2026年储能重点关注五大变化

内容目录2025年回顾：全球储能增长超预期 32026年储能重点关注五大变化 5变化一：各省电力现货峰谷价走势 5变化二：各省储能容量补偿机制推进情况 6变化三：美国配储项目落地进展 8变化四：欧洲大储机制创新和项目落地 9变化五：上游价格与储能需求的反身性影响 102026年展望：短期景气持续，长期空间仍然显著 风险提示 12图表目录图表1：中美欧储能装机快速增长 3图表2：25年光伏现货电价持续下跌，消纳压力严峻 4图表3：储能度电成本度电收益（以山东4H独立储能为例） 4图表4：国内储能招标保持快速增长 4图表5：釜山会晤后，26年美国储能关税下调 5图表6：2024年以来大部分省份电力现货市场进入连续结算试运行 6图表7：理想状况下各类电源的多维价值构成推演 7图表8：截至25年月，仅8省出台了储能容量补偿机制 7图表9：储能有望成为新一代供电架构标配 8图表10：美国能源部预计2030年美国电力可靠容量缺口将达到23GW 9图表欧洲有望成为海外储能第一大增量市场 9图表12：各省独立储能IRR对碳酸锂价格较为敏感 10图表13：预计2026年全球储能装机增速为图表14：预计2026年全球储能电池出货量增速为图表15：全球储能装机距离天花板仍有8.6倍成长空间 图表16：24-35年全球储能新增装机超过20%，不比算力差 2025年回顾：全球储能增长超预期储能行业处在规模化增长初期，2025年全球新增装机超预期全球：超预期，我们预计2025年储能新增装机268gwh，同比增长48%，预期值32%。中国：超预期，我们预计年新增装机151gwh，同比增长。号文提及取消强制配储，当时市场对国内装机需求比较悲观，部分机构甚至认为2025年中国储能装机会出现负增长，但是我们认为：消纳压力加剧下，电力系统对储能有迫切需求；2）LC（现货市场+容量补偿完善带动储能LCOS突破经济性拐点。我们对国内装机增长态势保持乐观。美国：低于预期，我们预计2025年新增装机42gwh，同比增长23%。2024年美国对中国储能产品的征收关税比例为10.90%，2025年经历了芬太尼关税、对等关税升级后，2025年4-11月关税比例为40.90%。关税导致美国储能电站投资成本上升，2025年美国储能装机低于预期。欧洲：超预期，我们预计2025年新增装机48gwh，同比增长92%。2024年欧盟整体风光发电量占比已经达到28.5%，德国甚至达到了40.7%，受风光高渗透率影响，欧洲电力机场各竞价区域出现负电价次数均大幅增长，这也带动了欧洲大储的投资热潮。图表1：中美欧储能装机快速增长中电联、CNESA、BNEF, 测算储能爆发的两大前提，以及核心跟踪指标前提一：消纳需求迫切核心跟踪指标——光伏现货电价电力现货市场可反应不同时段的真实供需情况，现货电价是观察光伏真实消纳情况的核心指标。25年以来，光伏现货电价不断走低说明消纳压力加剧，电力系统对储能需求迫切。前提二：储能迈过经济性拐点核心跟踪指标——储能度电成本VS度电收益电力现货市场带动储能利用率提升。储能经济性的两大卡点同时突破，>度电成本，5年储能迈过经济性拐点，行业增长从强制配储驱动转为经济性驱动。图表2：25年光伏现货价持下跌消纳力严峻 图表3：储能度电成本度电益（山东4H独立储能为例）各省电力交易中心, 各省电力交易中心，度电收益不考虑容量租赁,中国：国内招标维持高增月国内储能招标合计364gwh，同比增长261。储能收入来源主要为：现货价差+容量补偿+辅助服务，辅助服务调频收入较少，重点关注前两项。电力现货市场大范围铺开，245个省份连续运行，截至2511月则为28个省份连续运行。69.460.727.130.233.325.869.460.727.130.233.325.829.4 29.714.920.223.560.040.020.00.01

