중국 에너지 저장 리튬 밧데리 1분기 출하량 215GWh
전문가 해설
2026년 봄, 중국 에너지 저장 산업은 "비수기에도 불구하고" 활황세를 보이며 산업 체인의 상하류 주가 상승을 이끌었습니다. 1분기 중국 에너지 저장 리튬 배터리 출하량은 215GWh에 달했으며, 전년 동기 대비 139% 증가했습니다. 주요 기업의 주문은 2027년 2분기까지 이어졌습니다. 주류 리튬인산철 배터리 셀 가격은 2025년 말 0.26~0.31위안/Wh에서 0.36~0.39위안/Wh로 상승했으며 일부 제조업체는 0.4위안/Wh를 돌파하여 25%~35% 상승했습니다.
수요와 공급의 긴장은 가격 상승과 생산 확대의 물결을 초래했습니다. 지난 2년 동안 리튬 배터리 산업은 생산 과잉과 재고 감소를 겪은 후, 낙후된 생산 능력이 해소되고 산업 집중도가 향상되었으며, 수요와 공급의 관계가 역전되었습니다. 블룸버그 신에너지 재경에 따르면, 2026년에는 전 세계 고정형 에너지 저장 규모가 33% 증가할 것으로 예상되며, 유럽, 중동 및 아프리카 지역 및 라틴 아메리카가 주요 성장 엔진이 될 것입니다.
국내 에너지 저장 시장이 '강제 비축' 정책에 의존하던 것에서 시장 수요 주도로 전환되고 있습니다. 전력 시장화 개혁이 심화된 후, 내몽골 등 지역은 용량 보상 메커니즘을 기반으로 에너지 저장 프로젝트의 수익률을 높였으며, 중국의 여러 성은 유사한 메커니즘을 마련하여 에너지 저장 프로젝트의 수입을 보장하고 있습니다. 2025년 말까지 각 성급 전력 현물 시장은 공식 또는 시범 운영 단계에 들어섰으며, 앞으로 태양광 침투율이 높아지고 현물 시장 가격 변동이 심화됨에 따라 에너지 저장의 상업 수입 증가를 현저히 촉진할 것입니다.
수요와 공급의 긴장은 가격 상승과 생산 확대의 물결을 초래했습니다. 지난 2년 동안 리튬 배터리 산업은 생산 과잉과 재고 감소를 겪은 후, 낙후된 생산 능력이 해소되고 산업 집중도가 향상되었으며, 수요와 공급의 관계가 역전되었습니다. 블룸버그 신에너지 재경에 따르면, 2026년에는 전 세계 고정형 에너지 저장 규모가 33% 증가할 것으로 예상되며, 유럽, 중동 및 아프리카 지역 및 라틴 아메리카가 주요 성장 엔진이 될 것입니다.
국내 에너지 저장 시장이 '강제 비축' 정책에 의존하던 것에서 시장 수요 주도로 전환되고 있습니다. 전력 시장화 개혁이 심화된 후, 내몽골 등 지역은 용량 보상 메커니즘을 기반으로 에너지 저장 프로젝트의 수익률을 높였으며, 중국의 여러 성은 유사한 메커니즘을 마련하여 에너지 저장 프로젝트의 수입을 보장하고 있습니다. 2025년 말까지 각 성급 전력 현물 시장은 공식 또는 시범 운영 단계에 들어섰으며, 앞으로 태양광 침투율이 높아지고 현물 시장 가격 변동이 심화됨에 따라 에너지 저장의 상업 수입 증가를 현저히 촉진할 것입니다.
💡 "돈만 있어도 물건을 살 수 없다"는 것은 현재 중국 에너지 저장 산업의 수급 관계가 긴박하다는 것을 의미합니다. 충분한 자금에도 불구하고 시장에서 양질의 제품 공급이 부족합니다. 이로 인해 리튬 배터리 출하량이 급증하고 가격이 상승하여 관련 기업의 실적과 주가가 동시에 상승했습니다.
