Nextfin News — 中国的锂电池产业正在经历一场成年礼，从疯狂扩张转向有纪律的竞争。今年上半年，企业盈利猛增而股价下跌的罕见背离，使行业基础动态的永久性转变变得清晰可见。
到七月中旬，尽管年中盈利预测喜人，A股锂电相关个股仍大幅回调。天齐锂业预计净利同比增长最高可达4,935%，亿纬锂能预计增长95%至110%，而欣旺达和REPT BATTERO均已重新实现盈利。从上游锂盐到下游电池制造，供应链大多数企业都报告了显著的经营改善。
然而，强劲的盈利并未阻止估值下行。7月8日，Chengxin Lithium（注：原文英文名）触及跌停，雅化集团单日下跌超过15%，天赐材料在一周内市值蒸发超过300亿元。赣锋锂业较高点下跌约38%，而行业龙头宁德时代则下跌约20%。
这轮抛售的直接导火索是宁德时代位于Jianxiawo的锂矿恢复生产。6月29日，该矿获得安全生产许可证，并于7月7日在“信用中国”网站公布。该矿为全球最大的独立磷矿（注：原文为单一叶绿石矿），此前停产逾十个月。该矿年产碳酸锂约10万吨，曾占中国总产量的8%至10%。复产将在下半年带来超过45,000吨的新增供应，直接打击此前的高位锂价。期货市场迅速反应：在有关复产的猜测升温后，6月18日主要碳酸锂合约单日下跌6.58%，自5月205,000元/吨的高位开始稳步回落。
这一产业产能和股价呈现相悖走势的鲜明对比，表面上与碳酸锂自5月每吨200,000元高位迅速回落至151,000元相吻合。但更关键的问题是：这是否仅仅是周期性峰值的信号，还是产业正在经历一场深刻的重估？
要回答这个问题，就必须回溯并审视2025至2026年间锂电行业发生的范式转变。此次转变的核心不在于某一价格信号的短期波动，而在于行业竞争策略的永久重构——从“谁扩得最快”转向“谁拥有技术、稳健利润和全球合规能力”。
从60,000到200,000
2025年6月底，电池级碳酸锂价格跌破60,000元/吨，触及三年低点59,900元/吨。整个锂盐行业大幅亏损，中小厂被迫普遍停产。从澳大利亚硬岩矿、小型非洲项目到国内叶绿石产能，几乎所有边际产能在那个夏天被清退。长达两年半的价格下行达成了其唯一必要功能：清除过剩供给。
到2025年第四季度，供需格局比市场预期更快地发生逆转。
最初的触发点来自储能需求。包括InfoLink在内的研究机构数据显示，2025年全球储能电芯出货约610 GWh，同比增长超过90%，仅第四季度就超过200 GWh。生产计划显示，储能电芯正在以加速的环比速度消耗碳酸锂库存。随着动力电池增速放缓，储能不仅吸收了过剩产能，更成为行业的主要增长引擎。
需求激增仅是半个故事；供给收缩同样剧烈。非洲小矿与高成本的国内叶绿石项目纷纷退出市场。与此同时，津巴布韦在二月宣布临时暂停锂精矿出口——该国在2025年占中国锂精矿进口的15.5%。尽管澳大利亚仍然是中国上游原料供应的主要支柱，按超过50%的比例供应，中国以外的政策变动进一步收紧了对上游供给的市场预期。随后津巴布韦矿务部确认，正式的出口禁令将于2027年1月生效。
供需张力在结构性全球缺口出现时达到顶点。摩根士丹利在2026年初估算，全球市场全年将面临约10万吨碳酸锂当量（LCE）的缺口。东吴证券测算当年锂矿总供应约为214万吨，其中新增产能约44万吨，而大部分新增产能要到第三季度之后才会投产。这样的时间差推动了上半年价格的上涨。
在这些因素以及中游渠道补库存的合力推动下，碳酸锂自2025年10月的70,000元/吨飙升至2026年5月的200,000元/吨。与2022年因投机推高至600,000元的极端情形不同，这次回升发生在产能已基本搭建完成后，并由真实终端需求支撑。
高工产业研究院（GGII）总结道：“这不是泡沫，而是回归基本面。储能需求的结构性激增，叠加供给侧整合，重塑了锂价的理性区间。”
价格因市场情绪和下游囤货而快速翻倍。7月的价格回调反映了两方面因素：新增供应逐步释放，以及下游对被高估原材料成本的抵制。分析师普遍预期，全年碳酸锂将在120,000至160,000元/吨的中位区间内波动——这一价格水平能让大多数生产企业维持盈利，同时又不会引发新一轮盲目扩张。
储能成为新引擎
在2026年上半年，中国储能电池出货约485 GWh，同比增长超过80%。同期，动力电池出货约630 GWh，同比增长超过30%。两大板块之间的差距正在迅速缩小。
