2026年储能行业深度：驱动因素、发展前瞻、产业链及相关公司深度梳理

储能发展背景

1、风光装机增速趋稳但减碳压力提升，绿色能源投资需要新方向

发改委、能源局出台容量电价政策，有助于推动我国减碳进度加速：2026 年 1 月30 日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114 号）》，《通知》明确提出，为了更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善针对煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。由于在 2025 年 11 月 10 日印发的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》中曾明确提出“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”，因此市场对于《通知》的出台存在一定预期。 容量电价政策出台具有重要意义：从政策解读角度，《通知》所规划的容量电价的执行思路基本与此前甘肃的容量补偿思路基本一致，甘肃模式有望在全国得到推广。从政策影响角度，全国性的容量电价政策具备以下几方面意义：通过容量电价稳定投资方收益预期，推动调节性电源装机增长；新能源波动性电源发电量占比提升，为了保证电网安全需要调节性电源，支撑新能源进一步放量；为电力企业提供具备吸引力的可投资项目，支撑“十五五”期间资本开支提升；为“十五五”期间数据中心等新业态发展以及全社会减碳打下基础。

新能源发电具备波动性，出于安全性考虑需要稳定电源进行适配：2023 年以来我国风电、光伏新增装机占发电新增设备容量占比已经超过 80%，截至 2024 年末风电、光伏发电量占全社会发电量占比约20%，且 2020-2024 年风电、光伏发电量占比呈上升趋势。2025 年我国新增光伏装机315.07GW，同比增长13.7%；新增风电装机 119.33GW，同比增长 50.4%，相关人士认为 2025-2035 年我国新能源装机规模仍将提升但增速放缓，2025-2035 年具备年均 400GW 新能源装机空间。在新能源装机规模提升的背景下，由于风电、光伏的出力不稳定，所以风电、光伏的利用率下降，体现为弃风、弃光率的提升。国家发改委、国家能源局在 2025 年印发的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027 年）》明确2025-2027 年全国新能源利用率不低于 90%，一定程度上为新能源消纳松绑，但是站在电网系统运行安全的角度，稳定性电源的建设紧迫性在新能源装机规模占比庞大的背景下日益紧迫。“十五五”期间减碳压力大，预计新能源发展速度相比“十四五”进一步提升：2024 年5 月，国务院印发《2024—2025 年节能降碳行动方案》，提出包括钢铁、石化化工、有色金属、建材、建筑节能、交通运输等行业节能降碳行动方案，要求 2024 年单位国内生产总值二氧化碳排放降低3.9%，实际2024年实现全国万元国内生产总值二氧化碳排放降低 3.4%，2024 年减碳进度略低于预期。“十四五”期间减碳目标完成情况总体预计同样低于预期，根据国家统计局数据，2021-2024 年我国万元国内生产总值二氧化碳排放累积降幅约 8%，较“十四五”期间下降 13.5%的目标存在差距。在“十四五”期间减碳目标较预期有差距的背景下，同时又面临 2030 年碳达峰的硬性目标，“十五五”期间的减碳压力同比“十四五”提升，要求新能源、绿色能源的进一步发展。

2、新型储能是优质的调节电源，部署周期短且成本快速下降

电力系统平稳运行的一个基本条件是系统调节能力必须大于负荷的变化。按照灵活性调节能力不小于相应灵活性需求的原则，在不考虑跨区域互济和需求侧响应等调节能力的情况下，可以用净负荷曲线（“负荷-风光发电能力”）粗略判断火电、抽蓄、储能等调节电源建设需求总量。以电化学储能为代表的新型储能具备多重优势，其时空功率特性可将电力生产与消纳进行解耦。在不同的调节电源中，电化学储能具备可控性高、响应速度快、能量密度大、转换效率高、建设周期短等优势，近年来成本下降明显。水电和抽蓄受限于地理及水利资源限制，存在发展上限。煤电调节受限于调节范围和调节速率的限制，或将逐步难以适应波动性越来越强的新型电力系统，以煤电进行灵活性调节的利用量有望先增后降。

3、储能有望成为电力央企“十五五”期间投资核心方向之一

储能有望支撑电力央企投资强度，支撑“十五五”开门红：风电、光伏占我国新增电力装机占比超过80%，光伏风电整体已经进入发展成熟期，参考 2025 年风光合计新增装机超过430GW，相关人士认为2025-2035 年我国新能源装机规模仍将提升但增速放缓，后续年均装机空间约400GW。在风电、光伏建设增速放缓的背景下，以五大六小为代表的电力集团需要新方向以提升有效投资，在储能具备稳定收益、政策鼓励，央企需要可盈利投资方向的当下，新型储能或将成为重要方向。

