中关村储能产业技术联盟（CNESA）基于其CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，发布了2026年9月及前三季度国内新型储能新增投运装机数据。这组数字揭示了一个清晰信号：经历了上半年的回调之后，国内市场在第三季度迎来集中修复；更深层的变化在于，行业的考核维度正由单纯的“功率规模”向“能量时长”转移，“强制配储”驱动的时代已告一段落。

一、Q3集中修复：9月单月新增4.33GW，同比增42%

数据显示，2026年前三季度，国内新增投运新型储能装机为35.30GW/102.31GWh。其中，功率端同比微降3%，而能量规模则同比增长6%，整体已与去年同期基本持平。

这一结果扭转了上半年略显疲软的态势。今年上半年，国内新增投运新型储能装机为21.81GW/58.60GWh，功率和能量规模同比分别下降18%和16%。从季度节奏来看，市场呈现明显的前低后高特征：Q1功率新增10.5GW，Q2新增11.31GW，Q3则增至13.4GW，连续三个季度单季功率突破10GW大关。其中，第三季度新型储能新增总装机首次站上10GW台阶，达到13.4GW/43.0GWh。

9月的单月表现尤为突出。当月新增投运4.33GW/14.08GWh，功率同比增长42%、能量规模同比增长69%，环比也分别增长8%和14%，实现同比环比双增长。

“上半年市场回调的态势，在第三季度得到了实质性扭转。”一位长期跟踪储能装机的行业分析师向记者表示，下半年以来月度新增装机规模均高于去年同期，项目投产节奏正呈阶段性加速。

二、“功率降、电量升”：平均时长突破3小时，行业告别装机竞赛

比总量更值得关注的是结构的变化。经计算，前三季度新增投运新型储能项目的平均储能时长达到2.90小时，较上半年的2.69小时提高了7.8%；9月单月的平均储能时长更是超过3.25小时（14.08GWh÷4.33GW）。

这意味着，前三季度新型储能装机呈现出“功率降、电量升”的特点。其核心并非市场萎缩，而是表明行业正在逐渐告别单纯的装机功率竞赛。随着项目平均时长进一步拉长，长时储能已成为拉动电量增长的核心引擎。

需要厘清的是，上述时长为项目组合平均值，不代表单个项目的额定时长，也不能直接推导利用小时数、等效循环次数或收益率。“装得久不等于每天放得满，能投运也不等于市场机制已经把成本收回来。”上述分析师提醒，若交易规则只奖励短时顶峰，额外配置的能量可能长期闲置；反之，若现货价差窗口持续拉长，短时项目又可能面临“没电可卖”的窘境。

不过，时长的抬升方向是确定的。国家能源局今年发布的《中国新型储能发展报告（2026）》明确回顾了这一政策变化：不得再把配置储能作为新建新能源项目核准、并网的前置条件，推动储能由政策驱动转向市场引导，同时通过现货、辅助服务、容量等市场机制强化储能的主体地位。此前数据显示，截至2025年底，我国新型储能项目平均储能时长为2.58小时，4小时及以上新型储能电站装机占比已达27.6%。

三、独立储能占比85.3%：从“风光配套”到独立经营性资产

前三季度另一项显著变化，是国内市场独立储能新增占比的持续提高。

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%；到了9月单月，电网侧独立储能新增功率3.70GW、能量12.29GWh，贡献了当月新增总功率装机的85.3%，规模同比增长112%，较8月微降3个百分点，但较去年同期大幅上升28个百分点。

同期，电源侧新增功率约517MW、能量1496MWh，同比下降约50%，其中新能源配储项目装机功率同比下降54%；用户侧装机则延续下滑态势，工商储占用户侧功率的95.7%。这一增一减之间，反映出储能已不再依附于风光项目配套，而是转型成为服务电网调度的独立经营性资产。

政策层面正在持续打通独立储能的收益通道。南方区域已允许独立储能同时参与调频、现货两大市场；浙江更是实现制度突破，允许独立储能每日自主选择参与电能量市场或调频市场。这意味着，独立储能的市场化盈利闭环正在更多省份落地。

但机制短板依然存在。CNESA指出，9月江苏以2.86GWh的新增能量规模居全国省份首位，主要受华能金坛盐穴压缩空气储能发电二期项目投产推高。然而，江苏省级电力现货市场尚未正式运行，面向新型储能的容量补偿细则仍待落地，这为后续市场发展埋下了变量。这也提醒业界：技术上的长时能力，必须有相匹配的交易时段和结算规则作为支撑。

四、技术格局：磷酸铁锂仍是基本盘，非锂长时占比升至23.6%

从技术路线来看，9月新增投运项目中磷酸铁锂电池功率占比为73.08%，仍稳居主导地位，大容量电芯方案持续普及——314Ah电芯已全面取代280Ah产品，5MWh级直流侧系统成为独立储能主流方案，部分头部厂商开始批量交付500Ah以上电芯，推动单舱容量向6MWh—8MWh演进。

