2026年8月27日，第十一届储能西部论坛在甘肃兰州盛大开幕。本届论坛由中国能源研究会、兰州大学、中关村储能产业技术联盟主办。在开幕式上，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做了题为“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2026年上半年中国储能产业发展情况，并对“十五五”阶段产业发展趋势进行研判。

根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，截至2026年6月底，中国电力储能累计装机规模达到237.7GW，同比增长41.7%；其中，新型储能累计装机达到168.3GW/448.7GWh，同比增长59%/71%，较2025年底增长15%。

图1：中国新型储能市场累计装机规模（截至2026.H1）

数据来源：CNESA

与此同时，2026年上半年新增投运新型储能装机21.81GW/58.60GWh，功率和能量规模同比分别下降18%和16%。在累计规模持续增长与新增规模阶段性回落并存的情况下，储能产业正在从前期的“规模扩张”进入“价值重构”的关键阶段，并呈现出新的发展特征。

装机格局：

增速阶段性调整，项目大型化、长时化趋势明显

2026年上半年，新增储能项目数量同比下降，但项目单站规模明显提升。上半年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%。

图2：2026年上半年中国新型储能市场项目功率规模等级分布情况

数据来源：CNESA

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”的转变。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。

当然，新增装机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。

图3：近三年中国新增投运新型储能项目平均储能时长

数据来源：CNESA

商业模式：

完整收益版图成型，运营能力成关键因素

2026上半年，独立储能新增装机15.1GW，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。

图4：2026.H1 中国新增投运新型储能项目应用分布（功率规模占比）

数据来源：CNESA

2026年初，114号文件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，这是首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值。目前甘肃、吉林、陕西、新疆、湖北、宁夏、青海等省份相继出台容量电价补偿细则，不同地区补偿标准差异较大。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。

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也在不断丰富。

与此同时，储能市场化转型仍面临诸多挑战。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。

市场竞争：

逻辑正在改变，从价格走向综合能力

2026上半年，储能招标需求仍保持活跃。储能系统集采/框采招标规模80.16GWh，同比增长95%，占比超50%。采购市场呈现高集中特征，招标规模前五企业占比84%。对于供应商而言，意味着竞争已经不只是“单项目竞争”，而是逐步进入供应体系和长期合作能力竞争。

EPC中标规模持续增长，竞争主体快速扩容。上半年EPC中标规模161.2GWh，同比增长112%；EPC中标企业数量达到580家，同比增长88%。储能EPC参与主体增加，且主体结构多元化，行业集中度下行。未来谁能够在大型项目交付、工程管理和综合服务上建立优势，谁就更有可能获得市场份额。

储能系统集采中标集中度下滑，对电力系统的认知成重要竞争力。2026上半年，主要企业中标标段数占集采/框采标段总数46%，集中度同比下降7%；中车株洲所中标标段数继续保持领先，发电、电网系企业凭借其对电力系统的深厚理解、涉网技术积淀与大型项目业绩等，批量入围系统集采中标企业的主要行列。

图5：2026.H1储能系统集采/框采中标企业入围标段数量分布（单位：个）

数据来源：CNESA、公开招标平台

储能系统中标价格整体稳步上行，长时储能涨幅显著。2h储能系统中标均价599.3元/kWh，同比上涨8.3%；4h储能系统中标均价541.3元/kWh，同比增长21.1%，且4h系统价格波动区间明显扩大。EPC中标价格震荡上行，4h项目高报价回落，低位报价抬升，报价区间收窄，价格一致性明显增强。价格不再是判断项目竞争力的唯一指标，成本控制、系统集成与项目交付能力等的重要性进一步提升。

注：2小时磷酸铁锂电池储能EPC项目，不含用户侧应用

数据来源：CNESA

从产业链看，储能电芯出货仍保持较快增长，今年上半年中国企业电力储能锂电芯全球市场出货量达380GWh，全年有望达到850GWh。不同出货规模企业形成分层竞争格局，市场集中度仍处于较高水平。同时，中国储能电芯已形成庞大的制造基础，截至今年上半年全国已投产的储能电芯产能达到809.5GWh（不含动储柔性切换产线），但新增产能增速已经明显放缓。

图7：2026.H1中国企业储能锂电芯全球市场出货量分布（单位：GWh）

注：各区间段入围企业按照企业简称首字拼音排列

统计口径：2026.H1企业自主生产的储能电芯（不含基站、数据中心电芯）在全球的出货量。出货量以储能电芯已出厂、交付至客户处或项目所在地为准。

数据来源：CNESA

在行业发展从规模扩张转向高质量发展的背景下，企业竞争的核心正在从“做大产能”逐步转向“提升有效供给能力”。

技术与场景：

多元路线协同迭代，AIDC等新兴场景需求释放

2026上半年，储能技术迭代活跃。锂电大容量持续发展，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，PCS、构网型储能、数字化运维、安全技术也在同步演进。未来的技术格局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。

图8：截至2026.H1中国电力储能累计装机规模分布情况（功率规模占比）

数据来源：CNESA

从新兴场景看，AIDC形成非常明确的储能需求。一方面，储能为AI数据中心提供可靠、绿色的能源保障；另一方面，AI正在进入储能运行、安全管理和经营决策等环节。2026上半年，AIDC方向的新品集中出现，涉及高倍率电芯、SST、备电系统、综合解决方案等。未来储能产品将走向针对具体场景进行定制，同时产品竞争也会从单一设备，进一步走向储能+电力电子+能源管理+综合能源服务。

储能出海：

海外订单298GWh，从产品出口转向综合输出

国内市场结构变化的同时，中国储能企业全球化继续加速。

2026年上半年，中国企业储能海外订单签约规模达到298GWh，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。

图9：2026.H1中国企业储能出海订单签约规模区域分布（单位：GWh）

数据来源：CNESA

值得注意的是，中国储能企业出海正在从单纯的产品出口，进一步向海外建厂、本地化服务、技术合作与综合解决方案输出演进。

全球储能市场仍处于增长阶段，但贸易壁垒、供应链安全、本地化合规等因素也在重塑全球竞争环境。未来，中国企业的全球化竞争将更加考验综合能力。

“十五五”前瞻：储能产业将进入新的发展周期

综合2026年上半年产业数据，“十五五”阶段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”。

未来一段时期，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。

规模仍在增长，但储能产业发展的逻辑正在发生变化。

这或许是2026年上半年储能产业释放出的最重要信号。

（中关村储能产业技术联盟）