離網(wǎng)AIDC配儲項目落地，英國戶儲裝機加速

國內(nèi)儲能裝機與招標雙輪驅動

2026年上半年國內(nèi)新型儲能新增裝機維持較快增長，1-6月累計新增裝機規(guī)模達25.05GW/65.17GWh，同比增長14%/18%。6月單月新增裝機4.22GW/11.02GWh，容量同比增長近10%。從應用場景看，電網(wǎng)側項目容量占比超六成，電源側占比約33%，用戶側占比不足5%。

招標端表現(xiàn)更為強勁，6月國內(nèi)儲能市場完成55.8GWh訂單，其中儲能系統(tǒng)和含設備的EPC總承包規(guī)模合計18.1GW/52.7GWh。內(nèi)蒙古時隔半年重回月度采招規(guī)模榜首，落地訂單超12GWh，占比高達22%。獨立儲能項目持續(xù)釋放，6月采招占比達90%，政策推動其減少對電網(wǎng)補貼依賴，轉向基于市場價值的商業(yè)模式。

政策與電價機制重塑行業(yè)格局

出口退稅政策調(diào)整成為重要變量。2026年4月起電池產(chǎn)品增值稅出口退稅率由9%下調(diào)至6%，2027年1月1日起完全取消。此舉推動行業(yè)從"量增價減"回歸理性定價，降低海外反補貼/反傾銷敏感度，抑制內(nèi)卷外化，長期加速落后產(chǎn)能出清與集中度提升。具備品牌溢價、項目交付能力和海外制造布局的企業(yè)可通過提價傳導、產(chǎn)地切換等方式對沖影響。

容量電價機制靴子落地。發(fā)改委、能源局將電網(wǎng)側獨立新型儲能正式納入發(fā)電側容量電價機制，電能量市場、輔助服務市場、容量電價三大板塊共同構筑獨立儲能收益版圖。以甘肅為例，考慮80%融資比例，獨立儲能IRR可達到10%以上。電力現(xiàn)貨市場建設同步推進，當現(xiàn)貨交易價差超過0.5元/kWh時，4h獨立儲能在無容量電價補償情況下IRR可達到7%。

十五五頂層設計再升級，2030年新型儲能目標300GW，虛擬電廠50GW。參考十四五期間儲能裝機實現(xiàn)率，十五五期間儲能大概率有望實現(xiàn)500GW/2000GWh以上裝機目標。長時儲能、算電協(xié)同等新場景納入規(guī)劃，4小時以上和非鋰路線有望獲得示范與訂單支持。

印度市場：政策助力大儲快速起量

截至2026年6月印度總投運電池儲能系統(tǒng)8.7GWh，當月新增投運約1.2GWh，約53GWh項目處于建設階段。獨立儲能累計招標84GWh，光儲項目招標33.73GWh，光伏開啟強制配儲。2025-26財年印度要求并網(wǎng)4GW/17GWh的電化學儲能項目，且不能有任何拖延。

電網(wǎng)側規(guī)模化項目將主導近期市場機遇，2028年后增長引擎切換至配電側基礎設施。開放式可再生能源+儲能細分賽道預計從2027年的3%市場份額攀升至2032年的12%。用戶側方面，受益于屋頂光伏、電信及UPS需求爆發(fā)，2032年BTM市場累計裝機預計達320GWh。

歐洲市場：戶儲邊際修復、大儲收益多元

2026年7月歐洲核心9國日前平均批發(fā)電價104.43歐元/MWh，環(huán)比上升2%，同比提升17%。歐洲用電成本快速上升，天然氣庫存雖有所回升但補庫周期全面開啟，邊際供需緊張格局短期難緩和。卡塔爾LNG斷供事件后，TTF天然氣期貨價格維持較高水平。

德國6月儲能裝機937.3MWh，同比增長超六成，其中大儲547.2MWh，戶儲348.0MWh。戶儲同比有所回落，但BAFA申請量環(huán)比微增，新客電價較年初上漲4.7%。意大利一季度新增裝機369MW/888MWh，同比增長約四成，市場從戶用主導向"大儲+戶儲"雙輪驅動演進。MACSE機制首次招標及3.2億歐元能源補貼支持中小企業(yè)投資可再生能源，儲能補貼額度占30%。

英國一季度新增裝機397MW/744MWh，所有已投運、在建和待建儲能電池項目總規(guī)模達186.74GW，其中獨立儲能占比93.83%。戶儲進入強政策支撐期，150億英鎊溫暖家園計劃目標到2030年升級500萬套住宅，戶儲單獨安裝或與太陽能配套享受0% VAT至2027年3月。截至6月戶儲安裝家庭累計超10萬戶，滲透率普遍低于2%，安裝成本持續(xù)下行疊加政策激勵進一步提升經(jīng)濟性。

