2026年6月，全球储能电池单月出货量首次突破100GWh。
根据ICCSino的数据，6月全球储能电池出货量达到100.9GWh，同比增长66%，环比增长3%；2026年上半年累计出货量达到508.3GWh，同比增长98%。摩根大通据此预计，2026年全球储能电池出货量可能达到约1.1TWh，同比增长78%。
这组数据背后，至少出现了四个更加重要的产业变化：
大储仍然是绝对的出货基本盘，但工商业储能和户储正在成为第二增长引擎；中国市场重新成为全球储能需求增长的重要来源，欧洲和新兴市场也在同步扩张；美国储能供应链则逐步转向韩国、日本及本地化体系；与此同时，中国储能电池企业虽然仍占据压倒性供应份额，内部竞争格局却正在从高度集中走向更加分散。
换句话说，储能电池行业不仅迈入了TWh时代，也开始进入一个增长动力更加多元、供应链更加区域化、市场竞争更加复杂的新阶段。
全球储能电池出货规模进入TWh阶段
2025年，全球储能电池出货量约为639GWh；到了2026年上半年，出货量已经达到508.3GWh，接近上一年度总量的八成。
按照摩根大通的预测，全球储能电池出货量将由2026年的约1.14TWh，进一步增长至2027年的1.50TWh和2028年的1.79TWh。虽然增长率可能从2026年的78%逐步下降到2027年的32%和2028年的19%，但绝对增量仍然可观。
这意味着，储能电池已经不再只是动力电池产业中的一个补充市场。
当年出货量达到1TWh以后，储能会对电芯产能分配、材料采购、设备投资和产品开发产生更直接的影响。2026年储能电池出货量预计已经占到部分头部电池企业总电池产量的20%以上。其中储能约占宁德时代上半年电池产量的22%，在比亚迪电池产量中的占比也达到22%，高于2025年的17%和2024年的11%。
过去，电池企业往往优先围绕新能源汽车配置产能，储能更多使用动力电池体系延伸出的产品。随着储能需求进入TWh规模，储能专用电芯、长循环体系、大容量方形电芯以及面向不同场景的产品平台，将获得更独立的资源配置。
不过，单月出货量突破100GWh，也容易引发另一个问题：如此高的增速，是终端需求真实增长，还是产业链提前备货和库存积累？
摩根大通根据库存数据给出了一个相对积极的答案。
2026年4月、5月和6月，中国储能电池企业的生产量分别约为89GWh、91GWh和96GWh，同期出货量分别约为90GWh、94GWh和98GWh，库存变化连续三个月为负。至少从这组数据看，上半年高出货并没有伴随明显的成品库存积压。
不过储能电池从出厂，到系统集成、海运、现场安装和并网，仍然存在较长周期。但生产与出货基本匹配，说明当前增长暂时不像2023年部分阶段那样，主要依赖供应链压货。
中国与海外市场共同构成需求增长动力
2026年上半年，中国国内储能电池需求达到230.3GWh，同比增长141%，占全球需求的45%；海外需求约278GWh，同比增长72%，占比约55%。
一方面，中国市场重新成为全球储能增长的重要引擎。国内出货增速明显高于海外市场，背后既有新能源装机和电网侧需求，也有国家和地方储能政策、电力市场改革等因素推动。
摩根大通提到，中国在相关规划中首次提出2030年储能装机达到300GW，此前国家发改委提出的2027年目标为180GW。摩根大通认为，按照当前项目推进速度，2027年目标存在提前或超额完成的可能。
另一方面，全球储能需求并没有重新退回“中国单一驱动”。
2026年上半年，海外市场仍然贡献了55%的全球需求。其中，欧洲约占中国企业储能电池出货的19%，中国、美国和欧洲以外的其他市场约占26%。中国企业面向欧洲的储能电池出货同比增长133%，面向其他海外市场的出货同比增长136%。
从这组数据可以看出，全球储能市场正在形成三类增长区域。
中国市场主要由新能源配储、独立储能、电力市场建设和容量需求推动；欧洲市场则同时包含大储、工商业储能和户储需求；中东、拉美、东南亚、非洲等其他地区，则受到新能源建设、电网薄弱、柴油替代和电力短缺等多重因素推动。
对储能企业来说，这种多区域增长比单一市场爆发更健康，但也更难管理。不同市场的产品认证、电网规范、储能时长、环境温度、消防要求和商业模式差异明显。企业面对的已经不是“有没有海外订单”，而是能否建立真正区域化的产品与交付能力。
大储继续贡献规模，分布式储能加速扩张
从应用结构看，大型储能仍然是全球储能电池市场的主体。
2026年上半年，中国电池企业面向大储项目的电池出货量达到377.5GWh，同比增长88%，占储能电池出货量的77%。这一比例较2025年的81%有所下降，但从绝对数量看，大储仍然远高于其他应用。
