国内 "假减速"，海外真爆发，储能下一轮机会在哪里？

一、近五年储能市场复盘国内增速换挡，海外多点爆发

回望 2021-2026 上半年，全球储能行业完成从政策驱动向市场化驱动的转型。国内市场前期依托风光强制配储实现高速增长，而 2026 年上半年国内装机出现阶段性回落，反观海外市场保持强劲扩张，行业整体的需求重心逐步向海外发生转移。

表12021-2026H1 储能新增装机统计（单位GWh）

数据来源CNESA、Rystad、SNE Research 整理。

2026 上半年国内储能新增投运 58.6GWh，同比下滑 16%，海外同期新增 171.4GWh，海外占全球新增比重已经达到74.5%，成为拉动全球储能增长的核心主力。

表22021-2026H1 储能电池出货量统计（单位GWh）

数据来源SNE Research、InfoLink、EVTank汇总整理。

从电池出货结构可以看到，海外出货占比持续抬升，2026 上半年海外出货占比突破 53%，出现海外出货占比超过国内的结构性拐点，产业增长引擎已经切换至海外市场。

预测 2026 全年全球储能电池出货 1020-1030GWh；其中国内市场消耗 440GWh，海外市场出货 580-590GWh，海外占比约60%，海外部分继续贡献全年主要增量。

国内装机规模走低，是多重现实条件共同叠加的结果。

1、峰谷价差收窄压缩套利空间，容量电价政策落地节奏慢，项目收益确定性不足；

2、2025 年上半年抢装带来高基数，叠加电网并网断面约束，大量项目备案后并网滞后，再加上 EPC 造价阶段性扰动，不少投资方选择观望等待成本优化，并非国内储能真实需求消失。

从后续展望来看，随着国内补偿机制逐步落地，储备项目将陆续完成并网兑现。预计 2027 年国内新型储能新增装机回升至 290GWh；全球总需求 603GWh，同比增长 30%，其中海外储能需求 313GWh，同比增长 38%，欧洲、印度、亚太及中东将贡献主要增量。

二、机制之变收益多元化，储能成为电力系统"新基建"

海外储能本轮景气上行，核心在于电力市场改革带来收益机制的系统性升级。储能已经从单一峰谷套利工具，转变为保障电网运行的必备基础设施，项目收益来源更加丰富，投资回报确定性与对外可融资性同步得到提升。

此前海外大储主要依靠风光强制配储，收入高度依赖现货市场价差。收益波动幅度大，现金流不稳定，直接抬高储能项目的融资门槛。

进入 2026 年，多国落地改革政策，搭建起容量市场、辅助服务、长协 PPA 三大收益支柱。

英国、德国、意大利、西班牙相继设立容量市场，通过长期拍卖锁定容量收入。保加利亚、印度推出直接投资补贴，降低项目初始投资压力，收入波动被有效平抑，金融机构对于储能项目的放贷意愿明显增强。

调频、电压支撑、惯量服务等辅助服务，进一步增厚储能项目的综合收益。以德国项目测算，仅现货套利收益有限，叠加辅助服务后收入可实现大幅提升，构网型储能参与电网惯量采购，预计能够把项目 IRR 提升 1-2 个百分点。

全球储能 PPA 长协签约规模也迎来快速增长，高耗能工业、AI 算力数据中心，倾向签订长期购电配套储能协议，规避电价剧烈波动，保障供电稳定性。2026 年前三季度全球储能 PPA 签约 7.46GWh，同比增长 80.5%，英、澳、美合计占比 54.2%，长协夯实项目现金流，吸引大量社会资本持续流入海外大储赛道。

三、经济性之变四重利好共振，海外需求有望超预期

四大宏观因素共同改善海外储能项目的经济性，推动行业需求持续释放。新能源、能源价格、新增用电负荷、原材料成本形成合力，驱动储能投资提速。

第一，新能源渗透率持续抬升，放大电力市场日内电价波动。欧洲负电价发生时长不断增加，2026 年前三季度西班牙负电价达到 747 小时，印度则面临严峻弃光问题，日间电力过剩、晚间供电缺口大，新能源消纳与高峰保供双重诉求，打开储能套利的市场空间。

第二，国际油气价格中枢明显上行，推高传统火电的发电成本。2026 年 9 月欧洲平均电价达到 147.56 欧元/MWh，同比上涨 74%，欧洲本地储能套利收益随之抬升；亚非拉依赖油气发电的新兴市场，光储替代柴油发电的相对经济性提高，带动大量储能项目规划落地。

数据来源欧盟委员会能源总司

第三，AI 算力与新兴市场工业用电，拉动全社会电力负荷快速扩张。预计 2026-2035 年全球 AI 数据中心用电量年复合增速达到 34%，算力中心对供电可靠性要求极高，需要储能保障不间断供电；非洲、亚太新兴市场工业用电增长，电力保供压力倒逼储能配套投资。