结构性数据更具指示性。2026年第一季度，中国储能电池出货约209 GWh，同比增长115%，约占锂电池总出货的40%。到6月，储能电芯在月度生产计划中占比接近41%，而一年前约为30%左右。
InfoLink数据显示，2025年全年储能电芯出货约610 GWh，接近同期动力电池出货量的70%。储能已不再是电池厂的副业，而是一个独立市场，正在重塑全行业的需求格局。
这种市场重塑背后是采购动因的根本转变。2024年前，国内储能增长主要由强制并网政策驱动，要求风电、光伏项目配套储能。这类政策性需求质量低、利用率差、回报薄且电芯质量参差不齐。
在2025至2026年间，市场动力从政策合规转向商业经济性。
这一转向首先在国内市场显现。2026年初，国家发展改革委与国家能源局联合出台新的容量定价规则（发改价格〔2026〕114号），为独立储能项目建立全国性的容量电价机制。各地标准根据省份在165至330元/千瓦·年之间。东吴证券的调研显示，若峰谷电价差超过0.3元/千瓦时，多省储能的内部收益率（IRR）已超过6%的商业可行门槛，头部项目IRR高达10%，显著提升了需求质量。
这一国内拐点与国际需求爆发同时发生。中东地区，尤其沙特与阿联酋，启动了多个大规模光伏+储能项目，单个项目容量常达数GWh。在澳洲、东南亚和非洲等新兴市场，薄弱电网和可再生能源渗透率上升使储能从可选配置变为必要设施。东吴证券估算，2025年新兴市场公用事业级储能装机同比增长233%，并预计2026年再增长69%。在欧洲，能源安全担忧与绿色配额支撑了商业、工业和居民端的稳健需求。
高工产研预测，2026年全球储能电池出货将达到800至1,100 GWh，同比增长30%至70%。即使按中值900 GWh计算，储能产量今年也有望接近或匹配动力电池生产规模。
随着行业主要增长引擎的转移，其核心运营要求也在演变。动力电池的客户以车企为主，注重成本效率；而储能的客户更为多元：电网运营商强调循环寿命与安全性，数据中心业主要求高放电率与极致可靠性，海外项目还要求全生命周期合规与供应链可追溯。要在这些市场胜出，关键是技术适配、稳健的项目执行能力与国际合规能力，而非单纯规模。
是供过于求，还是行业走向成熟？
评估电池产线利用率需回归底层数据细看。
2026年5月，中国动力电池单月装机率降至约38%。今年前五个月，累计动力电池装机为259 GWh，而同期产量为863 GWh，整体装机率约为30%。工厂产出继续大幅跑赢车辆装配，导致大量生产线处于低负荷状态。
中国动力电池装机率的五年轨迹很清晰：2021年70%，2022年54%，2023年约52%，2024年50%，2025年44%，到2026年5月为38%。
装机率的稳步下降清楚地表明行业正从高速早期增长进入成熟期。
但若仅用“供过于求”来概括现状，就忽略了关键差异。市场并非均质性的供给过剩，而是在经历剧烈的结构性分化。
高端短缺与低端过剩并存。160 Wh/kg以上的高能量密度电池（以三元体系为主）需求回升迅猛，市场份额从2025年的6%升至11%；而125 Wh/kg以下的低端产品则已被市场逐步淘汰。
商业用车与乘用车之间的需求分化也非常明显。受补贴政策驱动，电动重卡与配送车的电池需求激增，电动货车的电池用量同比增长169%；相比之下，曾经的主力市场——电动客车——跌至第五位。
尽管市场格局仍在演变，竞争壁垒的性质正在改变。宁德时代与比亚迪合计保持约68%的市场份额，但二线玩家如Gotion High-tech、亿纬锂能、Svolt Energy和Hithium正在抢占市场。竞争重心正从单纯的产能扩张转向技术差异化与运营利润率。
从另一个角度看，装机率下降也是产业成熟的自然标志。随着年增速放缓，产线利用率从70%降至40%属于预期之内。尽管系统性产能压力仍对行业整体盈利能力构成压力，中小厂继续面临价格战，头部企业凭借资产负债表的实力更有能力度过转型期。随着营收增速放缓，缺乏自有技术、资本积累或国际合规能力的制造商可能被逐步挤出市场。
这也解释了近期主要资本配置方的战略修正。负极企业Sinomatech取消了一项103亿元的扩产项目，正极供应商Dynanonic放弃了100亿元项目，隔膜厂商Semcorp在马来西亚终止了约20亿元的工厂。头部玩家收缩大规模投资是行业从早期扩张向财务纪律转变的典型信号。
