2026年储能半年度预期展望：成熟市场升级，新兴市场爆发

---2026年储能半年度预期展望 报告导读： 期货研究回顾2025年，在容量补偿政策下发与电力市场加速建设的共同推动下，国内独立储能项目经济性显著提升，带动整体储能需求强劲增长。美国与欧洲市场延续稳健增势，中东、澳大利亚等新兴市场持续放量，全年全球装机达306GWH，同比增长62%，终端需求预期良好推动企业上调备货系数，全年电芯出货量达到636GWH，同比增长82%。 所展望2026年，独立储能的高收益预计延续，国内项目大规模中标奠定需求基础。中性情景下国内新增装机预计为300GWH，同比增长72%。海外方面，美国受“大而美”法案带来的成本上行影响，但不影响刚性需求，新增装机预计为69GWH，同比增长38%。欧洲受益于电网投资与交易机制优化带来的盈利改善，新增装机预计达到50GWH，同比增长83%。智利、澳大利亚、中东及印度是新兴市场主要增量来源，新兴市场合计新增装机预计达94GWH，同比增长75%，综合来看，我们预计2026年全球新增储能装机为513GWH，同比增长68%。 考虑到2027年全球储能增速大概率较2026年放缓，2026年储能备货系数存在下行压力，但因为终端景气和交付强度仍高，更可能是温和回落而非大幅下调。中性情景下，假设备货系数自然回落约2%；悲观情景下，假设备货系数回落约10%。同时考虑部分市场前期存在透支需求，美国2026年的超额备货空间有限，澳大利亚亦面临类似情况，两地合计需扣减约30GWH的额外备货需求。2026年储能电芯出货量在中性情景为1015GWH，同比增长60%；悲观情景为930GWH，同比增长46%。我们预计中性情景出现概率较大。 风险提示：政策不及预期，出口政策限制等。 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 目录 1.国内市场：高确定性增长，独立储能主导采招市场...............................................................................................................3 1.12025年回顾：全年装机175.3GWH，系统中标价企稳回升.........................................................................................................31.2政策框架：从强制配储到经济性驱动的市场化转型.......................................................................................................................41.3算电协同：从概念到国家战略的跨越..................................................................................................................................................61.4需求展望：中标项目规模奠定高增基础，26年需求预计爆发...................................................................................................7 2.1出口跟踪：储能电池出口维持高位，储能系统出口价格回升....................................................................................................82.2美国：短期成本抬升，但不改长期需求刚性.....................................................................................................................................82.3欧洲：总量高增，大储是主引擎.........................................................................................................................................................102.4新兴国家：澳洲总量高增，中东进入交付兑现期........................................................................................................................12 3.需求展望：高景气延续，内外需求共振..................................................................................................................................13 （正文） 1.国内市场：高确定性增长，独立储能主导采招市场 1.12025年回顾：全年装机175.3GWh，系统中标价企稳回升 根据统计，2025年全年国内新型储能新增投运规模约为175.3GWh，同比增长60%。从月度节奏来看，5月投运达到23.1GWh的年内高峰，因136号文《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》政策影响，5月国内出现储能“抢装潮”，大量项目提前并网投运。12月受年末集中并网影响达69.5GWh。