解读国泰君安期货：成熟市场升级，新兴市场爆发——2026年储能半年度预期展望

国内市场：装机高增与政策转型双轮驱动

2025年国内新型储能新增投运约175.3GWh，同比增长60%。全年节奏明显受政策牵引：5月因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》影响出现"抢装潮"，单月投运达23.1GWh的年内高峰；12月受年末集中并网影响达69.5GWh。进入2026年，1-5月新增装机合计56.21GWh，同比增长25%。

从应用场景看，电网侧储能依然主导。2026年1-5月国内储能装机中，电网侧占比约69%，电源侧约27%，用户侧约4%。

这一转变意味着储能不再依附于新能源项目而存在，而是作为独立的市场主体参与电力交易。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，容量电价的核心逻辑为"煤储同补"。

价格信号：中标价企稳回升，电芯成本承压

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。

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。

碳酸锂价格对项目收益的影响并非线性、即时、普遍生效，而是存在价格阈值、时间滞后与政策对冲。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。

收益结构：容量电价保底，峰谷价差决定弹性

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，峰谷价差每提升0.01元/kWh，项目IRR提升1.2-1.4个百分点，这一敏感度远高于碳酸锂价格波动带来的影响。

114号文发布后，各省积极响应，容量电价政策加速落地。内蒙古2025年3月发布容量补偿标准0.35元/kWh，河北同年3月确定100元/千瓦·年，宁夏2025年9月确定165元/千瓦·年，甘肃2025年12月确定330元/千瓦·年，湖北2026年1月确定165元/千瓦·年，青海2026年4月确定185元/千瓦·年，吉林2026年5月确定330元/千瓦·年，浙江2026年首年安排2.3亿元覆盖17个项目。

从各省装机IRR对碳酸锂价格的敏感性测算来看，甘肃在不含碳酸锂成本影响时IRR最高（11.2%），内蒙（12.9%）、新疆（9.2%）也处于较高水平，而宁夏（5.1%）相对偏低。项目选址对收益的影响在容量电价机制下被进一步放大，峰谷价差大、容量补偿高的省份成为投资优选。

算电协同：从行业概念到国家战略

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。2022年2月国家批复8个国家算力枢纽节点，2023年12月首提"算力电力协同"，2024年出现绿电占比、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。

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。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。

海外市场：欧美稳健增长，新兴市场加速放量

2025年储能电池出口维持高位，全年出口总量达104.0GWh，同比增长70.5%。2026年1-5月合计出口47.8GWh，同比增长29%。出口价格有所回升：截至2026年5月，美国储能系统离岸价格为0.8元/Wh，较前期价格低点已上涨7%；欧洲及澳大利亚为0.73元/Wh，上涨10%；智利、南非及中东地区为0.6元/Wh，上涨12%。

美国市场方面，2025年全年新增并网储能项目总规模达18.7GW/50.1GWh，同比增长39%。"大而美"法案可能导致制造成本上升，但不改中长期刚性需求。尽管ITC政策并未取消或退坡，但对"受限实体"原材料使用的限制进一步收紧，要求2026年相关比例不得超过45%。加州1至4月储能每千瓦月均收入为2.54美元，较去年全年均值下降19%；德州同期收入为1.93美元，下降16%。

欧洲市场方面，2025年是结构拐点。2025年欧洲新增装机约27.1GWh，其中表前储能15.0GWh（占比55%），首次超过户储9.8GWh（占比36%），工商业储能2.3GWh（占比8%）。三大驱动力推动储能成为电力系统稳定运行的重要基础设施：新能源占比过高而系统灵活性不足、负电价和捕获电价恶化侵蚀纯新能源项目收益、电网拥堵和弃电成本高企。市场集中度也在下降，2025年德国、英国、意大利三大市场合计贡献52.0%的新增装机，而2024年这一比例为65.2%。

新兴市场与全球展望：多点开花，内外共振

澳大利亚市场当前有两条主线：大储从2小时向4小时甚至8小时延伸，2026年大储新增投运规模预计达9.6GWh；户储在72亿澳元补贴、VPP能力要求和高电价波动共同驱动下进入爆发期，2025年住宅电池安装达到221,000套/4,790MWh，2025年12月补贴总预算从23亿澳元追加至72亿澳元。综合来看，2026年澳大利亚储能新增装机总量预计达16.3GWh，同比增长75%。

中东招标延续高景气，既有中标项目进入交付兑现期。沙特计划到2030年实现电力结构中可再生能源占比50%左右，并对应推进48GWh储能签约/部署目标。阿联酋方面，EWEC与Masdar于2026年5月签署框架协议，计划在阿布扎比到2035年部署30GW以上光伏和8GW以上电池储能。2026年一季度中东储能装机量同比增长95%，2025年1-11月中国储能企业在中东地区拿下超过43GWh储能订单，市场份额约90%。预计2026年中东新增储能装机将达40GWh，实现翻倍增长。

综合来看，2025年全球新增储能装机达到306GWh，同比增长62%；预计2026年全球新增储能装机为513GWh，同比增长68%。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%。中性情景出现概率较大，2026年下半年增量主要来自国内、欧洲和其他新兴地区。

2026年全球新增储能装机中性情景预计为513GWh，同比增长68%。分区域看，中国以300GWh的绝对量遥遥领先，其他市场（含澳大利亚、中东、印度等）以94GWh位居第二，美国69GWh，欧洲50GWh。 电芯出货量方面，中性情景下预计为1015GWh，同比增长60%。备货系数从2025年的2.2回落至2.1，反映企业预期2027年增速放缓但终端景气仍高。2026年电芯出货与装机之间的差额约为502GWh，这部分库存和渠道备货将在2027年面临消化压力。

2025年国内新型储能新增投运约175.3GWh，同比增长60%。月度节奏上，5月因136号文政策影响出现"抢装潮"，12月受年末集中并网影响达69.5GWh，呈现明显的政策驱动特征。 进入2026年，1-5月新增装机56.21GWh，同比增长25%，增速较2025年全年有所放缓，但绝对量仍处于高位。电网侧占比约69%，说明独立储能已成为国内新增装机的绝对主力。2025年累计中标规模达134GW/437GWh，较去年同期增长104%/155%，为2026年装机奠定了坚实基础。

海外市场是2026年全球储能增长的重要引擎。美国2025年新增并网18.7GW/50.1GWh，同比增长39%，尽管"大而美"法案带来成本上行压力，但ITC政策并未取消或退坡，刚性需求不变。欧洲2025年新增装机27.1GWh，表前储能占比55%，首次超过户储，标志着欧洲储能市场结构发生根本性转变。 出口方面，2025年储能电池出口总量达104.0GWh，同比增长70.5%。2026年1-5月出口47.8GWh，同比增长29%，维持较强水平。新兴市场中，中东表现尤为突出，2026年一季度装机同比增长95%，中国企业市场份额约90%，在已公开大项目中占据绝对主导地位。