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　　2026年的春天 ，对于储能行业而言
，没有丝毫“淡季 ”的迹象 。

　　反而是，呈现出一种“淡季不淡
”的火热行情。这股热潮迅速传导至资本市场 ，带动产业链上下游股价水涨船高
。

　　“一芯难求
、订单排至2026年底。”这不仅是产业链上下游的高频词汇
，更是当前市场真实写照 。从上游锂矿的供应趋紧到中游电芯的满产，再到下游系统的涨价 ，一场由供需错配引发的涨价与扩产双轮浪潮，正推动着整个锂电板块的价值重估
。

　　今年一季度
，储能市场呈现出罕见的火爆行情。GGII数据显示，2026年第一季度 ，中国储能锂电池出货量高达215GWh
，同比增长139% 。头部企业的产线几乎全部满负荷运转，订单普遍已排产至2026年底甚至2027年第二季度
。

　　这种供需紧张直接体现在了价格上。主流314Ah磷酸铁锂电芯价格已从2025年底的0.26~0.31元/Wh ，攀升至0.36~0.39元/Wh
，部分头部厂家报价甚至突破0.4元/Wh，涨幅区间达25%~35% 。

　　“现在是有钱买不到货
。 ”深圳一家中腰部户用储能企业相关负责人坦言 ，由于头部和二线电芯厂的产能已被大客户锁定
，公司不得不转向小厂寻求补货。

　　这一轮行情的启动，并非是单纯的市场炒作 ，而是产业链基本面变化的结果 。

　　过去两年
，锂电行业经历了残酷的产能过剩和去库存，碳酸锂价格一度跌至6万元/吨的历史低位 ，全行业多数陷入亏损
。

　　如今，随着落后产能出清
，行业集中度大幅提升，供需关系已发生根本性逆转。

　　储能由政策驱动转向市场驱动

　　驱动本轮储能大周期的核心 ，是国内外市场需求的逻辑发生了根本性转变 。

　　彭博新能源财经统计显示
，2026年，全球固定式储能的年部署规模预计将增长33%（按GW计）。其中 ，欧洲、中东和非洲地区以及拉丁美洲成为主要增长引擎
。

　　“在租赁协议增加的支持下
，英国大型储能储备项目不断增长，推动该国年新增装机在2026年增长一倍。
”彭博新能源财经电池技术及供应链研究员史家琰在接受21世纪经济报道记者采访时表示 ，受户用储能需求强劲及类似合同结构开始推动大型项目装机的带动
，德国保持稳定增长 。撒哈拉以南非洲的多个国家也将为EMEA 地区的增长做出贡献
。

　　在拉丁美洲，智利引领增长 ，其年度新增装机将在2026年增长逾一倍。大量已开工建设或融资到位的储备项目
，其中多数配建光伏资产将成为增长引擎 。巴西推迟至 2026 年举行的储能竞价也应维持该地区的增长势头
。

　　曾几何时，国内储能市场高度依赖“强制配储”政策 ，项目自身回报率低，开发商缺乏为储能支付溢价的动力。

　　阳光电源（300274.SZ）在近期的投资者调研中便坦言
，2025年公司国内储能发货量从9GWh下滑至7GWh，主要原因就是国内项目毛利率仅为个位数 ，储能是亏损的
，公司主动放弃了部分订单 。

　　但这一局面在2026年迎来了转机
。随着电力市场化改革的深入，储能的价值开始被真正兑现。

　　以内蒙古为代表的地区 ，依托容量补偿机制
，储能项目获得了更高 、更稳定的回报 。目前，中国许多省份正在制定类似的机制 ，为储能项目收入提供“最低保障 ”
，极大地提升了项目的投资吸引力
。

　　另一方面，电力现货市场也为储能提供了更多的可能性。截至2025年底 ，各省级电力现货市场已进入正式或试运行阶段
，储能以“报量报价
”或“报量不报价”两种方式参与交易 。

　　史家琰分析，随着风光渗透率提高 ，现货市场的价格波动预计将加剧，这将自2026年起显著推动储能的商业收入增长。在此之前
，许多省级现货市场对电价设有上限和下限，这限制了商业储能收入
。未来这些限制可能会放宽。除传统的削峰和调频服务外 ，备用和爬坡等新产品可能给储能创造新的机会 。

　　市场逻辑的转变直接反映在数据上
。东吴电新指出
，得益于项目经济性的改善，国内中等收益储能项目对碳酸锂价格的接受度已提升至18万元/吨。2026年1-3月 ，国内储能招标量同比激增92%
，市场需求被彻底点燃 。

　　供需错配下的“一芯难求 ”

