新能源电力设备行业市场前景及投资研究报告：国内大储需求分歧风电光伏储能

%%%%如何看待国内大储的需求分歧？2026-07-21%%1%%%%%%00

需求驱动：政策导向>项目收益目

录2026年：维持300GWh+判断，同比增长60%2027年：政策延续支持，同比增长30%010204

投资：需求无须担忧，坚定看好储能板块%%3%%%%%00需求驱动：政策导向>项目收益4%%%%00

需求驱动：政策导向>项目收益

我们预计2026年国内储能装机300GWh以上，同比60%增速，2027年有望近400GWh，同比30%增速。国内大储需求驱动力：政策导向是第一位，项目收益是第二位。项目收益率对各因素的敏感性：补贴力度是第一位，电价差是第二位，投资成本是第三位。图：国内储能装机预测图：国内大储需求驱动力分解450400350300250200150100250%200%150%100%50%393302政策导向：发展新型储能的战略意义/政治地位189110项目收益1：补贴力度容量电价高低项目收益2：节点选择带来的现货价差、调频收益47项目收益3：投资成本50-155-是否有辅助服务00%2021A2022A2023A2024A2025A2026E2027E国内储能装机（GWh）同比资料：CNESA，中关村储能网，研究所资料：研究所%%5%%%%%012026年：维持300GWh+判断，同比增长60%6%%%%01

政策：核心驱动因素，导向依然明确

政策是支撑储能需求增长的核心驱动力。2026年初，国家和国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文），从顶层设计上建立了电网侧独立新型储能容量电价机制。《“十五五”碳达峰行动方案》则提到加快提升电力系统新能源消纳能力，推动新型储能规模化发展是重点任务之一，到2030年装机容量力争达到300GW，进一步明确了量化目标。图：储能容量电价政策（114号文）在2026年初落地图：《“十五五”碳达峰行动方案》提出新型储能装机目标资料：国家，研究所资料：中国政府网，研究所%%7%%%%%01

政策：核心驱动因素，导向依然明确

自114号文出台之后，吉林、新疆、辽宁、陕西、青海5省先后发布了容量电价/容量补偿政策。截至2026年7月7日，已经有13省出台了新型储能支持政策，其中辽宁、宁夏、广东发布的文件是征求意见稿。表：国内13省出台新型储能容量补偿/容量电价政策序号省份青海陕西发布时间2026年7月7日2026年7月7日文件名称《青海省发电侧可靠容量补偿机制》容量补偿标准2026年统一容量补偿标准按185元/(千瓦

年)执行12《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》容量电价按165元/(千瓦

年)（含税）执行本年度可靠容量补偿标准按照370元/(千瓦

年)（含税）执行，执行期限1年345辽宁新疆吉林2026年6月2日2026年5月22日2026年5月12日《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（征求意见稿）》发展改革委关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知》《容量电价按煤电容量电价标准165元/(千瓦

年)执行未参与配售的电网侧独立储能容量补偿标准以吉林省煤电《关于明确储能价格政策有关事项的通知》(吉发改价格联〔2026〕240号)容量电价标准330元/(千瓦

年)为基础67湖北甘肃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)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)执行年度容量电价为100元/千瓦，月度标准按8.3333元/千瓦执行89宁夏河北2025年9月12日2025年3月《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》1011内蒙古广东2025年3月12日2024年10月《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《关于我省独立储能电站执行电费补偿机制等有关事项的通知（征求意见稿）》年度补偿标准统一为100元/千瓦（含税）2024-2026年分别按照200元/(千瓦

年)、180元/(千瓦

年)、170元/(千瓦

年)的补偿标准发放补偿对于列为试点项目的长时储能，参与电力现货交易时其补偿费用暂按月度可用容量补偿标准的2倍执行1213浙江山东2024年5月《新型储能容量补偿资金分配方案》2023年7月1日《关于支持长时储能试点应用的若干措施》资料：储能网，研究所8%%%%01

