储能竞争逻辑重塑：Q3电芯价格回升 AIDC与海外市场成增量方向 |行业观察

财联社8月16日讯（记者 汪斌）日前，第十六届中国国际储能大会在杭州举行。中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深将2026年储能行业的基调概括为“承压重构、提质突围”。

这也是今年储能市场的真实写照。国家能源局数据显示，截至2026年6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达153GW/396GWh，同比增长61%；但上半年新增装机仅17GW/45GWh，功率和能量分别同比下降20%和17%，为近年来国内新型储能首次出现半年新增装机同比下滑。

装机的“冷”与市场的“热”形成反差。行业统计显示，上半年全球储能电芯累计出货467.84GWh，同比增长94.76%；行业龙头宁德时代储能电池系统收入达到532.61亿元，同比增长87.54%。与此同时，三季度储能电芯价格开始回升，国内锂电池企业已投产产能达到2906GWh，新增规划产能2243GWh；上半年海外储能电芯出货占全球比重升至53.2%。价格拐点、扩产惯性和出海提速交织，行业关注点正从设备单价转向项目全生命周期收益。

在大会现场，财联社记者看到展区客流整体偏少，部分通道和支展区较为冷清；同期举行的专题论坛座席较满，储能安全、电力市场、算电协同等议题受到较多关注。

值得一提的是，2025年第十五届储能大会期间，多家系统集成企业在现场摆出招聘启事；而在2026年第十六届大会现场，记者仅看到一家系统集成企业设置招聘信息。这一变化不能直接等同于行业就业收缩，但反映出企业在扩张节奏、人员投入和经营预期上更加谨慎。

第十六届中国国际储能大会现场 财联社记者/摄

314Ah电芯均价升至0.365元/Wh，储能扩产与收益重算并行

2026年三季度以来，储能电芯价格回升。行业跟踪数据显示，8月国内主流314Ah磷酸铁锂储能电芯均价约0.365元/Wh，较2025年末的约0.31元/Wh明显上涨；包括亿纬锂能在内的六家企业陆续调价，幅度为2%至25%。价格能否持续上涨，仍取决于原材料、产能利用率和订单兑现情况。

中国宏观经济研究院能源研究所系统中心副主任刘坚表示，2026年上半年储能系统均价较2025年全年均价上涨13%至20%，但二季度以来涨势放缓。同期代理购电价格下降0.03元至0.06元/kWh，系统运行费上涨0.02元至0.04元/kWh，设备涨价并不意味着项目利润同步改善。

独立储能收入主要来自现货交易、容量补偿和辅助服务，但各地收益结构不同。现货价格波动、容量电价周期较短、辅助服务市场空间有限，仍是项目回报的主要风险。随着发改价格〔2025〕136号文出台，行业正从强制配储转向市场驱动，收益模式也由单一来源转向“电能量+辅助服务+容量补偿”。

价格回升的同时，行业扩产仍在继续。据CESA储能应用分会数据统计，截至2026年8月，国内锂电池企业已投产产能合计2906GWh，新增规划产能2243GWh，已披露计划投资总额3931.95亿元。该口径涵盖国内锂电池企业整体产能，并不等同于储能专用电芯产能。

储能电芯正从280Ah、314Ah向500Ah以上规格迭代。高工锂电预计，2026年储能电池出货量同比增幅将超过60%，全年有望突破1TWh。但规划产能能否转化为有效出货，仍取决于项目落地、海外需求和企业交付能力。

上一轮价格战的影响尚未完全消退。过去三年，280Ah储能电芯价格一度跌破0.3元/Wh，储能系统价格跌破0.4元/Wh；碳酸锂价格则从接近60万元/吨回落至5.9万元/吨，2026年5月又一度突破20万元/吨。原料价格大幅波动增加了企业的成本管理难度。

除价格和产能外，安全涉网、技术能力和海外合规正在成为新的竞争门槛。惠州亿纬锂能副总裁徐庭阳表示，涉网要求已从电芯安全和系统效率延伸至并网支撑和交易响应，海外市场则增加了碳足迹、关税和本地化准入等约束。

政策端仍给出较高的中期目标。国家发改委8月3日发布的《新型电力系统建设“十五五”规划》（简称“《规划》”）提出，“十五五”时期全国新增新型储能约1.6亿千瓦，到2030年总规模达到3亿千瓦，其中新增电网侧独立新型储能约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到4小时。

王泽深称，目前24个省份公布的新型储能规划合计达到2.8亿千瓦。作为参照，2025年中国新型储能新增装机64.6GW/196.5GWh，同比分别增长52%和79.3%，其中磷酸铁锂电池储能仍占主导。

AIDC储能2028年或达150GWh，算力中心供电加速“铁基转硅基”

亚马逊云科技能源行业方案总监胡进预测，AIDC与人工智能将形成新的储能需求增量：2026年相关订单集中释放30GWh至50GWh，2027年钠离子电池大规模应用达到50GWh至100GWh，2028年市场规模达到150GWh，中国企业占全球市场的比重有望超过30%。

