2026年储能报告：从快速增长到成熟基础设置

2月19日，知名行业媒体Energy Storage News发布了《2026年储能报告》。

该报告认为，2026年是储能行业从“快速增长”向“成熟基础设施”转型的关键一年。行业焦点已从单纯的成本竞争转向安全性、长期性能、电网稳定性贡献（构网型）以及复杂的商业价值挖掘。尽管面临供应链地缘政治、电网接入和安全监管的挑战，全球储能部署仍将迎来历史性的高峰。

该报告从核心技术趋势、安全标准升级、全球市场部署展望、关键技术与产品动态、商业模式与融资、区域特定挑战及软件与优化七个方面对全球储能市场进行分析。

以下是报告的核心要点。

一

核心技术趋势：构网型技术

随着可再生能源渗透率增加，传统同步发电机提供的惯性减少，构网型逆变器成为维持电网稳定（频率、电压、黑启动能力）的关键技术。

该技术已不再是新概念，在岛屿微网中已有应用，现在正迅速扩展到主网连接环境（如英国、澳大利亚、美国德州）。

这一点目前已经在苏格兰的布莱希洛克项目中得到证明，该项目的第一个200MW/400MWh阶段（一个300MW、2小时持续时间的构网型系统）已运行约一年，配备了SMA构网型逆变器。业主兼运营商Zenobe通过英国国家电力系统运营商（NESO）为管理电网的创新方案招标（称为“稳定性探路者”项目）获得了系统稳定性服务（包括惯性）合同。

构网型逆变器和跟网型逆变器在硬件或数据表上没有太大区别。不同之处在于控制、软件、固件和控制行为。与发电厂控制器的“协同”、与输电层面的互连以及毫秒级的性能调整，都是可能带来挑战的细节。这意味着互连程序、仿真、建模、工程设计以及互连工程方面的专业知识才是真正的差异化因素，而不是逆变器本身所固有的任何东西。

虽然硬件调整不大，但需要复杂的系统研究和控制算法。各国（如英国NESO、德国TSOs）开始通过新机制为提供惯性服务的电池项目付费。

英国国家电力系统运营商的“稳定性探路者”创新计划催生了首批稳定性服务拍卖，澳大利亚可再生能源署资助的ESCRI项目则促成了一个主要的财政支持计划，用于在新项目和现有资产中增加构网型功能，看起来该国绝大多数的电池储能系统最终都将具备构网型能力。

在美国，德克萨斯州的ERCOT电网是一个例子，由于其孤岛特性以及与其他输电区域互联有限，该地区将比大多数地区更快地实施构网型技术。而在国家层面，北美电力可靠性公司长期以来一直支持构网型技术并提供技术指导。

在欧洲其他地方，总部位于芬兰的储能和电力电子解决方案提供商Merus Power的销售与营销总监马库斯·奥瓦斯凯宁指出，北欧国家的输电系统运营商FinGrid可能是欧洲第一个提供构网型技术指导的机构。

Merus Power已在芬兰交付了其首批构网型项目。

虽然构网型是一个相对较小的调整，但它对电网运营商如何看待和管理储能及可再生能源产生了重大影响。即使在那些尚未积极采购和支付这些服务的地区，为此做好准备也是明智之举。

二

安全标准升级

NFPA 855自2020年首次发布以来，已迅速成为住宅、商业和公用事业规模项目中电池安全部署的关键参考文件。NFPA 855标准的2026版更加严格。其中，危害缓解分析(HMA)现在成为大多数项目的默认要求。

另外一个重大的显著变更是大规模火灾测试(LSFT)从最佳实践变为强制性要求（配合UL 9540A），旨在验证系统在极端热失控情况下的防火蔓延能力，避免类似Moss Landing的大规模火灾事故。

大规模火灾测试是将一个电池储能系统单元完全点燃，关闭所有抑制和探测系统，模拟最坏情况下的火灾。其目的是观察火灾是否会蔓延到相邻单元。

行业正在探索更主动的安全措施，如浸没式冷却技术（Immersion Cooling），以从根本上防止热失控蔓延并提高电池寿命。

三

全球市场部署展望

英国经历了强劲的一年，约有1.85GW/4GWh的项目并网，增长了约三分之一。根据市场情报公司Rho Motion的消息，英国有10.3GW/22.3GWh的管道项目计划在2026年投入商业运营。

