（来源：中国电力新闻网）

转自：中国电力新闻网

中国能源新闻网记者 莫非

　　2026年上半年，储能行业交出了一份冷热同体的成绩单。

　　一边是4小时长时储能系统中标均价同比上涨21%，被不少声音解读为市场终于开始为长时价值买单；另一边，国内新增投运新型储能装机21.81吉瓦/58.60吉瓦时，功率和能量规模同比分别下降18%和16%，为"十四五"以来首次半年下滑。

　　一升一降之间，行业里出现了两种相反的情绪：有人从涨价里看到了曙光，有人从装机下滑里读出了寒意。哪一种才是真相？

　为什么只有“4小时”在涨？

　　先看一组来自中关村储能产业技术联盟（CNESA）的数据：2026年上半年，2小时储能系统中标均价为599.3元/千瓦时，同比上涨8.3%；4小时长时储能系统中标均价541.3元/千瓦时，同比上涨21%。

　　两个细节值得注意。

　　第一，如果只是上游电芯成本传导，那么2小时与4小时系统的涨幅应该大致同步——据行业普遍测算，电芯占储能系统总成本的60%至70%，同样的电芯涨价，传导到两种系统的幅度不应出现两倍多的差距。

　　第二，4小时系统541.3元/千瓦时的均价，反而低于2小时的599.3元/千瓦时，因为单位能量的PCS、温控、场地等成本被更长的时长摊薄了——这正是长时系统本来的成本优势。

　　换句话说，2小时系统只涨了8.3%，4小时系统却涨了21%，这多出来的约12个百分点，并不是电芯涨价能解释的。它更像是市场在给更长的放电时长单独标价。于是真正的问题变成了：谁在给时长定价？

　　答案藏在一份政策文件里。

　　2026年1月30日，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》，首次在国家制度层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制：对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，按满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长的比例折算，最高不超过1。

　　一句话概括：纳入清单管理的独立储能电站能拿到的容量收益，第一次和能放电多少小时直接挂钩了。折算比例越高，容量电费越高；而放电时长越长，折算比例天然越高。

　　落地案例更能说明问题。新疆发展改革委今年5月发布容量电价新规，自6月1日起执行：以煤电容量电价165元/千瓦·年为基准，全年最长净负荷高峰持续时长暂定6小时。按此公式，一座典型4小时独立储能电站的容量电价为110元/千瓦·年；而2小时电站只能拿到55元/千瓦·年。

　　同样的装机功率，4小时系统的容量收益恰好是2小时系统的两倍。容量电价又是在项目收益中占比很高的保底收入——行业测算显示，容量电价机制落地后，独立储能收益结构从单一峰谷价差套利，升级为“容量电价保底+电能量市场收益+辅助服务收益”的三元模式，在典型项目情景下，全部投资内部收益率由过去的3%-4%提升至6%-8%，不同省份、项目边界差异显著。时长从一项工程参数，变成了真金白银的现金流参数。

　　理解了这一层，再看4小时系统21%的涨幅、以及它与2小时系统8.3%涨幅之间的剪刀差，逻辑就顺了：市场不是突然慷慨，而是政策把长时的价值量化并货币化了。涨价的钱，本质上来自业主收益模型的升级——业主愿意为4小时系统多付钱，因为它能多拿一倍的容量电费。

　需求没有消失，是在换挡

　　既然业主愿意付更高价，为什么新增装机反而创下近年首次半年下滑？这是此轮行情里容易被误读的一组矛盾。

　　把两组数据放在一起看。CNESA统计，2026年上半年储能系统集采/框采招标规模达80.16吉瓦时，同比增长95%，占招标总规模比重超过50%；同期新增投运装机21.81吉瓦/58.60吉瓦时，同比下滑18%。招标在上涨，装机在下跌，两个环节差了整整一年左右的传导周期——这更像是市场节奏的错位，而不是需求的消失。

