锂电行业市场前景及投资研究报告：储能增长锂电行业增速

证

券研究报告

行业深度报告储能的持续增长，将推动锂电行业2027年增速预计落在25%-32%区间发布日期：2026年7月25日核心要点核心要点：板块自25年9月来的显著超额主要来自于储能爆发带来的行业量利双升，在后在国内储能容量补贴明确、国际油价走高新能源受益的逻辑下板块趋势加强，但5月以来，随着霍尔木兹海峡开放，国际油价回落，市场预期开始收敛，并对2026-27年需求产生质疑，当下的核心矛盾是①27年需求增速和供需关系如何？②这种预期在何时能形成一致预期？我们认为对于27年过度悲观的预期将在①7-11月看到碳酸锂价格站稳；②储能招标、27年订单和要货指引逐步确认下得到修正，板块也会迎来修复的机会。具体内容

本轮锂电新周期主要系储能推动。储能需求的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510GWh，同比+69%。

26年需求与年初相比上修约100GWh，主要来自商用车、欧洲乘用车、中国出口车、欧洲储能等超预期。预计2026年全球锂电池需求3153GWh，同比增长37%。与年初相比的上修主要来自：①车型、政策双助力，欧洲电车维持高增；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TC

O相比燃油车节约33.5/10.9/11.8万元，1-5月电动重卡累计销量10.4万辆（上险量口径），同比+69%超预期；③出口车超预期，1-6月电动乘用车累计出口223.1万辆，同比+124.3%大幅超出年初预期；④欧洲储能尤其是户储、工商储超预期。以上需求上修带来电池整体上修100GWh。核心要点

展望27年行业增速预计落在24%-32%区间（实际可能中枢偏上），市场当下定价预期可能低于20%，存在预期差：当前市场对于27年国内大储需求预期悲观，主要出于对装机并网节奏、峰谷差价缩小趋势和25年装机强省未来需求可持续性的担忧。实际当前招、中标数据仍呈现100%以上的同比增速，114号文推动下山西、东北三省、云贵川和东部沿海省份带来波浪式增长动力，欧洲德国、波兰、西班牙等地储能已经成为新基建趋势，我们认为27年储能仍将实现电池保守/中性需求1365/1490GWh，叠加动力后我们预计27年锂电池需求落在3920-4167GWh，同比+24%-32%，大概率落在28%-32%之间。

供给链分化，部分环节延续紧平衡趋势，但当下市场对于锂电储能的定价是2027年可能走向全面过剩：从供需关系看，若明年锂电增速超过20%，隔膜、铜箔、铝箔仍维持紧张；若超过28%，负极、碳酸锂亦可能走入紧平衡。当前锂电材料环节的单位盈利基本处于历史30%分位以内，以15-20xPE为锚，当前股价中包含的单位盈利普遍已低于当前实际盈利水平，意味着股价对于锂电大部分环节定价是2027年将走向过剩，预计未来需求明确后，市场会对此定价进行修正

投资建议：需求预期明确后，板块将迎来显著的修复机会，左侧率先布局业绩确定性的低估值标的宁德时代、海伦哲、鼎胜新材，其次在整体预期修正的过程中会迎来板块性机会，推荐

①材料：鼎胜新材、海伦哲、恩捷股份、天赐材料、多氟多、新宙邦、科达利、尚太科技、中科电气、贝特瑞、湖南裕能、富临精工、震裕科技②碳酸锂：大中矿业(金属组覆盖)、天齐锂业(金属组覆盖)、永兴材料(金属组覆盖)、赣锋锂业(金属组覆盖)、盐湖股份(金属组覆盖)③电池：宁德时代、鹏辉能源、亿纬锂能、豪鹏科技、正力新能、高科、欣旺达需求展望：预计26/27年全球锂电池需求3153/4042GWh，同比+36.6%/28.2%需求预测：26/27年全球锂电池需求3153/4042GWh，同比+36.6%/28.2%

26年展望：预计2026年全球锂电池需求约3153GWh，同比增长36.6%，与年初相比上修动力主要在于：①中国电车出口超预期；②欧洲新能源车销量爆发超预期；③电动重卡经济性显现超预期；④欧洲储能超预期。锂电上下游在Q2正式进入繁荣周期；

2027年展望：我们认为明年最低增速24.3%，80%以上概率处于28.2%以上增速，有望展望32%增速。其确定性主要来自：①国内车低基数和28年电动车购置税减半政策退出下有望修复；②商用车和出口仍保持稳健增长；③欧洲碳排放考核下对销量的保障；④储能容量补偿及招标强势下储能继续维持高增。表：预计2026年全球锂电池需求3153GWh，同比增长36.6%；2027年大概率增速在28%以上（单位：GWh）2017A

2018A

2019A

2020A

2021A

2022A

2023A

2024A

2025E

2026Q1

2026Q2

2026Q3

2026Q4

2026E

2027E

2030E乘用车

保守，10%概率乘用车

中性，90%概率商用车

保守，10%概率中性，90%概率小动力（两轮车、AGV小车、叉车）消费锂电383832321476079793333197509999303025786140140262633317317353542550550575742780780686846955955116116531233123323923963267267484820369369848420414414919120505505138138201555155536036080177319744364839025392667760717116827881087119013941210010292292292292115912281387储能（通信）储能保守

50%概率储能

中性

50%概率合计中性①

悲观车+中性储能同比增速合计中性②

中性车+悲观储能同比增速0016033209662442323311666655915915990622422437037066266223326062624627477827630786427831010041033115132721365149039202341296165201223

