【摘要】

2026年7月23日《可再生能源发展“十五五”规划》首次设立风光置信出力硬性指标，标志着储能行业的需求逻辑从政策摊派的成本项切换为电网稳定的刚需资产。

上半年储能装机数据因去年531抢装高基数出现同比下滑，但前瞻指标（招标+184.77%、中标+41%）指向下半年加速并网是大概率事件。当前市场对2026年装机增速存在分歧，核心变量在于置信出力政策的省级落地节奏。

我们认为，置信出力作为五年慢变量而非一次性脉冲，将系统性提升储能的需求确定性和估值中枢，行业从“制造业出货量增速定价”向“基础设施经常性收入定价”的迁移正在发生。

事件：7月25日，据CESA储能应用分会数据库不完全统计，2026年上半年国内新型储能新增并网项目合计装机总规模为25.18GW/64.50GWh，同比增长14.17%（功率）/17.16%（容量）。而CNESA中关村储能产业技术联盟的口径为21.64GW/58.20GWh，功率与能量规模同比降幅均超过15%。两个数据的差异主要源于统计范围——CESA口径包含部分已招标并部分并网的项目，CNESA则更严格地只计完全并网项目。

两组数据口径有偏差，主要是因为行业自去年上半年“531”政策节点前的抢装潮大幅抬高了基数，导致今年数据同比失真。但我们关注绝对规模——58到64.5GWh的半年新增量，放在历史上仍然是高速增长水平，只是增速从三位数回落到了两位数。

• 结构性变化值得关注
• 西北地区以26.56GWh占全国总量41.2%，持续巩固第一极地位，但这已经不是西北独大的格局了——新疆、河北、内蒙古均突破9GWh中标量，甘肃、山西、山东、陕西、广东均超GWh级，华北、华东、华南都在形成稳定增量；
• 独立储能项目以68.0%的容量占比保持绝对主导；
• 储能时长方面，4小时及以上长时储能装机6.86GW/28.3GWh，容量占比达到43.9%，行业已经从2小时标配向4小时迁移，长时储能不再是概念而是主流；
• 构网型储能技术也在加速落地，上半年31个项目采用构网型技术、新增近9GWh，覆盖独立储能、新能源配储、微电网等多场景。
• 前瞻指标给出的信号更加积极

CESA追踪到2026年1-6月共1660个新型储能新增招标项目，合计141.19GW/517.58GWh，容量规模同比增长184.77%。长江证券披露的中标口径为248GWh、同比增长41%。历史上中标到装机的兑现度在40%以上。这两组前瞻数据意味着——下半年的装机不是能不能完成的问题，而是建设周期约束下能并多少的问题。

国内储能装机具有极端的季节性特征，四季度是传统旺季。2023年Q4装机占全年40%，2024年55%，2025年57%，且占比逐年走高。用58GWh作为上半年基准，如果Q4延续55%的全年占比，仅Q4一个季度就能贡献138GWh以上，加上Q3的50-55GWh，下半年合计190GWh以上，全年250GWh的保守预期路径是清晰的。

我国新型储能装机节奏来看，Q4通常是旺季

行业顶层政策出台

7月23日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《可再生能源发展“十五五”规划》提出，“十五五”时期，我国可再生能源将进入扩量提质、可靠替代的新发展阶段。

• 《规划》首次把“置信出力”从技术讨论变成了政策考核指标。

置信出力，简单说就是在迎峰度夏、迎峰度冬的晚高峰这种保供关键时段，以95%的统计置信水平，风光电站（含源侧配储）能稳定输出的功率占装机容量的比值。规划要求2030年全国风光平均置信出力达到8%，其中风电11%、光伏6%；新建集中式风光电站原则上不低于10%，鼓励超20%。同步设定迎峰度夏度冬晚高峰风光电量占比达到20%以上，比现状提高约10个百分点。

这个指标的杀伤力在于，当前未配储的风光电站置信出力极低——风电约7%、光伏仅约1%。要分别提升至11%和6%，风电需要补4个百分点，光伏需要补5个百分点。券商测算对应的配储配置为风电装机容量乘以16%再乘2小时、光伏装机容量乘以12.5%再乘4小时。以2030年风光装机28亿千瓦为基数，源侧配储需求约1200GWh，叠加独立储能约1000GWh，减去2025年底存量约400至500GWh，十五五期间需新增约1700至2100GWh，年均300至400GWh。

更关键的是，规划同期还提出了新型储能装机力争3亿千瓦（300GW）的容量目标。用能量等于功率乘以时长反推，如果2030年平均储能时长从当前的2.3至2.5小时提升至2.5至4小时，300GW对应750至1200GWh——但这只是独立储能口径，还没算源侧配储中可能被归入风光电站资产的部分。能量口径比功率口径更全面，也更能反映真实需求。

