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核心要点
展望2026年，影响储能行业发展的积极因素多于潜在风险，有理由对2026年全球储能行业的增长保持乐观，我们认为以下五大变化值得重点关注：
变化一：各省电力现货峰谷价差走势
变化二：各省储能容量补偿机制推进情况
变化三：美国AIDC配储项目落地进展
变化四：欧洲大储机制创新和项目落地
变化五：上游价格与储能需求的反身性影响
报告摘要
展望2026年，储能行业短期景气度有望延续，长期成长空间依然广阔，建议重点关注以下五大变化：
变化一：各省电力现货峰谷价差走势
电力现货市场峰谷价差是比招标数据更为前瞻的景气度跟踪指标，2026年应重点关注。根据394号文要求，截至2025年底，全国绝大部分省份电力现货市场已进入长周期/连续结算试运行。各省现货峰谷价差直接反映当地新能源消纳情况与系统调节需求，未来电力现货市场将成为指挥棒，短期应优先建设储能还是光伏，将由市场供需与价格机制决定。
变化二：各省储能容量补偿机制推进情况
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，其落地进度将对国内储能建设节奏产生重要影响，2026年应重点关注。目前全国性储能容量补偿政策尚未出台，但蒙西、山东、甘肃等省份已开展先行探索。整体看，已推出容量补偿机制的省份仍属少数，预计未来两年有望在全国范围内逐步推广。
变化三：美国AIDC配储项目落地进展
在关税变化落地后，AIDC有望成为关键变量，带动美国市场超预期增长，2026年应重点关注。美国AI数据中心建设对储能需求的拉动分为两方面：一是AIDC新一代供电架构标配储能，未来5年潜在需求增量约70gwh；二是通过光储满足AIDC供电缺口，未来5年潜在需求增量约74gwh。
变化四：欧洲大储机制创新和项目落地
欧洲储能政策工具与市场机制创新，有望推动欧洲超越美国成为海外储能第一大增量市场，2026年应重点关注。意大利通过MACSE容量采购机制为独立储能电站引入长期容量合同保障，英国通过保底收益机制给予长时储能投资激励。
变化五：上游价格与储能需求的反身性影响
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。碳酸锂价格是影响储能度电成本的核心变量，我们需要清楚地认识到国内储能才刚迈过经济性拐点的客观现状，大部分省份独立储能电站的收益模型还比较“脆弱”，不能拿个别经济性较高的示范项目以偏概全。
综上，我们认为当前影响行业发展的积极因素多于潜在风险，有理由对2026年全球储能行业的增长保持乐观。从装机口径，我们预计2026年全球储能新增装机388gwh，同比增长45%；从出货量口径，我们预计2026年全球储能电池出货量825gwh，同比增长39%。
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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2025年新增装机151gwh，同比增长53%。2025年初136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：1）消纳压力加剧下，电力系统对储能有迫切需求；2）LC降价、电力市场机制调度机制（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。
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
1）LC价格下降；2）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，储能度电成本快速下降。当度电收益>度电成本，25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。
中国：国内招标维持高增
25年1-11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。
1） 电力现货市场大范围铺开，24年初仅5个省份连续运行，截至25年11月则为28个省份连续运行。
2） 内蒙、山东、新疆、河北等省份已建立储能容量补偿机制，未来预计其余省份也将陆续推出。
海外：关税缓和，对海外需求保持乐观
在2025年10月中美元首釜山会晤后，芬太尼关税从20%下调为10%，额外关税推迟1年，26年美国储能关税从82.4%下调至48.4%，关税边际缓和，利好2026年美国储能装机。
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2026年储能重点关注五大变化
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。
我们认为，跟踪国内储能景气度，电力现货市场峰谷价差是比招标数据更为前瞻的指标，2026年应重点关注。
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。
煤电的容量电价机制在2023年11月发布，全国统一标准为330元/kw·年，2024-2025年各省根据情况按标准的30%或50%比例执行，2026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。
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高、负载波动剧烈、可靠性要求严苛的特点，供配电架构从UPS升级到HVDC成为了必然选择。根据英伟达2025年10月发布的800V高压直流供电架构方案，储能有望成为AIDC新一代供电架构标配。根据IEA中性情景预测，美国2024-2030年数据中心装机增量有望达到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。
美国AIDC供电缺口可能带动美国光储整体需求增长
由于AIDC快速增长，美国能源部DOE预计到2030年美国将出现23GW供电缺口，我们认为更具经济性的气电、煤电、核电有望成为主要补充，光储成为次要补充。假设其中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2.4GW/19GWh储能），50%/8h配储比例，未来5年有望带动约74GWh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。
AIDC对储能的拉动分两方面：一是AIDC新一代供电架构标配储能，二是通过光储满足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。
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EMEA地区2025-2030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。
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。在理想利用率下，锂电储能度电成本有望达到0.4元/kwh水平，结合现货峰谷价差水平和潜在的容量补偿收入预期，部分省份部分节点的独立储能项目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。
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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
综上，我们认为当前影响行业发展的积极因素多于潜在风险，有理由对2026年全球储能行业的增长保持乐观。从新增装机口径，我们预计2026年全球储能新增装机388gwh，同比增长45%；从出货量口径，我们预计2026年全球储能电池出货量825gwh，同比增长39%。
长期展望，距离天花板仍有较大空间
巴黎协定要求每5年更新一轮国家自主贡献承诺（NDCs），截至25年11月中美欧均已提出了新一轮NDCs，2035年温室气体排放较峰值下降目标，中国为7-10%，欧洲为66-72%，美国为61-66%。
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，我们预计全球风光储年新增装机峰值将出现在2035年左右，储能年新增装机峰值有望超过1.5TWh，距离装机天花板还有8.6倍成长空间，出货量峰值则有望超过2.0TWh 。
2024-2035年全球储能新增装机CAGR约21.3%，在千亿规模量级行业中，成长轨迹明确，前景可观。
风险提示
1）储能产业政策及电力市场政策波动风险；
2）产业竞争加剧风险；
3）国际贸易摩擦风险；
4）储能经济模型测算偏差风险。
以上内容节选自五矿证券已经发布的研究报告《五矿证券2026年储能重点关注五大变化》，对外发布时间：2025/12/11，具体分析内容（包括风险提示等）请详见完整版报告。若因对报告的摘编产生歧义，应以完整版报告内容为准。