1600

230830.4%

17.0%

27.5%

79.7%

62.0%

35.0%

30.8%

44.3%

34.0%

48.4%

41.3%

44.5%

41.8%

24.3%

19.9%209

244

311

559

906

1223

1600

2308

599

750

832

972

3153

4042

598630.4%

17.0%

27.5%

79.7%

62.0%

35.0%

30.8%

44.3%

28.3%

43.0%

36.2%

39.9%

36.6%

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17.4%209

244

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559

906

1223

1600

2308

4167

660632.1%

20.3%160160合计乐观

中性车+中性储能同比增速30.4%

17.0%

27.5%

79.7%

62.0%

35.0%

30.8%

44.3%数据：GGII，SNE，乘联会，中汽协，动力产业联盟，Marklines，EVTank，CNESA，中信建投5确定性保障①：国内26年低基数+28年补贴退坡下，27年同比增长确定性高

26年展望：新能源乘用车锂电池需求1555GWh，同比+26.1%，超预期来自中国出口需求超预期+欧洲电车需求爆发。

27年展望：悲观/中性预期下，预计27年新能源乘用车锂电池需求1773/1974GWh，同比+14.0%/+26.9%。对中国电车而言：①内销：26年低基数+28年购置税减免取消带动抢装，十五五规划为内销兜底，预计内销悲观/中性同比+0%/+8%；②出口：高基数下出口增速有所下滑但维持高位，电车出口渗透率突破70%，预计出口悲观/中性同比+31%/+42%。表：27年悲观/中性预期下全球乘用车锂电池需求1773/1974GWh，26年低基数+28年补贴退坡下中国销量同比增长确定性高单位2021A2022A2023A2024A2025E2026Q12026Q22026Q32026Q42026E2027E-悲观2027E-中性中国销量-BEV万辆万辆KWhKWhGWh万辆万辆KWhKWhGWh2225748201195035318274471525121260566561932520272556144815782148856120656536102533859213918885644115578546020572211006541184836160206227512665412309487612175804376658043766888439570销量-PHEV带电量-BEV带电量-PHEV装机需求-内销销量-BEV262529404243355102145919466102286119601152905820671308240602023470442030060203137894503306121344销量-PHEV带电量-BEV带电量-PHEV装机需求-出口海外6368107欧洲（含欧盟）销量-BEV销量-PHEV带电量-BEV带电量-PHEV装机需求-欧洲美国销量-BEV销量-PHEV带电量-BEV带电量-PHEV装机需求-美国海外其他销量-BEV销量-PHEV带电量-BEV带电量-PHEV装机需求-海外其他装机需求-海外总计乘用车装机需求乘用车装机需求（考虑装机冗余和渠道库存）3610099551671544916661735452274013792571592598018681858462510561946182816017122601182870188849351159192352184816718138621283272199951391261192653248105672018863130337419103495569317022556822477201749155568235702265682447720194916656783370226268326772026491875710139702279692757720215121756329138702226168104187720845070256020473911296155556410180712233169115207820934890386020624861503177359440185732536770125227922103501004061217054016731974万辆万辆KWhKWhGWhGWh万辆万辆KWhKWhGWhGWh万辆万辆KWhKWhGWhGWhGWhGWh451458205318131192653175921108222326760201195307369602012993454146121141154215051629166458550233650780263796955320102812336数据：中汽协，乘联会，Marklines，动力电池创新联盟，上险量，合格证，中信建投乘用车需求：中国电车26年主要由出口带动，对应需求上修至234GWh

26年以来中国新能源车出口保持高增。中国新能源乘用车6月出口销量49.9万辆，同比152.7%，1-6月累计出口223.1万辆，同比+124.3%。国内出口销量全年预期同比增速由50%上修至126%，对应出口需求234GWh，超预期约80GWh。

对国内销量而言，26年以来新能源车高端化趋势显著，带电量显著提升，有效对冲内销同比下滑影响。1-6月以来，A00+A0/A/B及以上车型分别占比20.3%/25.2%/54.5%，分别同比-2.5pct/-1.5pct/+4.0pct。高端车型影响下，26年1-5月纯电/插混平均单车带电量64.2/38.2kWh，而25年同期仅53.5/26.6kWh，单车带电量提升20%+。图：6月中国新能源乘用车出口49.9万辆，同比+153%图：1-5月国内新能源乘用车纯电/插混单车带电量64.2/38.2kWh（单位：kWh）6050403020100中国新能源车出口（万量，左轴）出口同比（右轴）300.00%250.00%200.00%150.00%100.00%50.00%0.00%80.0BEVPHEV燃料电池70.060.050.040.030.020.010.00.0出口环比（右轴）-50.00%数据：乘联会，中信建投数据：动力电池创新联盟，乘联会，中信建投7购置税减半退出政策：28年起购置税减半政策到期，27年或存在抢装

对新能源汽车的购置税减免政策将于27年底到期。

2026年前：新能源汽车免征购置税，单车最高减税3.0万元（对应30万元单车价格）

2026-2027年：新能源汽车减半征收购置税，单车最高减税1.5万元（对应30万元单车价格）

2028年起：新能源汽车全额征收购置税

保守预期下，预计27年国内新能源车销量实现同比持平，对应约1189万辆；由于27年为购置税减免政策的最后一年，预计27年存在抢装效应，预计可实现约100万辆的抢装增量，对应中性预期下1289万辆的新能源车销量，同比+8%。图：26年-28年新能源车购置税减半，对应5%的购买成本减免购置税率：0%购置税率：5%购置税率：10%新能源汽车免征购置税购置税减半2026.1.1起2028.1.1起单车最高减税单车最高减税3.0万元1.5万元*最高减税额对应30万元价格，囊括81.2%的车型（26H1）数据：政府官网，中信建投8消费税退坡政策：等价1.1-2.2万碳酸锂影响，不影响行业需求