但资本重新配置并不意味着扩张完全停止。2026年上半年，制造商公布了超过65个新规划项目，合计规划产能逾1,500 GWh，总投资超过2200亿元。湖南云能披露了240亿元的扩产计划，雅化集团则宣布在津巴布韦增加产能。扩张仍在进行，但前提条件已改变：只有具备技术壁垒、充足现金储备与全球合规架构的企业，才可能在竞争对手收缩时继续投资。
技术竞赛2.0：三大战线
如果2022至2024年是制造规模的竞赛，那么2025与2026年则标志着向三条技术差异化战线的转向。
战线一：314Ah电芯的结构性短缺
2026年能源储能供应链的核心运营关注点并非原材料短期价格波动，而是314Ah电芯的结构性短缺。到3月，头部厂商的314Ah电芯现货均价接近0.40元/Wh，小批订单甚至达0.45元/Wh——相比2025年8月的0.30至0.34元/Wh，六个月内涨幅超过25%。
直接推手是上游锂价上涨——在碳酸锂达180,000元/吨时，理论电芯生产成本位于0.35至0.38元/Wh之间。但根本原因在于产业向更大规格电芯转型时出现的供给缺口。随着制造商从280Ah与314Ah规格向500Ah+设计迁移，对传统314Ah生产线的投资基本停滞。由于下一代500Ah+电芯产能要到2026年末才能规模化，生产爬坡与客户测试形成了短期瓶颈。
在这一供给缺口期，赤字明显扩大，导致部分订单交付推迟至2027年。
这一动态反映了产业经济的明确转向：市场回报不再仅靠上线产能获得，而是要通过提前完成规格转换来赢得先机。宁德时代已经在内蒙古的一个2.4 GWh独立储能项目中部署了587Ah电芯，亿纬锂能也在加速628Ah规格的量产。随着向更大规格电芯的转移展开，制造执行力变得至关重要。
尽管314Ah的供应紧张是短期运营挑战，固态电池仍将是长期竞争的主战场。
战线二：固态电池的回归理性
尽管2026年被吹捧为商业化固态电池的元年，但需要澄清的是：当前量产基本由半固态（液固混合）化学体系主导。包括蔚来ET9、MG4、广汽Hyper与奇瑞等车型已配备能量密度在350至400 Wh/kg之间的半固态电池包。由于这些设计与90%以上现有液态电池生产线兼容，改造成本可控，投放节奏在加快。
然而，全固态技术的商业现实远比车展规格复杂得多。
中国科学院院士欧阳明高在2026年3月直言不讳：“审慎看，未来两年最好不要把全固态电池车贸到市场上。”
他指出三大技术难题：固固界面的稳定性问题，即固态电解质与电极之间的微观间隙会导致内阻剧增；锂枝晶形成及安全风险；以及硫化物电解质的环境敏感性，遇潮解分解，要求非常严格的制造环境。
行业领军者报告进展稳健但谨慎。宁德时代的硫化物基固态电芯已突破500 Wh/kg的能量密度，预计2027年实现小规模生产；比亚迪在重庆的20 GWh产线计划于2026年第三季度开始半固态量产，并计划2027年开展全固态电芯的试生产；Gotion High-tech计划于2026年底投运2 GWh固态产线，亿纬锂能也已产出60Ah固态样品电芯。
一个较为清晰的时间表正在形成：2026年以试验线验证为主，2027年进入车规测试，2030年有望实现潜在的大规模商业化。国家标准GB/T 43568-2026（电动汽车用固态电池）自2026年7月1日实施，为长期发展建立了初步监管框架。
归根结底，2026年更像是市场预期的校准，而非固态技术的大规模普及。
与此同时，一个被低估的需求驱动正在悄然积聚势能。
战线三：作为AI基础设施的AIDC储能
2026年前五个月，面向AI数据中心（AIDC）的全球储能出货已达10 GWh，超过了2025年全年总量。行业研究机构预测，到2030年，全球AIDC储能需求将达到300至400 GWh——相当于2025年的二十倍以上。
该赛道的资本部署正迅速加码。宁德时代斥资约41亿元战略入股Senter Power，以抢占面向数据中心的高压直流配电位置，并中标贵州某计算中心的2 GW / 4 GWh储能项目。Fluence与两家美国大型云服务商签署了覆盖12 GW潜在项目管线的协议，LG拿下包括为甲骨文提供项目在内的总计6 GWh的数据中心储能合同，松下宣布3500亿日元的电池投资，目标是将其数据中心储能营收提高三倍。
AIDC储能扩张由AI算力需求与电网承载力之间的差距驱动。现代AI设施每机架的功耗已从传统数据中心的5–8 kW跃升至40–100 kW，而电网接入审批与容量升级通常需三至五年。现场电池系统既可作为备用电源，也能作为加速机房投运的桥梁。
