机集成商、柴改燃、船改燃供应商均具备对海外出口的供应潜力。
01 北美缺电持续演绎，燃气轮机产业链景气度有望看至2030年
2026年开始北美AI电力需求将首次超过常规负荷增量成为影响北美电力需求的最核心因素，我们预计北美2026-2028年燃机交付合计60-66GW，与北美同期AI电力需求152GW相距甚远，26年全球燃机订单仍具备上行动力，有望提升至100GW以上，2026年底行业排产将至2030年，考虑燃机需求在过往呈现周期性剧烈波动，叶片、铸锻件等环节的海外扩产意愿较弱，国内供应链积极扩产、加快导入海外产品认证有望实现量利双增，同时，国内自主燃机、燃机集成商、柴改燃、船改燃供应商均具备对海外出口的供应潜力。
1、行业背景：
1）AI电力需求将在2026年持续激化北美缺电矛盾：2026年开始，AI成为驱动北美电力负荷增长的核心动力，北美AI电力需求25、26、27、28年分别19、32、49、71GW，2026年开始AI电力需求将首次超过常规负荷增量成为影响北美电力需求的最核心因素。
2）未来三年燃机订单交付与供电需求相距甚远：北美CSP并网缓慢，且当前并网量远不及需求，数据中心开启自备电站时代，燃机作为基荷能源是自备电站发电的关键。基于当前订单，我们预计北美2026-2028年燃机交付合计60-66GW，与北美同期AI电力需求152GW相距甚远。
2、燃机产业链供给侧及供应链格局推演：
1）2026年订单持续上行动力充足：复盘燃机订单历史周期，25年订单仍未触达互联网周期的前高，在本轮AI需求确定性和持续性的预期下，我们认为26年全球燃机订单仍具备上行动力，有望提升至100GW以上，2026年底行业排产将至2030年
2）产业链扩产需求急迫：继25Q4以来头部燃机企业扩产计划落地，今年订单激增仍在推动三菱、西门子继续筹备新产能，上游零部件需求仍在增长
3）供需矛盾下产业链利润中枢有望上移：自2024年以来燃机价格上调10-20%，OEM新签订单的利润中枢仍在不断抬升，上游紧缺环节利润有望同步增厚
4）海外燃机供应链扩产保守，国内燃机链扩产意愿强烈将成为本轮全球燃机订单周期下的最大赢家：考虑燃机需求在过往呈现周期性剧烈波动，叶片、铸锻件等环节的海外扩产意愿较弱，国内供应链积极扩产、加快导入海外产品认证有望实现量利双增
3、投资建议：
1）欧美原供应链扩产意愿较低，国内叶片、铸锻件等燃机零部件企业正在推进产品认证及订单导入
2）国内自主燃机、燃机集成商、柴改燃、船改燃供应商均具备对海外出口的供应潜力
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；电网投资规模不及预期；数据中心资本开支不及预期
2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，影响基建速度。
3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；基础设备建设速度不及预期
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。
5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。
证券研究报告名称：《北美缺电持续演绎，燃气轮机产业链景气度有望看至2030年》
对外发布时间：2026年2月28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
屈文敏 SAC 编号:S1440524050004
02 锂电新周期愈发明确，淡季逆袭需求加速来临
此前对锂电的担忧主要为淡季排产回调、碳酸锂涨价影响储能IRR；当前随着旺季来临以及储能114号文明确储能容量电价，锂电板块已经到了右侧布局位置。后续主要催化来自：①春节后新车上市、储能装机启动下季节性走强；②储能国央企基于114号文的稳定收入预期下入局具备托底；③供需周期下上游材料有望继续涨价；④锂电企业经历三年的业绩下行后迎来同比走强，25年和26Q1业绩均有望超预期。 本轮锂电新周期主要系储能推动。复盘上一轮新能源车启动的锂电周期，2021年起涨幅领先行业及指数，整体的涨跌周期提前行业产能变化6-12个月，提前价格反转3-6个月。本轮周期根本逻辑在于新能源发电渗透率提升和储能系统成本下降的共振，核心驱动在于136号文推动新能源全面入市，峰谷价差拉大，以及114号文出台明确储能容量电价，给予储能稳定的收入预期。从收益模式来看，容量电价基于项目稳定的保底收益，结合峰谷套利，独立储能可获得5%-20%全投资IRR。我们预计储能26年新增装机491GWh，同比+62.6%。 潜在需求超预期来自商用车、欧洲乘用车以及出口抢装等。预计2026年全球锂电池需求3065GWh，同比增长34%。