电新行业前沿观察：2026年国内大储可能不及预期的原因有哪些

26年国内大储预计新增装机，西北峰谷价差下滑为核心原因电价为影响储能收益率的最大因子，我们测算峰谷价差每扩大1分/kWh，可影响2%的资本金IRR或0.5%的全投资IRR，其对IRR的影响弹性高于利率、投资成本等因素。图表储能收益率：电价为影响收益率最大因子 图表峰谷价差容量电价为核心边际影响其次是融资相关变量信建投测算 信建投测算2026年全国储能招标规模约307GWh；1-9EPC/298.83/209.24GWh114.3%/798，维持高增。然而，实际装机数据则低于预期，2026年1-9月国内新增装机35.3GW/102.3GWh，同比+6%，较25年高增长态势降温。图表3：据不完全统计，2026年1-9月累计EPC/储能系统招标298.83GWh/209.24GWh，同比+114.3%/+79.8%

图表4：2026年1-9月储能装机35.3GW/102.3GWh（CNS，同比-3+6%1000电力市

EPC容量（GWh） 储能系统容量合计同比300%200%100%0%

装机功率（GW） 装机容量（GWh）时长（h）4325 10 01月2月3月4月5月6月7月8月9月关村储能联综合来看，我们认为，2026年国内大储需求不及预期的核心原因在于（1）西北地区现货峰谷价差收窄，独立储能经济性承压，进而影响项目开工及建设进度，导致招标需求向实际装机转化滞后。峰谷价差是影响储能项目经济性的核心因素。储能项目IRR主要受系统成本、融资利率及电价影响，其中峰谷价差直接决定充放电套利收益，对项目投资回报最为敏感。根据我们测算，峰谷价差每扩大0.01元/kWh，储能全投资IRR提升约0.5个百分点，资本金IRR提升约2个百分点。（2）储能项目并网审批延迟（）容量电价落地不及预期（）系统运上涨等。1、因素一：现货峰谷价差收窄，季节性与供需结构变化共同压低峰价年各省电力现货市场逐步从连续结算试运行向正式运行推进，峰谷价差有所收窄，而Q2降幅进一步扩大，西北地区下降明显。120–190元/MWh，普遍下降。其他地区中，华北（山西、山东、河北、东北（黑龙江、吉林）地区价差仍处于高水平。经我们测算，在165元/kW·年、6小时的容量电价假设下，独立储能峰谷价差需维持在约0.22元/kWh以上，可达到当前央企约3.5%的全投资IRR、6%的资本金IRR投资底线。但省级均价仅反映市场平均水平，项目收益高度取决于节点、效率、套利能力，如甘肃河西、内蒙古呼包西等节点经济性仍优于平均。图表5：各省份储能峰谷价差：二季度西北价差回落，华北、南部、东北地区价差相对较高ambd从蒙西市场来看，现货价差收窄主要原因是峰段价格下降。26年1–4月，呼包东、呼包西月度峰价均值分别约343、308元/MWh，较2025年同期分别下降约40%、47%。谷价随新能源渗透提升而下行，但难以对冲峰价下降。图表6：26年1–4月，呼包东、呼包西月度峰价均值分别约343、308元/MWh，较2025年同期分别下降约40%、47% 创慧我们认为，峰价下降主要受三方面因素影响：1）季节性因素，二季度供暖负荷退出，叠加春季风光出力较高，导致晚间供需紧张程度缓解，峰价下行；2）电源和负荷供需影响，受经济结构影响，如内蒙多晶硅等高耗能企业今年以来开工不足，而风电去年以来已构成西北新增新能源装机的主力，其出力“反调峰”特性增加了晚间电力供给，削峰效应明显；3）储能集中放电，独立储能投运规模扩大，晚高峰集中放电增加顶峰供给。以年蒙西+51GW22GW，202510GW，已成为压制晚高峰净负荷不可忽视的力量。后续四季度随供暖负荷及用电需求回升，价差有望迎来修复上行。图表7：以蒙西高耗能工业负荷中心包头用电情况为例，晶硅产业用电下降推动负荷需求下行

