在由上海有色网信息科技股份有限公司（SMM）、山东爱思信息科技有限公司主办的2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-全球供应链与市场洞察论坛上，SMM储能分析师 李亦沙围绕“全球储能新图景：场景变化、技术迭代与地缘博弈下的机遇与困局”的话题展开分享。她表示，SMM预计，全球储能市场的主要增长区域仍将集中于三大地区：中国、美国和欧洲；受2030愿景影响，中东、澳大利亚和东南亚等新兴地区释放出大储型储能的巨大需求量，SMM预计，2026年到2030年，全球储能电芯出货量将逐年攀升，2030年其出货量有望达到2200GWh左右。
需求结构重构
——大储基本盘稳固，用户侧需求加快分化
储能终端分场景解析：用户侧储能正在分化：户储向“大容量”迁移，工商储向“多场景”迁移
用户侧储能占比持续提升，欧洲及澳大利亚户储显著向大容量段迁移工商储增长愈发依赖多元场景驱动，项目收益与政策环境仍影响分化。
中国大储需求保持韧性，但招标、交付与并网节奏出现阶段性背离
2026H1国内储能招标规模继续增长，中标规模同比明显提升，2h和4h储能系统中标价格中枢同步上移；但同期并网投运规模同比下降。订单端与装机端的背离表明，原材料价格变化、项目交付周期及并网节奏正在影响需求兑现时间，但尚未改变国内大储需求的整体基本盘。
产品体系演进
——电芯跨场景流动，大容量化与新路线并行
电芯跨场景流动加快：终端需求与既有产能开始共同定义产品规格
据SMM了解，电芯产能与单一应用场景之间的绑定程度正在下降。同型号或相近规格电芯可根据不同市场的相对收益与订单节奏进行产能再配置，同时，户储与工商储单机容量提升正在推动大储规格电芯向用户侧导入。制造端产线切换已不再是主要约束，跨场景认证、渠道导入与融资认可逐渐成为决定产品流动效率的关键因素。
钠电储能渗透仍处导入期：成本劣势尚存，差异化性能决定应用边界
当前钠电成本仍显著高于主流磷酸铁锂体系，尚不具备普遍性的成本优势；但其安全性、低温性能及资源体系差异，使其在部分储能应用中具备导入条件。未来渗透节奏仍取决于规模化降本、循环寿命提升以及系统端对能量密度差异的容忍度。
大电芯迭代：规格分散路线尚未收敛，规模效应无法兑现
2026年H1大电芯出货合计44GWh。系统侧6.25MWh与6.9MWh两套方案并行，电芯尺寸由系统排布倒推—— 规格未定推高产线专用性风险，叠加良率仍停留86%~90%，大电芯成本优势迟迟无法兑现。
价格机制重估
——成本、汇率与税制共同改变价格底部
全球电池舱进入“重新定价期”：成本、汇率与税制共同抬升价格底部
2025Q4至2026Q2，各主要海外市场的5MWh直流侧电池舱FOB中国价格均出现不同程度上移。价格变化由原材料成本上涨、人民币升值以及出口税制调整共同推动，但不同地区的竞争强度、认证要求与客户价格接受度存在差异，因此最终涨幅并不一致。未来电池舱价格走势将更多取决于成本变化能否向终端顺利传导，而非单一原材料价格方向。
原材料价格上涨的传导并非同步：电芯成本先行抬升，项目IRR取决于终端价格的实际传导程度
据SMM分析，碳酸锂、磷酸铁锂、电解液及铜等关键原材料价格变化会直接影响电芯制造成本，但从电芯厂到系统集成商再到业主端存在明显的传导时滞。不同合同联动方式和定价周期决定成本最终由电芯厂、集成商还是业主承担。项目IRR受到的影响因此不仅取决于原材料涨幅，更取决于系统价格能否同步调整以及成本压力在产业链中的实际分配方式。
人民币升值直接压缩美元计价出口盈利，低毛利市场的汇率敏感度显著更高
据SMM了解，在美元报价基本稳定的前提下，人民币升值将直接压缩出口毛利利，且区域影响存在差异:欧洲、澳洲影响最大，中东次之，日韩影响相对可控，国内及印度影响有限。
