财联社8月16日讯（记者汪斌）日前，第十六届中国世界 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。

　　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。

　　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，储能电芯费用 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%
。费用 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 。同期代理购电费用 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。现货费用 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 。随着发改费用 〔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 ”。

　　费用 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 。

　　上一轮费用 战的影响尚未完全消退
。过去三年 ，280Ah储能电芯费用 一度跌破0.3元/Wh
，储能系统费用 跌破0.4元/Wh；碳酸锂费用 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。原料费用 大幅波动增加了企业的成本管理难度 。

　　除费用 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，近来 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
，费用 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 。

（文章来源：财联社）