潜在超预期因素包括：①车型、政策双助力，欧洲电车维持高增，潜在有望超预期30GWh；②电动商用车经济性显现，26年纯电重卡/轻卡/厢体车在补贴下5年TCO相比燃油车节约33.5/10.9/11.8万元，对应成本下降13.7%/11.8%/14.5%，潜在有望超预期20-30GWh；③出口超预期，26年4月1日起增值税出口退税退坡、中国对美出口关税下降等因素，潜在有望超预期50GWh。 同比实现高增，需求加速明确。 ①供给端淡季不淡，涨价开始启动。锂电受2月天数减少10%影响下排产下降4-14%，但大量公司春节不放假满产，当前看3月会强于1月，部分企业甚至达到历史高点。价格端节前受排产影响材料价格回落企稳，碳酸锂等环节已经出现涨价；②需求端，26年1-2月前两周累计招标/中标+84.86/55.48GWh，分别同比+98.75%/-3.86%，中标具有一定滞后性，预计2-3月中标容量放量；26年1月国内新能源车/国内新能源重卡/欧洲九国/美国销量94.5/1.6/21.5/8.4万辆，分别同比+0.1%/+129%/+25%/-27%，国补政策各省份落地后逐步需求走强。 供需变化带来产业链利润再分配。2024Q4、2025Q4都曾出现正向的“剪刀差”，2026Q1本就淡季不淡，预计2026Q2将再次出现正向的剪刀差，供给紧张加剧。从供需关系看，若明年锂电增速超过30%，材料环节将迎来紧缺，储能电池若维持中性预期，6F、隔膜、铜铝箔、铁锂正极、负极都有可能涨价，若乐观预期下，材料环节有望全面涨价，碳酸锂也将迎来价格反转。 行业供给端产能瓶颈与交付周期风险：全球燃气轮机核心环节（整机、叶片）呈现产能紧缺状态，头部整机厂商GE Vernova、西门子能源等在手订单远超现有产能，重型燃气轮机交付周期已从2023年3.5年延长至2025年5年以上；叶片环节由PCC、Howmet垄断，头部企业扩产节奏滞后，产能建设周期长，若AIDC建设加速，燃气轮机及核心部件交付延迟将直接影响AIDC项目落地进度，相关产业链企业业绩释放或不及预期。 海外市场政策与能源结构变动风险：AIDC燃气轮机需求核心驱动力之一为美国缺电及现场发电需求，而美国电力市场存在政策不确定性，如燃煤电厂退役法规的重新审视、新能源并网政策调整等，或改变燃气发电的市场需求格局；同时美国页岩气价格波动将直接影响燃气轮机发电成本，若天然气价格大幅上涨，可能降低AI巨头布局现场燃机发电的意愿，进而拖累燃气轮机产业链需求。 国产替代进度与市场竞争风险：国内燃气轮机产业虽在F级重型机、轻型机领域实现突破，但高端H/J级重型机仍被海外巨头垄断，核心零部件如高端单晶叶片、控制系统等国产化率较低，若国产技术研发与验证进度不及预期，国内企业难以分享高端市场红利；同时海外头部厂商正加速扩产，叠加航改机、船改机等缺口补充方案的推广，国内燃气轮机整机及零部件企业将面临更激烈的市场竞争，市场份额与盈利空间或受挤压。 证券研究报告名称：《锂电新周期愈发明确，淡季逆袭需求加速来临》 对外发布时间：2026年2月27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： 许琳 SAC 编号:S1440522110001 SFC 编号:BVU271 朱玥 SAC 编号:S1440521100008 SFC 编号:BTM546 雷云泽 SAC 编号:S1440523110002 《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“114号文”）正式出台，将电网侧独立储能纳入国家级容量电价机制，标志着储能“商业化基础设施”属性正式确认。该新政赋予储能与火电同等的容量电价水平，开启储能发展的新时代。我们测算165-330元/kW/年的容量电价水平约折算0.08-0.16元/kWh的度电收益提升，各省储能项目全投资IRR可增长3-4pct。新政给予了储能稳定的收入预期，将显著增强国央企在内大资金的投资意愿。 114号文出台明确储能容量价值，给予储能稳定的收入预期 政策明确储能容量电价看齐当地煤电标准（165-330元/kW/年），通过“放电时长/顶峰负荷时长”折算，实质鼓励4小时以上长时储能发展。此外，文件明确容量电费纳入系统运行费用，由终端用户承担，并确立了未来向可靠容量补偿及容量市场过渡的“两步走”方案，提供了长周期的政策确定性。 保底收益提供安全垫，经济性拐点已至催化储能项目后续落地 我们测算显示，新政赋予的容量电价收益（折合28-55元/kWh初装补贴）可覆盖储能项目融资成本（对应回报率约3.7%-7.4%）。并构建起有效的成本对冲机制，在最高330元/kW/年的标准下，各省份全投资收益率均超过8%，中枢已达10%。结合湖北、宁夏、甘肃等地的先行先试，容量电价也将作为“临门一脚”，显著提升新疆等经济性临界省份的投资吸引力，有望加速储备项目落地。 