需求增长背后，算力中心供电正面临高密度负荷和毫秒级波动带来的挑战。“电随算走，还是算随电走？”成为算电协同专场讨论的核心问题。南京冠隆电力科技有限公司董事长张海波认为，算电协同不是简单叠加“电力+算力”，而是使电力系统从被动跟随负荷转向主动支撑，满足算力中心零中断、高可靠和快速响应的要求。

供电装备也在从“铁基”向“硅基”转变。清华大学副研究员屈鲁指出，传统变压器和机械断路器主要依赖电磁设备，固态变压器和固态断路器则基于电力电子器件。随着机柜功率从十千瓦级升至百千瓦乃至兆瓦级，且GPU负荷呈高频波动，算力中心供电系统开始向直流化、固态化演进。

屈鲁称，800V直流方案通过减少功率变换环节，可将全链路效率从约87%提高至93%以上。不过，这一技术路线尚未定型。国内光伏和储能已形成1500V直流产业链，800V又不属于现行国家直流电压等级，未来采用800V、正负750V还是1500V，仍需结合具体场景验证。固态变压器的长期可靠性、绝缘和散热，以及算力中心直流供电的典型设计和标准体系，也有待完善。

储能在算力中心的价值不仅是降低电费，更包括弥补备用电源的响应空窗。张海波表示，传统柴油发电机启动存在10秒至20秒的功率空窗，可能造成算力任务中断和数据丢失；构网型储能依靠自主稳压和无缝切换，可在毫秒级实现离网支撑。按照冠隆电力设定条件下的测算，相关系统全生命周期成本约为柴油方案的一半。

安全则是储能进入数据中心必须跨过的门槛。欧盟科学院院士、中国科学技术大学教授孙金华预计，到2030年全球数据中心用锂电池出货量将达到300GWh。他指出，数据中心的设备、人员和数据资产高度集中，可接受的火灾风险低于一般分布式储能，安全防控需要覆盖电池本体、运行过程和消防系统，重点解决早期预警、有毒有害气体排放、防火分区和防爆等问题。

中国电信研究院绿色云网技术研发部主任王志中提出，可依托分布式光伏和储能建设园区、机楼智能微电网或虚拟电厂，通过削峰填谷和聚合负荷参与需求响应降低电力成本。面向AIDC的“源网荷储协同控制大脑”，可通过毫秒级功率调节和分钟级能源优化，实现AI负荷、供配电系统与储能资源的动态匹配。

但算电协同从技术方案走向商业应用，仍需解决调节能力认定和收益结算问题。聚合平台不仅要采集带宽、流量、误码率和丢包率，还要同步感知GPU、电网、网络和储能状态，建立统一数据接口。算力中心能够调节多少负荷、储能可以持续响应多长时间、电网如何调用以及收益如何支付，都需要纳入交易和结算规则。

作为市场基础，中国已基本形成“4+4+31+X+O”全国一体化算力网，机架规模超过63万架、总功率超过3.5GW。随着传统数据中心加快向AIDC转型，算力基础设施需要更早与电网和新能源企业对接用能需求。

行业进入增速换挡期，出海转向本地化交付

海外市场正在成为中国储能企业的重要增量来源。行业统计显示，2026年上半年海外储能电芯出货248.73GWh，占全球出货量的53.2%，首次超过国内市场；中国企业占据全球储能电芯出货量前十席位。2026年Q2，中国企业海外可再生能源项目中，储能项目数量首次超过光伏项目；上半年中国企业在中东和非洲市场获得的储能订单超过40GWh。

中国信保浙江分公司副总经理俞崇波提到，多国正在设置本土产能、本地化含量、技术管控和投资限制等制度性壁垒，储能企业的出海方式由单一部件出口，逐步转向当地建厂、工程总包和运维一体化服务。

“2026年上半年，中国信保服务全国105家储能重点企业，出口承保金额达到46亿美元，并支持多个光储、风储投资及工程项目。”俞崇波称，该数据反映出储能企业海外业务规模扩大，但项目仍需面对国别政策、融资、履约、供应链和本地运营风险。

天合光能股份有限公司董事长兼CEO高纪凡透露，天合储能全球预交付订单达到33GWh，2026年目标为全年交付超过16GWh。徐庭阳亦表示，亿纬锂能全球储能电池累计出货量超过200GWh，Mr.Big Family系统累计订单超过6GWh。

据中关村储能产业技术联盟预计，2026年至2030年储能行业将进入增速换挡期，但绝对增量仍然可观；到2030年，理想场景下新型储能装机规模可达450.7GW。

总体看，装机增速放缓并不意味着储能需求退潮，而是行业由规模扩张转向价值兑现。下半年，AIDC、长时储能和海外市场将提供新的应用场景，价格波动、标准缺口和合规成本也将成为行业约束。储能企业最终比拼的，不只是电芯卖了多少，更是项目能否稳定运行并持续获得收益。

（财联社记者 汪斌）