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装机破1.68亿千瓦之后:新型储能的“市场化大考”刚刚开始

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-07 09:24

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

一组数字,勾勒出中国新型储能的狂飙突进。据中关村储能产业技术联盟DataLink全球储能数据库监测,截至2026年6月底,国内电力储能累计装机237.2GW,同比提升41.4%;其中新型储能达168.2GW,占电力储能七成以上,同比增长58.6%,已成为产业扩容的核心支撑。国家能源局的答复口径同样印证了这一趋势:截至2026年一季度末,我国已建成新型储能装机规模超过1.4亿千瓦。

然而,与装机数据的“狂飙”形成反差的,是行业盈利模型的集体承压。上半年新型储能新增21.64GW/58.20GWh,规模同比回落超15%,项目并网回归常态,区域布局愈发集中。规模增速换挡的背后,正是市场机制与产业诉求之间的新一轮磨合。独立储能“容量电价+电能量套利+辅助服务”的三位一体收益模式被视为可持续运营的基础,但各地市场建设进度不一,多重盈利痛点叠加,电站经营压力持续走高。

现货价差收益偏低,是最直接的堵点。今年上半年,全国现货价差均值约0.15至0.45元每千瓦时,西北区域下滑趋势最为突出,蒙西上半年平均价差仅0.26元每千瓦时,同比大幅下降42%。与此同时,受能源结构和电力供需多重因素影响,部分地区电价全天维持低位,高峰时段电价抬升不足、高价位持续时间较短,储能电站捕捉能够实现盈利的放电窗口难度持续加大。

充电成本却在上涨。2026年上半年,全国系统运行费平均涨幅接近翻倍,有6至7个省份超过0.1元每千瓦时,最高达到0.15元每千瓦时。在偏低的现货价差水平下,叠加储能自身充放电的能量损耗,部分电站已存在亏损风险。一涨一压之间,独立储能“只建不盈”的隐忧浮出水面。

容量电价政策的落地节奏,则显得相对迟缓。目前仅有6个省份正式出台实施细则,容量补偿价格在165至330元每千瓦每年之间,可靠容量折算系数对应6、8、10小时,系统净负荷高峰持续时长成为各地容量补偿机制的关键参数。按照4小时系统折算,甘肃补偿金额最高可达193.5元每千瓦每年,但需满足相对严格的考核要求。政策从“纸面”走向“电站”,仍有相当长的落差。

辅助服务市场的机制完善同样在途。目前仅少数省份允许储能正式参与调频市场,多数地区仍处于规则完善和试运行阶段,除调频外少有其他市场品种建立。由于市场成熟度有限,储能难以同时参与现货与辅助服务市场,多重价值难以叠加兑现。部分省份还限制了储能参与调频的容量申报比例,随着本地储能装机快速增长,单站调频收益持续下滑。

放眼“十五五”,顶层设计给出的方向已然明确。《中国新型储能发展报告2026》锚定市场化、长时化、规范化、国际化四大主线,明确场景差异化布局、长时储能技术攻坚、政策标准体系搭建、统一电力市场改革、对外开放等六大发展方向,并将2026年列为重点落地项目之年:编制储能专项五年方案、推进核心装备创新示范、统筹项目规划布局、优化电力市场机制建设、健全行业标准并拓宽国际合作。

行业的共识也在收敛:单纯依靠压价、拼装机的粗放模式难以为继,储能价值必须回到系统真实的调节需求中去找。所谓“市场化大考”,考验的不仅是电价差、补偿标准等具体参数,更是一整套让储能价值被定价、被发现、被兑现的机制设计。谁是高峰时段能顶上来的资源,谁能为电网提供惯量与频率支撑,市场就应当给谁更充分的回报。

值得一提的是,装机规模“破亿千瓦”之后,储能产业链的分化也在加剧。头部企业凭借渠道、技术与资金优势加速整合,腰部厂商则在价格战中承压出清。2026年初以来,系统集成招标价格持续低位运行,行业整体处于“承压重构、提质突围”的调整期。洗牌过后,真正具备全生命周期服务能力与技术创新实力的企业,将获得更大的市场话语权。

回望这一轮储能产业发展,2025年136号文取消新能源强制配储要求,确立了储能独立市场主体地位,行业从“政策配储”转向“市场价值驱动”,这既是阵痛的根源,也是长期向好的起点。新型储能从第一电力调节资源走向系统“压舱石”,注定要经历收益模式的重塑。让市场检验每一度电的价值,让机制引导每一项投资的去向,这是装机规模跨越1.68亿千瓦之后,中国新型储能真正要啃下的“硬骨头”。

市场分化之下的区域差异,同样值得细读。华东地区经济发达、负荷密度高,峰谷价差相对可观,独立储能项目的收益构成相对多元;而西北地区虽然新能源资源富集、储能需求旺盛,但电价水平整体偏低,现货价差与系统运行费的双向挤压更为明显。同一套商业模式,在不同省份的落地效果可能天差地别,这提醒投资者与运营方,独立储能的选址与策略必须"一省一策",甚至"一站一策"。

招标市场的热度与运营端的压力,形成了耐人寻味的对照。公开数据显示,2026年上半年国内大储(百兆瓦时级及以上)EPC招标规模达304.8吉瓦时,同比增长193%,配建式储能市场在延续高景气。招标放量,说明业主对储能作为电力基础设施的刚性配置需求依然强烈;而运营收益承压,则暴露出"建"与"盈"之间的时滞——储能电站投运后真正产生稳定回报,还需要更完善的市场机制保驾护航。

值得一提的是,独立储能运营策略正在从"被动充放"走向"优储优用"。部分头部运营商开始根据现货价格曲线、容量补偿考核与辅助服务需求动态编排充放电策略,甚至引入人工智能优化调度,以提升单位容量的综合收益。运营精细化,成为摊薄成本、改善盈利的关键变量,也是行业从"跑马圈地"转向"精耕细作"的鲜明注脚。新型储能的下一程,比拼的将不再只是装机规模,而是算力、算法与运营智慧。"

储能产业的学习曲线,也在提醒从业者"快半步"或"慢半步"的分野。市场机制尚处完善期,真正具备运营数据积累、调度接口打通与精细化运维能力的企业,往往能在电价与补偿的边际变化中率先受益。一批先行者已开始把储能电站从"单一设备资产"向"综合能源服务入口"重新定义,通过聚合周边分布式资源、提供具有特色的辅助服务,探索多元价值变现。谁先跑通长效盈利模型,谁就将在市场化大考中掌握主动权。"

【文中信息及数据来源于:国家能源局、中关村储能产业技术联盟《中国新型储能发展报告2026》、中国化学与物理电源行业协会等公开信息。】

【研究支持机构:《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

马行川