2月 3月 4

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7月 8

9月 10月 11月 12月2023年 2024年 2025年储能与电力市场,海外：关税缓和，对海外需求保持乐观在5年0%下调为%1年，82.4%下调至48.4%，关税边际缓和，利好2026年美国储能装机。图表5：釜山会晤后，26年美国储能关税下调商务部、CLNB,2026变化一：各省电力现货峰谷价差走势电力现货市场已经全国大面积铺开2017年第一批电力现货市场试点启动以来，虽然各省份进行了多次短期结算试运行，但在2024年初，电力现货市场能够连续长期运行的省份仅有5个。近两年，随着风光消纳压力加剧，可促进新型储能等灵活调节资源发展的电力现货市场建设按下了加速键，根据2025年4月发布的394号文要求，截至2025年底，绝大部分省份电力现货市场进入了长周期/连续结算试运行。电力现货市场能真正体现电力的时空价值，形成真实的峰谷电价差，独立储能才能实现市场化运行，形成商业模式。电力现货市场的启动，使中国储能行业发展模式从强制配储驱动转为经济性驱动。关注现货市场峰谷价差电力现货市场是根据不同时间点、不同电网节点的真实供需形成真正的分时电价。在消纳压力较大的省份，理论上现货市场就会出现较大的峰谷价差。很多省份是在25年下半年才启动电力现货市场的连续结算试运行，全年峰谷价差的数据还不完整，尤其是光伏高发季节的数据。在2026年，我们需要关注各省现货市场最终呈现出来的峰谷价差情况，这更直接地反映了消纳状况，未来电力现货市场将成为指挥棒，短期应该建设更多储能还是更多光伏，将由市场决定。2026年应重点关注。图表6：2024年以来大部分省份电力现货市场进入连续结算试运行各省电力交易中心、南方能源观察、电联新媒、北极星电力、飓合科技,注：结算试运行为不完全统计变化二：各省储能容量补偿机制推进情况储能的可靠性价值需要容量补偿（市场）兑现在新型电力系统中，储能的主要作用是调峰，解决光伏的日内消纳问题，这体现的是储能的灵活性价值，这部分价值主要通过反应边际成本的现货市场来兑现。除了调峰，储能另一大作用是顶峰保供，这体现的是储能的可靠性价值，这部分价值则需要通过容量补偿（市场）来兑现。202311月发布，全国统一标准为330元/kw·年，2024-2025年30%50%比例执行，年起将提升至不低于50%比例执行。我们认为，未来针对储能也有望参考煤电的容量电价标准制定相应的全国性的容量补偿机制。关注未来两年各省储能容量补偿机制落地情况目前全国性的储能容量补偿政策尚未推出，部分省份已经开始了先行探索。蒙西、山东、新疆等省份是针对储能的电量给予补偿，而河北南网、浙江、甘肃、宁夏、广东等省份是针对储能的容量给予补偿。整体看，给予储能容量补偿的省份数量还不多，预计未来两年储能容量补偿机制也有望全国大面积铺开，在电力市场相对成熟后，再向容量市场机制过渡。容量补偿有望成为独立储能电站仅次于现货市场收入之外的第二大收入来源，各省容量补偿机制的落地有望推动国内储能建设持续增长，2026年应重点关注。图表7：理想状况下各类电源的多维价值构成推演发改委、国家能源局、中电联等，注：本示意图仅为定性分析图表8：截至25年12月，仅8省出台了储能容量补偿机制补偿标准 执行周期 备注河北南网100元河北南网100元/kw·年至2026年底冀北山东0.0705元/kwh长期山西安徽福建国网华东上海江苏浙江200元/kw·年2024-2026年 仅示范项目，逐年退坡湖北湖南国网华北国网华中河南国网华中河南江西吉林黑龙江辽宁蒙东甘肃330元/kw·年2年6h为基准，25年7月发布宁夏165元/kw·年长期6h为基准国网西北青海陕西新疆0.2元/kwh2023-2025年年递减20%四川国网西南重庆西藏蒙西0.28元/kwh10年每年调整广东100元/kw·年广西南方电网贵州云南海南电联新媒、CNESA、SMM储能、CESE,变化三：美国AIDC配储项目落地进展储能有望成为AIDC新一代供电架构标配传统数据中心供配电架构多采用UPS（不间断电源）为核心，由于AI数据中心功率密度极UPSHVDC成为了必然选择。