与此同时，多元技术互补格局已经成型。9月非锂长时储能功率占比达到23.6%，多个标志性项目集中投产：华能金坛350MW盐穴非补燃压缩空气储能二期（当前国内单机功率最大压储项目）、华电木垒100万千瓦二氧化碳压缩空气储能（可实现10小时长时放电）、云南丽江华坪产业园区电池储能项目一期（全钒液流电池+铁铬液流电池）相继并网。此外，广东省新型储能创新中心产学研用协同创新基地项目采用了磷酸铁锂、全钒液流、钠离子、半固态、超级电容、水系有机液流等多种技术组合。

钠电储能也正由示范逐步走向商业化，多个百MWh级钠电储能项目年内开工；云南一次性落地11个百兆瓦级全钒液流共享储能项目，合计1.5GW/6GWh，标志着长时储能进入省级规模化阶段。构网型储能同样从点状示范走向常态化应用，9月共有8个项目应用该技术。

五、曾毓群：储能正成为电力系统不可或缺的新型基础设施

“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。”10月15日，在福建宁德举行的2026世界储能大会上，宁德时代董事长兼CEO曾毓群作出上述判断。

曾毓群援引韩国SNE Research数据指出，2026年上半年全球锂离子储能电池出货量达461.3GWh，同比增长71%，其中中国以外市场占比达到56%，首次超过一半。从欧美到拉美、东南亚、非洲，越来越多国家开始大规模部署储能。

他认为，过去十几年风电光伏装机持续扩大，但发电侧稳定性挑战随之而来；同时工业、交通加速电气化，算力、智算中心等新型负荷快速增长，对电力系统的可靠性和灵活性提出了更高要求。“甚至即使在我们中国，也发生过因为AIDC负荷激增，差一点造成电网波动甚至瘫痪的情况。”

当储能升格为基础设施，评价标准就从设备的容量、效率、成本，延伸到电网所需的支撑、响应、调节能力。曾毓群提出，行业需强化三方面核心能力：一是面向多元化电网需求打造整站级解决能力——欧洲要更多灵活性资源消纳绿电，美国算力中心急需高可靠供电，非洲、东南亚电网相对薄弱，储能还须承担稳压稳频任务；二是坚持材料和电化学体系的底层创新，以应对高温热稳定、寒冷容量保持率、高动态负荷毫秒级响应等差异化场景；三是延伸整站级体系化实证，可靠性验证要从单体和设备测试延伸到整站级、全场景。

他透露，宁德时代今年5月在厦门启动总投资约30亿元的实证储能科技研究院，现已面向全行业开放，累计对全球32个项目完成体系化实证，涉及电站容量超16GWh；公司目前在全球已落地3000多个储能项目，积累5000多亿条电池研发测试数据。

“储能作为关键的基础设施，必须保证真正的安全、长期的可靠，经得起时间检验。”曾毓群说，全球储能产业正迎来前所未有的发展机遇，企业应“始终心怀敬畏”。

六、行业逻辑转向：低价竞标空间被压缩，竞争重心迁移

伴随装机结构的演变，行业底层逻辑也在同步切换。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，纯低价竞标集成商的生存空间持续被压缩。

价格信号印证了这一点：2026年2小时磷酸铁锂储能系统中标均价已降至0.45元/Wh左右，4小时系统约0.55元/Wh，低价竞争趋于缓和，业主更关注循环寿命、可用容量保持率与全生命周期度电成本。国家电网有限公司总工程师孟庆强在此前的行业峰会上也表示，公司将探索“电能量+辅助服务+容量补偿”多元盈利模式，并聚焦大容量高压直挂、构网型运行控制、规模化聚合调控等工程应用技术。

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。海关总署10月14日公布的数据显示，前三季度我国锂电池出口同比增长36.4%，各类蓄电池出口增长34.8%，出海通道依然畅通，但盈利兑现取决于渠道、交付与售后投入能否被售价覆盖。

七、风险犹存：三项变量考验产业链长期竞争力

尽管数据回暖，但产业链面临的挑战并未消散。

首先是区域容量指标收紧带来的不确定性。随着电网侧独立储能实行国家定规模、地方定项目清单管理，未纳入省级规划清单的项目将难以获得容量电价及市场化收益资格，项目获取能力成为新的分水岭。

其次是电价机制波动。调度指令按MW还是MWh考核、跨时段SOC约束如何处理、容量补偿按可用功率还是实测交付计算——这些规则细节直接决定长时项目的经济性。若机制不匹配，多装的能量可能长期闲置。

第三是海外贸易壁垒。在全球储能市场高速增长的同时，碳足迹认证、本地化要求、关税与非关税措施，都是中国企业必须面对的长期变量。

“下一张成绩单，不应只数建成多少GW，还要看这些GWh究竟被调用了几次。”上述分析师表示。

前三季度35.30GW/102.31GWh的数字背后，是中国新型储能从规模扩张走向质量竞争的转折。当功率增速放缓、时长与独立性提升，行业的真正考题才刚刚开始：这些新投运的GWh，能否在各地现货、辅助服务和容量机制中获得稳定调用与结算。这既取决于技术与成本的迭代速度，更取决于电力市场化改革的落地深度。更多内容，请通过CIBF2027服务网站进行了解