近日电池消费税调整政策正式落地：26年9月起恢复对锂离子蓄电池（包含动储电池）征收2%消费税，27年9月恢复到4%消费税；钠电池、固态电池、燃料电池、钙钛矿电池、叠层电池、砷化镓电池26年9月起至28年底前免征消费税（当前仍征收消费税）。

当前锂电池电芯价格约3.5毛/Wh，2%消费税税率对应影响约7厘/Wh，2-4%税率波动对应1.1-2.2万元/吨的碳酸锂涨幅。当前碳酸锂预计在14-21万内宽幅波动，因此1.1-2.2万的碳酸锂等价税率影响有限。图：26年起国内锂电池/钠电池消费税率变化，锂电池27年9月起征收4%消费税消费税率：0%消费税率：2%消费税率：4%消费税率：4%消费税率：0%锂电池钠电池2026.9.1起起固态电池燃料电池钙钛矿电池……2027.9.12026.9.1-2028.12.31税率变化2%↓万元4%↓电芯价格0.35元/Wh下消费税变化对应碳酸锂涨价空间万元/t1.12/t1.12合计：2.24万元/t数据：财政部，中信建投9确定性保障②：车型、政策双助力，欧洲电车维持高增，预判差异来自中国出口

26H1欧洲九国新能源车销量187.60万辆，累计同比+36%，渗透率33.8%，同比+7.4pct；26全年欧洲有望延续增势至542万辆，同比+35%，渗透率继续提升7.7pct，主要系①欧洲主要国家政策端持续加码为电车增长提供保障和托底+②欧美车企新平台发力。

27年悲观/中性预期下，预计欧洲电车销量659/719万辆，同比+22%/+33%，预期主要分岐在于：①中性预期下，欧洲25-27年碳排放考核周期推动欧洲电车维持30%+增长；②中欧潜在贸易摩擦可能影响中国新能源车对欧洲出口，若反补贴关税落地，可能影响约60万辆电车销量。表：26年欧洲主要国家补贴政策情况图：欧洲27年悲观/中性预期下电车销量659/719万辆销量（万辆）27年乐观预期（万辆）同比同比（乐观预期）140%8007006005004003002001000719120%100%80%60%65954140%40033%22%29529925120%0%2191275527382017

2018

2019

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2026E

2027E数据：PFA、ANFAC、MobilitySweden、UNRAE、OFV、数据：Marklines，中信建投Autoinforma、SMMT、KBA、DBI，中信建投10欧洲碳排放政策具备托底作用，27年中性预期下维持30%+增长预期

25年起欧盟启用新碳排放考核标准，同年将碳排放考核周期由25年调整至25-27年，对应碳排放目标约95g/km，较2024年的116g/km下调约18%。

截至26年5月，经估算欧洲已销售车辆平均碳排放约98.5g/km，碳排放目标达成率96.3%，预计在26年EV+PHEV增速35%，27年EV+PHEV增速33%的前提下，25-27年平均渗透率可达30%，满足欧洲新一轮周期下碳排放政策要求。表：欧盟25-27年碳排放目标约95g/km，15-20%HEV渗透率下对应28-30%BEV+PHEV渗透率BEV+PHEV渗透率达标率5.00%18.00%83.38%84.54%85.70%86.86%88.02%89.17%20.00%85.74%86.90%88.05%89.21%90.37%91.53%24.00%90.44%91.60%92.76%93.92%95.07%96.23%26.00%92.80%93.95%95.11%96.27%97.43%98.59%28.00%95.15%96.31%97.46%98.62%99.78%30.00%97.50%98.66%99.82%32.00%99.85%101.01%

103.36%102.17%

104.52%34.00%102.21%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%HEV渗透率100.97%

103.33%

105.68%102.13%

104.49%

106.84%100.94%

103.29%

105.64%

108.00%数据：Marklines，ICCT，中信建投11确定性保障③：电动重卡经济性显现，多应用场景落地保障高增速

纯电商用车经济性已显现。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%，26年补贴维持下预计电动重卡基本维持高增速，

1-5月电动重卡累计销量10.4万辆（上险量口径），同比+69%，预计全年产量40.0万辆，同比+56%，带动近250+GWh装机需求。

27年电动重卡预计维持高增，高速公路新能源重卡货运起量，预计绝对增量维持26年水平，500kWh+车型迭代带动单车带电量进一步提升，预计27年悲观/中性预期下电动重卡产量48/55万辆，同比+20%/+38%，全球商用车锂电需求436/483GWh，同比+21%/+34%。图：26年1-5月国内电动重卡销量10.4万辆，累计同比+69%表：预计27年悲观/中性全球商用车锂电需求436/483GWh商用车单位

2021A

2022A

2023A

2024A

2025A

2026E

2027E

2027E中国悲观

乐观销量-客车销量-货车万辆

8.210.3

10.3

14.2

21.1

27.8

32.0

33.4新能源商用车5年TCO比较万辆

10.1

24.0

36.2

44.5

73.8

99.6

113.0

126.6带电量-客车带电量-货车其中：产量-重卡带电量-重卡装机需求-中国海外销量-客车销量-货车带电量-客车带电量-货车装机需求-海外商用车装机需求KWh

215KWh

71万辆

1.1KWh

282GWh

25209732.827939177743.830045186

199118

1812202142252334845433522523755454375(考虑补贴，万元)9.03567925.7

40.040617643227450000400003000020000100000400%新能源重卡销量（上险量口径，辆）销量同比300%200%100%0%万辆万辆06110214678113216701156218224227221802833422284334342228433KWh

