94GWh，中企海外储能订单占比超九成，签约狂欢之下，还有硬仗要打
2026年第三季度，中国储能企业公布的订单数据显示，Q3储能系统订单总量约94GWh，其中已披露的签约订单约74GWh，海外签约订单约67.8GWh，占比高达93%。比亚迪与阿联酋Masdar签署了11.275GWh的单笔合同，国轩高科在沙特斩获6GWh订单，阳光电源则再次拿下阿联酋7.5GWh大单。2026年上半年全球储能电池出货量达到461.3GWh，中国企业包揽全球出货前十厂商所有席位。产能端几乎垄断全球市场，但需求端严重依赖海外，国内新型储能新增投运装机同比下降18%，规划总产能接近2000GWh，而全球实际需求仅为1026GWh。这三重剪刀差揭示了这份成绩单中值得深入挖掘的问题。
在Q3签约订单中，1GWh及以上的订单共19单，合计62.2GWh，占全部签约订单的84%。欧洲市场贡献了31.2GWh，中东市场为21.3GWh，两者合计占比超过七成。这并非个别企业的“出海冲动”，而是整个行业将重心押注在海外。2026年上半年，国内新型储能新增投运装机为21.81GW/58.60GWh，同比分别下降18%和16%。但同期储能系统集采和框采招标规模达到80.16GWh，同比增长95%。装机量下降而招标量大幅增长，这组数据背后隐藏着深层原因。南方某储能企业销售负责人私下表示，国内项目招标“价格竞争激烈到难以承受”，一个百MWh级别的项目有十几家企业争夺，报价经常低于成本线。“出海是生存之道，不出去就是等死。”
数据反映了这种焦虑：2026年国内储能电芯规划总产能接近2000GWh，全球实际需求仅1026GWh，产能近乎翻倍过剩。中小电池厂商产能利用率不足20%，但协鑫锂电首席市场官邓松指出，“头部的储能电芯依然供不应求”。名义产能过剩与有效产能紧缺并存，这是供给结构扭曲的缩影。国内市场为何“沉睡”？核心原因是储能电站的盈利模式尚未真正建立。以江苏某100MW/200MWh独立储能电站为例，2025年全年总收益为2725万元。但江苏是全国电力现货市场最成熟的省份之一。中信建投测算显示，河北模式和内蒙古模式的独立储能电站IRR分别仅为6.2%和14.8%。储能电站赚的是政策钱，而非市场钱。政策一旦变化，需求便会急剧下降。
更深层问题在于资产端：当前市场大约只有三分之一的储能项目能稳定盈利，三分之一处于盈亏平衡线附近，剩余三分之一已实质亏损。大量存量2小时短时独立储能、过去的新能源强制配储项目、低价中标且缺乏专业运营团队的项目，这三类资产很可能在未来几年内从“新能源资产”变为银行账上的“不良资产”。中国企业出海方向高度集中，欧洲占比42%，中东占比28.7%，亚太14.6%，美洲仅为1.94GWh。表面看似“全球化布局”，实则将鸡蛋放在了两个篮子里。欧洲市场的驱动逻辑是能源转型政策加电价波动，但合规门槛正快速提升。2026年9月初，荷兰鹿特丹港一只装载中国产储能系统的40尺危险品集装箱在码头滞留了十余天。原因并非关税或质量问题，而是随货的可持续性合规文件未达欧盟准入要求，碳足迹声明未按欧盟统一方法学核算，绿电使用凭证无法与具体生产批次对应，锂、镍、钴的溯源材料存在断档。
这并非孤立案例。据业内估算，2026年8月以来，约有一成多的到港储能柜会触发可持续性文件复审，中小集成商出货、新品型号以及首次进口欧盟的批次被抽中的概率明显更高。一旦进入复审程序，快者7到14个工作日放行，需补材料或第三方重新出报告的，可能拖延至三四周。欧盟《电池法规》要求电池配齐数字“电池护照”的时点是2027年2月18日，但碳足迹声明对容量超过2千瓦时的工业电池，自2026年2月18日起已生效，成为硬性准入要求。合规能力正取代价格优势，成为能否留在欧洲市场的分水岭。头部大厂商因前期相关资料完整，被抽中复审的比例较低。中小集成商因前期资料不完整、供应链数据缺失，被抽中复审的比例远高于头部企业。合规门槛本身正在加速行业分化。
在中东，沙特、阿联酋等产油国正利用石油美元推动新能源发展。国轩高科拿下沙特首批大型电池储能项目核心6GWh订单，阳光电源继沙特7.8GWh全球最大储能项目落地后，再揽阿联酋7.5GWh大单，为Masdar的RTC项目供应PowerTitan 3.0液冷储能系统，项目要求8小时充电、16小时放电的7x24小时连续稳定运行。这种订单体量大、决策快，但高度依赖双边关系和地缘政治稳定。一旦油价长期低迷或政局波动，项目的持续性将面临疑问。将93%的订单押在海外，等于把行业命脉交给了别人的政策周期。
电芯端的签约也相当活跃。Q3披露的电芯订单约246.6GWh，亿纬锂能与Fluence的206GWh框架协议体量最大，但供货周期覆盖2027至2031年，属于长期锁量协议。产品结构上，314Ah仍是主力，但587Ah、588Ah大容量电芯开始进入订单。中科海钠与韩国VOLTA签署的5年10GWh钠离子电池协议，标志着钠电从示范项目迈入GWh级交付。技术迭代速度值得肯定，但一个被忽略的问题是：海外储能项目的售后运维和本地化能力，正成为中国企业的“隐形天花板”。储能系统并非售出即结束，一个GWh级项目需要10到15年的运维周期，涉及现场调试、故障响应、备件供应、软件升级。真正决定中企能否在欧洲落地的，往往不是设备，而是本地交付、本地运维和本地责任。谁能在设备报警后两小时内赶到现场？谁能用当地语言接电话？谁能让客户相信，这套系统五年、十年后还会有人负责？
目前，大多数出海企业的运维体系尚未跟上订单增速。有企业采用“远程监控+当地外包”模式，但当地服务商的技术能力参差不齐，且合作的本地服务商常面临当地法规认可与资质达标的挑战。部分海外客户在首期项目交付后，二期招标开始倾向本地集成商或韩系企业。中国企业的“先发优势”若无服务能力兜底，很可能变成“一锤子买卖”。与此同时，海外建厂正成为头部企业的“必修课”。宁德时代匈牙利工厂规划总产能100GWh，2026年初已启动新电芯厂房试产。亿纬锂能匈牙利工厂也将于2026年投入运营。中国企业在海外规划电芯产能共计787.5GWh，已投运产能约50GWh，2026至2028年将迎来海外产能集中投产期。但海外建厂解决的是产能本地化问题，无法解决服务本地化和合规本地化问题。产能大规模落地后，真正的考验才刚刚开始。归根结底，93%的海外占比并非值得庆祝的数字，而是需要警醒的信号。产能端接近2000GWh的规划与全球1026GWh的真实需求之间的鸿沟，六成项目面临亏损的残酷现实，欧盟合规门槛的持续抬升，以及海外售后运维体系的严重滞后，这些变量叠加在一起，正在重塑整个行业的竞争逻辑。本文来自“预见能源”，36氪经授权发布。如需了解储能行业最新动态，可访问亚博体育官网获取更多信息。