9月4日消息，在第十一届西部储能大会上，中国储能联盟（CNESA）理事长、中科院工程热物理研究所所长陈海生发布了CNESA DataLink 2026年上半年储能数据集，全面呈现'十五五'开局之年国内储能行业的运行态势。

初步统计显示，截至2026年6月底，中国电力储能累计装机达237.7GW，同比增长41.7%；其中新型储能累计装机168.3GW/448.7GWh，同比增长59%/71%，较2025年底提升15%。但上半年新增新型储能装机21.81GW/58.60GWh，功率与能量口径同比分别下降18%和16%——这是国内储能新增装机首次出现同比下滑，表明行业正从规模快速扩张阶段转入价值重构阶段。

市场结构明显向大项目、长时长倾斜：新建项目数量同比减少51%，但100MW以上项目占比提升8%；新增项目平均储能时长2.69小时，同比增长2.3%，4小时以上时长项目占比提高4.8%。独立储能成为装机主力，上半年投运15.1GW，占新增装机的69.3%。随着国家114号文确立独立储能容量电价机制，甘肃、吉林、陕西、新疆、湖北、宁夏、青海等省区已出台容量电价实施细则，形成容量电价、电能量市场与辅助服务的三支柱收益模式。

招投标市场则量价齐升：上半年储能系统集采与框架协议规模80.16GWh，同比大增95%；EPC中标规模161.2GWh，同比增长112%，中标EPC企业数量增至580家、同比增长88%。价格方面，2小时系统平均中标价599.3元/kWh，同比上涨8.3%；4小时系统541.3元/kWh，同比上涨21.1%。行业竞争正从纯价格竞标转向综合能力竞争，发电与电网背景企业在集采市场中的竞争力显著增强。

报告同时提示，现货市场峰谷价差收窄与充电成本上升仍是行业面临的主要逆风，项目开发、交易策略与全生命周期运维能力对项目可行性愈发关键。 （来源：Energy Storage News）