210KWh

60218

2217417967723199-100%GWh4GWh

2947300370409商用车装机需求（考虑装机冗余和渠道库存）GWh

355768116

239360436483数据：汽车之家，上险量，中信建投数据：中汽协，上险量，合格证，中信建投12确定性保障④：容量补偿及招标强势下储能预计装机保守/中性预计724/793GWh容量中国新增容量（GWh）YoY20215.0202215.9208%14.91.0202344.6188%41.43.22024110.5148%102.77.82025E179.064%168.510.52026E299.067%28613.02027E（保守）

2027E（中性）

27年中性情形下，新增储能装机793GWh，同比+56%。27年中性形较保守情形多增69GWh；其中大储/小储分别多增54/16GWh。功率端增长叠加储能时长提升，乐观情形下容量端有望呈现非线性增长，增速强于功率端。41739%40710.046756%45215.0其中大储中国工商储4.70.3美国新增容量（GWh）YoY10.913.221%11.31.527.7110%25.61.537.134%33.82.95754%51.33.17023%62.71.68724%73.639130%78.23

其中大储美国户储美国工商储9.70.90.30.30.60.42.65.71010

其中：欧洲新增容量（GWh）YoY4.210.4148%3.15.91.01983%4.912.11.621.915%8.911.12.527.124%1513.54.258.6116%3516.27.69562%57.22310376%57.225中国：2027年由417GWh上调至467GWh，反映国内大储招标和长时化趋势持续强化。美国：由87GWh上调至91GWh，AIDC驱动工商储、大储均有望超预期。欧洲：由95GWh上调至103GWh，大储招标旺盛，小储在能源独立需求抬升下弹性更大海外其他地区：由125GWh上调至132GWh，高油价下储能经济性进一步凸显。其中大储欧洲户储欧洲工商储1.22.50.51521

海外其他新增容量（GWh）YoY8.314.777%13.5-8%50.5216.522%60.53348.58187153.932.779%91%37124%1535682512306259.745.964%69%81119%3061010255724509440.767.966%70%12554%3013263%20其中：中东其中：印度其中：拉美其中：澳洲15201515241815其中：其他（非洲、东南亚、中亚等）其中大储47625.332820.97.510.74544013.789%8.5510480.424.095%8589其中户储、工商储全球新增储能容量（GWh）其中大储4043724622.8101.042%41%793676.4117.056%53%其中户储、工商储全球新增储能容量YoY其中大储YoY13数据：中电联、CNESA、Solar

Power

Europe、EIA、Wood

Mackenzie，中信建投国内装机预测：27年装机保守在417GWh（保守预期+26年部分项目延）26年招标（至7月第一周）26年项目优选清单2027年装机预测2027年装机预测单位：GWh包括省份25年招标2026年装机预测（保守）（中性）西北华北华东华中西南华南东北总计宁/蒙/新/陕/甘/青冀/豫/晋/鲁/京苏/浙/皖/闽/沪鄂/湘/赣147.190.226.03.8131.286.15.781.0145.26.91408211919411019204116292.210.235.813.56.11212川/贵/云/渝/藏粤/桂/琼15.522.61.510.77.52723728282333黑/吉/辽2.63145307246299299417467数据：中电联、CNESA、中信建投大储：

欧洲大储进入高速增长阶段，26/27年增速84%/63%2027E（保守）2027E（中性）2022A2023A2024A2025A2026E103205241036195835955710357欧洲新增容量（GWh）其中大储30%25%40%53%84%63%63%大储Yo

Y欧洲各国大储装机（GWh）0.50.40.20.83.41.73.10.70.30.42.54.31.64.44.658.88.148.88.14欧盟：德国意大利1.21.20.84荷兰33西班牙0.10.12.60.42.61.251.25瑞典保加利亚非欧盟：英国乌克兰1.21.32.10.12.25.63.19.511.4411.4411.511.5其他数据：SPE，Bloomberg，荷兰统计局，中信建投15户储：多点开花，26/27年全球需求超46/59GWh，同比+55%/27%

我们预计2026/2027年海外户储新增需求约46/59GWh，同比增长55%/27%，重点关注居民电价较高、但户储渗透率较低的市场如英国、西班牙等，以及电网建设薄弱的缺电、断电地区，如东南亚、拉美、非洲等新兴市场。202020213.6420228.6202317.198%12.1105%11.45.1202418.48%202529.862%13.521%11.34.22026E46.355%18.235%13.74.52027E59.027%23.026%16.05.02028E73.525%27.620%18.15.52029E89.021%31.414%20.46.02030E104.818%35.312%22.86.5全球户储新增装机量（GWh)

政策推手

用电刚需经济性2.8YoY欧洲YoY5.911.1-8%10.34.5其中：欧盟5.72.41.10.40.20.1其中：德国意大利√√√√√√√2.82.51.92.02.22.42.62.9奥地利比利时荷兰0.80.60.81.01.21.41.61.80.50.30.40.60.81.01.21.4√0.10.50.91.72.22.53.03.5西班牙其他√0.10.20.40.60.81.01.21.60.22.00.60.10.711%0.71.44%1.432.53.03.54.04.55.05.5英国乌克兰√√√√0.60.92.04.06.07.08.0√0.21.32.53.03.54.04.5大洋洲0.60.94.612.0161%12.02.312.00%12.00%12.00%12.00%YoY其中：澳洲北美YoY其中：美国30%0.9440%4.6√√√0.61.412.02.718%1.71.012.03.011%1.81.212.03.310%1.91.412.03.52.144%2.063.571%3.120.4-36%1.600.79%X√√1.371.9加拿大1.6东南亚YoY0.20.41.0129%0.430.270.12.15.010.0100%3.516.363%4.024.450%5.032.834%6.0114%0.9144%2.0其中：菲律宾越南√√√√0.320.100.51.02.03.04.05.0缅甸√√√0.20.51.02.03.04.0马来西亚印度尼西亚泰国√√√√0.080.10.51.02.03.04.00.10.41.02.03.04.0√0.080.150.10.41.000.52.55.08.0柬埔寨√0.20.81.41.8中国0.32.150.72.7226%1.05.1891%1.21.310.0032%1.41.51.6非洲、拉美等市场0.250.557.6047%13.2032%16.4024%19.6020%YoY数据：SunWiz，德国联邦电网局，SolarPower

