北京
机构数据显示，2026年前三季度，国内新增投运新型储能装机35.30GW/102.31GWh，功率端同比微降3%，能量规模同比增长6%。
今年上半年，国内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%。
上述数据显示，今年国内市场新增投运新型储能装机的节奏呈现前低后高，Q3迎来集中修复。Q1功率新增10.5GW，Q2新增11.31GW，Q3新增13.4GW，连续3个季度单季功率均突破10GW;9月单月新增4.33GW/14.08GWh，功率同比增长42%、能量规模同比增长69%。
经计算，前三季度新增投运新型储能项目平均储能时长2.90小时，较上半年的2.69小时，提高7.8%;而9月单月平均储能时长已超3.25小时。
前三季度新型储能装机同比呈现“功率降、电量升”的特点，其核心不是市场萎缩，而意味着行业正逐渐告别装机功率竞赛;随着项目平均时长进一步拉长，表明长时储能已成为拉动电量增长的核心引擎。
值得一提的是，国内市场独立储能新增占比持续提高。
今年上半年，国内市场独立储能新增15.1GW，占新增总功率的69.3%;而9月单月，独立储能则贡献了当月新增总功率的85.3%。
这也表明，储能已不再依附风光项目配套，而转型成为服务电网调度的独立经营性资产。
宁德时代董事长曾毓群日前指出，“储能，正在从新能源的配套设施，逐步成为电力系统不可或缺的新型基础设施。”因此，储能行业不能只追求设备参数的提升，更要构建满足电网需求的系统能力和长期可靠性。
曾毓群表示，未来需要完善整站级解决方案、坚持材料和电化学体系的底层创新、延伸整站级体系化实证，从而兼顾全球不同区域电网、算力负荷等差异化场景需求。
从技术端看，磷酸铁锂电池储能仍是目前新型储能的基本盘，大容量电芯方案持续普及;全钒液流、压缩空气储能等长时路线也批量落地;钠电储能由示范逐步走向商业化，多技术互补格局已经成型。
行业逻辑正在转向，过去强制配储驱动的时代已经落幕，储能电站全生命周期收益、容量价值、放电价值、安全可靠性成为立项前置条件，纯低价竞标集成商生存空间持续被压缩。
市场方面，长时化、独立化、全球化，将持续重塑对储能电池需求的市场格局。厂商竞争的重心正由产能规模，转向长循环产品研发能力、海外碳足迹认证与系统交付能力。风险方面，区域容量指标收紧、电价机制波动、海外贸易壁垒，仍是产业链核心变量，产业链企业需平衡机遇与不确定性，打磨自身长期竞争力。
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