北京
储能行业正在经历一次值得关注的换挡。
8月27日，中关村储能产业技术联盟发布数据显示，2026年上半年，中国新型储能新增投运装机21.81GW/58.60GWh，功率和能量规模同比分别下降18%和16%。但与此同时，储能系统集采、框采招标规模达到80.16GWh，同比增长95%；独立储能新增装机占比升至69.3%，4小时储能系统中标均价同比上涨21.1%。
装机下降，招标却大增。储能市场究竟是降温了，还是正在发生变化？
如果只看新增装机，很容易将其理解为市场需求放缓。但从项目结构、商业模式和产业竞争来看，2026年上半年释放的更重要的信号是：储能正在从规模扩张转向价值重构。
过去几年，新能源装机增长和政策推动带动储能快速扩张，一年新增多少GW成为衡量行业景气度的重要指标。但随着市场规模扩大，单纯追求装机数量的模式正在发生变化。
今年上半年，新增投运储能项目数量同比下降51%，但百兆瓦级以上项目数量占比提升8%；新增项目平均储能时长达到2.69小时，4小时以上项目数量占比进一步提升。
也就是说，项目数量在减少，但项目正在变大、储能时长正在变长。这更像是市场进入结构性调整，而非需求突然消失。
装机与招标的反差也值得关注。上半年储能系统集采、框采招标规模同比增长95%，远高于新增投运装机增速。这表明市场需求仍然存在，只是招标、采购、建设和投运之间存在周期，单一时期的投运数据并不能完全代表市场真实需求。
与此同时，储能需求结构正在发生变化。
上半年独立储能新增装机15.1GW，占新增市场69.3%，成为主要新增形态。相比过去依附于新能源项目的配套储能，独立储能更强调通过电力市场实现自身价值。
这意味着储能正在逐渐告别“为了配储而配储”。
过去，储能项目能否落地，很大程度上取决于政策要求；未来，一个项目能否持续运营，则更多取决于能否获得稳定收益。随着容量电价机制逐步建立，储能收益正在从单一模式向“容量电价+电能量市场+辅助服务市场”拓展。
这可能是储能行业比装机增减更重要的一次变化：储能正在从新能源的配套设施，变成电力市场中的独立资源。
因此，储能下一阶段的竞争也将从“拼成本”转向“拼收益”。
今年上半年，2小时储能系统中标均价599.3元/kWh，同比增长8.3%；4小时系统中标均价541.3元/kWh，同比增长21.1%。在过去长期价格竞争的背景下，储能系统价格出现回升尤其值得关注。
这并不意味着储能行业失去成本优势，而是说明市场对系统性能和项目价值的要求正在提高。随着项目大型化、储能长时化，企业竞争不再只是比拼设备价格，还要比拼系统效率、安全性、涉网能力、工程交付和全生命周期运营。
产业链也正在经历类似变化。
截至今年上半年，全国已经投产的储能电芯产能达到809.5GWh，而中国企业电力储能锂电芯全球市场出货量为380GWh。庞大的制造基础仍在，但新增产能增速已经放缓。
这意味着行业正在从“扩产能”转向“提升有效供给”。大容量电芯、长时储能、构网型储能以及面向AI数据中心的储能产品不断出现，储能竞争开始从标准化产品走向场景化产品。
海外市场则提供了另一块增量空间。今年上半年，中国企业储能海外订单签约规模达到298GWh，同比增长83%。但储能出海也已经从简单的产品出口，转向海外建厂、本地化服务和综合解决方案竞争。
因此，2026年上半年储能行业真正值得关注的，是行业装机、项目、价格、收益模式和竞争格局正在同步变化。
进入“十五五”，储能产业仍有增长空间，但增长的衡量标准正在改变。
过去看的是“装了多少”，未来更应该看“创造了多少价值”；过去比的是“谁的价格低”，未来比的将是“谁更懂电力系统、谁能把项目运营好、谁能在全球市场建立综合能力”。
装机增速放缓，并不意味着储能行业失去热度。相反，这可能意味着一个靠规模驱动的产业，正在进入靠价值和能力驱动的新阶段。
藻知科技评论员 朱玥怡
编辑 岳彩周
校对 柳宝庆
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