Europe,起点研究院，集邦咨询，TrendForce，Bloomberg，荷兰统计局，SEIA，EESA，中信建投16工商储：

欧洲率先起量，26/27年需求超28.7/40.6GWh，同比+50%/42%

我们预计2026/2027年全球工商储新增需求超28.7/40.6GWh，同比增长50%/42%。主要原因系：一方面，绿电发电占比较多的国家逐步出台完善电力市场化机制，通过峰谷价差及辅助服务等方式拓宽工商储经济性，刺激配储以缓解电网消纳压力；另一方面，AI数据中心、采矿区等高能耗应用场景电力供需缺口逐步增大，促使各类工商业业主提高自备储能配套比例，驱动需求高增。需求驱动因素用电刚需20222.7220237.82202420252026E28.652027E40.572028E58.302029E78.002030E99.50全球工商储新增装机量（GWh)政策推手经济性12.5419.10YoY66%188%1.668%1.60.2450.260.5360%2.556%2.20.250.410.190.20.2460.152%4.2068%3.650%8.642%1544%2534%3528%45欧洲0.95YoY104%7.475%13.62.067%20.03.040%26.54.029%32.05.0其中：欧盟其中：德国意大利奥地利比利时荷兰0.950.180.010.17√√√√√√√√√√√√√√0.51.00.50.21.02.03.04.05.00.51.01.52.02.50.650.330.180.331.240.11.500.82.53.54.55.01.52.53.54.5西班牙波兰其他0.30.81.500.60.60.61.01.52.01.52.02.53.00.802.53.54.55.0英国√√√√1.02.03.55.0乌克兰大洋洲YoY其中：澳洲美洲YoY其中：美国加拿大智利√0.30.4555%0.450.8+14%0.370.420.50.81.01.21.40.29031.00122%1.001.71.2020%1.21.5025%1.52.0033%22.5025%2.53.0020%30.290.7-13%0.330.40.82.44.171%2.01.50.20.372.567%2.5067%1515%2.525%6.39.012.539%5.0113%1.030.6740%1.200.800.100.291.555%3.043%4.0√√√√0.350.402.02.53.00.512巴西0.81.52.5东南亚YoY其中：东南亚YoY中国0.54.06.010.067%10.0067%25200%1.5200%1324%2.067%60%4.0060%1850%6.0050%22√√√√√0.501.023.2215%2.07.8144%1.010.535%1.2179%20%3.020%22%3.517%14%4.014%其他（中东非洲等）YoY20%17数据：SunWiz，德国联邦电网局，SolarPower

Europe,起点研究院，集邦咨询，TrendForce，Bloomberg，荷兰统计局，SEIA，EESA，中信建投114号文容量电价将全面铺开推动储能电站迈过经济性拐点

2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文），正式将电网侧独立储能纳入发电侧容量电价机制，首次从国家层面明确储能的容量价值。该政策正式推动储能电站迈过经济性拐点，变身可靠稳定收益的电力资产。

目前各地正加快推出储能容量电价和容量补偿政策，容量电价有望在今年进入全面推广阶段。表：114号文：首次明确独立储能容量电价标准、补偿机制以及费用，为储能电站提供政策确定性政策要点具体措施政策适用主体容量电价煤电：按1501号文要求，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165元/kW·年以上）。天然气发电：首次明确允许省级政府建立容量电价机制，按固定成本比例回收投资。计算方式：年平均收入÷覆盖电站机组容量；资本金内部收益率按6.5%倒算。煤电及天然气633号文抽水蓄能价格范围：抽蓄容量电价大概在600元/kW/年左右分类完善容量电价机制存量项目（633号文前开工）：延续政府定价。增量项目（633号文后开工）：省级部门每3—5年制定容量电价。对未参与配储的电网侧独立新型储能给予容量电价，容量电价水平按煤电容量电价为标准，根据顶峰能力按比例折算（放电时长/顶峰负荷持续时间）。分摊方式：由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。抽水蓄能独立储能计算方式：容量电价=煤电机组固定资产投资费用*回收比例；固定资产投资费用=330元/kW/年。回收比例：30%-50%，2026年起各地不低于50%1501号文煤电价格范围：煤电容量电价在110-330元/kW/年，26年起在165-330元/kW/年。补偿范围：电力现货市场连续运行后，对煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等（后续可扩展至抽水蓄能），按统一原则补偿分摊方式：纳入系统运行费用有序建立发电侧可靠容量补偿机制可靠容量补偿机制补偿标准：以弥补边际机组在能量和辅助服务市场的固定成本为基础，结合供需关系动态调整。计算方式（新型储能）：容量补偿费用=容量电价基准值*满功率连续放电时长/负荷高峰持续时长新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可靠容量补偿机制。参数确定：省内确定两大参数，（1）负荷高峰持续时长；抽水蓄能、煤电、

