储能的卖方市场：全线满产，一芯难求

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今年3月中旬，一位长期跟踪储能行业的投资人何先生去珠三角几家储能电芯企业调研。让他意外的不只是产线的繁忙，还有好几家企业的厂区门口都排着不少等待应聘的人。

“去年这个时候去看，有些厂子还在减产，现在是人手不够用了。”何先生说。

招工只是储能行业升温的一个缩影。国家统计局数据显示，2026年1至2月，储能用锂电池产量同比增长84%。中关村储能产业技术联盟的统计数据亦显示，2026年1至2月，国内新型储能新增装机容量达到24.18GWh（吉瓦时），同比增长472%。海关总署数据则显示，2026年1至2月，逆变器出口金额合计16.6亿美元，同比增长56%。

行业升温更具体的例证是，3月25日，中国电气装备集团、国家电力投资集团、中广核新能源等三家央企在同一天发布了合计32GWh的储能集采公告。三家央企同日发大单，这种情况在储能行业并不常见。

排产满了

储能电芯按容量大小，大致分为两类用途。

小容量的100Ah（安时）电芯，主要用在家庭储能系统和小型储能设备中，单颗可以储存约320Wh（瓦时）的电量。大容量的314Ah乃至500Ah以上电芯，主要用在电网侧的大型储能电站里，单个项目的装机规模动辄上百兆瓦时。

其中，100Ah电芯从2025年年中起就持续供不应求。何先生对记者回忆，去年下半年他去看的几家企业，100Ah的产线基本都在满负荷生产，客户想加单都插不进去，“整个行业的订单从去年第四季度就全面起来了，但100Ah缺货其实从去年年中就开始了”。

深圳一家储能电芯企业的市场负责人李惠丽告诉记者，100Ah电芯的产线相对成熟，但过去两年户储市场低迷，厂商没有大规模扩产，2025年下半年需求突然起来，存量产线很快被订单填满，但新建一条电芯产线从立项到投产通常需要一年以上，短期内产能很难跟上。

在大容量电芯方面，大型储能电站用的电芯也不宽裕。当前，大容量电芯主流产品正处于从314Ah向500Ah以上容量升级的过渡期，老规格的产线不再大规模扩张，新规格的产能还没有大量释放。

大小电芯两头都紧，因此知名新能源市场研究机构InfoLink对2026年储能电芯市场供需格局的判断是“上半年紧平衡，下半年适度宽松”，新增产能释放主要集中在下半年。李惠丽亦告诉记者，新客户如果现在下单，最快也要两个月后才能收到货。

记者在采访过程中亦了解到，多家头部电芯企业开年以来排产量创下历史新高，有的企业整个马年春节假期都没有停产。

全球储能电池出货量排名第一的宁德时代（300750.SZ），其全年产能为772GWh，产量为748GWh。接近该公司的人士告诉记者，已有大量客户通过预付款锁定了2026年的产能。

成立仅四年的楚能新能源，2025年出货量超过90GWh，同比增长350%。亦有接近该公司的人士向记者表示，其在手订单已排到2026年年底，四个生产基地全部满产。

另外，鹏辉能源（300438.SZ）在2026年2月发布的公告中称，拟投入33亿元在河南扩建储能电池产线，项目包括587Ah大容量电芯和120Ah电芯两条生产线。

排产满了，价格也跟着涨了。

中关村储能产业技术联盟的数据显示，2026年2月，主要用于大型储能电站的4小时储能系统，中标均价已回到0.5元/Wh以上；据高工产研（GGII）数据，用于大型储能电站的314Ah电芯，头部企业近期报价已逼近0.4元/Wh，较2025年低点反弹超过30%。

为何爆发

储能需求为什么会集中爆发？这要从两份政策文件说起。

2025年初，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《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》，业内称为“136号文”。这份文件取消了新能源项目强制配置储能的要求。在此之前，风电场和光伏电站被要求必须配建一定比例的储能设施，这催生了大量低质量的配储项目，装了但不怎么用。

136号文取消这一要求后，储能电站不再是新能源项目的附属品，可以作为独立主体参与电力市场交易。

2026年1月30日，国家发展改革委又发布了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，业内称为“114号文”。这份文件首次在国家层面建立了电网侧独立新型储能的容量电价机制。

储能电站的收入主要靠在电力市场上低价充电、高价放电，赚取中间差价。这种模式的问题在于，电价波动大，收益不稳定，投资方很难算清楚一座电站到底能赚多少钱。而114号文的做法是，以当地煤电的容量电价为基准，按储能电站的放电时长进行折算，给独立储能提供一笔按年计算的保底收入。