价差：短期受天气影响，而更多省份扩大

收益分歧之一是蒙西价差明显收窄，担心需求已有透支。2026年以来蒙西、山西、甘肃价差出现下降，蒙西电站反馈主要是今年风电发电异常原因，偏向季节性因素；其余省份价差保持相对较好，山东、陕西、广东出现价差提升。拉长周期看，储能存量渗透率的提升，一定伴随着现货市场峰谷价差的趋势性收窄；更值得关注的是，当峰谷价差收窄至一定水平时，储能的盈利模型更多依赖容量价值支撑——即决定储能资产价值的是其在电力系统中为可靠性贡献的容量价值，所以储能时长将不断延长。图：国内各省份现货价差情况（元/MWh）图：内蒙每年3-5月风电发电量情况（亿千瓦时）600566.1500453.1388.9543.9424.537645040035030025020015010050411.6362.4341.65004003002001000355.4331.6403.9280.2267.4257.3227.2191.8252.1332.8210.0204.9206.5285.9217.3195.30甘肃广东蒙西山东山西陕西辽宁2020年2021年2022年2023年2024年2025年2026年2024年平均2025年平均2026年1-5月平均资料：

CNESA，储能与电力市场，研究所%%9%%%%%01

系统运行费：影响相对可控，期待政策完善表：国内各省份系统运行费情况（元/千瓦时）

收益分歧二是系统运行费增加，推高充电成本。114号文件后，容量电费、辅助服省市黑龙江河南辽宁吉林山西广西海南天津陕西安徽江苏山东广东湖北蒙东新疆湖南浙江四川福建甘肃重庆河北南宁夏上海蒙西贵州青海江西冀北云南北京2025H1平均0.04812026H1平均0.13330.11990.11950.11160.10060.09900.09590.09590.09590.09450.08680.08210.07950.07280.06940.06900.06850.05850.05670.05570.05470.05280.05090.04240.04090.04050.04040.03830.03630.03610.02490.0080同比177%63%务费用、新能源机制差价结算等费用陆续纳入系统运行费，该项费用已呈显著上升趋势，部分地区已超过0.1元/kWh。根据114号文规定，独立新型储能需按全部充电电量缴纳系统运行费，这势必显著增加储能电站的运营成本。0.07340.0350242%0.02450.02500.06240.07250.03260.04800.04130.01980.02630.02670.05450.03270.02960.01880.03690.03520.02200.05300.04280.01040.03260.01770.06520.01120.02070.0203311%295%54%32%195%97%110%314%202%172%27%但是独立储能电站充电时要全额缴纳系统运行费，而放电上网的电量在卖给用户时，用户又要再缴一次——同一部分电量被收了两次费，因此存在优化的空间。图：系统运行费存在重复收取111%132%212%54%58%149%0%19%306%25%129%-38%244%75%78%0.005838%资料：

储能与电力市场，研究所10%%%%01

成本：碳酸锂价格影响节奏，但不影响总量

收益分歧之三是碳酸锂为主的材料价格波动。测算不同碳酸锂/电芯价格下电站收益率敏感性来看，碳酸锂涨价1万元/吨左右，对收益率影响0.1-0.2pct左右，相对现货价差影响更小，碳酸锂在一定价格范围内波动对总量影响相对一般。表：甘肃省典型项目IRR敏感性分析表：内蒙古典型项目IRR敏感性分析成本假设电池价格（元/kWh）成本假设电池价格（元/kWh）碳酸锂价格（万元/吨）碳酸锂对应涨幅（元/Wh）