（2）容量电价基准值。电力市场交易和

适当放宽煤电中长期合同签约比例限制，调整市场交易价格下114号文新型储能（重点）负荷高峰持续时长：时长越长储能收益越低（6-10小时）价格机制电费结算政策区域分摊限，鼓励灵活价格机制。容量电费、补偿费用纳入当地系统运行费用。完善相关配套政策基准值：对标煤电价格，26年起在165-330元/kW/年分摊方式：纳入系统运行费用，对标1/3的抽水蓄能价格。共用抽水蓄能电费按容量分配比例分摊，鼓励通过市场化优化。（抽水蓄能）数据：，中信建投数据：，中信建投新能源高渗透、调节资源不足省份，储能需求更为迫切

各省储能容量电价区别：当前补偿水平相对较高的主要是内蒙、辽宁、甘肃等地区，其中辽宁按370元/kW·年折算约0.19元/kWh，甘肃按330元/kW·年、6h折算约0.16元/kWh，宁夏、河北、新疆、青海、湖北等大多在约0.05-0.08元/kWh区间。整体上，新能源占比越高、火电和水电等原有调节资源越不足的省份，对储能的补偿力度往往越高，反映出其对调节型电源的紧缺程度更强。

从区域推进看，西北五省容量电价已基本成型，新疆虽待后续正式衔接，但整体方向已较明确。后续可重点关注政策向西北以外地区扩散，尤其是新能源渗透率高、调节资源偏紧的省份，如海南、江西、湖北、冀北以及东北区域。表：多地出台储能支持政策，陕西、青海分别执行3年、5年省份河北类型发布时间实施时间实施范围补偿标准费用分摊其他要求容量不低于10万瓦，满功率持续放电时长2小时及以上的独立储能电站年度100元/kW·年（含税），月度8.3333元/kW·月（含税）容量电价2024年1月2025-2026年全体工商业用户按月分摊（纳入系统运行费）2024年已执行项目不足100元/千瓦部分追补至100元2026年1月1日起，执行2年公用煤电机组、独立储能电站统一按330元/kW·年执行甘肃宁夏容量电价容量电价2025年12月2025年9月按月度外送电量与工商业用户用电量比例分摊工商业用户用电量与发电企业外送电量按比例分摊鼓励6小时长时储能，可获满额补贴储能时长6h，约0.16元/kWh2025年10-12月100元/kW·年，2026年起165元/kW·年储能时长6h，约0.08元/kWh2025年10-12月；2026年1月起公用煤电机组、独立储能电站月内三次非停扣减当月容量电费2025年0.35元/kWh，发电机组间按内蒙古山东湖北青海辽宁陕西吉林新疆容量补偿容量补偿容量电价容量补偿容量补偿容量电价容量补偿容量电价2025年3月2023年7月2026年1月2025年；2026年2024-2025年独立储能电站2025年6月30日前须开工现货市场机组按峰谷分时段补偿2026年0.28元/kWh（补偿期10年）月度装机容量分摊燃煤发电机组、独立储能电站工商业用户按用电量比例分摊用户侧收取标准调整为0.0705元/kWh电网侧独立储能（以公布清单为准）年度165元/kW·年，月度按年度标准÷12计算，储能时长10h，约0.05元/kWh2026年1月4日起全体工商业用户按月滚动清算（纳入系统运行费）电化学储能年等效充放电次数不低于240次征求意见截至26年5月7日，为可靠容量补偿机制容量电费按月结算，按年清算，为可靠容量补偿机制征求意见截至26年5月15日公用燃煤发电，燃气发电电网侧独立储能2026年185元/kW·年，储能时长8h，容量供需系数0.92，约0.06元/kWh按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，滚动清算2026年4月

2026年7月起，执行5年2027年1月执行，公用煤电机组电网侧独立新型储能2026年370元/kW·年（含税），未明确时长、供需系数，按宁夏水平约0.19元/kWh可靠容量电费纳入系统运行费用，通过省内全体工商业用户及外送电按比例分摊2026年4月持续1年2026年165元/kW·年，储能时长6h，约0.08元/kWh2026年5月

2026年7月起，执行3年电网侧独立储能全体工商业用户按月滚动清算（纳入系统运行费）纳入电力系统运行费，向全体工商业用户分摊纳入电力系统运行费，向全体工商业用户分摊公用煤电机组电网侧独立新型储能2026年330元/kW·年（含税），储能时长8h，约0.125元/kWh2026年5月2026年6月2026年1月执行月度考核+年度考核，出清运营/性能落后储能能源主管部门提供并动态调整储能项目清单2026年165元/kW·年，储能时长6h，约0.08元/kWh2026年6月开始执行纳入清单的电网侧独立储能数据：各省，中信建投部分省份峰谷价差有所收窄，但随市场化持续推进，更多省份将具备经济性

内蒙古峰谷价差近期收窄，核心原因是风电大发和储能渗透提升共同压低了峰价。新能源装机和出力持续增加，使午间低价成为中长期趋势；此外，随着储能装机规模提升，晚高峰原本紧张的供需缺口得到一定缓解，导致日内价差阶段性收窄。

日内价差收窄至更合理区间，是储能装机渗透提升后的必然现象。长期看，对于收益偏高的省份而言，随储能规模持续增长，套利和辅助服务收益都会逐步回落；目前在容量电价托底叠加现货、辅助服务等市场化收入支撑下，储能整体仍具备较好的投资经济性。后续随着市场化机制持续推进、各省容量电价细则进一步落地，储能经济性也将从少数高收益省份逐步扩散到更多区域。图：蒙西日内价差趋势：由于晚峰价格下降，26Q1蒙西分时价差有所收窄；主因Q1风电大发压低峰价，此外，价差历史波动一向较大数据：内蒙，中信建投数据：内蒙，中信建投20随市场化持续推进，储能经济性有望向其他省份扩散

