中国新型储能首现负增长 增量市场转向结构优化与高质量发展
中国新型储能产业正经历关键转折期。在历经数年政策驱动的规模快速扩张后，2026年上半年市场首次出现增速回调，宣告行业正式迈入以结构优化与质量提升为核心特征的调整阶段。这一转变表明产业发展逻辑正从增量扩张转向存量优化，资源竞争亦从普适性布局升维至优势企业间的实力较量。
增速首次转负，市场进入深度调整期
艾媒网（iiMedia.cn）获悉，8月27日，第十一届储能西部论坛在甘肃召开，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在会上发布CNESA DataLink 2026上半年储能产业数据。
数据显示，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达到168.3GW，同比增长59%，较2025年底增长15%，总体规模仍保持全球领先。
然而，今年上半年新增投运新型储能装机21.81GW/58.6GWh，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，结束了近年来的连续高速增长态势，这也是“十四五”以来首次出现同比下降。
这一关键转折点表明中国新型储能产业正式告别了前几年在政策强刺激下的爆发式增长阶段，步入以质量和效益为核心的调整期。增量市场正在经历由“数量扩张”向“规模与结构优化”的关键转变，行业洗牌加速，资源要素加速向优势企业与优质项目集中，储能产业亟待在调整中重塑增长逻辑。
结构持续优化，大容量与长时储能成为主流
在新增装机规模阶段性回落的表象之下，储能项目的内部结构优化趋势愈发明显，折射出产业技术升级与应用场景深化的内在动力。
数据显示，今年上半年新增投运项目数量同比大幅下降51%，但百兆瓦级以上大型项目数量占比同比提升8%，表明行业正从过去分散化、小型化的粗放发展模式，向集中式、基地化的大型储能电站转型。
与此同时，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小时以上长时储能项目数量占比进一步提升，同比提升4.8%。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。
这种结构性变化具有深刻的产业逻辑：随着风电、光伏等新能源渗透率持续提升，电网对跨时段调节能力的需求日益迫切，更长时长的储能系统能够有效平抑新能源出力波动，提升电力保供能力。
纵观行业整体规模基本面，市场需求也保持着极其强劲的增长韧性。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。
此外，大容量项目在土地利用率、电网接入效率、运维管理成本等方面具备优势，更符合当前新能源大基地建设的一体化开发趋势，有助于提升储能资产的整体利用效率与投资回报水平。
独立储能崛起，全面融入电力市场化进程
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，由过去的“政策支持对象”加速转向真正的“市场参与主体”，这一身份转变正在重构产业的价值创造逻辑。
数据显示，今年上半年独立储能新增装机达15.1GW，装机占比高达69.3%，同比提升13.9个百分点，其市场主体地位得到进一步强化，加速从“新能源配套设施”走向“独立市场主体”。北京电力交易中心市场部主任在论坛上表示，目前大部分省份开放储能参与电力市场，普遍要求具备调度直控、分时计量等技术条件，独立储能“发电/用电”双重身份在中长期和现货市场获得普遍认可。
随着市场准入门槛持续放宽，交易品种日益多元，储能收益模式正从单一的充放电价差收益，向“中长期合约+现货交易+辅助服务”的多元盈利体系升级。北京电力交易中心市场部主任指出，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，成为储能参与最活跃、收益弹性最大的两个方向。
不过，行业发展仍面临体制机制的掣肘：在中长期交易规则、报价方式及结算细则上，各省之间存在显著差异，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。北京电力交易中心市场部主任特别强调：“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。”
当前，储能通过“日间充电、晚间放电”的典型运行模式，有效腾挪电网消纳空间，同时积极参与省间电力交易，发挥外送顶峰支撑与跨省消纳调节的关键作用，成为保障电力供应安全、促进高比例新能源消纳的重要基础设施。作为新能源大省，甘肃的储能利用效率位居全国前列，为储能深度参与电力市场提供了重要的区域实践样本。
从量变到质变，产业迈向高质量发展新阶段
中国新型储能产业此次遭遇的增速回调，并非简单的市场需求萎缩或行业景气度下行，而是产业从野蛮生长走向理性成熟、从政策驱动转向市场驱动的过程，具有结构性调整意义。
在经历前期强补贴、强激励政策下的快速扩张后，市场正通过内生调节机制淘汰落后产能与低效项目，推动资本、技术、土地等核心资源向技术路线先进、运营能力突出的头部企业与大型独立储能项目集中。
短期来看，新增装机规模的阶段性回落将有效缓解产业链上游的供需错配压力，倒逼设备制造商、系统集成商与电站运营商加强技术创新、严控全生命周期成本、提升电力市场交易策略与精细化运营能力，从而推动行业整体盈利水平回升。
长期来看，储能作为构建新型电力系统的核心枢纽与关键支撑，其战略地位不会因短期增速波动而发生改变。随着全国统一电力市场体系建设的提速，以及储能跨市场参与机制、容量补偿机制、容量电价机制的逐步完善，“中长期+现货+辅助服务+容量收益”的复合盈利模式将日趋成熟，储能资产的收益确定性与投资吸引力有望增强。
未来产业竞争的重心，预计将逐渐从装机规模的扩张，转向技术创新水平、全生命周期成本管控能力、电力市场交易策略以及多场景综合应用实力的综合比拼。中国新型储能产业正经历从基础能力建设向质量效益提升的转变，其角色定位也在由配套支撑向主动调节演进。在这一过程中，高质量发展的基础条件正在逐步积累，产业的长期成长空间值得持续关注。