虽然并非所有这些项目都一定能并网，但2026年的并网量仍很可能超过2025年的数字。大型基础设施和机构资本以及结构化收入合同的出现，推动了下一阶段的增长。

去年，西班牙、意大利、德国、波兰、法国、荷兰、比利时七个欧洲国家总共增加了3,596MWh的容量，比英国少约10%。今年，它们预计将增加23,958MWh，比英国多近10%。

报告预计2026年英国、欧洲大陆、美国和澳大利亚的大型储能部署量将是2025年的三倍左右。

随着首个MACSE拍卖的结束，意大利市场终于可以启动。无论开发商是否中标，他们现在都可以将MACSE作为参考点来做出投资决策。西班牙在过去六个月也行动迅速，为2026年繁忙的完工计划（预计2GW/5.2GWh）做好了准备。Iberdrola、Naturgy、Zelestra和Galp等公司去年都开始了主要项目的建设。西班牙的项目通常以私人差额合约或欧盟复苏与韧性基金作为其商业案例的基础。

德国储能贷款和融资界对电池储能系统越来越熟悉，差额合约结构更广泛可用，而且在欧洲最大的能源市场中存在巨大的套利机会。大多数活动都旨在让项目在2029年8月之前并网，届时一项电网费用豁免将到期。

波兰看起来也有望成为一个活跃的市场，容量市场中的项目中标现已转化为最终投资决策。过去三年中，已有13GW的电池储能系统项目在容量市场中中标，所有这些项目都必须交付。

美国面临关税和政策不确定性，不过主要影响较远的项目。2025年仍然是强劲的一年：15.8G/46.3GWh并网，同比增长19%。对于2026年，有30.5GW/100.4GWh的项目计划投入商业运营，但同样，其中一部分将会延迟。

在澳大利亚，构网型储能成为常态，大型项目正在推进，包括Akaysha Energy的850MW Waratah超级电池和Origin Energy的460MW/1,770MWh Eraring电池储能系统。

供应链呈现出多元化。中国仍主导电池制造，如果单纯从储能电池的角度来看，中国的制造占比甚至更高，因为目前欧洲大部分电池制造似乎都用于电动汽车。未来预计中国企业将在制造业多元化方面展开更多尝试，尤其是在东南亚地区。

转变贸易关系的不确定性与美国电动汽车需求低迷，促使一些企业将最初仅用于生产电动汽车电池的北美工厂改造为同时生产储能系统电池。一个典型例子是远景AESC位于田纳西州的工厂，以及LG新能源（LGES）。LGES目前正于其位于密歇根州的新工厂生产电芯。此前，LGES主要在中国工厂生产ESS电池，但如今也已在波兰工厂开始生产电池，并已宣布计划在韩国奥昌实现本土化生产，预计将于2027年启动投产。

总体而言，预计到2026年，储能市场将继续保持当前的发展态势。

四

关键技术与产品动态

过去几年，电池储能系统产品的能量密度不断提高，这一趋势在2025年既达到顶峰，性质也发生了变化。电池单体容量不断增大（从314Ah向600Ah+甚至更大发展），系统能量密度提升（如BYD推出14.5MWh单元）。

过度追求高密度带来了运输、安装和现场后勤的挑战。行业缺乏统一的电芯标准，可能影响长期维护和互换性。

在长时储能(LDES)技术方面，长时锂离子电池凭借其低资本支出和大规模部署获得了早期领先，特斯拉和正泰电源占据了前两名。但在非锂技术中，出现了一个意想不到的趋势。机械储能供应商处于与长时锂离子电池竞争的最佳位置，这要归功于其大规模部署和长寿命，从而降低了单位资本支出。

Energy Dome的CO2电池等项目已进入商业化运营阶段。机械存储通过绕过制造障碍，正在提前实现规模化发展。

在液流电池领域，2025年11月下旬西澳大利亚州启动了50MW/500MWh钒液流电池项目，该项目由1.5亿澳元的政府资金支持，由能源和经济多元化部管理，要求使用在西澳大利亚州内制造、采用当地采购和加工的钒的液流电池技术。

该项目的部分目的是替代计划于2026年退役的57MW West Kalgoorlie燃气电站的作用。这个突破性项目将成为中国以外迄今为止最大的全钒液流电池项目，也是澳大利亚首个连接到该国最大电力市场（国家电力市场和西澳电力市场）的大型全钒液流电池项目。