从一季度储能收益表现看，东北、内蒙、海南、陕西收益相对更高，各省平均价差在3毛/kWh。

其中，吉林、蒙东、黑龙江等东北市场因电价波动剧烈，储能峰谷价差位居全国前列；海南收益较高，由于新能源占比较高，且水电等低成本调节电源相对不足。

整体看，储能收益和装机潜力的核心仍取决于两点：一是新能源渗透率是否足够高，二是系统内是否缺乏调节资源。当前部分现货机制尚不完善的省份，随着现货市场转向正式连续运行、叠加容量电价等补偿机制落地，后续同样有望形成较好的储能收益空间。

从一季度情况来看，仅不到1/3省份现货价差收益不足2毛5/kWh。图：26Q1储能峰谷价差趋势：平均价差在3毛/kWh，东北、海南、西北省份价差较大，核心在于高新能源渗透率与缺乏调节资源26Q1月度峰谷价差峰值（元/MWh）26Q1平均峰谷价差（元/MWh）1,0009008007006005004003002001000250数据：兰木达，中信建投21装机预测：预计26年装机299GWh，西北、华北仍为装机主力

2026年装机预测：招标项目加速兑现，西北、华北仍为装机主力。结合2025—2026年各省招标规模及项目落地节奏，预计2026年国内新型储能新增装机约299GWh。其中，西北和华北地区预计分别新增140GWh和82GWh，合计占全国装机的74%左右，仍是装机增长的核心区域。图：预计26年装机299GWh，招标项目加速兑现，西北、华北仍为装机主力。（单位：GWh）25年装机26年招标2026年装机预测6050403020100（10省区）（至7月第一周）504030302515101010888665553333332221111宁夏

内蒙古

新疆陕西甘肃青海河北河南山西华北山东北京江苏浙江安徽华东福建上海湖北湖南华中江西四川贵州云南西南重庆西藏广东广西华南海南

黑龙江

吉林东北辽宁西北数据：招标投标公共服务平台，储能头条，储能与电力市场，中信建投22装机预测：预计27年保守装机417GWh，中性装机467GWh

2027年装机预测：保守情景下在417GWh，中性情景在467GWh。保守情景下，27年装机底部约300+GWh，叠加递延项目，至少装机在417GWh。

中性情景下，预计2027年装机达到467GWh，同比+45%，核心增量来自算电协同、新能源大基地项目延期释放、煤电灵活性转型，以及东部用户侧和园区储能需求起量。图：核心增量来自算电协同、新能源大基地项目延期释放、煤电灵活性转型以及东部需求起量（单位：GWh）2026年装机预测2027年装机预测2027年装机预测706050403020100（保守）（中性）6346433532252220201715151512101088877655523111宁夏

内蒙古

新疆

陕西

甘肃

青海

河北

河南

山西

山东

北京

江苏

浙江

安徽

福建

上海

湖北

湖南

江西

四川

贵州

云南

重庆

西藏

广东

广西

海南

黑龙江

吉林

辽宁西北

华北

华东

华中

西南

华南

东北数据：招标投标公共服务平台，储能头条，储能与电力市场，中信建投23国内大储带电量：新增装机时长显著抬升

中电联口径下，国内电化学储能新增装机时长正呈现明确的逐季度、逐年度抬升趋势。

从季度数据看，新增储能时长由2024Q1的2.18小时提升至

2025Q4

的3.02小时；从年度数据来看，新增储能平均时长也由2023

年的2.03小时提升至2025

年的2.86小时。

储能需求正从早期配储达标，转向更强调调峰、保供和提供系统灵活性的长时化阶段。随着新能源装机占比持续提升、电力现货市场和容量补偿机制逐步完善，更长时长储能在消纳、调峰和容量支撑上的价值正不断增强，储能平均时长也逐步向3h+演进。图：中国储能时长明显抬升，预计26-27年容量端增速迎来非线性增长；美国AIDC驱动下，26-30年时长有进一步抬升空间；欧洲25年前大储渗透率低，随26年后大储&工商储快速增长，有望缩小与中美市场储能时长基差新增储能功率（GW）新增储能容量（GWh）储能时长3.28350300250200150100503.203.53.02.52.01.51.00.50.03.023.052.972.862.442.402.031.901.841.8002023202420252026E2023202420252026E2023202420252026E中国：中电联、SPE、EIA，中信建投美国欧洲数据24海外储能带电量：大储带电量呈现明确上行趋势

美国大储：容量增速显著快于功率增速，体现储能时长上移趋势。原有辅助服务收入摊薄，短时储能经济性下降；此外，PJM、ERCOT等电网持续强化时长要求，4h储能在套利、容量时长、保供等方面均具有优势，逐步成为主流。

德国：长时化趋势明确，大储最为明确。德国大储早期服务于FCR等电网调频，时长要求低；而随德国电力市场化程度提升，大储逐步转向现货套利和aFRR（二次调频），2h+配置对收益更明显。此外，户储也在经历储能时长下降后，随去库、景气度提升而回升。图：美国大储：从累计装机来看，容量增速显著快于功率增速累计储能功率（GW）累计储能容量（GWh）储能时长（右轴）大储时长户储时长3.02.52.01.51.00.50.01801601401201008032.521.5160400.50200数据：

EIA，MaStR，中信建投25小储主流产品：模块容量与系统堆叠扩展能力提升，带来带电量提升

过去小储产品多以逆变器、电池包为主，带电量有限。22年前后行业主流模块多在6kWh以下，随大电芯升级，显著提升单模块带电量；行业需求推动下，堆叠、模块化设计成为近年主流方案：主流户储单包已提升至5-12kWh+，系统容量扩展至