储能正在从辅助备用转变为数据中心的结构性组成。继英伟达在2025年10月提出800V直流供电架构以替代柴油发电机和传统不间断电源（UPS）后，储能系统正被直接接入主配电网络。
这一转变将市场扩展到传统买家之外，涵盖云服务商与基础设施运营商，形成一类全新的需求体系。
全球化2.0
国内市场整合标志着行业迈入成熟的初步阶段，而海外扩张则构成第二道考验。关税体系、上游原料获取与监管标准在主要出口市场同时收紧。
贸易壁垒是最直接的挑战。欧盟对中国电动汽车的反补贴与反倾销措施已实施五年，并在向插电式混合动力车型扩展。美国的《通货膨胀削减法案》持续提升动力电池与储能电池的本土化含量要求。与此同时，中国自2026年4月起将电池出口退税率从9%降至6%，并计划于2027年1月完全取消退税。贸易成本上升正在加速从直接产品出口向海外本地化制造的转变。
与此同时，原材料争夺日益激烈。由美国主导的矿产安全伙伴关系（Minerals Security Partnership）持续推动在中国之外建立关键矿产供应链，而津巴布韦等司法辖区的政策变化凸显了出口政策的不确定性。围绕原材料供应链的战略布局依然是企业的长期运营优先事项。
监管合规则是更为隐蔽但更复杂的技术门槛。欧盟的电池护照（Battery Passport）法规将于2027年2月18日强制实施，要求详细披露生命周期碳足迹、材料来源与再生含量比例。该规则的影响在很大程度上取决于会计框架如何设定；关于中国能源结构或制造过程基线排放数据库的系统性差异，可能影响市场准入。
对此，领先的中国制造商正从被动合规转向主动参与国际标准制定。宁德时代与宝马及德国的Catena-X网络合作，帮助建立了90多个基础碳核算指标。比亚迪投入逾1亿元开发其“i-Carbon Chain”数字化碳追踪平台以覆盖供应链。REPT BATTERO则与TÜV莱茵和Circulor合作电池护照项目，为98项独立数据集获得欧盟通报机构的第三方验证。
海外制造布局也在同步扩展：宁德时代在匈牙利的生产园区、比亚迪在巴西的工厂、Gotion High-tech在美国的合资企业，以及Envision AESC在西班牙的超级工厂。中国电池厂商正从以国内集中生产出口为主的模式，向符合国际标准的本地化制造转型。
下一阶段的国际扩张取决于监管透明度、供应链控制与深度的本地化融合能力。
超越成熟
2026年7月，当锂行业的企业盈利与股价出现分化时，市场参与者在思考行业处于何种演进阶段。
最显著的变化是增长驱动者的转移。上半年储能出货达485 GWh，占总产出的40%以上，储能与移动出行之间的差距迅速缩小。这一需求端的转向，与供给端的产能再平衡同步发生——动力电池装机率已从70%调整至30%–40%的区间，标志着早期放纵式扩张的结束，同时整体利润空间仍承压。
这些结构性变化重塑了市场的进入壁垒。随着314Ah电芯价格六个月内上涨超过25%以及AIDC储能需求的快速扩张，技术能力越来越决定市场地位。随着固态技术国家标准的落地与欧盟电池护照截止日期的临近，合规已成为基本的运营要求。
碳酸锂价格从60,000元回升到200,000元再回落至约150,000元的轨迹，反映了市场在寻求新的均衡。
这一更广泛的转型在7月18日由三部委联合发布的新电池消费税结构中得到强调。自9月1日起，锂离子电池将征收2%的消费税，并于2027年9月上调至4%；钠离子与固态电池在2028年底前免征。该政策结束了持续十余年的锂电池免税期。通过分阶段征税，财政政策旨在通过对既有化学体系征税来鼓励产能优化和技术升级，同时对下一代替代方案给予激励。对以微薄利润经营的二线电芯厂而言，2%的税负（约相当于每Wh 0.007至0.008元）将进一步压缩运营利润，强化资本化头部企业周围的市场集中。
对中国锂电池产业而言，2026年是明显的拐点。那些拥有自主技术、国际合规框架与品牌影响力的企业，将在行业成熟的更广阔舞台上占据优势。相反，依赖单一客户、缺乏技术护城河或无法满足不断演进的合规要求的制造商，将面临愈发严峻的压力。
锂电行业的早期扩张阶段已近尾声，其成熟篇章才刚刚开始。
（本文最初发表于TMTPost App。作者 | AGI-Signal，编辑 | 赵宏宇）
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