21世纪经济报道记者 林典驰 深圳报道
2026年的春天，对于储能行业而言，没有丝毫“淡季”的迹象。
反而是，呈现出一种“淡季不淡”的火热行情。这股热潮迅速传导至资本市场，带动产业链上下游股价水涨船高。
“一芯难求、订单排至2026年底。”这不仅是产业链上下游的高频词汇，更是当前市场真实写照。从上游锂矿的供应趋紧到中游电芯的满产，再到下游系统的涨价，一场由供需错配引发的涨价与扩产双轮浪潮，正推动着整个锂电板块的价值重估。
今年一季度，储能市场呈现出罕见的火爆行情。GGII数据显示，2026年第一季度，中国储能锂电池出货量高达215GWh，同比增长139%。头部企业的产线几乎全部满负荷运转，订单普遍已排产至2026年底甚至2027年第二季度。
这种供需紧张直接体现在了价格上。主流314Ah磷酸铁锂电芯价格已从2025年底的0.26~0.31元/Wh，攀升至0.36～0.39元/Wh，部分头部厂家报价甚至突破0.4元/Wh，涨幅区间达25%~35%。
“现在是有钱买不到货。”深圳一家中腰部户用储能企业相关负责人坦言，由于头部和二线电芯厂的产能已被大客户锁定，公司不得不转向小厂寻求补货。
这一轮行情的启动，并非是单纯的市场炒作，而是产业链基本面变化的结果。
过去两年，锂电行业经历了残酷的产能过剩和去库存，碳酸锂价格一度跌至6万元/吨的历史低位，全行业多数陷入亏损。
如今，随着落后产能出清，行业集中度大幅提升，供需关系已发生根本性逆转。
储能由政策驱动转向市场驱动
驱动本轮储能大周期的核心，是国内外市场需求的逻辑发生了根本性转变。
彭博新能源财经统计显示，2026年，全球固定式储能（不含抽水蓄能）的年部署规模预计将增长33%（按GW计）。其中，欧洲、中东和非洲地区以及拉丁美洲成为主要增长引擎。
“在租赁协议增加的支持下，英国大型储能储备项目不断增长，推动该国年新增装机在2026年增长一倍。”彭博新能源财经电池技术及供应链研究员史家琰在接受21世纪经济报道记者采访时表示，受户用储能需求强劲及类似合同结构开始推动大型项目装机的带动，德国保持稳定增长。撒哈拉以南非洲的多个国家也将为EMEA 地区的增长做出贡献。
在拉丁美洲，智利引领增长，其年度新增装机将在2026年增长逾一倍。大量已开工建设或融资到位的储备项目，其中多数配建光伏资产将成为增长引擎。巴西推迟至 2026 年举行的储能竞价也应维持该地区的增长势头。
曾几何时，国内储能市场高度依赖“强制配储”政策，项目自身回报率低，开发商缺乏为储能支付溢价的动力。
阳光电源（300274.SZ）在近期的投资者调研中便坦言，2025年公司国内储能发货量从9GWh下滑至7GWh，主要原因就是国内项目毛利率仅为个位数，储能是亏损的，公司主动放弃了部分订单。
但这一局面在2026年迎来了转机。随着电力市场化改革的深入，储能的价值开始被真正兑现。
以内蒙古为代表的地区，依托容量补偿机制，储能项目获得了更高、更稳定的回报。目前，中国许多省份正在制定类似的机制，为储能项目收入提供“最低保障”，极大地提升了项目的投资吸引力。
另一方面，电力现货市场也为储能提供了更多的可能性。截至2025年底，各省级电力现货市场已进入正式或试运行阶段，储能以“报量报价”或“报量不报价”两种方式参与交易。
史家琰分析，随着风光渗透率提高，现货市场的价格波动预计将加剧，这将自2026年起显著推动储能的商业收入增长。在此之前，许多省级现货市场对电价设有上限和下限，这限制了商业储能收入。未来这些限制可能会放宽。除传统的削峰和调频服务外，备用和爬坡等新产品可能给储能创造新的机会。
市场逻辑的转变直接反映在数据上。东吴电新指出，得益于项目经济性的改善，国内中等收益储能项目对碳酸锂价格的接受度已提升至18万元/吨。2026年1-3月，国内储能招标量同比激增92%，市场需求被彻底点燃。
供需错配下的“一芯难求”
