中信建投发布研报称，2026年以来，国内大储装机节奏偏慢，项目实际落地不及预期，与招标数据明显背离。该行下调26年国内大储新增装机至230~250GWh，同增约21%~32%。展望2027年，随着碳酸锂降价、华北、东北、华南等区域需求增长，以及算力协同等新场景带动，该行预计2027国内储能仍有增长的动力和潜力。

　　2026年1-9月国内储能新增装机35.3GW/102.3GWh，同比-3%、+6%，装机增速不及预期，最核心的原因是西北地区峰谷价差收窄：如蒙西14月峰价均值同比下降约40%-47%。该行判断原因在于：今年以来西北负荷增速偏慢，与经济结构调整、夏季天气偏凉有一定关系，影响电价晚高峰强度;内蒙在运储能装机已达22GW，而蒙东+蒙西峰值负荷约51GW，储能夜间放电对晚高峰压制已不容忽视;风电成为西北新能源装机主导，其“反调峰”特性对晚高峰同样形成压制。

　　全国各省系统运行费平均较去年增长3分/kWh，等价于缩减了储能实际运行可获取的峰谷价差。容量电价实际落地进度也偏慢，存在延迟发放问题。并网审批趋严趋缓、上半年碳酸锂涨价较为明显等也有所影响。

　　碳酸锂价格下降，有望提振储能投资经济性。碳酸锂价格约3分/Wh、全投资IRR提升约0.5%、资本金IRR提升约2%;需求向华北、东北、华南等省转移。山西、山东、河北、东北地区峰谷价差在0.30.4元/kWh，独立储能投资经济性较好;新能源配储联合入市与算电协同等商业模式逐步打通。

　　下调今年国内大储新增装机预期至230-250GWh，但系统运行费、容量电价、并网审批、碳酸锂等因素已开始缓解，明年仍有多重因素驱动增长。国内大储市场从单纯比拼量的增长，转向精细化运维能力和多场景下项目落地能力。建议关注布局算电协同、AIDC电源、AIDC储能、绿电直连等的海博思创、阳光电源、宁德时代、鹏辉能源等。

　　1)需求方面：国内外储能需求不及预期，能源转型步伐减慢。2)供给方面：锂价上涨抬高成本，或降价过快导致下游出现观望情绪。3)政策方面：海外补贴政策不及预期，国内储能市场化政策执行不及预期。4)国际形势方面：国际贸易壁垒加深，出口受阻;本地化生产要求提高，海外设厂提高成本;国际冲突导致海外运输受阻、运费提升。5)市场方面：竞争加剧导致储能电池、集成商、PCS厂商毛利率、盈利能力低于预期。6)技术方面：新产品研发受阻，产品趋同导致竞争力下降。

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