　　在锂电储能产业链中，中游的电芯环节拥有最强的话语权
。今年一季度 ，一场由多重因素叠加引发的涨价潮
，让电芯成为最炙手可热的资源。

　　统计数据显示，2月末 ，磷酸铁锂电芯均价环比上涨4%~6% 。储能用磷酸铁锂电芯价格较2025年1月涨21%
。

　　本轮涨价并非单一因素所致。虽然碳酸锂价格在今年第二季度于15~16万元/吨区间徘徊
，但铜价已攀升至9万元/吨的历史新高 。更重要的是，六氟磷酸锂等关键材料的价格也在上涨 ，共同推高了电芯的生产成本
。

　　此外，政策因素带来的效应也一定程度影响了电芯价格。中国计划自2026年4月起
，将电池产品的增值税出口退税率由9%下调至6%，并于2027年起完全取消电池产品增值税出口退税 。这一政策促使海外买家赶在税率下调前集中下单 ，引发了“抢出口”效应
，加剧了国内市场的供应压力。

　　更深层次的原因在于供需的结构性错配
。当前，行业正经历一场技术迭代 ，从主流的314Ah电芯向500Ah+等更大容量的下一代产品转型。

　　然而
，新产线的建设周期普遍需要12~18个月 。这意味着，在2026年上半年 ，行业正处于新旧产线切换的“真空期
”：市场需求仍集中在老型号电芯上
，而新增产能却集中在尚未完全释放的新型号上
。这种“需求在旧
、供给在新”的错配，直接导致了老型号电芯的供应极度紧张。

　　储能电池电芯的价格涨幅大于动力电池 ，反映了其独特的结构性和技术性因素
，电芯价格上涨迅速向下游储能集成商传导 。

　　面对成本压力，头部储能系统集成商如海博思创、阳光电源等 ，凭借与核心电芯供应商签订的长期合作协议和规模采购优势，能够锁定相对有竞争力的价格
，从而在市场上保持优势
。另一些企业则采用与大宗商品价格联动的月度采购机制，以规避成本波动风险。

　　然而 ，价格的持续上涨也为市场埋下了一丝隐忧 。阳光电源在调研中表示
，2026年预计全球市场增速30-50%，原材料涨价已导致部分项目进入观望阶段 ，市场需求虽然仍在
，但可能会顺延
。公司会根据市场增长上限努力，2026年阳光电源储能出货总目标希望能超过60GWh。

　　理性扩产潮起

　　面对需求爆发与价格回升 ，储能企业的扩产热情被彻底点燃 。但与上一轮“跑马圈地 ”式的盲目扩产不同
，本轮扩产潮更具备理性与结构性特征
。

　　经过几年的激烈竞争与行业洗牌，中小厂商已逐步出清 ，一线和二线厂商的盈利能力得到显著修复。以亿纬锂能（维权）（300014.SZ）为例
，其2026年第一季度归母净利润预计同比增长25%至35% 。瑞浦兰钧（00666.HK）也在2025年成功扭亏为盈，全年实现净利润6.81亿元。

　　盈利能力的恢复 ，给了企业大规模投资的底气
。亿纬锂能在11天内接连宣布四大扩产项目，合计投资额高达230亿元
，新增产能230GWh，创下公司历史之最。宁德时代（300750.SZ）也与宁德市政府签署战略协议 ，总投资超600亿元
，规划产能200GWh，并加速其欧洲匈牙利工厂和印尼工厂的量产进程 。

　　本轮扩产最微妙的变化在于其结构性 ，企业并非简单地复制现有产能
，而是有意识地进行技术升级
。

　　记者了解到的情况显示，各大厂商普遍在收缩314Ah等老型号电芯的产能 ，转而全力投入500Ah+等大容量储能电芯的新产线建设。这一战略选择
，一方面是为了迎合未来市场对长时储能的需求，另一方面也是为了通过技术领先构建竞争壁垒 。

　　然而 ，这种前瞻性的布局在短期内也加剧了供需矛盾
。正如前文所述
，新产线从建设到满产需要时间，这导致当前市场上出现了“需求在老 、供给在新
”的错配局面 ，进一步推高了现有电芯的价格。

　　在“反内卷”的政策引导下，电池制造商开始转向更理性的定价和利润率管理 。这种转变
，支撑了价格的上涨，也让整个行业逐步走出了“亏损泥沼 ” ，进入了健康发展的良性循环
。

　　展望未来
，彭博新能源财经预计，在强劲需求和高昂原材料成本的支撑下 ，中国电池价格至少在2026年上半年将维持高位。一旦金属价格回落
、需求增长放缓以及提前抢购的订单减少
，电池价格压力预计将会缓解 。

　　但对于已经驶入快车道的储能行业而言，一个由真实价值驱动的大周期 ，才刚刚拉开序幕
。

　　（文章来源：21世纪经济报道）