国家级政策提供稳定收益预期，长效机制激发国央企投资意愿 114号文由发改委价格司制定，不同于此前的省级政策，容量电价不设期限，长期有效。对于追求长期平稳收益的国央企，国家级容量电价政策赋予储能稳定收益预期。当前储能、风电、核电、绿电直连为央企四大方向，得益于低系统成本与融资成本，储能有望成为成为国央企26年投资的重中之重。 投资建议 114号文明确电站收益下，整个储能产业链都将受益。推荐直接受益于终端需求爆发的集成、电池环节，以及上游锂矿，中游正极、负极、电解液、隔膜、添加剂、铜铝箔等。 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。 证券研究报告名称：《电新前沿观察：全国性容量电价政策将成为国央企进入储能行业投资的“发令枪”》 对外发布时间：2026年2月1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 雷云泽 SAC 编号:S1440523110002 本篇报告通过分析北美数据中心的供电方式变化、拆分全球燃气轮机的订单结构、跟踪航改机及重燃供给端的释放潜力提出：在重燃扩产订单激增的背景下，电力供应依然是制约北美地区AI数据中心的瓶颈，我们认为： 1）燃气轮机作为低成本、高可靠性的基荷/调峰电力，2026年有望持续释放订单，需求有望保持高景气； 2）能够快速交付的发电产能同样是稀缺资源，SOFC已在2024-2025年完成技术可行性验证，具备规模化放量基础，我们认为当前SOFC需求能见度进入拐点，产业链有望迎来订单增长和扩产周期。 2025年开始市场对北美电力需求紧缺的预期逐渐增强，在重燃扩产订单激增的背景下，我们认为电力供应依然是制约北美地区AI数据中心的瓶颈： 1、上网电力供给依然紧缺：2025年北美数据中心的并网进度依然缓慢，数据中心正在绕开电网，通过自备电厂方式进行电力供应； 2、数据中心客户的燃机订单远不及其对电力的需求：我们梳理全球燃气轮机的订单结构认为：数据中心客户订单从25Q2才真正启动，今年预计13-14GW订单，考虑1-3年交付周期，该供给与我们测算的2026-2028年AI电力需求相比仍有较大差异； 3、供给端潜力已被深度挖掘：2026年新增的中重燃订单交付至少在2029年及之后，同时当前航改机频繁输出产能，是中重型燃机扩产及订单激增的前提下AI电力需求依然短缺的最好证明。 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；电网投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对电力设备需求下降；全社会用电量增速下降等；两网招标进度不及预期；特高压建设推进进度不及预期。 2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期。 3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；电价机制推进进度低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期。 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。 5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。 6）技术方面：技术降本进度低于预期；技术可靠性难以进一步提升。 证券研究报告名称：《AI电力需求依然紧缺，燃气轮机、SOFC产业链有望持续高景气》 对外发布时间：2026年1月11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 屈文敏 SAC 编号:S1440524050004 承接上篇报告核心观点，我们更新了数据中心用电预测以及北美电力供需，重申看好800V直流架构趋势下，北美数据中心配储是解决AIDC电容量缺口的必然选择。 我们维持储能、SOFC等是快速补缺北美电力缺口的必选项。较此前版本测算调整如下：①上修GPU出货预期，预计2026-2028年AI电力需求从31-67GW上调至32-71GW；②引入常规负荷和AI负荷分别70%、60%的同时率，预计2026-2028年稳定电源需求调整至40-68GW；③考虑商用飞机退役涡轮机改造，预计新增2026-2028年电力供给3-7GW,考虑燃气轮机交付周期及SOFC产能配套，将光储功率调整至24-37GW，考虑时长折合及电网冗余度，预计2026-2028年新增储能容量总计需要18-73GWh以上。 从数据中心大功率趋势看，AIDC配储成为800V架构下的必选项 英伟达发布800V白皮书，大功率趋势确认，考虑AI数据中心功耗波动较大、并网审批障碍等问题，AIDC配储是800V架构中的必选项。 “硬缺电”矛盾凸显，数据中心配储、SOFC成为快速补缺的首选方式 1、需求：我们测算2026至2028年，AIDC新增电力容量32-71GW,考虑常规负荷、同时率，稳定可控电源净新增装机预计40-68GW。 2、供给：预计每年可交付10-20GW的燃气轮机外，其他补充解决方案的空间分别为：2026-2028年SOFC可贡献1-4.0GW新增装机，涡轮机改造可提供2.8-7.2GW供应，需求缺口仍有24-37GW。 3、AIDC配储将成为快速填补北美电力缺口的必然选择，考虑时长折合及电网冗余度，预计2026-2028年新增储能容量总计需要18-73GWh以上。 OBBB法案不改储能刚需，北美储能标的有望迎来订单快速增长期 1、订单：需求的确定性强，配储需求具备刚性，OBBB法案影响小 2、利：北美订单盈利空间大，储能系统电池环节出货国内/海外的利润差异较大，分别为0.03/0.3元/Wh，0.03/0.1元/Wh。 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；电网投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对电力设备需求下降；全社会用电量增速下降等；两网招标进度不及预期；特高压建设推进进度不及预期。 2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期。 3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；电价机制推进进度低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期。 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。 5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。 6）技术方面：技术降本进度低于预期；技术可靠性难以进一步提升。
2026年开始北美AI电力需求将首次超过常规负荷增量成为影响北美电力需求的最核心因素，我们预计北美2026-2028年燃机交付合计60-66GW，与北美同期AI电力需求152GW相距甚远，2026年全球燃机订单仍具备上行动力，有望提升至100GW以上，2026年底行业排产将至2030年，考虑燃机需求在过往呈现周期性剧烈波动，叶片、铸锻件等环节的海外扩产意愿较弱，国内供应链积极扩产、加快导入海外产品认证有望实现量利双增，同时，国内自主燃机、燃机集成商、柴改燃、船改燃供应商均具备对海外出口的供应潜力。
01 北美缺电持续演绎，燃气轮机产业链景气度有望看至2030年
2026年开始北美AI电力需求将首次超过常规负荷增量成为影响北美电力需求的最核心因素，我们预计北美2026-2028年燃机交付合计60-66GW，与北美同期AI电力需求152GW相距甚远，26年全球燃机订单仍具备上行动力，有望提升至100GW以上，2026年底行业排产将至2030年，考虑燃机需求在过往呈现周期性剧烈波动，叶片、铸锻件等环节的海外扩产意愿较弱，国内供应链积极扩产、加快导入海外产品认证有望实现量利双增，同时，国内自主燃机、燃机集成商、柴改燃、船改燃供应商均具备对海外出口的供应潜力。
1、行业背景：
1）AI电力需求将在2026年持续激化北美缺电矛盾：2026年开始，AI成为驱动北美电力负荷增长的核心动力，北美AI电力需求25、26、27、28年分别19、32、49、71GW，2026年开始AI电力需求将首次超过常规负荷增量成为影响北美电力需求的最核心因素。
2）未来三年燃机订单交付与供电需求相距甚远：北美CSP并网缓慢，且当前并网量远不及需求，数据中心开启自备电站时代，燃机作为基荷能源是自备电站发电的关键。基于当前订单，我们预计北美2026-2028年燃机交付合计60-66GW，与北美同期AI电力需求152GW相距甚远。
2、燃机产业链供给侧及供应链格局推演：
1）2026年订单持续上行动力充足：复盘燃机订单历史周期，25年订单仍未触达互联网周期的前高，在本轮AI需求确定性和持续性的预期下，我们认为26年全球燃机订单仍具备上行动力，有望提升至100GW以上，2026年底行业排产将至2030年
2）产业链扩产需求急迫：继25Q4以来头部燃机企业扩产计划落地，今年订单激增仍在推动三菱、西门子继续筹备新产能，上游零部件需求仍在增长
3）供需矛盾下产业链利润中枢有望上移：自2024年以来燃机价格上调10-20%，OEM新签订单的利润中枢仍在不断抬升，上游紧缺环节利润有望同步增厚
