2026年下半年国内外大储项目招标并网节奏及政策环境有何变化？

2026年下半年，国内外大储项目呈现出招标旺盛、并网提速的特征，政策端也在积极探索新的商业模式。

国内大储市场方面，2026年8月大储EPC招标容量达到54.5GWh，中标容量42.3GWh，环比分别增长5.2%和20.5%，同比分别大幅增长60.8%和114%。从累计数据来看，1至8月国内大储EPC累计招标容量323.95GWh，中标容量235.5GWh，同比分别增长119.03%和201%。并网端同样保持高增，7月国内大储并网容量15.77GWh，同比增长75%；1至7月累计并网73.4GWh，同比增长13%。这表明上半年招标旺盛的项目正在下半年加速转化为实际装机。

海外市场方面，美国7月大储新增装机1108MW，虽同环比有所回落，但1至7月累计装机8920MW，同比增长6%，且7月末备案量达65.3GW，EIA预计年内新增装机21.6GW，储备项目充足。德国2025年全年大储累计装机1122MWh，同比增长92.28%，维持高位。澳大利亚2025年累计并网5.1GWh，第四季度新增并网2.3GWh创历史新高，在建和储备项目规模庞大。

政策环境方面，多地正开展储能商业模式创新试点。河南试点台区储能“隔墙售电”，允许分布式储能从分布式新能源或电网充电后，向电力用户直接售电，初步形成“省间、省内、微网”一体化交易路径。安徽印发了电力调频辅助服务市场实施细则，明确了1至6元/MW的报价区间，并确立了独立储能和虚拟电厂的准入门槛。此外，浙江发布通知，2026至2028年新能源增量项目机制电量竞价充足率按110%执行，竞争强度适度收松。

综合来看，碳酸锂价格中枢下移加快了大储项目的经济性落地，叠加国内招标并网提速与海外新兴市场需求爆发，预计全球储能装机2026年将实现60%以上增长，2027至2030年复合增长率可达20%至40%，大储、工商储及户储龙头将持续受益。