0.022铜对应涨幅（元/Wh）6F对应涨幅（元/Wh）其他对应涨幅（元/Wh）101214161820碳酸锂价格（万元/吨）碳酸锂对应涨幅（元/Wh）铜对应涨幅（元/Wh）1012141618200.0330.010.0440.010.0550.010.0660.010.0770.010.0220.010.0330.010.0440.010.0550.010.0660.010.0770.010.010.016F对应涨幅（元/Wh）0.010.010.010.010.010.010.010.010.010.010.01其他对应涨幅（元敏感性/Wh12%）0.010.010.010.010.010.010.010.010.010.010.010.01IRR敏感性11%0.1300.1400.1500.1600.1700.1800.1900.2000.2100.2200.2300.3228.4%9.0%9.6%10.2%0.3338.1%8.7%9.3%9.9%0.3447.8%8.4%9.0%9.6%0.3557.5%8.1%8.7%9.3%9.9%0.3667.3%7.8%8.4%9.0%9.6%0.3777.0%7.6%8.2%8.7%9.3%9.9%IRR0.3227.4%7.9%8.4%8.9%9.5%10.0%10.6%11.1%11.7%12.3%12.8%0.3337.0%7.6%8.1%8.6%9.1%9.7%10.2%10.8%11.3%11.9%12.4%0.3446.7%7.2%7.8%8.3%8.8%9.3%9.9%10.4%10.9%11.5%12.0%0.3556.4%6.9%7.4%7.9%8.5%9.0%9.5%0.3666.1%6.6%7.1%7.6%8.1%8.6%9.2%0.3775.9%6.3%6.8%7.3%7.8%8.3%8.8%9.3%0.180.190.200.210.220.230.240.250.260.270.2810.8%

10.5%

10.2%储能充放价差（元/kWh）容量电价（元/kWh）11.4%

11.0%

10.7%

10.4%

10.1%11.9%

11.6%

11.3%

11.0%

10.7%

10.4%12.5%

12.2%

11.9%

11.6%

11.3%

11.0%13.1%

12.8%

12.4%

12.1%

11.8%

11.5%13.7%

13.3%

13.0%

12.7%

12.4%

12.1%14.3%

13.9%

13.6%

13.2%

12.9%

12.6%10.0%

9.7%10.6%

10.2%

9.9%11.1%

10.8%

10.4%11.7%

11.3%

10.9%资料：储能与电力市场，研究所注：调频价格12元/MW，容量电价330元/MW/年资料：储能与电力市场，研究所注：峰谷价差0.25元/kWh，考虑系统运行费9分/kWh%%11%%%%%01

月度数据：淡季节奏有所波动，中标指引需求高增

2026年1-5月，我国新型储能投运规模合计达40.6GWh，累计同比-9.7%，同比有所下降主要是由于去年上半年受政策影响出现了“531”节点前的抢装潮。实际上，我国储能装机具有一定的季节性，四季度为季节性旺季，2023、2024、2025年Q4新型储能装机占比分别达到了全年的40%、55%、57%。图：2026年1-5月我国新型储能投运规模40.6GWh图：我国新型储能装机节奏来看，Q4通常是旺季1009080706050403020100100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%1月2月3月4月20235月6月20247月8月9月10月11月12月20232024202520252026Q1

Q2

Q3

Q4资料：

CNESA，研究所

单位：GWh资料：

CNESA，研究所12%%%%01

月度数据：淡季节奏有所波动，中标指引需求高增

从今年中标数据看，2026年1-6月储能中标248GWh，累计同比+41%，储能储备项目丰富，指引今年高增。历史上看，从储能中标至储能装机兑现度在40%+，今年1-5月储能装机增速不及预期更多为上游碳酸锂涨价对节奏造成的扰动，不影响全年装机判断。整体来看，当前国内储能系统招标需求仍然集中在西北地区，华北、华东、华南多地同步形成稳定市场增量。据北极星储能网，2026年上半年，宁夏储能系统招标规模

12GWh，领跑全国各省区；紧随其后的新疆、河北、内蒙古三省区招标体量均突破

9GWh，构成国内储能系统招标第二梯队；此外甘肃、山西、山东、陕西、广东五省储能系统招标规模也均超过

GWh级别，可见华北、华东、华南多地同步形成稳定市场增量。图：2026年1-6月储能中标248GWh表：历史看，储能中标至储能装机兑现度在40%+807060504030201001200%1000%800%600%400%200%0%69.4项目单位GWhGWhGWh2023H2356.6080.1727.3741%2024H1317.0662.9433.4743%2024H2302.66108.3576.332025H1674.71176.5956.272025H21054.40251.70133.2144%60.755.852.750.5新增备案容量新增中标容量新增装机容量12月滚动中标兑现度41.639.232.636.336.931.930.227.129.249.725.823.520.251.320.218.419.215.916.4

