亿润配资 规划产能接近2000GWh 头部储能电芯为何“一芯难求”？
CNESA（中关村储能产业技术联盟）发布的数据显示，2026年上半年，国内新型储能新增投运装机21.81GW（吉瓦）/58.60GWh（吉瓦时），功率和能量规模同比分别下降18%和16%。但与此同时，储能系统集采、框采招标规模达到80.16GWh，同比增长95%。独立储能新增装机占比升至69.3%，4小时储能系统中标均价同比上涨21.1%。装机下降，招标却大增，储能行业产能问题成为业内关注的焦点。
近日，2026世界动力电池大会在四川宜宾举行。在此次大会上，工业和信息化部电子信息司副司长王世江表示，当前，新型储能产业仍面临低水平重复建设、产能结构性过剩等问题，同质化、内卷化竞争仍待治理。
远景集团高级副总裁田庆军则在此次大会上提示储能电芯扩产风险。田庆军介绍，今年，行业储能电芯规划扩产已经超过800GWh，到年底建成产能约1200GWh至1500GWh，规划总产能接近2000GWh。
在大会开幕前夕举行的一场闭门会议上，《每日经济新闻》记者从一名参会人士处获悉，该次会议参会者涉及相关政府部门以及头部企业管理层，讨论内容包括动力电池产能扩张与真实市场需求等问题。
但产业链另一端却传来“缺货”的声音。协鑫锂电首席市场官邓松表示，“头部的储能电芯依然一芯难求，314Ah（安时）缺，587Ah缺，790Ah也缺”。
那么，接近2000GWh的规划产能，为何没有形成充裕供给？对此，多位接受记者采访的人士指出，当前，储能行业更突出的矛盾，不是简单的总量过剩，而是名义产能与有效产能错位。
业内：“供不应求”现阶段性特征
从2026年上半年不同层面的数据看，储能行业产能“过剩”并没有在所有指标上同时出现。
国家能源局数据显示，截至今年6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达153GW/396GWh，同比增长61%。CNESA发布的数据显示，今年上半年，国内新增投运新型储能21.81GW/58.60GWh，功率和能量规模同比分别下降18%和16%。
但与新增投运规模回落形成反差的是，储能电芯出货仍在高速增长。可再生能源咨询机构InfoLink发布的数据显示，今年上半年，全球储能电芯累计出货467.84GWh，同比增长94.76%。InfoLink亦将2026年全球储能电芯出货预测上调至1026GWh。
A股上市公司2026年半年报同样显示储能业务仍在放量。财报显示，上半年，宁德时代储能电池系统实现营业收入532.61亿元，同比增长87.54%；亿纬锂能储能电池业务实现营业收入150.94亿元，同比增长69.15%，储能电池出货44.46GWh，同比增长54.88%。
一位锂电行业协会人士向《每日经济新闻》记者表示，目前，从材料端看到的，也不是电池企业普遍收缩生产，部分企业仍在排队拉货，“电池的排产，一月比一月高。”
田庆军认为，今年，供不应求具有阶段性特征。国内一些地方需求增加，叠加海外采购前置，而新增电池产能建设需要周期，多重因素在2026年集中出现。
新增投运同比回落，但电芯出货、招标能量和材料采购并未同步降温。问题因此转向供给端：规划产能如此庞大，为何优质电芯仍会紧缺？
对此，邓松认为，关键在于规划产能和真正能够进入市场的有效产能，并不是一回事。
邓松提供的行业数据显示，在国内已投产电池总产能中，大量中小产能受到技术、客户认证以及交付能力等因素限制，无法形成市场真正需要的有效供给。
这种分化直接体现在不同规格的储能电芯上。邓松进一步表示，目前，314Ah电芯订单普遍已经排至2027年第二季度，587Ah大电芯正在加速进入大型储能项目，更大容量的790Ah电芯目前只有少数头部企业实现量产。“供需整体处于紧平衡状态，优质产能始终偏紧。”
技术迭代也在淘汰一部分“账面产能”。随着材料体系和电芯技术升级，部分原有规划项目即使建成，也可能因为技术路线落后而难以成为有效产能。邓松表示，一些技术代际较低的项目已经停建。与此同时，314Ah之外，587Ah、790Ah等更大容量产品开始加快迭代，一部分旧产线仍然存在，但市场所需要的产品已经发生变化。
埃夫特董事长游玮向记者表示，储能行业整体仍处于上升通道，“大趋势没问题”，但需求端尚未完全释放，政策法规、安全、场景改造都需要过程，因此市场是“波动式往上走”的，阶段性供需错配正常，也不必过虑“过剩”问题。
企业：并非整体性“供大于求”
松下电器（中国）有限公司总裁赵炳弟也将“名义产能”和“有效产能”进行了区分。他向《每日经济新闻》记者表示，当前，行业产能问题“并非整体性的供大于求，而是典型的结构性产能过剩”。
在赵炳弟看来，真正陷入过剩的是缺乏技术壁垒、安全验证不足的低端同质化产能，能够支撑全球电动化和储能高质量发展的优质产能依然处于紧缺状态。国际头部客户不仅看相关企业的产能规模，还会考察其能量密度、循环寿命、安全可靠性以及碳足迹等指标，部分名义产能因此难以进入头部客户供应体系。
动力电池产线向储能切换也可能增加供给。邓松预计，今年10月底至11月，部分磷酸铁锂动力电池产线可能转向储能。但产线能够切换，并不意味着有效产能能够立即形成，储能电芯在循环寿命、安全性能、工艺稳定性以及客户认证等方面都有自身要求。
目前，有效产能偏紧，并不意味着未来不存在过剩风险。田庆军提到，相关部门已开始就产能扩张进行“窗口指导”。在他看来，储能行业不能重复低水平扩张和价格“内卷”的路径。
供给端的紧张，还可能继续向上游传导。邓松预计，2027年并非所有规划扩产都能顺利落地，“明年可能全链条紧缺——电芯缺，上游材料缺”。
事实上，今年上半年的锂价已经明显高于去年同期。SMM（上海有色网）的数据显示，2026年上半年，电池级碳酸锂均价约为16.34万元/吨，2025年同期约为7.04万元/吨，同比涨逾132%；截至9月1日，电池级碳酸锂现货均价约为16万元/吨。
电芯需求偏紧、锂价上涨，也让储能行业重新审视锂电之外的技术路线，钠离子电池再次受到关注。
中科海钠科技有限责任公司总经理李树军表示，目前，钠电已具备进一步产业化突破的条件，但现阶段还不能全面替代锂电。田庆军认为，钠电与锂电的成本交叉曲线正在显现，未来两种技术路线将形成互补。
《每日经济新闻》记者了解到，储能市场的变化并不只是技术路线替代。算力中心、用户侧储能和长时储能等新场景，也在改变市场对产品的要求。
浙江安高特电科技有限公司总经理吴珠智表示，目前，大量储能产品主要围绕发电侧大型储能开发，未来新增需求不会全部沿着同一种产品形态增长。尤其是算力需求集中在人口和负荷密集区域，这些区域并不适合简单复制新能源大基地的大型储能产品。
需求场景变化的同时，储能时长也在拉长。田庆军判断，6至8小时长时储能将成为主流。同时他也提醒，电芯大型化不能搞“军备竞赛”，结构设计、电气安全、热管理、生产工艺和装备等都需要充分验证。
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