摩根大通用“逆共识”这个标题着实有点扎眼。1H26装机数据下来直接掉了16%左右，独立储能占比却一下子抬到了70%。国内上半年真的软成这样了，还是后面会补回来？
装机数看着确实不好看。CNESA报的1H26新增大约21.8GW/58.6GWh，同比掉了大概16%。但同一时期招标端是另一回事——系统招标量同比涨了88%，EPC招标量直接翻了一倍多，到了112%。装机和招标节奏对不上，中间差的那截往往是项目落地和数据统计的滞后。去年就有过类似情况，11个月报出来大概100GWh，全年最后对账到了190GWh左右。储能装机本来就偏后端，历史上下半年经常是上半年的两到三倍，拿半年度数据直接外推全年，容易把节奏看偏。
结构变化更明显。1H26新增里独立储能大约15GW，占比从去年同期的55%直接抬到了70%左右，有人觉得年底可能再往75%走。政策这边还没走完。容量电价大概还有十来个省没正式落地或者还在调整。已经出来的地方差得挺大：辽宁370元/千瓦·年，吉林甘肃330，青海185，湖北陕西新疆宁夏多地是165，广东200，河北100。山东、内蒙、云南则是市场化或者按放电量补偿，基准时长从4小时到10小时都有。这些钱不是地方财政直接掏，是进电网成本再摊到用户头上。辅助服务市场也还在搭。山东最近出了个政策，光伏加装储能后可以去卖晚高峰的电，这种调整对存量场站补装会有点拉动。
项目回报这块，有容量电价的地方，4小时系统综合下来能到8-9%，好的点位12-15%也有。但差得很大，主要看接网点。新疆甘肃宁夏一带峰谷价差平均大概0.25元/度，山西能到0.35，红区拥堵点甚至被提到0.6到0.8。价差好看的地方，土地和线路往往更紧，落地没那么顺。电网系统运行费今年早些时候已经明显上调过一轮，后面政策方向可能往按净充电量收的方向调，负担会轻一点。
海外这边数字更硬一些。有家机构预估2026全球装机508GWh，同比涨大约53%，海外贡献约254GWh；2027再涨三成多到664GWh，海外还能有两成左右的增长。亚太（主要是澳大利亚和印度）2026和2027分别看72GWh和77GWh，是海外最大的区域。澳大利亚有户储补贴和煤电退出在撑，印度两轮VGF补贴覆盖了三十多GWh。中东有阿布扎比那种19GWh的大项目，大概明年中期左右并网。拉美智利继续靠光伏移位和矿业离网。美国公用事业项目还是卡在并网排队和变压器上，但数据中心相关的储能有人看未来五年能有五十多个点的复合增长。
欧洲现在峰谷价差拉到了大约105欧元/兆瓦时，接近2022年危机时的128，长期平均才50出头。这是拿大约300万个数据点算出来的。几个大市场里风光已经开始压过气电，鸭子曲线越来越深，中午电价一年下去、晚上还顶着，对更长时长储能的需求在抬。德国有电网费用减免，英国有长期容量合同，意大利有固定溢价，保加利亚因为强制并网期限，2026会冲一波到10GWh左右，后面会回落到每年一两个GWh的水平。
电池出货和装机之间本来就有时间差。国内一般提前半年到一年，海外更长，运输集成并网都慢。2026出货猛的那部分，不少会在2027才变成真正的装机和确认收入。8个月全球电池出货已经到了725GWh，同比涨97%，海外占比54%。中国企业出口到欧盟和其他地区合计已经占到自己出货的大约45%。现在锂价预期往下走，产业链也没太大动力去囤货。
国内从现在到2030，装机复合增速有人还是按二十出头看的。核心逻辑是风光发电占比往上走，到2030大概到33%左右，储能累计配套率跟着抬到大约18%。英国2025年已经是风光34%、储能配套22%了。平均储能时长也会慢慢拉长，模型里到2030年大概到4.2小时。用户侧、通信基站这些杂项装机也在持续贡献。
数据看着难看的时候，招标、政策落地、海外项目周期、出货和装机的时间差这几件事往往叠在一起。后面一两年可能没那么平，但也不会突然断掉。
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