在未来相当长一段时间里，全球储能电池行业的产能利用率、价格水平和技术路线，仍然主要由大型储能项目决定。大储项目单体规模大，采购决策集中，对电芯成本、系统能量密度、循环寿命和安全验证更加敏感。电芯企业要获得规模订单，除了价格，还需要进入头部系统集成商、开发商和融资机构的供应商体系。
但真正改变行业增长结构的，是工商业储能和户储。
2026年上半年，工商业储能电池出货量约55.2GWh，同比增长148%，占比提升至11%；户储电池出货量约48.3GWh，同比增长128%，占比提升至10%。6月份单月，工商业储能与户储出货同比增速分别达到165%和170%。
大储、工商业储能和户储，看起来都在销售电池，但它们的产业逻辑并不相同。
大储更强调规模、融资、项目履约和系统安全；工商业储能需要结合峰谷价差、需量管理、光储协同和企业负荷；户储则高度依赖渠道、品牌、安装商网络、软件体验和本地售后。
因此，分布式储能增速高于大储，并不意味着大型储能失去主导地位，而是说明储能行业开始从单一的项目型市场，走向项目市场与渠道市场并存。
摩根大通将这一变化概括为增长动力的拓宽：大储仍然提供绝大多数出货量，工商业储能和户储则带来额外增长，并创造更多产品、渠道和区域差异化空间。
从产业实践看，这种差异化尤其重要。
在大储市场，电芯容易逐渐趋向标准化，竞争会更多落到成本、可靠性和交付规模；在工商业储能和户储市场，容量组合、功率配置、并离网功能、EMS策略、渠道利润和售后服务，都可能成为产品溢价的来源。
如上图大储中，中国市场约占49%；户储中，欧洲约占58%，其他海外市场约占38%，美国约占4%。不同储能应用不是同一个市场，也不能使用同一套出海策略。
美国市场正在脱离全球统一供应链
如果说中国、欧洲和新兴市场代表了需求扩张，那么美国市场则是供应链重构。
2026年上半年，中国储能电池企业面向美国市场的出货量约38GWh，同比下降38%；6月份单月出货量为6.4GWh，同比下降68%。与之形成鲜明对比的是，同期欧洲和其他海外市场仍保持三位数增长。
美国进口数据也验证了这一趋势。
2026年前5个月，美国自中国进口的锂电池金额同比下降52%，来自韩国的电池进口金额增长约38%—40%。日韩储能电池企业上半年出货量同比增长约188%，虽然它们在全球市场中的总份额仍然较低，但增长主要集中在美国。
这意味着，美国储能市场与其他地区正在形成两套不同的供应链逻辑。
在欧洲、中东、拉美和东南亚，成本、交付、性能和项目经验仍然是供应商竞争的主要维度；在美国，供应链来源、本地制造、政策合规和税收资格，越来越可能先于价格成为项目准入条件。
对于储能系统集成商而言，这种变化绝不仅是“换一家电芯供应商”。不同电芯企业的产品，在尺寸、容量、循环曲线、热特性、内阻、BMS参数和安全验证方面可能存在差异。更换电芯后，Pack结构、液冷系统、消防设计、认证和质保条款都可能需要重新匹配。
因此，未来全球储能系统很可能出现明显的区域版本。美国项目采用一套符合当地规则的电芯和制造体系；欧洲和其他市场则继续更多使用中国电芯；同一家系统集成商需要同时维护多套电芯平台、认证和供应链。
这会削弱全球统一平台带来的规模效应，却会提高产品兼容、供应商管理和本地化制造能力的价值。
美国储能需求并未消失，但电池供应来源正在发生明显变化。
中国供应链仍占主导，企业份额加快重构
从全球生产供应看，中国企业仍然拥有压倒性优势。
按照ICCSino的数据，2026年上半年中国电池企业占全球储能电池供应量的97%，与2024年、2025年基本持平。这一比例说明，全球储能电池的成本下降、产品迭代和供应能力，仍然高度依赖中国制造体系。
中国企业的优势不仅来自产能，更来自完整的产业链。正极材料、电芯、结构件、BMS、PCS、液冷设备、消防系统和系统集成环节在国内高度集中，使产品可以更快迭代，也能在需求快速增长时迅速扩产。
系统集成领域同样如此。根据Wood Mackenzie的数据，2025年中国储能系统集成商合计占全球市场约76%，全球前十名中有八家总部位于中国。
2026年上半年，宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、海辰储能和中创新航等头部及第二梯队企业的市场份额均出现不同程度下降；鹏辉能源、赣锋锂电、楚能新能源等后续企业份额有所上升。这一变化主要与头部企业产能约束有关。
这背后反映出两个行业特征。
一是储能需求增长速度暂时快于部分头部企业扩产速度，项目方因此增加了第二供应来源；二是储能电池相较动力电池，在部分市场的品牌集中度和供应商锁定程度较低，后进入者仍然存在通过价格、交付和细分产品切入的机会。
