花旗认为全球电池产能到2026年底大概5.3TWh，同比多出1.6TWh，涨46%。这里面中国差不多贡献了1.4TWh，美国146GWh，欧洲才31GWh，其他地区96GWh。2027年还要再往上加1.3TWh，增速掉到24%，中国885GWh、美欧分别189和158GWh。
需求那边2025年已经涨了46%，2026年他们估39%，后面两年降到26%和20%。储能贡献了大头。全球ESS需求他们现在看到2026年1030GWh（+66%），2027年1390GWh（+35%），2028年1700GWh（+22%）。中国2026年367GWh还涨48%，到2027年只剩15%到421GWh。即便增速下来，每年全球还是净增大概300GWh。
产能追上来、需求增速往下走，听起来又要进入下行。但这回材料端扩得明显克制多了。LFP正极、负极、隔膜到2027年利用率还能卡在70%上下，NCM和电解液低一些。整条链开工率整体能稳住，不是上一轮那种集体往下掉。原因也比较实在：材料端利润还没恢复到上一轮高峰，利用率还有抬升空间，加上2022-24那轮教训还在，大家扩得没那么疯。中国政策也在压过度扩产，短期可能有点抢着建，长期对开工率高的头部更有利。
中国储能1H26的数据更直接。CNESA统计新型储能新增功率和能量分别掉了18%和16%，到21.8GW/58.6GWh。主要是电站侧需求下来了——光伏新增掉66%，风电掉25%，再加上136号文把强制配储去掉了。到了7月、8月又分别同比回升75%和20%，前8个月累计下来只小幅负增长约2.8%。现在主力已经变成独立共享储能，1H26占比到了69%，同比还提了9个点。
好多省份开始给容量电价了。114号文把发电侧容量价值明确下来之后，河北、宁夏、甘肃、湖北、吉林、陕西、青海这些都落地了。补的方式和时长要求差挺多：河北按4小时、甘肃和新疆陕西按6小时、吉林青海按8小时、湖北甚至到10小时。样本项目（100MW/200MWh）里，容量补偿在甘肃能占到收入58.9%，西蒙51.1%，河北21.6%，山东16.1%。同时峰谷价差在收窄，9月零售侧21个省同比缩了，超过0.6元/kWh的只剩10个省（去年同期13个）。西蒙、宁夏、新疆收窄最明显。储能从政策驱动往回报驱动转，项目怎么算账、选多长时长，后面几个季度会更清楚。
电池本身这块，花旗算了一下中国过去五年LFP电芯能量密度几乎没怎么涨，主要靠包级设计把系统密度提上去。电芯层面接近实用极限后，技术重点已经往快充和全气候性能上挪。只要LFP还是中国主流，头部和二三线之间的差距会慢慢收窄。已经有越来越多电池厂切进部分高端车企供应链了。中国市场（不含比亚迪）CATL份额从2022年66%掉到1H26的59%，掉得比市场预期慢，但趋势还在继续。海外市场它还在往上拿份额。欧洲这边到2028年中国电池厂产能占比可能接近60%（2022年才10%），韩国从80%降到约28%；美国韩国厂还能维持在60%上下。
利润分布比上一轮平衡多了。2Q26整条电池价值链EBIT到了历史高位大约640亿人民币，环比还涨6%，但涨速已经从1Q的57%慢下来了。锂这边分到的利润有点回升，可远远没到2022年那种暴利水平。电池厂自己在这轮扩产里更积极，固定资产占比从2Q25的49%提到2Q26的53%，资本开支也明显带头。下游储能系统商的资本开支反而在往下走，2Q26环比掉48%、同比掉22%，到了2024年一季度以来的最低点。
库存这边2Q26全链条都在涨。正极环比30%，电池（除比亚迪）25%，储能23%，电解液12%，其余基本个位数。行业规模在快速扩大、锂铜钴等成本上涨、订单交付有时间差，这些都有影响。1H26毛利率也出现分化，部分二三线电池厂（ESS占比超70%的）毛利表现反而好于头部，主要是利用率上来了、产品结构也在调。xEV和ESS的GP/Wh差距在收窄。
除了正极，电池及大部分材料的CR5、CR10自2024年以来在持续上升，利润分配在往正常化走。整条链排序他们调成了电池、电池零部件、LFP正极、隔膜、锂、负极、电解液、NCM正极。机会更多是看具体环节和具体公司，不再是上一轮那种一边倒。
储能和动力都在往前走，增速在降，但绝对值还在加。材料端扩产相对克制，利用率能稳住，价格和利润波动可能没上一轮那么剧烈。中国储能从强制配储转向独立共享加容量补偿，项目怎么选时长、怎么算回报，后面几个季度会更清楚。
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