五

商业模式与融资

储能的收入模式将从单一的辅助服务转向多重收益叠加（能量套利、容量市场、辅助服务）。

租赁模式(Tolling)兴起。在欧洲（特别是英国、德国、意大利），Tolling协议为开发商提供了稳定的收入预期，降低了融资难度，但也面临市场饱和的担忧。

储能被用于解决数据中心的并网瓶颈，将数据中心从“电网负担”转变为“电网资产”，比如如美国俄勒冈州的案例。

Calibrant Energy于2025年10月宣布，将在Aligned Data Centers位于美国俄勒冈州希尔斯伯勒的园区部署一个31MW/62MWh 的电池储能系统。Aligned表示，这将是第一个专门为加速互联互通并让大型数据中心上线而设计的电池储能系统。Calibrant的首席商务官马特·巴恩斯说：“数据中心已经建成，但正在等待公用事业供电，这可能需要数年时间。电池储能系统使公用事业公司PGE能够以更快的时间框架为客户提供服务，因为延迟的原因是数据中心在高峰时段的负荷。电池储能系统将从根本上使数据中心成为一种更灵活的负荷形式。”

“该站点在今年早些时候获得了初始电力，现在电池储能系统将建成，使其能够提升到满功率运行。对数据中心来说，这个提升期本身也是相当正常的。”它将通过PGE的可调度备用发电计划为公用事业公司PGE实现这一目标的具体机制是，在关键电网时期，PGE可以调用该资源。

巴恩斯说，在这些情况下，PGE实际上成为调度方，利用可调度备用发电资产的可控灵活性来维持可靠服务，而不会给电网带来额外压力。

欧洲大型储能项目融资日益成熟，银行更愿意提供长期债务，投资组合融资（Portfolio Financing）成为趋势。

欧洲大型电池储能系统的商业案例可以分为几个“篮子”。在英国、北欧、北欧国家和波罗的海国家，商业交易和辅助服务机会构成了商业案例的基础。差额合约正变得广泛可用，但纯商业项目也在建设中，主要依靠股权融资。

在南欧和东欧，商业案例更多地围绕太阳能调峰，并结合欧盟范围内的计划（如复苏与韧性基金）提供的资助来启动市场。在这里，更常见的是将电池储能系统与太阳能项目结合。

比利时、波兰和意大利的项目正在利用容量市场拍卖，在可叠加其他收入来源的基础上，提供长期最低收入保障。

而在意大利，则有相对独特的MACSE拍卖，实际上是一个专门针对电池储能系统的容量市场。

许多英国企业已经向海外扩张，开发商Kona Energy的创始人兼首席执行官安迪·威利斯表示：“许多开发商已将重心转向意大利和德国等欧洲市场，这些市场提供了比英国目前更大的合同收入确定性和实质性的更高回报。”

六

区域特定挑战

对美国来说，《大而美法案》维持了电池储能的投资和生产税收抵免，有效期至2033年。然而，该法案引入了新的限制条款：如果项目从受限外国实体（如中国）获得超过规定限额的实质性援助，将被取消享受这些税收优惠的资格。

“受关注外国实体”(FEOC)限制和中国电池关税（升至约55%）的影响，推动了本土制造和供应链重组。同时，电动汽车需求放缓正在为储能释放电池产能。

继Moss Landing火灾后，加利福尼亚州、俄勒冈州、堪萨斯州、密歇根州、纽约州和马萨诸塞州的县、镇和市出现暂停审批，开发商需加强社区沟通和消防安全展示以获得许可。

英国电网连接改革清理了大量“僵尸项目”，但也导致部分可行项目的并网日期不确定，影响了投资信心。

中东的沙特和阿联酋正在向多元化转型，以减少对化石燃料的依赖，这既是其经济驱动力，也是其能源结构的一部分。随着越来越多的太阳能投入使用以替代化石燃料，它们需要大量的储能，而且需要快速部署。该地区由政府主导快速推进大型项目，迄今为止宣布的项目均由少数国有机构主导或资助，并且（迄今为止）全部由中国公司提供，下一阶段需要私营部门和国际开发商参与。

七

软件与优化

在这一环节，报告提供了几个商业案例，值得认真学习。

Zelestra 在 2025 年分别在意大利和西班牙完成了涉及储能系统（BESS）的同类首创的 tolling协议和电力购买协议（PPA），成为行业头条。

问： 您在 7 月宣布了与 EDP 在西班牙达成的行业首创的“光伏+储能”混合 PPA。能否详细阐述一下这份 PPA，以说明其新颖之处？

答： 这是我们在欧洲首次为光伏和储能设计的结构化解决方案，其驱动因素来自客户需求以及我们与他们的讨论。该 PPA 推动了一个大型光伏+储能项目的建设，项目包括 170MWp 的光伏和 100MW、4 小时的储能。

