中信建投发布研报称，2026年以来，国内大储装机节奏偏慢，项目实际落地不及预期，核心为西北地区峰谷价差下滑。同时，今年以来系统运行费上涨、各省容量电价落地进度偏慢、碳酸锂涨价、并网审批延迟等也影响了储能的运行经济性。展望2027年，随着碳酸锂降价、华北、东北、华南等区域需求增长，以及算力协同等新场景带动，预计2027国内储能仍有增长的动力和潜力。

中信建投主要观点如下：

2026年以来国内大储装机增速不及预期，核心为西北地区峰谷价差下滑

2026年1-9月国内储能新增装机35.3GW/102.3GWh，同比-3%、+6%，装机增速不及预期，最核心的原因是西北地区峰谷价差收窄：如蒙西1-4月峰价均值同比下降约40%-47%。该行判断原因在于：(1)今年以来西北负荷增速偏慢，与经济结构调整、夏季天气偏凉有一定关系，影响电价晚高峰强度；(2)内蒙在运储能装机已达22GW，而蒙东+蒙西峰值负荷约51GW，储能夜间放电对晚高峰压制已不容忽视；(3)风电成为西北新能源装机主导，其“反调峰”特性对晚高峰同样形成压制。

其他重要原因包括系统运行费上行、容量电价落地偏慢、并网审批趋严趋缓等

全国各省系统运行费平均较去年增长3分/kWh，等价于缩减了储能实际运行可获取的峰谷价差。容量电价实际落地进度也偏慢，存在延迟发放问题。并网审批趋严趋缓、上半年碳酸锂涨价较为明显等也有所影响。该行下调26年国内大储新增装机至230~250GWh，同增约21%~32%。

2027年国内大储仍有增长点

(1)碳酸锂价格下降，有望提振储能投资经济性。碳酸锂价格约3分/Wh、全投资IRR提升约0.5%、资本金IRR提升约2%；(2)需求向华北、东北、华南等省转移。山西、山东、河北、东北地区峰谷价差在0.3-0.4元/kWh，独立储能投资经济性较好；(3)新能源配储联合入市与算电协同等商业模式逐步打通。