▶  本报记者  叶伟

　　8月26-28日，第十一届储能西部论坛在甘肃省兰州市召开。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表示：“2026年上半年，我国储能新增规模出现阶段性回落，表明储能行业正在从前期规模扩张进入价值重构的关键阶段。未来几年，储能行业将进入增速换挡期，市场将更加关注价值收益、技术竞争力和全生命周期运营能力。”

　　新增装机规模回落

　　储能作为破解风光新能源间歇性、波动性难题的关键支撑技术，已成为能源转型的核心抓手与新质生产力培育的重要赛道。近年来，我国储能装机规模快速增长，技术路线更加多元，产业生态持续完善。

　　根据中关村储能产业技术联盟 DataLink全球储能数据库不完全统计，截至2026年6月底，我国电力储能累计装机规模达到237.7吉瓦，同比增长41.7%。其中，新型储能累计装机达到168.3吉瓦，同比增长59%。

　　同时，数据显示，2026年上半年，我国新增投运新型储能装机21.81吉瓦，同比下降18%。新增投运储能项目数量同比下降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%。

　　“新增装机规模回落并不意味着市场需求下降，而是储能建设节奏正在回归常态，项目形态和市场结构正在发生变化，储能增量市场正在经历由数量扩张向规模与结构优化的转变。”陈海生说，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。

　　此外，2026上半年，储能技术迭代活跃。大容量锂电池持续发展，500Ah以上产品开始量产；液流电池、压缩空气储能等长时储能技术占比提升0.2%；钠离子、半固态、飞轮等技术加快落地。与此同时，构网型储能、数字化运维、安全技术也在同步演进。陈海生说，未来的技术格局将朝着锂电继续承担主体需求，多技术路线围绕不同场景形成差异化发展。

　　全面进入电力市场

　　与会人士认为，随着电力市场机制不断完善、容量电价机制全面推行，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”。

　　据了解，2026上半年，我国独立储能新增装机15.1吉瓦，装机占比69.3%，占比提升13.9%，成为新增市场主要形态。与此同时，独立储能完整收益版图成型，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。

　　陈海生认为，从储能参与电力市场情况看，目前仍以现货和调频为主，同时爬坡、备用、黑启动等新的辅助服务交易品种在不断丰富。此外，随着容量补偿机制落地，储能容量价值已经打开，但是容量时长折算对储能收益影响较大，商业模式还需进一步完善。

　　北京电力交易中心市场部主任张显表示，储能已获与火电、新能源同等主体地位，现货和辅助服务市场是其参与最活跃的领域。

　　“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。”张显说，“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。”

　　与此同时，储能市场化转型仍面临诸多挑战。飔合科技西北区域业务负责人苏克武认为，全国独立储能的收入来源基本都是由电能量收益、辅助服务调频、容量电价补贴3个部分构成。然而，目前储能收益面临收益收窄、长期不确定、成本高企三重挑战。

　　陈海生表示，今年上半年，部分地区现货峰谷价差收窄，而系统运行费用增加，储能充电成本进一步上升，导致电能量收益收缩。未来储能项目的价值不仅取决于设备投资成本，更取决于市场交易能力、运行策略和全生命周期运维水平。

　　张显表示，要进一步丰富储能参与的交易品种，完善容量补偿机制并逐步向竞争性容量市场过渡，拓宽收益回收渠道。

　　重点关注三个方向

　　中关村储能产业技术联盟预计，在经历前期爆发式增长后，储能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。

　　“储能产业仍将保持增长，但发展的核心逻辑将进一步从规模优先转向价值与质量并重。”陈海生说，未来一段时期，储能产业值得重点关注3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，以及人工智能数据中心（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。

　　张显表示，要理顺储能调用机制，建设共享储能租赁平台，提升各类储能资源利用效率，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；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，避免资源错位。

　　“未来，要持续优化储能布局，鼓励光伏发电主动配储、完善市场政策机制，强化储能全生命周期经济性，提高储能利用频次，推动多元价值利用升级，助力新型电力系统建设，从而实现储能规模化应用。”国网甘肃省电力公司电力调度中心主任杨春祥说。