高工储能：独立储能行至关键节点，装机增速骤降背后是断崖抑或转折？

来源：高工储能

上游电芯厂商接单饱满，下游电站并网步伐却明显放缓——独立储能正面临前所未有的结构性分化态势。

国家能源局披露的数据显示，截至2026年6月底，全国新型储能累计装机规模达153GW/396GWh，上半年新增17GW/45GWh，较2025年同期分别缩减4GW和9GWh，功率与容量同比降幅分别达19.6%和16.7%。这是新型储能爆发式增长三年来，半年度装机量首次出现负增长。而此前三年，行业年度装机增速分别为260%、131%和84%。

高工储能判断，受2025年四季度“历史级抢装”需求提前释放的影响，2026年下半年新增装机量同比下滑的态势恐将延续。

一个令人费解的悖论是：上半年全球储能电池出货量同比猛增85%，国内电池出口份额首次超越内销。电池在国际市场热销，国内电站装机缘何骤然减速？

有业内人士透露，备案项目数量庞大，但真正落地的仅占三至四成。大量独立储能电站的项目资本金收益率只有3%至4%，超过半数项目可能处于亏损状态。下半年，电芯与PCS价格全面走高，设备成本再度抬升，独立储能真的走到悬崖边了吗？

收益难以覆盖投入，才是下滑的根本原因

针对增速回落，业内主要存在两种解读：

其一为基数效应——基数扩大后，增速自然放缓。2023至2025年，新增装机分别为48.79GWh、101.13GWh、183GWh，增量逐年递增，增速则逐年递减，符合产业从导入期迈入成长期的普遍规律。

其二为抢装透支——136号文明确，2025年6月1日前并网的存量项目可享受差价结算，此后并网的增量项目则须完全依靠市场竞争定价。政策窗口期催生了2025年上半年抢装潮以及四季度“史诗级”并网高峰，直接透支了2026年上半年的项目空间。

但这两种解释均无法回答一个关键问题：独立储能为何备案多、落地少？星辰新能董事长柳娜在2026高工储能产业峰会上透露，目前备案项目实际落地比例仅为30%至40%。

更本质的原因隐藏在收益模型中。天炜新能联合创始人徐晓栋指出，在部分优势地区，项目资本金收益率能达到8%以上。然而大量中小运营商缺乏专业的电力交易与精细化运营能力，在现货市场博弈中明显处于下风。业内反馈显示，全国28个现货连续运行省区中，仅有少数省份可实现8%左右的正常收益率，多数电站实际收益率仅3%至4%，过半项目可能处于亏损状态。

136号文启动市场化改革后，容量租赁收入大幅萎缩，“稳定收益”退出后，收益曲线中枢下移且尾部拉长，原本勉强达线的项目被推入亏损区间。

并网仅是入场券，调用才是真正的分水岭

独立储能的收益体系由三块构成：容量电价提供基础性收入，现货市场价差与辅助服务贡献弹性收入。但容量电价按顶峰能力折算，未必能全额拿到；波动性收入则完全取决于电站性能与运营水平。

容量电价目前仅占项目总投资的20%左右，余下80%需要依靠市场化收益补齐，独立储能的“命运”基本由市场主导。易储数智能源总裁刘锐表示，公司更倾向于布局现货市场成熟的省份，如山东、山西、宁夏、甘肃、广东等。

市场化收益不仅受政策与运营能力影响，还取决于项目所处的电网节点。随着优质节点逐渐稀缺，竞争焦点正向“节点权”和“调用权”转移——落在调节需求不足区域的电站，即便成功建成，也可能长期处于低调用状态，充放电机会有限，收益自然无从落地。

另一项被广泛低估的成本是系统运行费。根据114号文要求，独立储能须按全部充电电量缴纳系统运行费，该费用不随放电量退回。2026年各省系统运行费均值已攀升至近0.08元/kWh，较2025年上涨逾60%，黑龙江、江苏、广东等超11个省份已超过0.1元/kWh。预计到2030年，该项费用均值将在2025年基础上上涨120%至150%。

徐晓栋表示，独立储能正经历“阵痛期”，政策波动干扰投资节奏，金融租赁机构对市场的观望态度也削弱了资金支持力度。

三重压力叠加：涨价、缺货与时间赛跑

成本端的变化同样不容忽视。过去两年，独立储能投资依赖电芯价格走低来“挤出”收益率，但这一逻辑在今年已然失效——碳酸锂、铜、铝等原材料价格全面上涨，储能电芯由2025年一季度的0.28元/Wh升至2026年一季度的0.34元/Wh，系统均价上涨约0.1元/Wh，地方接入、融资贷款等非设备成本也在同步增加。

7月以来，从电芯、材料到PCS、系统集成，多家企业接连发布调价通知，涨价正沿着全产业链扩散。上游材料端仍在持续释放涨价信号。

柳娜指出，融资不畅拖延工期、电芯缺货影响交付，两者相互叠加，大量项目年内可能无法并网；若拖到明年政策补贴再退坡，项目甚至可能直接烂尾。

产业链“温差”显现，海外市场形成分流

当前行业存在明显的“温差”：上游电池厂持续扩产、涨价、缺货，高调昭示行业热度；下游独立储能投资运营端却鲜有人宣称“收益可观、需求旺盛”。

数据还呈现另一面：上半年中国储能电池出货量同比增长49%，而北美增长83%，欧洲增长74%，中东、澳大利亚等地增长119%。中国出货占全球比重由去年同期的50.5%降至43.9%，海外市场占比首次超越国内，达到56%。

7月装机有所回暖，收益困局却未打破

第三方统计显示，2026年7月国内新增新型储能装机4.90GW/15.77GWh，同比增长46%/75%，月度新增能量规模创历年7月新高。虽然统计口径较官方偏大，但趋势信号已经明确——独立储能正在回升。

然而装机回暖不等于收益改善。如果盈利面得不到实质修复，更多项目投运只会把更多资产送入亏损名单。至于下半年是否会再现抢装潮，高工储能认为，除非强力政策出台，否则难以重演2025年式的全面抢装。即便年底出现并网高峰，也更可能呈现“结构性”特征——收益模型通畅的项目集中投运，算不过账的地区继续停滞甚至烂尾。

未来一两年，行业或将见证一批项目烂尾、一批投资人离场、一批缺乏运营能力的主体被淘汰。市场化阵痛的背后，是储能调节价值被正确定价的长期可能。

因此，回到原点——独立储能所处的位置，既是悬崖边缘，也是弯道入口。

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