4）海外燃机供应链扩产保守，国内燃机链扩产意愿强烈将成为本轮全球燃机订单周期下的最大赢家：考虑燃机需求在过往呈现周期性剧烈波动，叶片、铸锻件等环节的海外扩产意愿较弱，国内供应链积极扩产、加快导入海外产品认证有望实现量利双增
3、投资建议：
1）欧美原供应链扩产意愿较低，国内叶片、铸锻件等燃机零部件企业正在推进产品认证及订单导入
2）国内自主燃机、燃机集成商、柴改燃、船改燃供应商均具备对海外出口的供应潜力
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；电网投资规模不及预期；数据中心资本开支不及预期
2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，影响基建速度。
3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；基础设备建设速度不及预期
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。
5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。
证券研究报告名称：《北美缺电持续演绎，燃气轮机产业链景气度有望看至2030年》
对外发布时间：2026年2月28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
屈文敏 SAC 编号:S1440524050004
02 锂电新周期愈发明确，淡季逆袭需求加速来临
此前对锂电的担忧主要为淡季排产回调、碳酸锂涨价影响储能IRR；当前随着旺季来临以及储能114号文明确储能容量电价，锂电板块已经到了右侧布局位置。后续主要催化来自：①春节后新车上市、储能装机启动下季节性走强；②储能国央企基于114号文的稳定收入预期下入局具备托底；③供需周期下上游材料有望继续涨价；④锂电企业经历三年的业绩下行后迎来同比走强，25年和26Q1业绩均有望超预期。 本轮锂电新周期主要系储能推动。复盘上一轮新能源车启动的锂电周期，2021年起涨幅领先行业及指数，整体的涨跌周期提前行业产能变化6-12个月，提前价格反转3-6个月。本轮周期根本逻辑在于新能源发电渗透率提升和储能系统成本下降的共振，核心驱动在于136号文推动新能源全面入市，峰谷价差拉大，以及114号文出台明确储能容量电价，给予储能稳定的收入预期。从收益模式来看，容量电价基于项目稳定的保底收益，结合峰谷套利，独立储能可获得5%-20%全投资IRR。我们预计储能26年新增装机491GWh，同比+62.6%。 潜在需求超预期来自商用车、欧洲乘用车以及出口抢装等。预计2026年全球锂电池需求3065GWh，同比增长34%。潜在超预期因素包括：①车型、政策双助力，欧洲电车维持高增，潜在有望超预期30GWh；②电动商用车经济性显现，26年纯电重卡/轻卡/厢体车在补贴下5年TCO相比燃油车节约33.5/10.9/11.8万元，对应成本下降13.7%/11.8%/14.5%，潜在有望超预期20-30GWh；③出口超预期，26年4月1日起增值税出口退税退坡、中国对美出口关税下降等因素，潜在有望超预期50GWh。 同比实现高增，需求加速明确。 ①供给端淡季不淡，涨价开始启动。锂电受2月天数减少10%影响下排产下降4-14%，但大量公司春节不放假满产，当前看3月会强于1月，部分企业甚至达到历史高点。价格端节前受排产影响材料价格回落企稳，碳酸锂等环节已经出现涨价；②需求端，26年1-2月前两周累计招标/中标+84.86/55.48GWh，分别同比+98.75%/-3.86%，中标具有一定滞后性，预计2-3月中标容量放量；26年1月国内新能源车/国内新能源重卡/欧洲九国/美国销量94.5/1.6/21.5/8.4万辆，分别同比+0.1%/+129%/+25%/-27%，国补政策各省份落地后逐步需求走强。 供需变化带来产业链利润再分配。2024Q4、2025Q4都曾出现正向的“剪刀差”，2026Q1本就淡季不淡，预计2026Q2将再次出现正向的剪刀差，供给紧张加剧。从供需关系看，若明年锂电增速超过30%，材料环节将迎来紧缺，储能电池若维持中性预期，6F、隔膜、铜铝箔、铁锂正极、负极都有可能涨价，若乐观预期下，材料环节有望全面涨价，碳酸锂也将迎来价格反转。 行业供给端产能瓶颈与交付周期风险：全球燃气轮机核心环节（整机、叶片）呈现产能紧缺状态，头部整机厂商GE Vernova、西门子能源等在手订单远超现有产能，重型燃气轮机交付周期已从2023年3.5年延长至2025年5年以上；叶片环节由PCC、Howmet垄断，头部企业扩产节奏滞后，产能建设周期长，若AIDC建设加速，燃气轮机及核心部件交付延迟将直接影响AIDC项目落地进度，相关产业链企业业绩释放或不及预期。 