2026年全球新型储能新增装机预计达到188吉瓦、535吉瓦时，较上年增长45%。

材料价格上行、贸易壁垒加码，均未拖累扩张步伐，原因在于储能需求已由补贴驱动转为电力系统可靠性需求驱动。

按现有趋势推算，2027年新增装机将升至209吉瓦、638吉瓦时；到2036年，全球累计装机有望达到约3.1太瓦、11.1太瓦时，为2025年水平的十倍，行业由此进入与光伏类似的长周期成长轨道。

增长重心持续扩散。

中国、美国、澳大利亚合计贡献2026年新增装机的62%；

印度年度装机跃升逾二十倍至6吉瓦以上；德国、英国保持既有体量。

2027年之后，西班牙、阿联酋、智利与日本进入放量阶段；

2030年前后，拉美、东南亚与撒哈拉以南非洲将成为新的增长引擎，

巴西、墨西哥、马来西亚、印度尼西亚、意大利、尼日利亚等市场的拍卖机制与配储要求是主要推手。

光储关系亦在重构。

累计口径下的光储容量比已从2016年的94:1降至2026年的约7:1，并将于2030年起稳定在4:1（累计）与3:1（年度新增），储能正在从光伏的配套资产转变为独立的资产类别。

磷酸铁锂材料价格自2025年末持续上行，至2026年5月累计涨幅约每千瓦时11.5美元，中国储能电芯价格一年内上涨一倍以上。

电池簇通常占储能系统总成本的44%至66%，涨价正沿产业链向项目招标传导：

2026年上半年中国两小时储能系统中标均价升至每瓦时0.53元、四小时系统0.62元，较2025年分别上涨15%与23%；功率变换设备提价5%至15%。

已中标项目面临重新议价与延期交付的双重压力。

美国对进口储能电池加征10%至12.5%的301关税，产自中国的固定式储能电池综合税率达40.9%，并先后收紧功率变换系统准入、限制特定国家设备接入电网。

欧盟酝酿"欧洲制造"报价规则、高风险逆变器采购限制与非欧盟产能投资审查；

日本自2027年4月起对并网储能设备实施强制认证；韩国、印度、巴西分别以本地化比例要求引导采购。

设备流向随之调整，拉美、中东与撒哈拉以南非洲成为厂商分散布局的主要承接地。

截至2025年底，全球与光伏共建投运的储能约69.9吉瓦、195.6吉瓦时，对应配套光伏303.6吉瓦，

其中中国配建规模占全球61%，美国占30%。

驱动力各有不同：美国源于光伏限电与价格压缩，智利源于17.3%的限电率，印度、菲律宾、墨西哥、越南、多米尼加等国则以强制配储或招标挂钩方式直接推动。

储能替代输配电资产的应用将在2030年后逐步起量，行业收益结构趋于多元。

能量转移（峰谷套利与顶峰保供）仍是第一大应用，2036年占比约69%，较2026年的89%回落。

其中，两至四小时短时系统份额由77%降至63%；六小时以上长时储能份额由8%升至13%。

辅助服务市场体量有限且趋于饱和；户用与工商业储能合计占比稳定在13%至16%，2030年后工商业将在多数新兴市场反超户用。

输电与配电侧替代应用当前占比不高，2030年后随电池价格回落而加速，为行业打开第二增长曲线。

磷酸铁锂电池占全球储能电芯装机的89%，凭借成本与循环寿命优势，2036年前仍将保持主导地位，预计届时份额为79%。

份额让渡主要来自钠离子电池与非锂长时技术；三元路线因成本与衰减劣势，2030年前后将基本退出固定式储能。

大电芯与大容量集成是当前主线：5兆瓦时级20尺集装箱成为行业标配，600安时以上电芯、6.25兆瓦时系统及20兆瓦时级集成产品相继发布。

钠离子电池产业化明显提速，全球在建及规划项目约10.4吉瓦、37.4吉瓦时，九成集中在中国，头部企业已签署数十吉瓦时级供货协议；

其宽温域运行特性可省去液冷系统，运行成本具备优势，2036年份额预计升至9%。

压缩空气、液流、铁基电池等非锂长时技术份额将从2025年的3%升至2036年的11%；

锂电长时化同步推进，八小时以上锂电项目已在澳大利亚、加拿大、美国与意大利落地。

2026年新增装机预计74吉瓦、221吉瓦时，创历史新高，前八个月已投运32吉瓦、90吉瓦时，按能量口径同比增长23%。

新一轮可再生能源五年规划以95%置信度出力要求取代强制配储，预计带来约136吉瓦、430吉瓦时的配储需求；

独立储能2030年全国目标300吉瓦，仍属偏保守下限。

经济性方面，2025年典型独立储能项目中仅广东、蒙西达到6%的收益门槛；容量电价新政可提供收益下限，但尚不足以根本改善盈利水平；

现货市场已扩至11个正式运行省份，独立储能平均利用小时数1246小时、同比提升25%，

商业模式正从容量租赁转向"租赁+套利+辅助服务"的组合。

2026年新增32吉瓦、90.7吉瓦时，较此前预期上调58%，数据中心是最重要的驱动因素。

美国场站级数据中心储能将从2025年的0.5吉瓦跃升至2026年的4.9吉瓦，2027年达到6.3吉瓦峰值，约占当年全国新增装机的两成；到2036年累计规模36吉瓦、66吉瓦时。

全球范围内，支撑数据中心用电扩张所需的电池储能约393吉瓦。

本土电芯产能2030年预计超过125吉瓦，可覆盖当年约99%的需求，但贸易与安全审查对项目节奏的扰动仍需观察。

2026年新增36吉瓦、85吉瓦时，2027年升至49吉瓦、132吉瓦时。

欧洲补贴聚焦工商业与户用场景，中东欧加速放量，德国、英国、西班牙、波兰的拍卖与补贴安排构成近期支撑。

中东地区增速上调36%，沙特全年新增2.5吉瓦、12.5吉瓦时，首例储能拍卖合同金额约12亿美元；阿联酋在建光储一体化项目规模居全球前列。

2036年区域累计装机将达88吉瓦、327吉瓦时，为2025年的21倍。

2026年新增11.4吉瓦、29.9吉瓦时，较此前预期上调124%，连续第二年打破纪录；

2036年累计规模接近96吉瓦、219吉瓦时。

西澳大利亚州已成为四小时及以上时长项目的前沿市场，户用储能随屋顶光伏渗透持续放量。

• 项目执行风险
  以中国市场为例，近五年开工项目的实际并网比例约56%，核准项目并网比例仅22%，备案规模与实际投产之间存在明显差异；
• 涨价环境下，存量订单的重新议价与违约风险上升。
• 政策不确定性
  主要市场贸易与安全审查仍在加码，规则变动直接影响项目收益率与设备选型。
• 收益模式风险
  中国独立储能收益对调频价格依赖较高，欧美辅助服务市场饱和后价格回落的历史路径可能重演。
• 技术降本风险
  长时储能与非锂技术的降本进度存在不确定性，若不及预期，2030年代的渗透率假设需相应下修
• 说明：本报告为行业研究性质，数据基于行业公开信息与市场研究综合测算，统计口径为新型储能（不含抽水蓄能），数据截至2026年10月。功率与能量口径分别统计，部分数值经四舍五入。
• 本报告不构成任何投资建议。