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）