进入2026年，1-5月新型储能新增装机合计56.21GWh，同比+25%。 从应用场景来看，电网侧储能依然占据主导地位。2026年1-5月国内储能装机数据中，电网侧占比约69%；电源侧占比约27%；用户侧占比约4%。 资料来源：CESA，国泰君安期货研究 资料来源：CESA，CNESA，EESA，国泰君安期货研究 国内储能相关价格：系统中标价企稳回升，电芯价格温和上行。2025年下半年至2026年初，国内储能系统中标价经历了先降后稳的走势。2小时储能系统方面，2025年7月均价0.526元/Wh为阶段性低点，此后震荡回升，2026年4月回升至0.65元/Wh。4小时储能系统方面，2025年7月均价0.417元/Wh为低点，2026年4月回升至0.52元/Wh。EPC价格相对稳定，2小时EPC维持在1.04-1.10元/Wh区间，4小时EPC维持在0.90-0.95元/Wh区间。 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 储能电芯理论成本2025年下半年呈上行趋势，厂商利润率有所下滑，2026年以来相对稳定。储能电池库存量自2025年下半年以来持续下降，体现了下游的旺盛需求。 资料来源：SMM，国泰君安期货研究 资料来源：SMM，国泰君安期货研究 1.2政策框架：从强制配储到经济性驱动的市场化转型 储能从强配转向经济性驱动。强制配储时代终结。2025年136号文《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》取消新能源强制配储要求，储能从新能源项目的"成本项"转变为独立的"价值项"，资产价值重估逻辑启动。 容量电价机制正式建立。2026年1月30日，国家发改委、能源局联合发布114号文（《关于完善发电侧容量电价机制的通知》），首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，标志着储能商业模式从单一电量收益向"容量+电量"双重收益模式跃迁。 "煤储同补"确立价值锚。容量电价核心逻辑为"煤储同补"，参考煤电容量电价标准（不低于50%，即每年每千瓦165元），结合时长系数和可靠容量系数进行测算。 114号文发布后，各省积极响应，容量电价政策加速落地。 国内储能项目IRR受到碳酸锂价格的影响，但需要注意的是，该影响并非线性、即时、普遍生效，而是存在价格阈值、时间滞后与政策对冲。假设电芯其他环节材料成本不变，EPC成本保持不变，电芯及EPC利润未被挤压，各省份峰谷价差保持不变，单纯测算碳酸锂价格变动对装机收益率的影响。以314Ah磷酸铁锂电芯为例，碳酸锂每上涨1万元/吨，电芯制造成本约增加0.006元/Wh；在典型100MW/400MWh独立储能模型中，资本金 IRR平均下降约0.26-0.45个百分点。从测算数据来看，20万元/吨以上，国内储能的IRR压力明显上升。 容量电价提供的是相对“保底”收益，而现货市场价差决定的是收益“弹性”。以内蒙地区为例，假设其他材料成本不变，电芯及EPC利润未被挤压，测算碳酸锂价格对项目IRR的敏感度。从理论测算可以看出，峰谷价差变动对IRR的影响较大，峰谷价差每提升0.01元/kWh，项目IRR提升1.2-1.4个百分点。 资料来源：兰木达，国泰君安期货研究 1.3算电协同：从概念到国家战略的跨越 算电协同是把“算力负荷”从单纯的高耗能终端，升级为可被电力系统识别、调度和优化的基础设施节点。其核心是通过绿电直连、源网荷储一体化、算力调度、电力交易和储能配置，把算力增长与新能源消纳、电网安全、绿色转型绑定成一个统一系统。 政策层面，2026年是算电协同从“行业概念”升级为“国家战略”的关键拐点。算电协同的前置基础是“东数西算”。2022年2月，国家正式批复8个国家算力枢纽节点，标志着全国算力空间布局启动。2023年12月国家层面首次提出“算力电力协同”，2024年开始出现绿电占比、PUE约束、协同项目试点等硬约束，2025年围绕绿电直连、价格机制、AI+能源继续铺路，至2026年3月首次写入政府工作报告，并与“超大规模智算集群”并列为新基建工程，标志着其已经从单点试验进入政策密集落地+项目规模复制阶段。 对储能而言，算电协同不是简单增加一个需求场景，而是从传统数据中心的“备电设备”，升级为AIDC与源网荷储体系中的主动供电资产、波动平滑资产、并网加速资产和容量支撑资产。总体来看，AIDC储能的第 一波需求主要集中在两大场景：超大型智算中心的电力保障，以及风光大基地的绿电消纳。短期看，2026年国内算电协同项目仍以示范和规划为主，对储能装机的实际贡献有限；但2027年起有望进入明显放量期。据高工产研预测，2027年国内AIDC储能新增容量将突破69GWh；到2030年，该数字达到300GWh。 1.4需求展望：中标项目规模奠定高增基础，26年需求预计爆发 2025年 以 来 ，国 内储 能招 投 标市 场持 续活 跃 。据 储 能与 电力 市 场统 计，2025年累计 中标 规 模达134GW/437GWh（包含集采），较去年同期增长104%/155%。考虑到储能项目从中标到投运通常需8-12个月，结合历史落地情况（2024年落地率95%，2025年落地率102%），预计2026年落地率仍可维持在72%左右的高位，预计2026年新增装机需求为300GWh。在测算中，我们综合考虑了部分大型集采项目分两年落地、内蒙古等地年底抢装带来的需求前置等因素。 站在2026年下半年维度，我们预计高增长延续，年底将迎来并网潮。上半年电芯仍处紧平衡，但随着500Ah+新产能在下半年集中释放，供需逐步宽松，装机大概率强于上半年，且需求将更多体现为大储、独储和高时长化项目持续释放。需要关注的是，电芯和碳酸锂涨价仍对低收益项目构成压力，若碳酸锂维持高位，会侵蚀储能项目收益率。储能并网节奏或受碳酸锂价格影响。 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 2.海外市场：新兴国家规划延续增加