16.113.614.910.6

11.100.3

11.29.37.810.05.17.55.4

4.97.64.22.63.1-200%64%47%功率

GW容量

GWh容量同比资料：储能与电力市场，研究所资料：

CNESA，储能与电力市场，研究所%%13%%%%%022027年：政策延续支持，同比增长30%14%%%%02

政策：覆盖范围扩大，延续支持态度

新型储能支持政策的覆盖范围将进一步扩大。辽宁、宁夏、广东3省已发布征求意见稿；海南发布了《关于推动我省电网侧独立新型储能高质量发展有关事项的通知》，对电网侧独立新型储能项目实行动态清单管理，界定后续容量电价补偿范围；河南发布《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施》，提出健全完善新型储能等调节资源容量电价机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。图：海南省出台电网侧独立新型储能支持政策图：河南省提出健全完善新型储能容量电价机制资料：海南省，研究所资料：河南省，研究所%%15%%%%%02

政策：覆盖范围扩大，延续支持态度

电力市场机制完善为储能发展提供支撑。截至2026年3月，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省份已正式转入运行，而且还有21个省份已进入连续结算试运行阶段，这将为新型储能参与电力现货市场打下基础。山西深入开展容量市场建设路径研究，初步形成容量市场建设实施方案与交易细则，我们预计新型储能亦有望受益。虽然内蒙古储能容量补偿退坡，但市场对此已有预期，更多中腰部的省份还处于0-1发展阶段，为新型储能提供增长动力。图：新能源参与电力现货市场的省份持续扩大资料：《2025年度中国电力市场发展报告》电力规划设计总院著（2026年），研究所16%%%%02

空间：存量补贴+增量配套，天花板岂止300GWh？表：各省存量风电光伏带动的储能空间测算（截至2025年底）

基于空间判断，我们认为国内储能装机高点不会在2026年出现，未来仍有成长空间。未来几年，一方面需要独立储能建设，填补此前纯光伏、风电装机发展引起的缺口，另一方面，储能需要和增量新能源装机形成配套。综合来看，我们预计2027年国内储能装机有望实现30%增速。具体表现还需要跟踪各省政策、招中标情况。省份新疆山东河北江苏内蒙古广东浙江河南云南安徽山西甘肃湖北青海陕西宁夏广西贵州湖南江西四川辽宁福建黑龙江吉林天津海南重庆上海西藏北京合计光伏累计装机

GW风电累计装机

GW配储空间（GWh）（）（）91958590616264565556503945434242332927292016179773048251091971321231161151058179757171685957565655473737372725231714131282618112841111517162510137表：国内储能/光伏装机比例新增装机光伏（GW）储能（GW）储能（GWh）功率配比2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026E53.10.10.20%1.60%44.30.6130.10.50.92%1.63%48.21.12.72%2.56%54.92.44.84%287.4

216.9

277.6

315.0

220.07.315.38%21.343.766.490.046.6

109.8

189.5

302.01%1.62%10%2.216%2.521%2.941%3.4储能时长（h）功率*时长配比累计装机2.19%18%21%40%60%

137%92282017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026E光伏（GW）储能（GW）储能（GWh）累计功率配比345.2

398.3

442.5

472.6

520.8

575.7

663.1

880

1199.9

1419.91919470.10.20%0.71.20%1.60%1.32.10%1.60%2.34.80%24.79.61%212.124.92%33.477.1

143.5

233.51010671.5

181.3

370.8

672.8235%2.19%2.412%2.616%2.9618累计储能时长（h）

1.6累计功率*时长配比

0%2.16172031%研究所2%4%11%21%31%47%12006401632资料：CPIA，CNESA，中关村储能网，资料：国家能源局，中电联，研究所

储能需求假设为光伏30%*4，风电15%*2%%17%%%%%03投资：需求无须担忧，坚定看好储能板块18%%%%03

投资：需求无须担忧，坚定看好储能板块

我们认为政策引导储能发展的方向明确，成本、价差、系统运行费等因素影响有限，月度装机波动属于正常情况，预计下半年将进入加速阶段，2026年维持300GWh以上的判