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　　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。