事实上，136号文取消强制配储后，独立储能的增长在2025年就已经提速了。根据中国电力企业联合会2026年3月25日发布的《2025年电化学储能电站行业统计数据》，2025年独立储能新增装机32.33GW（吉瓦），同比增长39%，占全部新增装机的69%；独立储能年均等效充放电次数达到299次，比2024年增加了52次，相当于每1.2天就完成一次完整的充放电。

114号文在2026年1月落地后，这个趋势进一步加速。中关村储能产业技术联盟的数据显示，2026年1至2月，国内新型储能新增招标规模达到136.7GWh，同比增长120.8%。

央企的集采力度也在加码。

2026年开年以来，中国华电12GWh、中冶京诚8GWh、华能4GWh等多个大型框架采购先后落地。上述在3月25日同一天发布的三笔集采中，中国电气装备集团的电芯集采规模达到19.8GWh，采购的是3.2V/314Ah方形磷酸铁锂电芯（磷酸铁锂是当前储能电池的主流技术路线），入围的11家供应商几乎涵盖了国内头部电芯厂商；国家电力投资集团的5GWh系统集采，集中式储能报价区间在0.521至0.561元/Wh；中广核的7.2GWh系统框采，6个标段的中标报价在0.491至0.530元/Wh之间。

国内需求爆发的同时，海外市场也在放量。

据集邦光储统计，2026年1至2月，中国储能企业在海外收获了近50笔订单，总规模超过33.5GWh，覆盖欧洲、中东、非洲和东南亚。

其中，欧洲是最大的增量来源。中东局势紧张叠加霍尔木兹海峡航运受阻，欧洲天然气价格持续走高，截至2026年3月26日，TTF基准荷兰天然气期货报55.42欧元/MWh（兆瓦时），较年内低点上涨超过80%，居民用电成本大幅上升。

天然气是欧洲发电的重要燃料来源，气价上涨会推高发电成本，进而推高居民电价。电价越高，家庭自己装一套光伏加储能系统来发电、存电、用电就会越划算。

另外，多个国家同期还在加码补贴。比如，澳大利亚于2025年7月启动了一项户用储能补贴计划，为购买户用储能设备的家庭提供约30%的价格补贴，初始预算为23亿澳元，但由于需求远超预期，五个月内超过16万户家庭申请安装，2025年12月政府将预算追加至72亿澳元。此外，英国的户储补贴政策亦预计今年4月落地。

经济性和政策两头推，海外户储需求快速升温。

东莞一家储能系统集成商的销售负责人张书平告诉记者，最近欧洲客户的询单量创了新高，有些产品连在途的货都被提前预订了，追加订单至少要等两三个月。

眼下，不只是户储在放量，大型储能和工商业储能的海外订单同样密集。

2026年3月18日，阳光电源（300274.SZ）在罗马尼亚签下2.5GWh储能协议，至此，其在罗马尼亚的累计签约容量已超过4.5GWh；3月4日至6日，瑞浦兰钧（00666.HK）在意大利里米尼举办的国际可再生能源展上，与7家欧洲合作伙伴签下了8.3GWh储能系统订单；同在3月，中国电建（601669.SH）在阿联酋签下一个光储项目，合同金额约139.62亿元人民币，仅配套储能就达7.75GWh。

此外，AI算力对储能需求的拉动也在浮现，而且增量可能比很多人预期的还要多。

数据中心是用电大户，要求全天候不间断供电。随着大模型训练和推理需求的爆发，全球数据中心的电力消耗正在快速攀升。2026年政府工作报告首次提出了“算电协同”的概念，要求提升数据中心的绿电使用比例。

在此背景下，储能对于数据中心有两层价值，一是配合光伏、风电等绿电来满足绿电占比的要求，二是在电网容量紧张的情况下，通过储能来平滑负荷波动、提供备用电力，帮助数据中心更快完成并网。

东吴证券在2025年12月发布的一份研报中预计，2026年美国数据中心相关储能需求将贡献37GWh。中金公司同期研报则预计，到2030年，美国数据中心配储需求可能达到100GWh至200GWh。

能火多久

订单爆满、排产拉满，紧接着的问题是，好日子能不能持续？

要回答这个问题，首先要看买储能设备的钱最终花在了哪。央企大规模采购电芯和储能系统，最终是要装到独立储能电站里去的，这些电站建成投产后赚不赚钱，直接决定了投资方敢不敢继续下单。