但这种机会并不意味着行业门槛下降。大储电芯需要长循环、安全性和系统验证，户储电芯则更强调尺寸、倍率、兼容性和长期质保。后续企业获得短期订单相对容易，能否持续进入头部系统集成商和海外项目的核心供应链，仍然需要较长时间验证。
如上图，中国储能电池企业全球生产份额从2021年的约70%，逐步提升并稳定在约97%。
电芯价格进入低位区间，系统降本转向结构优化
储能电芯价格在2022年达到高点后持续下降，到2024—2026年已进入相对低位区间。中国企业的平均价格总体低于日韩供应商，一线与二线中国企业之间的价差则明显收窄。
储能系统成本过去几年的快速下降，很大程度上来自电芯降价。随着价格逐渐进入低位，未来单纯依赖电芯价格继续大幅下降的空间可能收窄，系统降本将更多依赖大容量电芯、结构简化、能量密度提升、温控优化和施工效率。
另外，美国供应链转向日韩或本地电芯后，电池成本可能高于其他市场。即使政策补贴可以部分对冲成本差异，美国项目与欧洲、中东等市场的系统价格，也可能逐渐形成长期分化。
对中国系统集成商而言，下一阶段的挑战是能否在高成本电芯条件下，通过系统设计和本地供应链维持项目经济性。
如上图，中国储能电芯价格与日韩电芯价格仍存在差异，而中国一线与二线企业之间的价格差正在收窄。
2027年后行业增速可能进入阶段性调整
摩根大通对2026年下半年整体需求仍然保持积极判断，7—8月多数储能电池厂的排产计划环比增长约3%—4%。
真正需要关注的时间点，是2027年下半年到2028年。
摩根大通认为，中国2027年储能累计装机可能明显超过官方180GW目标，其基准预测甚至超过320GW。如果2026—2027年国内项目集中释放，2028年装机增速可能由2027年的25%下降至约4%。
由于储能电池出货通常领先电站投运约半年，电池出货增速的放缓可能从2027年下半年就开始体现。
这并不是小摩对储能长期需求的否定。其判断是，中国可再生能源占比仍将从2025年底的约24%提高至2030年的约35%，储能渗透率也可能由约7%上升至18%。欧洲、新兴市场、工商业储能和户储，则可能部分对冲中国大型储能阶段性放缓。
因此，2027—2028年更可能是增长结构的切换，而不是行业需求突然消失。
在高速增长阶段，企业只要有产能、有产品、有订单，就有机会快速放量；当增速回落后，项目质量、海外收入、产品差异化和供应链效率的重要性会明显上升。
对于储能企业来说，真正需要提前准备的，不是简单判断“行业会不会见顶”，而是思当中国大储不再保持高速增长时，自己的第二增长来源在哪里？
写在最后
对电芯企业而言，大储仍然决定绝对规模，但工商业储能和户储正在形成更独立的产品需求。未来不能只围绕大储开发单一大容量电芯，还需要针对不同功率、容量、温度和循环要求建立更完整的产品平台。
对系统集成商而言，区域化供应链将成为长期问题。美国、欧洲和新兴市场很可能使用不同电芯、认证和本地化配置，多电芯兼容和区域版本管理会成为基础能力。
对分布式储能企业而言，工商业储能和户储的增速明显高于大储，但这两个市场不依靠简单的低价竞争。渠道、安装、软件、售后和本地适配，决定企业能否把电池出货转化成稳定业务。
对海外业务团队而言，不能再把“海外市场”视为一个统一概念。欧洲仍然是户储的重要市场，新兴市场正在成为大储和分布式储能的增量来源，美国则逐步形成独立供应链。不同区域需要完全不同的产品和市场进入策略。
2026年6月全球储能电池出货突破100GWh，说明储能电池已经正式进入年出货TWh时代。
但相比“出货量创新高”，更重要的变化是增长结构正在重新组合。大型储能继续支撑行业规模，工商业储能和户储开始贡献更快增量；中国市场重新加速，欧洲和新兴市场维持较高增长；美国供应链逐步独立，中国企业仍占据全球生产主导，但内部份额正在重新分配。
储能行业仍然处在增长周期，只是增长已经不再简单。
下一阶段，企业之间的差距不会只体现在电芯产能和年度出货量上，还会体现在区域供应链、产品平台、渠道能力和跨场景服务能力上。
TWh只是规模变化的标志。真正决定未来竞争格局的，是谁能在大储、分布式储能和全球区域化市场之间，建立一套能够持续复制的能力体系。
来源：知识星球【海外储能星球】--> 购买加入星球。
⚠️ 免责声明：本文内容基于摩根大通2026年7月17日发布的《J.P. Morgan-ESS Battery June shipments above 100GWh》研究报告，仅作行业研究信息分享，不构成任何投资建议。文中所涉及的预测和判断均来自报告本身，未来实际情况可能与预测存在差异。