【财新网】今年国内储能规模持续扩大，不过在强制配储政策退出后，增量市场迎来阶段性调整。

装机规模下降的背后，2026年上半年，国内新增新型储能项目、新增投运项目的数量均同比腰斩；但项目大型化、长时化趋势明显，同期百兆瓦级以上项目数量占比同比提升8%，因此整体规模仅减少近两成。

2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（下称“136号文”），提出推动新能源上网电量全面进入电力市场，同时取消新能源电站强制配置新型储能的政策，将新型储能全面推向市场，成为此轮储能行情的启动“按钮”——从“装机导向”转向“效能导向”，行业正式从政策驱动迈入市场驱动的拐点。（详见财新周刊《新型储能迎拐点》）“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，储能产业正在走出前期以规模扩张的方向，并呈现出新的发展特征。”储能联盟指出，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。

例如，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、辅助服务市场的三维收益运营新阶段。

此外，各地陆续出台的新型储能容量电价补偿政策，成为一大新兴收益渠道。2026年初发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，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。

与此同时，储能市场化转型仍面临诸多挑战。储能联盟举例，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。”