114号文给了一笔容量补偿作为保底收入，但独立储能电站的收益不只这一项，在电力现货市场上低充高放赚取价差，是另一个重要来源。

电新行业分析师周先生给记者算了一笔账：以甘肃为例，一座100MW/400MWh的独立储能电站，每年仅容量补偿一项就可以拿到约2200万元。

甘肃电力交易中心发布的《2025年甘肃电力市场年报》显示，2025年甘肃现货市场峰时段平均电价为313元/MWh，中午光伏大发时段平均电价为110元/MWh，平均峰谷价差达到203元/MWh。此外，储能电站还可以通过参与调频、备用等辅助服务获取收入。

前述储能企业的销售负责人张书平告诉记者，过去投储能电站的收益不确定，很多投资方一直在观望。现在有了容量补偿打底，再加上现货套利和辅助服务，一座运营良好的电站全投资收益率能达到7%左右，他说：“至少知道底线在哪了。”

2026年3月13日正式发布的“十五五”规划纲要，明确提出“大力发展新型储能”，并将新型储能列入六大新兴支柱产业。

这是连续第三年，政府工作报告提到“发展新型储能”。另据经济观察报不完全统计，全国18个省市公布的2026年重点项目清单中，储能相关项目超过250个，总投资额超过600亿元。

在采访过程中，不少业内人士对海外市场的持续增长同样持乐观态度。上述分析师周先生对记者表示，国内这轮景气有政策和商业模式的支撑，但要判断能持续多久，还得看海外市场。

知名市场研究机构SNEResearch近日发布的数据显示，2025年全球储能电池出货量达到550GWh，同比增长79%，出货量排名前七位的企业全部来自中国，合计占据83.3%的市场份额。

多位业内人士对记者表示，2026年海外储能市场中，工商业储能和大型储能的增长势头可能比户用储能更强。一位长期跟踪海外市场的储能行业分析师对记者表示，欧洲的问题不只是电价贵了，天然气供应不稳定让电网的调节压力也在加大，这恰恰需要工商业储能和大型储能来提供支撑。

该分析师认为，海外的能源安全需求不会是一阵风。从2022年俄乌冲突开始，欧洲就在持续推进能源独立，即便中东局势缓和，这个趋势也不会逆转。在他看来，全球储能需求的增长并不依赖某一个单一市场，欧洲、澳洲、东南亚、非洲都处在各自能源转型的不同阶段，对储能产品的需求会持续释放。

需求看起来不缺，但市场也有过教训。

2022年到2023年，国内风电光伏装机高速增长，叠加当时的强制配储政策，大量资金涌入储能电芯制造环节，产能迅速扩张。结果产能扩张太快，需求跟不上，电芯价格从2024年开始一路下跌，到2025年上半年，不少中小企业被挤出了市场。

现在需求起来了，储能企业自然也要扩产，但会不会又一窝蜂地冲进去，最终重蹈覆辙？

对此，多位业内人士对记者表示，这一轮企业的扩产节奏谨慎得多。

李惠丽告诉记者，上一轮扩产周期里，不少企业拿到融资就上产线，结果产能投出来需求却没跟上。这一次，大家对资本开支明显更慎重，尤其是大储电芯正处于从314Ah向500Ah以上的技术换代期，新产线投入大、工艺不成熟，没有人敢贸然押注。

从企业的海外布局也能看出变化。阳光电源2026年2月在波兰启动了欧洲制造基地建设，规划年产12.5GWh储能系统；同期在埃及也启动了一座年产能10GWh的储能工厂。

比起单纯在国内扩产能，头部企业更倾向于把产能建到离客户更近的地方。

当然，紧缺不会一直持续。InfoLink在近期发表的研报中预计，储能电芯的新增产能释放主要集中在下半年，届时供需关系可能从紧平衡转向适度宽松。

另外，对于2026年全球储能装机的规模，各机构的预测也存在分歧。InfoLink预计全年系统装机353GWh；东吴证券在2025年12月发布的年度策略中预计全球装机428GWh，同比增长82%；中金公司同期预测为408GWh，同比增长45%。

但机构们的共识是：2026年全球储能装机的同比增速，不会低于40%。

李惠丽也对记者说，上半年储能市场的确定性很高，订单和排产都已经锁定了。至于下半年，她想了想说：“等新产能投出来再看吧。”