中国新型储能遭遇“十四五”以来首次负增长
随着电力市场机制不断完善，新型储能正全面 进入 电力市场，由 “ 政策支持对象 ” 加速转向 “ 市场参与主体 ” 。
8月27日，第十一届储能西部论坛在甘肃召开。论坛上，中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长陈海生发布了CNESA DataLink 2026上半年储能产业数据。
截至2026年6月底，中国电力储能累计装机规模达237.7 GW，同比增长41.7%；其中，新型储能累计装机达到168.3 GW，同比增长59%，较2025年底增长15% 。
今年上半年，新增投运新型储能装机21.81 GW/58.6 GWh，功率和能量规模同比分别下降 18%和16%， 新增规模阶段性回落。这结束了近年来的连续高速增长，为“ 十四五”以来首次同比下降。
与此同时， 新增投运项目数量同比下降51%，百兆瓦级以上项目数量占比同比提升8%。 新增投运项目平均储能时长达到2.69小时，同比增长2.3%；4小时以上项目数量占比进一步提升，同比提升4.8%。
这意味着，储能增量市场正在经历由“数量扩张”向“规模与结构优化”转变。大型储能电站逐步成为新增市场的重要组成部分，储能长时化趋势进一步显现。
独立储能的 市场主体 地位进一步强化今年上半年新增装机达15.1GW，装机占比69.3%，提升13.9个百分点， 加速从 “ 配套设施 ” 走向 “ 市场主体 ” 。
北京电力交易中心市场部主任张显在论坛上表示，目前绝大部分省份已开放储能参与电力市场，普遍要求具备调度直控、分时计量等条件，独立储能 “ 发电/用电 ” 双重身份在中长期和现货市场获普遍认可 。
随着市场准入持续放宽，交易品种日益多元，储能从单一价差收益向“中长期+现货+辅助服务”的多元盈利体系升级， 其中现货市场与辅助服务已成为储能参与最活跃、收益弹性最大的两个方向。
张显表示，现货市场与自动发电控制(AGC)调频服务已覆盖全国多个省份，储能参与渠道逐步拓宽。但在中长期交易规则、报价方式及结算细则上，仍存在显著的省间差异。部分地区已实现现货与辅助服务的联合参与，而部分地区仍处于单一市场准入阶段。
“市场开放数量提升只是第一步，跨市场可兼容、可叠加才决定储能收益空间。”张显强调。
储能通过 “ 日间充电、晚间放电 ” 模式有效腾挪电网消纳空间，同时参与省间电力交易，发挥外送顶峰支撑与跨省消纳调节作用，已成为保障电力供应、促进新能源消纳的关键支撑。
作为新能源大省，甘肃的储能利用效率位居全国前列。国网甘肃省电力公司电力调度中心主任杨春祥在论坛上披露，2026年1-7月， 甘肃 储能累计充电30.06亿千瓦时，提升新能源消纳率2.4个百分点，预计2026年全年可增发新能源电量50亿千瓦时。
杨春祥 建议，应鼓励光伏发电主动配储。他表示，受全网发电同质化特征影响，午间消纳矛盾日益突出，在储能投资成本下降情况下，光伏企业通过建设站内储能，至少实现每日“一充一放”，提高场站发电利用率，提高市场电能量收益，同时通过参与调频辅助服务市场获得调节受益，叠加部分存量项目的补贴政策，共同支撑储能发展应用场景。
储能容量价值逐步兑现。 2026年1月，国家发改委、国家能源局正式印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文），提出分阶段、分类完善容量电价机制，明确电力现货市场连续运行后有序建立发电侧可靠容量补偿机制。
随着政策推进，储能参与电力市场收益版图逐步补齐， 行业从强制配储驱动模式， 正式进入“容量电价+电能量市场+辅助服务市场” 三维收益运营新阶段。
但 储能市场化转型仍面临诸多挑战。
张显指出，目前储能参与市场交易品种有待丰富，容量价值回收渠道窄，多元价值难以充分兑现。
目前，全国9个省份出台了独立储能容量电价细则，绝大多数地区尚未建立覆盖全周期储能容量价值的补偿机制，储能收益高度依赖短期行情，项目长期投资预期偏弱，部分电站面临阶段性经营承压甚至“即投即亏”的困境。
“国内多数省份现货年均价差约0.3元/kWh，仅靠现货与辅助服务难以收支平衡，近3000万元缺口依赖容量租赁等政策性收入填补。”张显补充道。
此外，储能定位仍待理顺，配储调用效率有待提高，调节潜力释放不充分。
目前，小型独立储能与用户侧储能缺乏完善的可观可测可控体系，调度机构主动调用意愿有限；新能源配储多被限定服务自身场站，难以纳入电网统一调度，跨市场交易通道不畅，导致年均利用小时数显著偏低。此外，部分省份对储能充放电时段实施严格管控，极大限制了储能的灵活调节能力。
张显指出，储能从“能建”到“能调”仍有断点，配储不是“装上即可用”，关键在于是否能被统一调度、灵活调用并进入多市场交易。
张显建议， 完善容量补偿机制，加快独立储能容量电价全国落地，并逐步向竞争性容量市场过渡，补偿与顶峰贡献挂钩，形成覆盖全生命周期的“压舱石”收益。
此外，需理顺价格与费用机制，系统运行费、辅助服务费应遵循“谁受益、谁承担”原则，向终端用户合理疏导，优化储能充电费用机制，清晰核算其公共调节服务价值。
在投资端，储能投资建设与市场配置存在需求不匹配问题。张显提出，还需加强储能与市场衔接，引导储能有序投资布局，以系统需求为核心，结合风光、负荷、外送通道测算储能适配规模，优先在负荷中心、大型风光基地布局长短时储能。
此外，增设长期搁置项目自动清退机制，化解规划量大、有效可调容量不足问题。统筹储能、抽水蓄能、灵活火电、可控负荷协同布局，构建多元调节资源互补体系。
国内市场结构变化的同时，中国储能企业全球化继续加速。
今年上半年，中国企业储能海外订单签约规模达到298 GWh，同比增长83%。欧洲仍是重要市场，中东、印度、智利等市场增长较快。
出海企业中，电池企业仍为主力，订单规模占比接近45%；户储及系统集成类企业订单增速较快，占比超过35%。
大型储能仍是主要形态，工商业与户储呈高速增长态势，矿区、AIDC等特定场景定制化方案成为新增长极。
中关村储能产业技术联盟预计，在经历前期爆发式增长后，行业将进入增速换挡期。2026-2030年，保守与理想场景的年均复合增长率分别约为20.7%和25.5%，增速放缓，但绝对增量依然显著。
“十五五” 时期，储能产业值得重点关注三个方向：
一是价值进一步释放。 储能将从新能源配套资源进一步转向新型电力系统的重要组成部分，容量、调节等多元价值将逐步兑现。
二是技术与场景持续重构。 长时储能、多技术路线协同、构网型储能以及AIDC等新场景将持续拓展。
三是竞争边界不断扩大。 国内市场加速市场化运营，中国企业全球化持续推进，未来企业竞争将更加依赖技术、成本、运营、工程和全球化等综合能力。