置信出力的本质是把储能从成本包袱变成价值资产。

• 省级跟进：政策基建已搭大半

置信出力是国家级目标，省级尚未出分解方案。但置信出力不是一个从零开始的概念——它底层依赖的政策基建，各省过去半年到一年已经在搭建了。主要体现在三条线上。

• 第一条线是容量电价

截至7月已有13个省份建立了独立储能容量补偿机制。甘肃330元/千瓦·年、辽宁超370元、河北100元、陕西165元、青海185元。各省标准差异很大，本质上反映的是电力结构和保供压力的不同——西北调峰需求强烈、定价高，华北电网支撑扎实、定价保守。

关键细节在定价公式里：辽宁按放电功率时长除以近三年最大净负荷高峰持续时长来核定，2小时储能只能拿33%的容量补偿、4小时拿67%、6小时以上拿满。

• 第二条线是配储要求从行政强制转向经济倒逼

2025年2月136号文取消了强制配储，但取消强制不等于不需要配。广东要求2025年后风光项目按不低于10%/2h配储。湖北要求储能验收后才能并网，流程上等于不配就不给并网。内蒙古申报2026年独立储能项目要求单体不低于20万千瓦/80万千瓦时（即4小时），且必须采用构网型技术。陕西发布第一批电网侧独立储能清单15个项目、总规模202万千瓦/608万千瓦时。

• 第三条线是并网加速

宁夏7月24日召开下半年新能源和新型储能项目并网推进会，44家企业参会，7至12月共33个项目、10.04GW/29.03GWh要并网。内蒙古一次发布9个项目共10GW/46GWh。山西要求入库项目6个月内开工、12个月内并网。各省都在跑倒计时。

三条线交汇的逻辑是：置信出力是目标，容量电价是让储能愿意配的经济学，配储要求是逼电站必须配的合规底线，并网加速是让项目尽快落地的执行保障。四个要素同时在推进，但进度不一。容量电价最成熟，预计十五五期间覆盖全国。置信出力的省级指标分解预计在2026下半年至2027上半年陆续出方案——那才是从国家定调到地方落地的关键一跃。

产业链影响：估值、供需与格局的三重变化

置信出力硬指标和增速下修预期共同作用，正在引发储能产业链的三个结构性变化。

• 第一个变化是估值框架切换

储能板块从2025年9月到2026年5月的显著超额收益，建立在量利双升的叙事上——出货高增长叠加电芯涨价。5月之后储能ETF从高点回调超20%，表面是市场担心2027年增速放缓，实质是PEG框架的破裂。此前20倍PE除以60%增速PEG只有0.33，现在15倍除以25%变成0.6，便宜的叙事塌了。

但如果置信出力让需求逻辑从政策驱动切换到物理驱动加经济驱动，收入可预测性大幅提升。可预测的经常性收入对应公用事业估值而非制造业估值，估值中枢应从15倍回到20至25倍，参考的是电网设备和电力运营的定价框架。

• 第二个变化是供需格局从一芯难求到阶段性缓和

当前行业处于矛盾状态：头部厂商订单排到2027年Q1，314Ah大电芯从0.26元/Wh涨到0.36至0.39元/Wh；但2小时系统最低0.398元/Wh、4小时跌破0.4元/Wh，二三线企业已逼近全成本线。

在高增长情景下需求快速消化新增产能，结构性短缺持续。增速下修至30%则意味着新增产能在2027年密集投放时需求放缓加速供给过剩到来，电芯价格可能在2027年下半年见顶回落。

• 第三个变化是行业加速洗牌

增速预期从60%变为30%，头部企业靠规模效应和上游资源锁定，成本优势在0.4元/Wh以下依然有利润，加上海外高价市场（海外毛利率高出国内8至12个百分点），ROE不降反升。

小结

短期看，2026年全年装机250GWh的保守预期路径清晰，下半年加速并网是大概率事件。核心验证窗口在三季度末至四季度——如果9至11月碳酸锂价格站稳、储能招标和2027年要货指引逐步确认，市场对2027年的过度悲观预期将被修正，板块有望迎来修复机会。

中期看，置信出力硬指标将储能需求从政策摊派的成本变成电网稳定的刚需，对应估值锚从制造业出货量增速向公用事业经常性收入迁移。这个迁移过程中，关注能穿越周期的三个方向：

• 具备海外渠道和品牌溢价的头部系统集成商；
• 具备上游资源锁定和规模效应的电芯龙头；
• 长时储能和构网型储能技术路线的先行者。

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