我们的客户实现了其目标，即以有竞争力的价格获得超出光伏发电小时数的保证供电；而 Zelestra 则凭借与一流客户的长期合同，锁定了一项回报率有吸引力的大型 170MWp 光伏电站和 100MW、4 小时储能项目的建设。

历史上，公用事业规模的储能严重依赖辅助服务收入。随着近期电池价格的下降，商业模式正在发生变化。虽然辅助服务仍然是重要的收入来源，但能量时移（energy shifting）的收入正在增加。这对于那些可能因充电限制而无法随时向电网提供辅助服务的共址资产（co-located assets）来说尤为重要。另一方面，与独立项目相比，共址项目受益于共享的基础设施和更低的开发成本。基于所有这些原因，我们认为欧洲的光伏+储能共址项目将迅速增长，并且此类项目的 PPA 市场将会发展。

问： 您能否提供更多关于与 BKW 的 tolling 协议的细节，以及它为何也可能成为意大利的行业首创交易？

答： 与 BKW 的协议标志着意大利首次真正将虚拟 tolling 结构应用于公用事业规模的电池储能，这在许多方面都可以被视为行业首创。在此之前，意大利的储能项目主要是完全市场化运营，或仅得到容量市场的支持，而后者本身不足以解锁长期项目融资。

相比之下，Zelestra-BKW 合同建立了一个多年稳定的、可预测的 tolling 费用，创造了贷款方所需的现金流可见性。它实质上将历史上用于燃气发电的合同架构引入了意大利储能市场，但这种形式从未在电池领域进行过测试。意大利的储能项目首次从外部交易对手那里获得了长期固定报酬，而无需转让所有权或运营控制权。

Zelestra 继续负责调度和优化，而 BKW 则获取与意大利电力交易所（MGP）相关的变动收入，并将其转化为可预测的固定支付流。这种混合风险分担模式即使在更成熟的欧洲市场也十分罕见，它标志着将储能确立为一种可融资的基础设施资产类别迈出了重要一步。

这也是首批非意大利公用事业公司通过结构化协议进入意大利储能市场化运营市场的交易之一，这表明市场对意大利系统基本面的信心达到了新的水平，并确认了意大利继英国和西班牙之后，成为欧洲最具吸引力的储能市场之一。

瓦锡兰软件副总裁 Luke Witmer表示，软件不再只是一个仪表盘，而是一个优化引擎。由于缺乏数据信心，今天的许多运营商会保留多达20%的电池容量作为“安全缓冲”。通过在电池单元级别识别异常的机器学习工具，运营商可以重新利用这部分容量。在一个100兆瓦的系统上，通过更好的分析，这代表了约2000万美元的回收价值。

OptiGrid 的联合创始人兼首席执行官 Sahand Karimi 表示，在 2025 年 10 月 10 日的电价飙升事件中，那些未针对澳大利亚国家电力市场（NEM）进行专门优化的电池储能系统（BESS），错失了大量盈利机会。

Karimi 解释说：“如果优化器没有针对 NEM 独特的波动性和约束模式进行设计，其决策就无法达到最优，尤其是在市场剧烈波动的时期。”

通用的优化平台通常难以应对 NEM 快速的价格变动，因为它们缺乏在波动条件下进行有效投标所需的复杂情景建模能力。

澳大利亚市场独特的可再生能源波动性、热力发电约束和网络限制的组合，创造了与其他全球电力市场显著不同的波动模式。

Karimi 解释说：“从根本上说，智能投标意味着要考虑未来交易区间可能出现的各种情景，并在不同市场中进行电量投标，以实现最优结果，同时尽量减少在次优情景下被调度的风险。”

德国“灵活性即服务”（flexibility-as-a-service）平台 Terralayr 的首席执行官 Philipp Mann探讨了该平台在颠覆传统储能系统（BESS）承购模式方面所面临的挑战与下一步的构想。

该平台通过虚拟化项目的容量，允许储能系统所有者和优化方根据不同时长和规模的 tolling（委托加工/处理）协议，出租或采购储能灵活性。

Philipp Mann表示，“储能资产所有者需要专业的风险和性能管理工具。我们已经通过多优化器模型，使他们能够像金融市场的投资组合经理一样管理其商业化。我们将进一步扩展这些能力。例如，包括通过点击按钮即可灵活分配到短期、中期和长期的风险对冲选项，而不是耗时数月且成本高昂的传统交易。”

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