海外市场政策与能源结构变动风险：AIDC燃气轮机需求核心驱动力之一为美国缺电及现场发电需求，而美国电力市场存在政策不确定性，如燃煤电厂退役法规的重新审视、新能源并网政策调整等，或改变燃气发电的市场需求格局；同时美国页岩气价格波动将直接影响燃气轮机发电成本，若天然气价格大幅上涨，可能降低AI巨头布局现场燃机发电的意愿，进而拖累燃气轮机产业链需求。 国产替代进度与市场竞争风险：国内燃气轮机产业虽在F级重型机、轻型机领域实现突破，但高端H/J级重型机仍被海外巨头垄断，核心零部件如高端单晶叶片、控制系统等国产化率较低，若国产技术研发与验证进度不及预期，国内企业难以分享高端市场红利；同时海外头部厂商正加速扩产，叠加航改机、船改机等缺口补充方案的推广，国内燃气轮机整机及零部件企业将面临更激烈的市场竞争，市场份额与盈利空间或受挤压。 证券研究报告名称：《锂电新周期愈发明确，淡季逆袭需求加速来临》 对外发布时间：2026年2月27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： 许琳 SAC 编号:S1440522110001 SFC 编号:BVU271 朱玥 SAC 编号:S1440521100008 SFC 编号:BTM546 雷云泽 SAC 编号:S1440523110002 《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“114号文”）正式出台，将电网侧独立储能纳入国家级容量电价机制，标志着储能“商业化基础设施”属性正式确认。该新政赋予储能与火电同等的容量电价水平，开启储能发展的新时代。我们测算165-330元/kW/年的容量电价水平约折算0.08-0.16元/kWh的度电收益提升，各省储能项目全投资IRR可增长3-4pct。新政给予了储能稳定的收入预期，将显著增强国央企在内大资金的投资意愿。 114号文出台明确储能容量价值，给予储能稳定的收入预期 政策明确储能容量电价看齐当地煤电标准（165-330元/kW/年），通过“放电时长/顶峰负荷时长”折算，实质鼓励4小时以上长时储能发展。此外，文件明确容量电费纳入系统运行费用，由终端用户承担，并确立了未来向可靠容量补偿及容量市场过渡的“两步走”方案，提供了长周期的政策确定性。 保底收益提供安全垫，经济性拐点已至催化储能项目后续落地 我们测算显示，新政赋予的容量电价收益（折合28-55元/kWh初装补贴）可覆盖储能项目融资成本（对应回报率约3.7%-7.4%）。并构建起有效的成本对冲机制，在最高330元/kW/年的标准下，各省份全投资收益率均超过8%，中枢已达10%。结合湖北、宁夏、甘肃等地的先行先试，容量电价也将作为“临门一脚”，显著提升新疆等经济性临界省份的投资吸引力，有望加速储备项目落地。 国家级政策提供稳定收益预期，长效机制激发国央企投资意愿 114号文由发改委价格司制定，不同于此前的省级政策，容量电价不设期限，长期有效。对于追求长期平稳收益的国央企，国家级容量电价政策赋予储能稳定收益预期。当前储能、风电、核电、绿电直连为央企四大方向，得益于低系统成本与融资成本，储能有望成为成为国央企26年投资的重中之重。 投资建议 114号文明确电站收益下，整个储能产业链都将受益。推荐直接受益于终端需求爆发的集成、电池环节，以及上游锂矿，中游正极、负极、电解液、隔膜、添加剂、铜铝箔等。 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。 证券研究报告名称：《电新前沿观察：全国性容量电价政策将成为国央企进入储能行业投资的“发令枪”》 对外发布时间：2026年2月1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 雷云泽 SAC 编号:S1440523110002 本篇报告通过分析北美数据中心的供电方式变化、拆分全球燃气轮机的订单结构、跟踪航改机及重燃供给端的释放潜力提出：在重燃扩产订单激增的背景下，电力供应依然是制约北美地区AI数据中心的瓶颈，我们认为： 1）燃气轮机作为低成本、高可靠性的基荷/调峰电力，2026年有望持续释放订单，需求有望保持高景气； 2）能够快速交付的发电产能同样是稀缺资源，SOFC已在2024-2025年完成技术可行性验证，具备规模化放量基础，我们认为当前SOFC需求能见度进入拐点，产业链有望迎来订单增长和扩产周期。 2025年开始市场对北美电力需求紧缺的预期逐渐增强，在重燃扩产订单激增的背景下，我们认为电力供应依然是制约北美地区AI数据中心的瓶颈： 1、上网电力供给依然紧缺：2025年北美数据中心的并网进度依然缓慢，数据中心正在绕开电网，通过自备电厂方式进行电力供应； 2、数据中心客户的燃机订单远不及其对电力的需求：我们梳理全球燃气轮机的订单结构认为：数据中心客户订单从25Q2才真正启动，今年预计13-14GW订单，考虑1-3年交付周期，该供给与我们测算的2026-2028年AI电力需求相比仍有较大差异； 3、供给端潜力已被深度挖掘：2026年新增的中重燃订单交付至少在2029年及之后，同时当前航改机频繁输出产能，是中重型燃机扩产及订单激增的前提下AI电力需求依然短缺的最好证明。 