CNESA：上半年新型储能新增装机降18% 产业迈入价值重构期
2026年以来，中国新型储能产业在连续数年高速扩张后步入调整周期。装机增速的阶段性回落，并非行业景气度的逆转，而是产业由规模驱动向价值驱动的转型前奏，表明储能发展逻辑正经历重构。
装机增速阶段性回落，产业步入价值重构关键期
艾媒网（iiMedia.cn）获悉，8月27日，由中国能源研究会、兰州大学与中关村储能产业技术联盟（CNESA）联合主办的第十一届储能西部论坛在甘肃兰州盛大开幕。作为西部新能源产业高地的标志性盛会，本届论坛选址兰州本身就折射出储能产业与风光大基地建设的深度绑定。
开幕式上，CNESA理事长、中国科学院工程热物理研究所所长发表题为“新型储能产业发展现状及趋势”的主旨报告，并正式发布CNESA DataLink 2026上半年储能产业数据，系统梳理产业发展脉络，同时对“十五五”阶段趋势作出前瞻性研判。
数据显示，2026年上半年中国新增投运新型储能装机21.81GW/58.60GWh，功率与能量规模同比分别下降18%和16%，这是新型储能产业在经历连续多年高速增长后，首次出现新增装机的回调。
但截至2026年6月底，中国电力储能累计装机规模达237.7GW，同比增长41.7%；其中新型储能累计装机168.3GW/448.7GWh，同比增长59%/71%，较2025年底增长15%。
这种“累计规模屡创新高、新增规模阶段性回落”的强烈反差，传递出一个信号：中国新型储能产业正从前期的粗放式规模扩张，全面迈入以质量效益、运营能力和系统价值为核心的价值重构关键阶段，行业底层发展逻辑正发生变革。
项目大型化与长时化趋势凸显，市场结构深度优化
透过2026年上半年数据，储能增量市场的内部结构正在发生质的跃迁。
CNESA DataLink全球储能数据库统计表明，上半年新增投运项目数量同比大幅下降51%，但项目单体规模与储能时长双双跃升：百兆瓦级以上大型项目数量占比同比提升8个百分点，新增项目平均储能时长达到2.69小时，同比增长2.3%，其中4小时以上长时储能项目数量占比进一步提升4.8%。
这一“量降价升”的态势表明，储能市场明确告别过去小规模、短时长、分散化的粗放发展模式，转向大规模、长周期、集约化的高质量发展路径。在甘肃及西北地区大型风光基地加速投运的背景下，配置更大规模、更长时长的储能电站，成为平滑新能源出力波动、保障电力稳定外送的刚需。
“量降价升”的质变同样体现在宏观规模的跃迁上。iiMedia Research（艾媒咨询）发布的数据显示，2025年中国新型储能累计装机规模达到144.7GW，同比增长84.80%。国家发展改革委、国家能源局联合印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》提出，到2027年全国新型储能装机规模目标达到1.8亿千瓦以上，同时加快新型储能价格机制建设，鼓励新型储能全面参与电能量市场与辅助服务市场，拓展多元化收益渠道。预计未来两年半内国内大型储能装机规模将实现翻倍增长，国内储能行业正迈入高速发展新阶段。
项目大型化对系统集成复杂度、安全管控标准和并网技术要求提出了前所未有的挑战，同时也为具备总包能力的一线企业创造了集中度提升的机遇；而长时化趋势则利好液流电池、压缩空气储能、熔盐储热等多元技术路线的商业化突破。
需要强调的是，新增装机的阶段性回落并非市场需求的萎缩，而是建设节奏从政策冲刺式抢装回归理性常态，市场资源配置效率正在提升。
独立储能主导增量市场，三维收益版图成型重塑商业逻辑
从应用形态与商业模式维度观察，2026年上半年储能产业同样呈现出历史性转变。数据显示，独立储能新增装机达15.1GW，在新增市场中占比高达69.3%，同比大幅提升13.9个百分点，稳固确立为市场主流。
更深层的变化在于，独立储能的完整收益版图正式成型，行业整体从过去依附于新能源强配政策的被动建设模式，历史性迈入“容量电价+电能量市场+辅助服务市场”三维收益协同运营的新阶段。
2026年初发布的114号文件明确，在电力现货市场连续运行地区有序建立发电侧可靠容量补偿机制，这意味着储能设施首次在顶层制度层面获得了作为独立市场主体获取容量收益的合法路径。在这一框架下，容量电价为储能提供了基础性的固定成本回收保障，电能量市场（尤其是现货市场）提供了峰谷价差套利空间，辅助服务市场则贡献了调频、调峰、备用等灵活性价值。
三重收益机制的叠加，使得储能项目的经济性评估模型发生改变，行业核心竞争力也从单纯的设备集成与成本控制能力，全面转向电力现货交易策略优化、辅助服务响应精度提升及全生命周期资产运营能力。对于资本市场而言，清晰可预期的收益模式将显著提升储能资产的估值水平，而那些缺乏电力市场理解深度和运营能力的简单集成商，将面临严峻的生存考验。
告别野蛮生长迈向精耕细作，“十五五”储能产业高质量发展可期
综合审视2026年上半年产业运行态势，新型储能新增装机的阶段性放缓，不应被误读为行业景气度的逆转，而应被视为从政策强刺激下的爆发式增长，向市场机制驱动的内生性增长过渡的调整。
过去几年间，在新能源强制配储政策的强力推动下，中国储能装机规模实现跨越式扩张，但快速膨胀背后也积累了利用率偏低、同质化竞争严重、部分项目“建而不用”等结构性隐忧。当前新增装机的回调，为产业提供了产能优化、风险出清和模式迭代的宝贵窗口期。
项目大型化与长时化趋势提升了储能对电力系统的真实调节价值，独立储能与市场化收益机制的结合则为行业注入了可持续的商业动能，这种“内功修炼”远比单纯的装机数字更具长远意义。
从产业链视角看，装机增速的放缓将传导至中游电池与上游原材料环节，加速低端产能过剩出清，推动行业从“产能竞赛”转向“技术竞赛”，具备高安全、长寿命、低成本特性的储能专用电池及高端变流器、能量管理系统将获得更多市场份额。
与国际市场相比，中国储能产业在装机规模上处于全球领先地位，此次商业模式与市场结构的双重进化，更将为全球储能商业化路径提供“中国方案”。面向“十五五”，随着电力市场改革深化、长时储能技术成本下降以及源网荷储一体化模式的推广，储能产业将在技术多元化、场景精细化和机制成熟化三个维度上持续进阶。
可以预见，经历此轮深度调整后，中国新型储能产业的政策驱动与市场驱动因素将趋于平衡，技术创新、市场价值与系统服务能力在产业竞争格局中的权重有望进一步提升。在此进程中，新型电力系统建设和“双碳”目标的推进，可获得来自储能侧更为坚实且具有经济合理性的支撑条件。
