本报记者 殷高峰 刘欢

国内新型储能行业在经历多年爆发式扩张后迎来结构性拐点。依赖政策强制配储拉动规模增长的模式逐渐失灵，项目收益承压、市场套利空间收窄、粗放式建设弊端凸显，行业从高速扩张转向提质增效。

在此背景下，产业如何破除盈利瓶颈、重塑价值变现逻辑、挖掘新增量场景，成为当前储能产业高质量发展的重要命题。

市场机制破题

在近日举行的第十一届储能西部论坛上，中关村储能产业技术联盟发布的CNESA DataLink 2026年上半年储能数据显示，今年上半年，新增投运新型储能装机21.81GW/58.6GWh，功率和能量规模同比分别下降18%和16%。

中关村储能产业技术联盟理事长陈海生表示，储能产业正从前期的“规模扩张”进入“价值重构”的关键阶段。

储能是消除新能源发电不确定性的有效工具：低谷电价时充电、高峰电价时放电，在时间维度上平移电量；就近配置、灵活调度，在空间维度上优化配置。

“但过去几年，这个‘消除不确定性’的装置，自己的收益却充满不确定性。”清华大学电机系教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清表示。

过去储能行业增长长期依赖地方性补贴和“强制配储”政策驱动。但补贴基本上是一次性奖励或短期补偿，无法覆盖储能电站十年以上的全生命周期；在“强制配储”模式下，大量储能设施建成后利用率偏低，部分处于“建而不用”状态。

变化正在发生。2026年1月份，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次将电网侧独立储能纳入容量电价补偿体系。截至目前，甘肃、吉林、陕西、新疆、湖北、宁夏、青海等省份已相继出台容量电价补偿细则。

“容量电价机制取得了突破性进展，储能正在从政策驱动向市场驱动转变。”北京电力交易中心市场部主任张显表示。

此次论坛举办地甘肃，正是观察这一转变的一个样本。国网甘肃省电力公司电力调度中心主任杨春祥给出了一组数据：甘肃新能源装机占比已超过65%，新能源发电量占比接近40%，电网净负荷曲线正从“鸭子型”加速转向“峡谷型”，午间消纳困难与晚高峰保供压力并存。

甘肃通过市场机制引导，有效释放了规模化储能调节能力，储能利用效率位居全国前列，有效促进新能源消纳。2025年，储能累计充电34.3亿千瓦时，提升新能源利用率2.87个百分点。2026年1月份至7月份，储能累计充电30.06亿千瓦时，提升新能源消纳率提升2.4个百分点。2026年预计全年可增发新能源电量50亿千瓦时。

但杨春祥坦言，甘肃储能发展仍面临系统运行费用等方面的挑战。

“系统运行费应该按照资源的稀缺性来分摊，让储能真正因为提供了调节价值而获益。”夏清认为，这样储能盈利的春天才会真正到来。

相比之下，那些储能利用率更低、现货价差更小的省份，储能项目的盈利压力只会更大。

张显在现场提供了一个国内储能典型项目的样本测算，一个100兆瓦项目年约需6900万元收益才能覆盖成本，但实际收益只有4000万元左右。

造成收益缺口的根源在于，国内储能尚未形成覆盖全生命周期的稳定收益机制，电能量市场价差空间有限，调频与现货市场多为顺序出清难以形成收益叠加，容量补偿标准偏低，多元价值难以充分兑现。

张显从四个方面提出了破题思路，一是丰富储能参与交易品种，完善容量补偿机制并逐步向竞争性容量市场过渡；二是理顺储能调用机制，建设共享储能租赁平台，提升各类储能资源利用效率；三是理顺价格与费用机制，优化系统运行费分摊方式；四是加强市场信号引导，以系统需求为核心优化投资布局。

运营能力为王

在市场机制尚不完善、外部收益存在缺口的背景下，精细化运营也是企业的主动选择之一。

CNESA DataLink的数据揭示了一个重要趋势，新增新型储能项目总数量同比下降49%，但百兆瓦级以上项目数量占比同比提升8.5个百分点。“项目在变大，投资在集中，‘建完就走’的粗放时代正在结束。”陈海生表示。

与此同时，储能系统招采门槛在提升，业绩证明从合同纸面走向投运核验。“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的重要性进一步提升。”陈海生表示。

招投标数据印证了这一趋势。上半年，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达84%。对于供应商而言，这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的竞争。

“未来谁能在大项目交付、工程管理和综合服务上建立优势，谁就更有可能获得更大市场份额。”陈海生表示，储能行业的竞争边界正在从单一的产品能力，延伸至项目交付、系统集成与全生命周期服务的综合能力。

此次论坛专门设置了“独立储能运营与投融资创新”分论坛，分论坛传递出的一个重要信息是储能电站的竞争，正在从“谁能建起来”转向“谁能运营好”。

中车株洲电力机车研究所有限公司综合能源事业部双碳技术中心副主任许东阳测算，储能系统效率每提升1%，一个200MWh电站全生命周期可增加收益约700万元。而当前行业平均能效仅为82.75%，远低于头部企业水平。这意味着仅靠精细化运营，就能拉开巨大的收益差距。

西安奇点能源股份有限公司电力交易经理赵苇量给出了一个更为冷静的判断，独立储能的收益不确定性，本质上是运营能力问题。在他看来，独立储能的上半场拼的是建设速度，下半场拼的是运营精度与韧性。运营方必须同步具备电力交易、市场预判、资金协同等多项能力，才能将收益从“不可测”变为“可经营、可优化、可持续”。

场景边界拓维

如果说市场机制和运营能力回答的是“当下怎么赚钱”，那么算电协同回答的则是“未来还能在哪儿赚”的问题。

“AIDC（人工智能数据中心）正在成为储能明确的新增需求方向，高倍率电芯、针对具体场景的定制化产品，正在成为储能竞争的新方向。”陈海生表示，随着AI技术发展，算力中心电力需求激增，储能作为保障算力设施可靠供能和绿色用能的关键基础设施，其功能正向构网支撑、保供和电能质量保障等方面延伸。

随着AIDC储能需求爆发，2026年以来，一批项目在全国各地密集落地。如深圳市雄韬电源科技股份有限公司在内蒙古乌兰察布为某头部互联网企业超大规模数据中心打造的浸没式储备一体项目在今年1月份并网；双登集团股份有限公司在今年4月份中标天津江天数据科技有限公司120MW/240MWh AIDC储能项目，这是国内首个大型园区级“绿电直连+源网荷储”一体化项目。

从“电力配套”到“数字基建”，储能的角色正在被重新定义。中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运呼吁：“用市场机制挖掘储能在电能量市场、容量市场、调峰调频调压、黑启动等场景的多元价值。”

中关村储能产业技术联盟预测，2026年至2030年中国新型储能累计装机保守情况下为371.2GW，理想情况下为450.7GW，年均复合增长率分别为20.7%和25.5%。

“我们强调的是‘增速换挡’，而不是需求下降。真正的变化在于市场会越来越多关注价值、收益、技术和竞争力。”陈海生称。

市场机制在完善、运营能力在提升、场景边界在拓宽，三个维度叠加，指向同一个方向：从“装上去”到“赚到钱”，储能正在经历一场从规模逻辑到价值逻辑的深刻跃迁。