第四，碳酸锂价格回落，带动储能系统整体成本下行。经测算，碳酸锂由 15 万元/吨降至 10 万元/吨，全投资 IRR 提升 0.5 个百分点，资本金 IRR 提升 2 个百分点。成本下行改善项目回报水平，加快开发商的项目决策，推动更多储能项目开工落地。

四、欧洲与澳洲成熟市场大储加速放量

欧洲储能呈现成熟市场稳步发展、东欧新兴市场高速增长的格局。新能源消纳压力叠加容量市场、补贴政策，大型储能进入集中落地周期。机构预测 2026、2027 年欧洲储能新增装机 60GWh、99GWh，其中大储为核心增量。

德国、英国、意大利是欧洲传统储能主力市场，需求保持稳健扩张。

英国拥有完善的容量市场与辅助服务体系，已经投运欧洲最大规模 Coalburn 储能项目；德国光伏高增带来大量负电价，储能调节价值凸显，容量市场制度持续完善；意大利依靠 MACSE 容量拍卖，落地 10GWh 储能项目，计划在 2028 年前后集中投运。

保加利亚、西班牙、波兰成为欧洲新的增长亮点。保加利亚依托最高 50% 投资补贴，储能装机快速起量，充当东南欧电力枢纽；西班牙负电价时长位居全欧首位，2026 年 9 月正式设立容量市场，释放项目储备；光伏搭配储能的模式已经跑通，配置储能能够显著拉高光伏项目 IRR，配储需求持续释放。

澳洲储能市场在 2026 年迎来集中投运高峰，上半年投运规模超过 2025 全年。预计 2026、2027 年澳洲新增储能 26GWh、22GWh，高基数下 2027 年增速有所回落。

澳洲电网相对独立，新能源渗透率高，储能套利收益位居全球前列。联邦 CIS 计划、新南威尔士州 NSW 长时储能招标并行，通过长期收益托底采购，目前累计储备储能项目规模超 66GWh，充足的项目储备支撑中长期市场发展。

五、印度与亚太新兴市场多点开花的新增长极

印度储能依靠新能源消纳矛盾与财政补贴驱动，迎来爆发式增长阶段。截至 2026 年 7 月，印度非化石能源装机占比超 54%，光伏日间发电过剩，晚间用电高峰电力不足，弃光限电问题凸显，催生大规模储能配置需求。

印度落地两批 VGF 补贴，合计支持 43.22GWh 储能建设，配套输电费减免政策。2026 上半年印度新增储能 8.2GWh，约为去年同期的 83.3 倍，以独立储能为主。预计 2026、2027 年印度新增储能 12.8GWh、25GWh，连续维持接近翻倍的高增速。

除印度以外，亚太其他地区储能套利潜力在全球处于第一梯队。2026 年 1-8 月，全球两小时储能套利收益前十的电力市场，其中 9 个来自亚太区域。菲律宾、日本电价波动剧烈，市场化套利为储能提供基础收益空间。

东南亚多国陆续出台强制配储政策，加速储能需求释放。菲律宾对大型风光项目设置 20% 配储要求；越南明确 2030 年储能装机目标；马来西亚推进独立储能招标；印尼依托大规模光伏计划，用村级光储替代高价柴油发电。高套利空间叠加政策引导，亚太新兴市场成为全球储能第二大增量来源。

总结

纵观全球储能行业，市场格局正在发生结构性分化，海内外景气度出现明显分化。国内市场短期装机回落更多属于阶段性阵痛，核心症结在于收益机制尚未完全理顺，管道项目储备充足，待政策配套完善后，后续仍具备明确修复向上的空间。

从产业链出货数据来看，电池制造端的高景气和国内装机低迷形成反差。2026 上半年储能电池海外出货占比过半，行业增长重心已经转移到海外市场，中国储能厂商的产能释放，很大程度上依托海外订单进行消化。

海外储能高增长并非单一政策刺激的短期行情，是"机制 + 经济性" 双轮驱动的结果。一方面电力市场改革搭建容量、辅助服务、长协 PPA 多元收益底座，解决盈利确定性难题；另一方面电价波动、能源涨价、新增用电负荷、原材料降价四重因素，持续抬升项目回报率。

从区域逻辑看，欧洲依靠成熟电力市场迭代升级，印度、东南亚依托能源现实矛盾实现突围，不同市场虽然驱动政策各有差异，但底层逻辑高度统一储能正在从配套配角，转变为新型电力系统刚需基础设施，这也是 2027 年全球储能维持较高增速的核心底层支撑。

2027年全球储能增长率很大概率仍然有30%以上的增长，现在锂电的定价太悲观了，我觉得市场在2027年4-5月份就会明白过来。我仍然认为现在到2027年4月份是好的买入期。

本文仅为个人投资思考记录，不构成任何投资建议。股市有风险，入市需谨慎。

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原文标题:国内 "假减速"，海外真爆发，储能下一轮机会在哪里？