图表8：2026H1风电装机：西北风电装机规模持续扩张 头市发改，包市工信 家统计局内蒙太阳协会甘肃源、信建投2、因素二：项目并网审批趋严趋缓，多地开启项目清退整顿工作获得电网并网指标成为国内大储项目实际落地的核心瓶颈。此前国内储能项目多数为先备案、选地块，后核查电网条件，选址主要判断土地及风光资源，并未优先校核电网节点承载力，项目储备库规模数倍于实际电2026年以来，多省划定开工并网红线密集清退，开启储能项目清退整顿工作。年49个月内实质性开工，15个月内并网投产；只能延期一次，最长6个月，逾期直接取消资格。其中“实质性开工”要求同时取得用地预审意见和电网接入意见，储能区或升压站完成第一罐混凝土浇筑，并经市级能源主管部门现场核验；一旦项目逾期，则将直接失去容量电价支持资格。图表9：国内各省独立储能项目排查整顿与管理规则对比省发改委、能源局，人民日报中国能源报、中国能源新闻网、中关村储能产业技术联盟（CNESA3、因素三：部分省份容量电价推进节奏慢于预期，预计26年底-27年初逐步落地容量电价为独立储能收益重要部分，为项目提供长期投资确定性。按当前基准水平折算（165元/kW-年，h，容量电价等效007008元/kWh度电收益。预计其余省份将在26年底至年初完成容量电价政策的制定落地，为独立储能提供收益保底。图表10：容量电价政策逐步从西北向华北、中部、东北渗透 省发改委，能源4、因素四：各地系统运行费上涨，后续其他省份有望看齐山东分时模式26年来系统运行费普遍上行。26年1-10月全国各省区系统运行费平均提升3分/kWh，相当于降低储能充放电套利收益，导致储能全投资经济性下降1.5pct。主因114号文后煤电容量电价提高，以及136号文后新能源全量入市，差价结算费用纳入系统运行费。二者共同推高系统运行费，使得储能充放电价格提升。山东分时收费机制大幅降低储能充电成本，后续有望成为其他省份优化政策的参考。山东发布《关于进一步优化分时电价机制的函》以及配套公告，系统运行费在低谷、深谷时段分别按平段的30%、10%计收。改革下山东系统运行费对储能影响可忽略不计，后续更多省份有望借鉴跟进。图表11：系统运行费：26年来系统运行费普遍上行，其中东北地区因煤电容量电价上行显著（单位：分/kWh）年月系统运行费均值 年月系统运行费均值5黑龙江黑龙江河北南部-5家电网，南方电预计27年国内大储仍有增长，三大因素推动需求释放展望年，我们认为国内储能需求有望加速释放：1）成本改善：碳酸锂价格下行，带动电芯及系统成本下降，改善项目投资经济性；2）区域扩散：储能需求有望由西北向其他区域（华北、东北、华南等）拓展；3）新场景：新能源配储与算电协同商业模式逐步打通，进一步打开储能需求空间。中长期来看，新能源配储与算电协同将成为“十五五”重要驱动力，预计分别带动约800GWh、220GWh新增储能需求。1、碳酸锂：价格逐步回归理性，有望提振储能投资经济性碳酸锂价格回落，成本下降有望改善储能投建意愿。近期碳酸锂已回落至10.5万元/吨，电芯价格亦有所松动。经测算，碳酸锂由15万元/吨降至10万元/吨，对应电芯降价约3分/Wh，全投资IRR提升约0.5%、资本金2%。成本下降直接减少前期资金投入，对实际项目投资积极性提振将高于收益测算。图表碳酸锂价格近期回落至理性区间 图表314Ah电芯价格：近期有所回落（单位：元nfolink2、华北、东北、华南等区域经济性相对较优，有望成为储能需求新增长点（、0.3-0.4元/kWh，高于西北多数省份，独立储能投资经济性较好。从招标结构来看，储能需求也逐步向西北以外地区扩散。2026年1-9月西北EPC招标占比由2025年全年50.4%32.8%0.2%2.5%EPC招标规模2025年全年水平。图表14：招标结构：26年储能需求由西北向华北、东北等地区扩散，有望驱动26-27年非西北地区储能装机增长共招投标平台，中关村储能联盟，储能网，储能与电力市2、储能新场景：新能源配储与算电协同打开“十五五”需求增量①新能源配储：置信出力要求提升，配储商业模式逐步打通十五五新规划下，新能源配储需求提升《可再生能源发展“十五五”年风光平均置信出力达到%%，光伏%。经测算，按230年800W风光装机总量（光：风约:1，置信出力提升%，约需配置120Wh储能（风电300Wh，光伏00Wh，我们按/3折算保守在800Wh。山东已发文支持新能源场站与配建储能联合参与市场交易。随着新能源消纳需求增长、交易机制逐步完善，我们预计新能源配储商业模式将进一步打通，带动需求释放；独立储能亦有望通过中长期电力交易等方式参与新能源消纳，进一步拓展应用空间。②算电协同：智算用电需求快速增长，有望带动200-220GWh储能需求智能算力扩张加快。2026年上半年，我国智能算力规模已达2185EFLOPS，同比增长177%，7月底进一步升至2450EFLOPS。考虑AI应用需求持续释放、国产算力供给改善及国内AI资本开支增长，我们预计2026—2030年中国智能算力将保持高速扩张，2030年规模有望达到1.67万EFLOPS。算力扩张拉动电力需求。1.67万智能算力对应日TokenkWh/Token、对应2030年用电需求8532亿千瓦时，占全社会用电占比6.5%。图表15：中国智能算力高速扩张，拉动算力用电需求，预计2030年数据中心用电量在8532亿度，占全社会用电6.5% 通院，网信办，工信部，国家数据局，国家能源局，中国南方电网从新能源配置与电量时移两条路径测算，算电协同对应储能需求约200-220GWh。配置侧，根据采用算电协同模式的数据中心用电需求，测算配套新能源装机及储能规模；电量侧，以“十五五”期间数据中心新增年用电需求为基础，假设其中10%通过储能时移，结合储能年等效循环次数测算所需容量。图表16：按算电协同配置、新增用电需求两个角度测算，算电协同保守有望带动200-220GWh新场景储能需求算电协同带动的储能空间算电协同配置测算2026-2030E新增用电需求测算2026-2030E2030E数据中心年用电量853.2T