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；电网投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对电力设备需求下降；全社会用电量增速下降等；两网招标进度不及预期；特高压建设推进进度不及预期。 2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期。 3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；电价机制推进进度低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期。 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。 5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。 6）技术方面：技术降本进度低于预期；技术可靠性难以进一步提升。 证券研究报告名称：《AI电力需求依然紧缺，燃气轮机、SOFC产业链有望持续高景气》 对外发布时间：2026年1月11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 屈文敏 SAC 编号:S1440524050004 承接上篇报告核心观点，我们更新了数据中心用电预测以及北美电力供需，重申看好800V直流架构趋势下，北美数据中心配储是解决AIDC电容量缺口的必然选择。 我们维持储能、SOFC等是快速补缺北美电力缺口的必选项。较此前版本测算调整如下：①上修GPU出货预期，预计2026-2028年AI电力需求从31-67GW上调至32-71GW；②引入常规负荷和AI负荷分别70%、60%的同时率，预计2026-2028年稳定电源需求调整至40-68GW；③考虑商用飞机退役涡轮机改造，预计新增2026-2028年电力供给3-7GW,考虑燃气轮机交付周期及SOFC产能配套，将光储功率调整至24-37GW，考虑时长折合及电网冗余度，预计2026-2028年新增储能容量总计需要18-73GWh以上。 从数据中心大功率趋势看，AIDC配储成为800V架构下的必选项 英伟达发布800V白皮书，大功率趋势确认，考虑AI数据中心功耗波动较大、并网审批障碍等问题，AIDC配储是800V架构中的必选项。 “硬缺电”矛盾凸显，数据中心配储、SOFC成为快速补缺的首选方式 1、需求：我们测算2026至2028年，AIDC新增电力容量32-71GW,考虑常规负荷、同时率，稳定可控电源净新增装机预计40-68GW。 2、供给：预计每年可交付10-20GW的燃气轮机外，其他补充解决方案的空间分别为：2026-2028年SOFC可贡献1-4.0GW新增装机，涡轮机改造可提供2.8-7.2GW供应，需求缺口仍有24-37GW。 3、AIDC配储将成为快速填补北美电力缺口的必然选择，考虑时长折合及电网冗余度，预计2026-2028年新增储能容量总计需要18-73GWh以上。 OBBB法案不改储能刚需，北美储能标的有望迎来订单快速增长期 1、订单：需求的确定性强，配储需求具备刚性，OBBB法案影响小 2、利：北美订单盈利空间大，储能系统电池环节出货国内/海外的利润差异较大，分别为0.03/0.3元/Wh，0.03/0.1元/Wh。 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；电网投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对电力设备需求下降；全社会用电量增速下降等；两网招标进度不及预期；特高压建设推进进度不及预期。 2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期。 3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；电价机制推进进度低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期。 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。 5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。 6）技术方面：技术降本进度低于预期；技术可靠性难以进一步提升。