在锂电储能产业链中，中游的电芯环节拥有最强的话语权。今年一季度，一场由多重因素叠加引发的涨价潮，让电芯成为最炙手可热的资源。
统计数据显示，2月末，磷酸铁锂电芯均价环比上涨4%~6%。储能用磷酸铁锂电芯价格较2025年1月涨21%。
本轮涨价并非单一因素所致。虽然碳酸锂价格在今年第二季度于15～16万元/吨区间徘徊，但铜价已攀升至9万元/吨的历史新高。更重要的是，六氟磷酸锂等关键材料的价格也在上涨，共同推高了电芯的生产成本。
此外，政策因素带来的效应也一定程度影响了电芯价格。中国计划自2026年4月起，将电池产品的增值税出口退税率由9%下调至6%，并于2027年起完全取消电池产品增值税出口退税。这一政策促使海外买家赶在税率下调前集中下单，引发了“抢出口”效应，加剧了国内市场的供应压力。
更深层次的原因在于供需的结构性错配。当前，行业正经历一场技术迭代，从主流的314Ah电芯向500Ah+等更大容量的下一代产品转型。
然而，新产线的建设周期普遍需要12～18个月。这意味着，在2026年上半年，行业正处于新旧产线切换的“真空期”：市场需求仍集中在老型号电芯上，而新增产能却集中在尚未完全释放的新型号上。这种“需求在旧、供给在新”的错配，直接导致了老型号电芯的供应极度紧张。
储能电池电芯的价格涨幅大于动力电池，反映了其独特的结构性和技术性因素，电芯价格上涨迅速向下游储能集成商传导。
面对成本压力，头部储能系统集成商如海博思创、阳光电源等，凭借与核心电芯供应商签订的长期合作协议和规模采购优势，能够锁定相对有竞争力的价格，从而在市场上保持优势。另一些企业则采用与大宗商品价格联动的月度采购机制，以规避成本波动风险。
然而，价格的持续上涨也为市场埋下了一丝隐忧。阳光电源在调研中表示，2026年预计全球市场增速30-50%，原材料涨价已导致部分项目进入观望阶段，市场需求虽然仍在，但可能会顺延。公司会根据市场增长上限努力，2026年阳光电源储能出货总目标希望能超过60GWh。
理性扩产潮起
面对需求爆发与价格回升，储能企业的扩产热情被彻底点燃。但与上一轮“跑马圈地”式的盲目扩产不同，本轮扩产潮更具备理性与结构性特征。
经过几年的激烈竞争与行业洗牌，中小厂商已逐步出清，一线和二线厂商的盈利能力得到显著修复。以亿纬锂能（300014.SZ）为例，其2026年第一季度归母净利润预计同比增长25%至35%。瑞浦兰钧（00666.HK）也在2025年成功扭亏为盈，全年实现净利润6.81亿元。
盈利能力的恢复，给了企业大规模投资的底气。亿纬锂能在11天内接连宣布四大扩产项目，合计投资额高达230亿元，新增产能230GWh，创下公司历史之最。宁德时代（300750.SZ）也与宁德市政府签署战略协议，总投资超600亿元，规划产能200GWh，并加速其欧洲匈牙利工厂和印尼工厂的量产进程。
本轮扩产最微妙的变化在于其结构性，企业并非简单地复制现有产能，而是有意识地进行技术升级。
记者了解到的情况显示，各大厂商普遍在收缩314Ah等老型号电芯的产能，转而全力投入500Ah+等大容量储能电芯的新产线建设。这一战略选择，一方面是为了迎合未来市场对长时储能的需求，另一方面也是为了通过技术领先构建竞争壁垒。
然而，这种前瞻性的布局在短期内也加剧了供需矛盾。正如前文所述，新产线从建设到满产需要时间，这导致当前市场上出现了“需求在老、供给在新”的错配局面，进一步推高了现有电芯的价格。
在“反内卷”的政策引导下，电池制造商开始转向更理性的定价和利润率管理。这种转变，支撑了价格的上涨，也让整个行业逐步走出了“亏损泥沼”，进入了健康发展的良性循环。
展望未来，彭博新能源财经预计，在强劲需求和高昂原材料成本的支撑下，中国电池价格至少在2026年上半年将维持高位。一旦金属价格回落、需求增长放缓以及提前抢购的订单减少，电池价格压力预计将会缓解。
但对于已经驶入快车道的储能行业而言，一个由真实价值驱动的大周期，才刚刚拉开序幕。