容量电价政策推动储能项目收益率提升至 8%以上，央国企投资热情提升：根据测算，假设储能项目投资 0.9 元/Wh，电能量市场峰谷价差 0.3 元/kWh，一个 100MW/400MWh 的储能电站年充放电次数300 天，项目收益率大约 6.5%。若考虑当前容量电价政策，即便按照 10 小时放电时长要求、50%的补贴折算比例，储能电站的项目收益率可提升至 8%以上，若最大放电时长缩短至 6 小时，100%的补贴折算比例，储能项目的收益率可显著提升至 10%以上。但是即便是最优惠的容量电价政策也无法使得不运行的储能电站具备盈利能力。储能容量电价政策是储能发展的“最后一块拼图”，在稳定投资方收益预期的前提下，将本身就具备一定经济性的储能电站的收益率进一步提高，预计将引发央国企投资热情。

储能装机规模具备超预期空间：2025 年我国新增储能装机以西北地区省份为主，如内蒙、新疆、河北、甘肃等。虽然省份之间的容量补贴存在系数差异，但是考虑到容量补贴对储能的增量收益，基本只要峰谷价差达到 0.3 元/kWh，建设储能就可以基本实现 8%的收益率。即便如甘肃、新疆等部分省份电力现货峰谷价差未能达到 0.3 元/kWh，但考虑容量补贴以及调频收益，储能项目具备充足经济性。综合来看，从 2026 年起储能需求可能不仅仅局限于西北地区，中部地区以及东部地区需求也有望在储能项目高经济性的驱动下得到释放。

电力央企在储能领域的市占率或具备提升空间：根据 CNESA 数据，2025 年我国新建独立储能装机42GW，同比增长 59%，占 2025 年我国新增投运的储能项目比例达到 63%。在独立储能建设速度呈现高景气度的同时，五大六小电力集团以及两网在独立储能电站中的投资占比呈现下降趋势，根据CNESA 数据，从2024 年上半年到 2025 年下半年，电力央企在新建储能项目的市占率已经从 41.5%下降至23.3%，远景能源、海博思创、赣锋锂电以及地方能源集团的建设速度更快。电力央企在新建储能项目的市占率具备充足提升空间。

储能行业概况

1、储能：能量转化与存储的技术，在电能利用中扮演重要角色

储能即能量转化与存储的技术，在电能利用中扮演重要角色。储能是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时再释放的技术。实际应用中，储能通常特指电力储能，是将不易储存的电能转化为机械能、化学能等形式储存，以供需要时使用的技术。电的传输速度与光速相同，发、输、变、配、用电往往在同一瞬间完成，要求电力生产和负荷相匹配；但电力生产和负荷具有波动性和随机性，难以实时匹配，导致电能质量不稳定、利用率不高等问题。储能系统是电力系统中的“蓄水池”，可以动态吸收能量并适时释放，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”。储能有助于提高输出电能的稳定性、平滑用电负荷，从而有效提高供电质量和用电效率。

2、储能是推动可再生能源大规模应用的关键技术

储能是推动可再生能源大规模应用的关键技术。风能和太阳能存在间歇性和波动性等固有特性，其出力特性与用电负荷无法完全匹配，且调度存在困难。因此，风电、光伏等间歇性可再生能源的大规模并网，存在影响电能质量、干扰电网稳定性、利用效率不高等问题。储能设备可以起到平抑新能源波动、跟踪计划出力、参与系统调峰调频、提高消纳水平等作用，推动可再生能源的大规模应用。发改委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确指出，储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。

3、技术路线：储能技术路线百花齐放

根据储能原理划分，常见的储能技术可分为物理储能和化学储能两大类。物理储能包括机械储能、热储能和电磁储能，其原理为将电能转化为机械能、热能形式储存，或将电能以电磁能形式直接储存。化学储能包括电化学储能和氢储能，是将电能转化为化学能，用电时通过电化学反应释放电能的技术。储能不同应用场景对响应速度、充放寿命、储能时长、选址灵活性等具有不同需求，因此技术路线也百花齐放，选择较为多样。

大型储能有多种不同技术路线，各类储能方式的功率等级和放电时间存在差异，适用电力系统的不同场景。抽蓄、液流电池和压缩空气储能规模大、理论成本低，适宜长时储能；飞轮储能、电磁储能响应速度快、循环次数高，适宜调频应用；锂离子电池规模和放电时间范围广、泛用性强、产业链成熟，是现阶段新型储能主要采用的技术方案。

锂电池储能取代抽水蓄能，成为我国大储主要路线。新型储能通常指除抽水蓄能之外的储能技术，现阶段以锂电池储能为主。抽水蓄能单体容量庞大，曾是电力储能累计装机的主要类型。抽水蓄能的选址依赖特定地理资源，且建设周期长，增速相对有限；新型储能中的锂电池储能建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性好，且产业链成熟，成为国内新型储能装机的主力类型。根据CNESA 数据，截至 2024 年底，我国新型储能累计装机规模首次超过抽水蓄能，功率占比达到57%（其中97%是锂电池储能）；截至 2025H1，国内新型储能累计装机占比已达到 60%。今年是“十四五”的收官之年，与“十三五”末相比，储能技术路线结构发生显著变化，抽水蓄能占比首次低于40%，以锂电池为代表的新型储能实现跨越式增长，新型储能技术路线也从单一路线向多元路线化加速发展。

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