汇率风险并不止于报价端：订单周期、回款节奏与套保策略共同决定企业实际汇兑损益
储能海外项目从报价、签约、生产、发货到验收回款通常跨越多个结算周期，因此企业实际汇率风险并不等同于报价时点的人民币汇率变化。美元收入、美元采购、海外负债以及金融套保共同决定企业的净外汇敞口。随着人民币升值，企业之间在订单锁汇、账期管理和自然对冲能力上的差异，将进一步体现在财务端的汇兑损益与利润稳定性上。
出口退税退坡进一步改变海外交付成本：2027年的核心问题在于剩余税负如何在产业链中分配
当前6%出口退税水平已经计入2026年产品价格与利润结构，2027年退税进一步归零后，新增影响主要来自剩余6个百分点的税负变化。由于海外长单通常缺乏完整的税率联动机制，新增成本难以全部向业主转嫁，电芯厂、系统集成商与海外客户之间将重新分配成本压力。其实际影响将取决于订单签约时间、报关节点、合同调价条款以及企业海外本地化生产能力。
消费税重塑国内价格体系
税负变化将重新影响电芯—系统—业主之间的成本分配，价格传导能力决定实际盈利影响
利润格局重塑
——产业链利润重新分配，全球化能力成为变量
利润重新回到资源端：2024–2026H1储能产业链利润重构
2024年至2026H1，储能产业链利润分布发生明显变化。锂资源及磷酸铁锂环节受益于供需修复、价格回升和部分产能出清，盈利改善幅度相对领先；人造石墨、电解液等供给弹性较高的环节修复仍然有限。电芯与系统集成端虽然需求保持增长，但原材料成本传导滞后与终端竞争仍然限制利润改善，产业链利润正在重新向具备资源控制力和定价能力的环节集中。
出海模式演变：从终端电芯、集成到上游材料的全产业链协同
据SMM不完全统计，目前已经有包括宁德时代、国轩高科、贝特瑞、德方纳米、融通高科、容百科技、新宙邦等在内的多家产业链企业均有在海外的相关布局。
出海3.0=电芯领跑+集成跟随+材料补位。谁先完成全链条布局，谁就掌握全球储能定价权。
全球需求展望
全球储能中长期增长空间仍然明确，但区域结构、产品形态与利润获取方式将持续分化
全球储能市场的主要增长区域仍将集中于三大地区：中国、美国和欧洲；受2030愿景影响，中东、澳大利亚和东南亚等新兴地区释放出大储型储能的巨大需求量
SMM对2025年到2030年的全球储能出货量作出回顾与预测，预计2026年，全球储能出货量将达到980GWh左右，预计2026年到2030年，全球储能出货量将以22%的复合年均增长率增长。
全球储能市场回顾与展望
储能电芯出货预测
电芯出货≠当期有效集成系统供给，生产后需静置老化、容量分选，订单批次集单等待，运输耗时；
国内/外电芯制造从生产到运输需要1-1.5/2-4个月。
SMM预计，2026年到2030年，全球储能电芯出货量将逐年攀升，2030年其出货量有望达到2200GWh左右；
直流侧系统出货预测
国内/外系统制造从生产到运输需要1-1.5/2-3个月，而途中运输则需要花费3-6个月；
虽然系统的确收和电芯出货的数量上，存在时间维度上的差异，但集成系统出货是产业链中最能反映实际需求的环节；而其发货目的地= 项目实际所在区域也意味着其可以被细化成为区域的项目出货。
SMM预计，直流侧系统出货量也将逐年攀升，预计2030年有望增长至1800GWh左右。
储能系统装机预测
国内/外系统从运输到交付需要2.5-5/4-6个月，包括从系统运输到正式并网，需经设备安装、系统检测、并网评审与调度联调等环节
但装机数据一般公开是存在滞后性/非公开性的，且储能项目的并网节奏受电网调度、当地政策影响极大，无法作为真实反映需求的核心数据。
SMM预计，2026年全球储能系统装机量将在480GWh左右，预计2030年这一数据将增长至1300GWh左右。