2026年的春天，对于储能行业而言，没有丝毫“淡季”的迹象。
反而是，呈现出一种“淡季不淡”的火热行情。这股热潮迅速传导至资本市场，带动产业链上下游股价水涨船高。
“一芯难求、订单排至2026年底。”这不仅是产业链上下游的高频词汇，更是当前市场真实写照。从上游锂矿的供应趋紧到中游电芯的满产，再到下游系统的涨价，一场由供需错配引发的涨价与扩产双轮浪潮，正推动着整个锂电板块的价值重估。
今年一季度，储能市场呈现出罕见的火爆行情。GGII数据显示，2026年第一季度，中国储能锂电池出货量高达215GWh，同比增长139%。头部企业的产线几乎全部满负荷运转，订单普遍已排产至2026年底甚至2027年第二季度。
这种供需紧张直接体现在了价格上。主流314Ah磷酸铁锂电芯价格已从2025年底的0.26~0.31元/Wh，攀升至0.36～0.39元/Wh，部分头部厂家报价甚至突破0.4元/Wh，涨幅区间达25%~35%。
“现在是有钱买不到货。”深圳一家中腰部户用储能企业相关负责人坦言，由于头部和二线电芯厂的产能已被大客户锁定，公司不得不转向小厂寻求补货。
这一轮行情的启动，并非是单纯的市场炒作，而是产业链基本面变化的结果。
过去两年，锂电行业经历了残酷的产能过剩和去库存，碳酸锂价格一度跌至6万元/吨的历史低位，全行业多数陷入亏损。
如今，随着落后产能出清，行业集中度大幅提升，供需关系已发生根本性逆转。
储能由政策驱动转向市场驱动
驱动本轮储能大周期的核心，是国内外市场需求的逻辑发生了根本性转变。
彭博新能源财经统计显示，2026年，全球固定式储能（不含抽水蓄能）的年部署规模预计将增长33%（按GW计）。其中，欧洲、中东和非洲地区以及拉丁美洲成为主要增长引擎。
“在租赁协议增加的支持下，英国大型储能储备项目不断增长，推动该国年新增装机在2026年增长一倍。”彭博新能源财经电池技术及供应链研究员史家琰在接受21世纪经济报道记者采访时表示，受户用储能需求强劲及类似合同结构开始推动大型项目装机的带动，德国保持稳定增长。撒哈拉以南非洲的多个国家也将为EMEA 地区的增长做出贡献。
在拉丁美洲，智利引领增长，其年度新增装机将在2026年增长逾一倍。大量已开工建设或融资到位的储备项目，其中多数配建光伏资产将成为增长引擎。巴西推迟至 2026 年举行的储能竞价也应维持该地区的增长势头。
曾几何时，国内储能市场高度依赖“强制配储”政策，项目自身回报率低，开发商缺乏为储能支付溢价的动力。
阳光电源（300274.SZ）在近期的投资者调研中便坦言，2025年公司国内储能发货量从9GWh下滑至7GWh，主要原因就是国内项目毛利率仅为个位数，储能是亏损的，公司主动放弃了部分订单。
但这一局面在2026年迎来了转机。随着电力市场化改革的深入，储能的价值开始被真正兑现。
以内蒙古为代表的地区，依托容量补偿机制，储能项目获得了更高、更稳定的回报。目前，中国许多省份正在制定类似的机制，为储能项目收入提供“最低保障”，极大地提升了项目的投资吸引力。
另一方面，电力现货市场也为储能提供了更多的可能性。截至2025年底，各省级电力现货市场已进入正式或试运行阶段，储能以“报量报价”或“报量不报价”两种方式参与交易。
史家琰分析，随着风光渗透率提高，现货市场的价格波动预计将加剧，这将自2026年起显著推动储能的商业收入增长。在此之前，许多省级现货市场对电价设有上限和下限，这限制了商业储能收入。未来这些限制可能会放宽。除传统的削峰和调频服务外，备用和爬坡等新产品可能给储能创造新的机会。
市场逻辑的转变直接反映在数据上。东吴电新指出，得益于项目经济性的改善，国内中等收益储能项目对碳酸锂价格的接受度已提升至18万元/吨。2026年1-3月，国内储能招标量同比激增92%，市场需求被彻底点燃。
供需错配下的“一芯难求”