捷克截至2024年底光伏配儲能總裝機超2GWh，儲能逐漸從戶儲向工商儲和公用事業(yè)規(guī)模過渡。波蘭戶儲新增裝機迅猛，政府"My Electricity 6.0"補貼最高可覆蓋成本50%，同時41.5億茲羅提大儲補貼計劃到2028年底將開工建設172個項目，總裝機約3.9GW/14.5GWh。

歐洲大儲收益結構多元，德國大儲可參與現(xiàn)貨市場、調(diào)頻儲備市場、自動調(diào)頻儲備市場及跨市場交易，年化收益在20-40萬歐元/MW/年。荷蘭大儲月度凈收益達10710歐元/MW/月，電網(wǎng)平衡數(shù)據(jù)發(fā)布延遲從5分鐘恢復至2分鐘將顯著提升儲能資產(chǎn)調(diào)度效率。

美國與澳洲：數(shù)據(jù)中心驅動與離網(wǎng)創(chuàng)新

2026年一季度美國實現(xiàn)儲能裝機3.3GW/8.4GWh，同比增長超五成。公共事業(yè)級儲能新增2.3GW/6.8GWh，工商業(yè)儲能同比增幅近兩倍，戶用儲能同比增長約八成。待實施項目數(shù)量同比增長3%，公共事業(yè)級儲能系統(tǒng)價格同比上升19%。

數(shù)據(jù)中心配儲成為關鍵增量邏輯。亞利桑那州并網(wǎng)量領跑全美，與其數(shù)據(jù)中心集群擴張節(jié)奏高度相關。AIDC配儲被歸納為表后工商儲，表前大儲統(tǒng)計口徑未能完全捕捉實際增量。從項目儲備看，亞利桑那州、俄勒岡州、猶他州等數(shù)據(jù)中心用電占比較高的西部州儲能申請項目排名靠前，后續(xù)伴隨AIDC項目集中投產(chǎn)，配儲需求有望向表前大儲傳導。

澳洲市場機制成熟，一季度國家電力市場儲能凈收入9690萬美元，是上年同期的兩倍多，能源套利收入同比增長142%。瞬時可再生能源滲透率達76.7%，可再生能源潛力創(chuàng)下92.2%的新高。聯(lián)邦政府"更便宜家用電池"補貼計劃總預算提升至72億澳元，2026年1-4月戶儲裝機超6.18GWh，4月出現(xiàn)搶裝潮。

離網(wǎng)AIDC配儲項目落地打開想象空間。2026年7月初，Energy North官宣澳洲北領地1GW數(shù)據(jù)中心配3GW光伏+16GWh儲能+約1GW燃機項目，澳洲北部天然適配孤網(wǎng)型AIDC配儲。截至4月澳洲大儲累計裝機7.17GW/18.20GWh，規(guī)劃建設量17.93GW/61.72GWh，總儲備量達144.93GW/306.72GWh。

中東與非洲：光儲平價與剛性需求共振

2026年中東北非地區(qū)僅特大型儲能項目預計交付33.8-42.2GWh，光儲平價帶動項目密集落地。中東大力發(fā)展長時儲能應對可再生能源間歇性問題，中國企業(yè)有望持續(xù)受益。

非洲儲能裝機進入GWh時代，2024年裝機1.64GWh，同比增長逾九倍。全球變暖導致傳統(tǒng)水力發(fā)電受限，電力中斷事件頻發(fā)，儲能成為有效解決方案。疊加全球降息周期，光儲項目IRR優(yōu)勢凸顯，2024年非洲鋰電池儲能系統(tǒng)均價同比下降20%，增長動能強勁。

智利監(jiān)管框架持續(xù)演進，明確BESS市場角色與盈利模式，允許獨立儲能參與容量市場。截至2025年初已擁有999MW在運儲能容量，計劃到2026年1月實現(xiàn)2GW裝機目標。巴西風光合計貢獻約23.7%發(fā)電量，棄風棄光問題日益嚴重，2025年11月發(fā)布法律將儲能納入電力部門改革框架，計劃2026年4月舉行首個大型BESS招標，目標規(guī)模約2GW。

供給端：價格趨穩(wěn)與出貨高增

2026年5月2/4小時儲能系統(tǒng)平均報價0.65/0.52元/Wh，環(huán)比基本持平；2/4小時儲能EPC平均報價為1.035/1.018元/Wh。碳酸鋰等原材料價格在15-20萬元/噸區(qū)間波動，受益于獨立儲能需求增長，優(yōu)質(zhì)儲能電芯供不應求，280Ah/314Ah儲能鐵鋰電芯均實現(xiàn)提價。

2026年上半年全球儲能電芯出貨規(guī)模490GWh，同比增長90%，行業(yè)集中度維持高位，CR10約85%。全球儲能系統(tǒng)出貨總量270GWh，中國企業(yè)出貨全球領先。