根据英伟达10AIDCIEA中性情景预测，美国2024-2030年数据中心装机增量有望达58GW，假设全部采用HVDC架构，30%/4h配储比例，未来5年有望带动约70GWh储能总需求。以上只是理论假设，仍需跟踪具体项目落地进展。图表9：储能有望成为AIDC新一代供电架构标配英伟达,美国AIDC供电缺口可能带动美国光储整体需求增长DOE预计到2030年美国将出现供电缺口，我们20%由光储填补，参考阿布扎比数据中心光储项目（1GW负荷，对应5.2GW光伏，对应.W/Wh储能%/h配储比例，未来5年有望带动约4Wh储能总需求。以上只是理论假设，仍需跟踪具体项目落地进展。对储能的拉动分两方面AIDC新一代供电架构标配储能AIDC供电缺口，均有望带动美国储能市场超预期增长，2026年应重点关注。图表10：美国能源部预计2030年美国电力可靠容量缺口将达到23GWDOE,变化四：欧洲大储机制创新和项目落地欧洲有望成为中国以外的第一大增量市场截至2024年欧洲整体风光发电量占比已经达到28.5%，部分国家占比更高，比如德国风光发电量占比达到了40.7%。欧洲电力系统对于储能的需求更为迫切，欧洲各国出台了一系列政策工具和市场机制创新，以推动储能发展。例如，意大利通过MACSE容量采购机制为独立储能电站引入了长期容量合同保障，英国则通过保底收益机制给予长时储能投资激励。我们预计EMEA2025-2030年年均装机有望达到95.8GWh，欧洲有望超越美国成为海外储能第一大增量市场，2026年应重点关注。图表11：欧洲有望成为海外储能第一大增量市场95.895.8500中国 美国 EMEA2024年新增装机 2025-2030年年均新增装机预测中电联、CNESA、BNEF, 测算变化五：上游价格与储能需求的反身性影响锂电价格和储能景气度互相影响，互为因果碳酸锂价格下降和电力现货市场启动，是带动储能度电成本快速下降的两大核心变量。在理04元/kwh水平，结合现货峰谷价差水平和潜在的IRR可以满足五大六小发电集团的收益率要求。我们需要清楚地意识到国内储能电站才刚迈过经济性拐点，不能拿个别经济性较高的示范项目以偏概全，大部分省份独立储能电站的收益模型还比较脆弱。储能需求快速增长拉动了锂电需求，2025年三季度以来碳酸锂价格明显回升，锂电产业链显现回暖迹象，如果2026年碳酸锂和锂电产业链价格继续增长，可能对储能需求带来一定程度的抑制，这是个潜在的负面变化。碳酸锂价格和储能经济性互相影响，两者在何处达到平衡，2026年应重点关注。图表12：各省独立储能IRR对碳酸锂价格较为敏感各省电力交易中心、国家能源局、Lambda、大地量子、国能日新、硕电汇, 测算2026年展望：短期景气持续，长期空间仍然显著预计2026年全球储能行业维持高景气2026年全球储能行2026388gwh，同比增长45%2026年全球储能电池出货量825gwh，同比增长39%。图表13：预计2026年球储装机速为45% 图表14：预计2026年球储电池货量速为10000

2022 2023 2024 2025E 2026E全球储能新增装机YoY

200%388268181150388268181100%50%0%

10000

2022 2023 2024 2025E 2026E全球储能电池出货量YoY

200%825595315150825595315100%50%0%中电联、CNESA、BNEF, InfoLink,长期展望，距离天花板仍有较大空间5（NDCs25月中美欧均已提出了新一轮7-10%66-72%，。从终局思维出发，根据能源转型→双碳目标→风光中长期需求→储能中长期需求逻辑推导，我们预计