　　更值得关注的是结构信号：上半年新增投运项目数量同比下降51%，但百兆瓦级以上项目数量占比同比提升8个百分点，新增项目平均储能时长达到2.6小时。项目数量在减少，单项目规模和时长在增加。

　　以山西为例：今年一季度完成的第五轮储能项目库调整，单轮清退项目31个、规模605万千瓦/1208万千瓦时，清退对象主要为前期备案后未按期开工的项目及部分配储项目。

　　把这些拼在一起，可以得出一个判断：上半年发生的不是需求收缩，而是需求换挡——从早期配储凑数的行政驱动，转向收益导向的市场驱动。

　　无效项目被清退，大容量、长时长的有效项目在增加。平均时长2.6小时、4小时系统成为集采标配，正是换挡的痕迹。在这个意义上，装机下滑18%不是行业变冷，而是行业在把水分挤出去。

二三线企业正在被定价机制排除

　　需求真实、价格上行，为什么多数二三线企业感受不到暖意？记者查阅多方资料发现，这一轮行情的游戏规则，只对少数玩家开放。

　　首先是采购模式的集中化。2026年上半年集采/框采招标规模占比超过五成，招标规模前五企业占比高达84%。集采比拼的是资质、产能、业绩与供应体系，获客方式从分散的商务谈判，变成集中化的资格赛。

　　华能4吉瓦时储能系统框架采购，最终中标的7家企业——阳光电源、中车株洲所、海博思创、亿纬动力、南瑞继保、海辰储能、华能清能院，清一色为行业头部；中国能建30吉瓦时储能系统集采，虽然参与主体名单有所扩容，但大容量订单份额仍主要流向头部厂商。

　　其次是合规与技术门槛。今年7月1日起，《电力储能系统并网储能系统安全通用规范》与《电力重大事故隐患判定标准及治理监督管理规定》同步实施。虽然新标准执行时间略晚于上半年招标窗口，但招标方早已把合规预备能力纳入供应商评审。再加上500Ah以上大容量电芯成为部分大型集采的明确门槛或重要加分项、液冷已基本普及、构网型在电网侧项目中占比快速提升，这些跨学科能力，恰恰是许多以买件组装为主业的中小厂商的技术盲区。

　　最后是资金与信用。吉瓦时级独立储能项目投资数十亿元、回款周期长，中小企业既无力垫资，又缺乏央国企客户的信任背书。EPC总包方筛选供应商，看的不仅是产品价格，还有资产负债率、履约记录与售后体系——即便报价低5%至10%，也常因履约风险溢价而落选。

　　于是行业出现明显分化：市场虽然出现涨价行情，但多数主攻电网侧大型储能项目的二三线集成商，一方面要承受电芯、原材料采购成本上涨的压力，另一方面又难以拿到能够享受溢价的长时储能集采订单。长时储能项目配套的技术、合规、资金以及集采规则，实际上构筑起了一道市场的分水岭。

　　回到开头那个问题：4小时储能21%的涨幅，究竟意味着什么？

　　业内资深人士告诉记者，上半年新增投运储能装机、并网项目数量双双回落，集采竞争之下系统端盈利改善有限，尚不足以支撑行业全面回暖的判断。本质上，储能行业定价正在从成本导向转向价值导向：放电时长的价值得到制度层面确认，21% 的涨价是政策机制生效后的价格发现，并非市场自发形成的繁荣。

　　他认为，这个判断对三类主体有不同的含义。对业主，要算清的是容量电价公式在自己省份的真实折算；对供应商，要认清的是这轮涨价并没有普惠——真正沉淀利润的是上游电芯，系统环节赚的是辛苦钱；对中小企业，21%不是机会窗口，而是一道准入闸门，与其在红海里抢份额，不如找到巨头无法用规模碾压的那个点位——区域资源、定制化方案或运维技改服务。

　　“涨价潮总会过去，但时长被定价这个制度方向不会逆转。看懂这一点，才算看懂2026年上半年储能行业的真正变化。”该资深人士说。

　　责任编辑：沈馨蕊