在锂电储能产业链中，中游的电芯环节拥有最强的话语权。今年一季度，一场由多重因素叠加引发的涨价潮，让电芯成为最炙手可热的资源。
统计数据显示，2月末，磷酸铁锂电芯均价环比上涨4%~6%。储能用磷酸铁锂电芯价格较2025年1月涨21%。
本轮涨价并非单一因素所致。虽然碳酸锂价格在今年第二季度于15～16万元/吨区间徘徊，但铜价已攀升至9万元/吨的历史新高。更重要的是，六氟磷酸锂等关键材料的价格也在上涨，共同推高了电芯的生产成本。
此外，政策因素带来的效应也一定程度影响了电芯价格。中国计划自2026年4月起，将电池产品的增值税出口退税率由9%下调至6%，并于2027年起完全取消电池产品增值税出口退税。这一政策促使海外买家赶在税率下调前集中下单，引发了“抢出口”效应，加剧了国内市场的供应压力。
更深层次的原因在于供需的结构性错配。当前，行业正经历一场技术迭代，从主流的314Ah电芯向500Ah+等更大容量的下一代产品转型。
然而，新产线的建设周期普遍需要12～18个月。这意味着，在2026年上半年，行业正处于新旧产线切换的“真空期”：市场需求仍集中在老型号电芯上，而新增产能却集中在尚未完全释放的新型号上。这种“需求在旧、供给在新”的错配，直接导致了老型号电芯的供应极度紧张。
储能电池电芯的价格涨幅大于动力电池，反映了其独特的结构性和技术性因素，电芯价格上涨迅速向下游储能集成商传导。
面对成本压力，头部储能系统集成商如海博思创、阳光电源等，凭借与核心电芯供应商签订的长期合作协议和规模采购优势，能够锁定相对有竞争力的价格，从而在市场上保持优势。另一些企业则采用与大宗商品价格联动的月度采购机制，以规避成本波动风险。
然而，价格的持续上涨也为市场埋下了一丝隐忧。阳光电源在调研中表示，2026年预计全球市场增速30-50%，原材料涨价已导致部分项目进入观望阶段，市场需求虽然仍在，但可能会顺延。公司会根据市场增长上限努力，2026年阳光电源储能出货总目标希望能超过60GWh。
理性扩产潮起
面对需求爆发与价格回升，储能企业的扩产热情被彻底点燃。但与上一轮“跑马圈地”式的盲目扩产不同，本轮扩产潮更具备理性与结构性特征。
经过几年的激烈竞争与行业洗牌，中小厂商已逐步出清，一线和二线厂商的盈利能力得到显著修复。以亿纬锂能（300014.SZ）为例，其2026年第一季度归母净利润预计同比增长25%至35%。瑞浦兰钧（00666.HK）也在2025年成功扭亏为盈，全年实现净利润6.81亿元。
盈利能力的恢复，给了企业大规模投资的底气。亿纬锂能在11天内接连宣布四大扩产项目，合计投资额高达230亿元，新增产能230GWh，创下公司历史之最。宁德时代（300750.SZ）也与宁德市政府签署战略协议，总投资超600亿元，规划产能200GWh，并加速其欧洲匈牙利工厂和印尼工厂的量产进程。
本轮扩产最微妙的变化在于其结构性，企业并非简单地复制现有产能，而是有意识地进行技术升级。
记者了解到的情况显示，各大厂商普遍在收缩314Ah等老型号电芯的产能，转而全力投入500Ah+等大容量储能电芯的新产线建设。这一战略选择，一方面是为了迎合未来市场对长时储能的需求，另一方面也是为了通过技术领先构建竞争壁垒。
然而，这种前瞻性的布局在短期内也加剧了供需矛盾。正如前文所述，新产线从建设到满产需要时间，这导致当前市场上出现了“需求在老、供给在新”的错配局面，进一步推高了现有电芯的价格。
在“反内卷”的政策引导下，电池制造商开始转向更理性的定价和利润率管理。这种转变，支撑了价格的上涨，也让整个行业逐步走出了“亏损泥沼”，进入了健康发展的良性循环。
展望未来，彭博新能源财经预计，在强劲需求和高昂原材料成本的支撑下，中国电池价格至少在2026年上半年将维持高位。一旦金属价格回落、需求增长放缓以及提前抢购的订单减少，电池价格压力预计将会缓解。
但对于已经驶入快车道的储能行业而言，一个由真实价值驱动的大周期，才刚刚拉开序幕。