40-100kWh+，工商储则进一步走向更大容量和更长时配置。表：主流户储厂商储能系统产品：模块、系统带电量提升，逐渐向All-in-One一体机，以及堆叠、模块化可拓展系统升级年份2018202120212022202320232023202420242024202420242024202520252025202520252025202520262026厂商阳光电源固德威阳光电源麦田产品品类功率（kW）容量（kWh）4.56带电量1.521.881.671.731.421.641.282.152.122.152.162.003.122.092.152.052.112.092.053.123.122.30SunGrow

SBP4K8户储一体机低压电池柜高压电池柜户储一体机户储一体机户储一体机高压电池柜工商储一体机户储一体机工商储一体机户储一体机高压电池柜户储一体机户储一体机工商储一体机户储一体机工商储一体机工商储一体机户储一体机户储一体机户储一体机工商储一体机32.887.6863.655.1210051005553.82001030125155Lynx

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31.2SigenStack15.6思格104231.2思格96.48数据：

EIA，MaStR，中信建投26动态跟踪：需求和现实的预期差有望在Q3修正复盘历史：锂电通常在3-5月和7-11月修正当年和第二年的需求预期

锂电通常在3-5月和7-11月修正当年和第二年的需求预期：3-5月在Q1车数据明朗后修正当年；7-11月在订单、车型、供应链预期形成后修正对第二年的预期，板块机会还要动态结合供需关系做预判。图：锂电通常在3-5月和7-11月修正当年和第二年的需求预期政策弱化期产能优化期汽车需求主导期储能需求主导期产能扩张期产能扩张期产能优化期锂电池相对沪深300收益锂电池涨幅锂电池PE（右，TTM）碳酸锂价格新能源汽车销量（当年累计）新能源汽车销量同比增速（当年累计）350.00%300.00%250.00%200.00%150.00%100.00%50.00%2001501005000.00%-50.00%-50数据：Wind（锂电池指数为：884039.WI，电力设备指数为CI005011.WI，截止2026.06.22），中信建投28旺季时刻锂电供需“剪刀差”拉大

2024Q4、2025Q4都曾出现正向的“剪刀差”，以6F和碳酸锂为例，行业实际供给开始小于合理供给（对应85%产能利用率），行业进入供给紧张时刻，同时环节出现涨价情况。

2026Q1本就淡季不淡，预计2026Q2已再次出现正向的剪刀差，供给紧张加剧，6月起铜箔、铝箔、隔膜、负极、铁锂等纷纷再次涨价。图：关注锂电供需的“剪刀差时刻”（单位：GWh）对应85%产能利用率碳酸锂价格锂电需求

中性锂电需求

悲观锂电需求

乐观锂电需求对应的合理供给6F供给碳酸锂供给---120010008006004002000正向“剪刀差”时刻行业进入供给紧张实际供给和合理供给之间的差值缩小，对应供给过剩开始缓解实际供给和合理供给之间的差值拉大，对应供给过剩逐渐严重负向“剪刀差”时刻行业进入供给过剩Q2预计

将再次出现正向“剪刀差”，供给紧张加剧22Q1

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26Q1

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26Q3E

26Q4E数据：GGII，鑫椤，SMM，中信建投29招标数据：26年1-7月储能同比高增，已累计近380GWh

招标项目：2026年5月国内+49.37GWh，其中EPC+29.26GWh，储能系统+20.22GWh；2026年6月国内+95.52GWh，其中EPC+43.36GWh，储能系统+52.17GWh；2026年国内累计+379GWh，其中EPC+198.86GWh，储能系统+180.11GWh，同比+133.52%。

5-6月储能招标持续旺盛，5月主要由内蒙古电力8GWh电网侧储能EPC、乌兰察布6GWh系统采购等大型项目支撑；6月中国能建30GWh系统及电芯集采、利星能6GWh和4GWh电芯框采集中释放，叠加宁夏、新疆、内蒙古等地大型独立储能EPC密集招标，推动月度招标规模创年内新高。图、

1月至今国内累计招标+379GWh，其中EPC+198.86GWh，储能系统+180.11GWh，同比+133.52%。当月新增招标项目统计(GWh)2023年EPC2024年EPC2025年EPC2026年EPC2023年储能系统2024年储能系统2025年储能系统2026年储能系统2026YoY2026累计YoY300%250%200%150%100%50%1201008060402000%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月数据：招标投标公共服务平台，国际能源网，储能头条，储能与电力市场，中信建投*注：数据更新至7月5日30中标数据：1-7月中标容量近280GWh，同比25年增加一倍以上

中标容量：26年6月国内+48.08GWh，其中EPC+39.98GWh，储能系统+8.10GWh。

26年国内累计+279.49GWh，其中EPC+138.71GWh，储能系统+140.78GWh，同比+127.22%。受益于国央企集采招标落地，以及独立储能项目的建设，中标容量已同比25年增加一倍。由于中标容量较招标有一定滞后性（一个季度左右），考虑到6月招标旺盛，预计Q3中标容量还将放量。图：1月至今国内累计+279.49GWh，其中EPC

+138.71GWh，储能系统+140.78GWh，同比+127.22%。当

月新增中标项目统计(GWh)2023年EPC2024年EPC2025年EPC2026年EPC2023年储能系统2024年储能系统2025年储能系统2026年储能系统807060504030201001月2月3月4月5月6月7月8月9月101112月月月数据：招标投标公共服务平台，国际能源网，储能头条，储能与电力市场，中信建投*注：数据更新至7月1