储能彻底爆发！容量电价落地，2026年迎来黄金时期

电子发烧友网报道（文/黄山明）当前储能正处于高速增长向高质量发展转型的关键拐点，已经从新能源的配套设备，升级成为当下新型电力系统不可或缺的核心标配。并且随着2026年初容量电价机制的落地，更标志着储能正式进入到市场价值驱动的黄金发展期，储能将迎来政策与市场双轮驱动的爆发格局。

容量电价机制落地，带动全球储能赛道狂奔

近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）是储能行业发展的里程碑式制度突破，标志着储能从政策驱动向市场价值驱动的根本性转型，彻底改变了储能在电力系统中的定位与商业模式。

容量电价机制首次在国家层面明确电网侧独立新型储能的容量价值，将其置于与煤电、气电等传统调节性电源平等地位。并且容量电价机制通过放电时长折算比例，让储能形成了更市场化的收益效果。

而独立储能凭借多元收益机制，吸引力远超强制配储项目，预计2026年独立储能占比将从2025年的30%提升至60%以上，并且竞争也将从过去的规模扩张转向技术创新与运营能力，构网型能力、长时储能技术、高效液冷系统成为核心竞争力。

例如长时储能企业，4小时以上放电时长项目享受溢价，海辰储能、宁德时代等大容量电芯厂商受益明显。而阳光电源、比亚迪等具备构网型储能技术与运营能力的头部企业优势凸显。

根据CNESA与国家能源局等权威数据，截至2025年底，中国电力储能累计装机量达213.3GW，同比增长54%，其中新型储能累计装机为144.7GW，同比增长85%，2025年新增66.43GW/189.48GWh。新型储能中，独立储能占比已提升到约58%，用户侧降到约8%，新能源配储占比保持稳定。

而随着容量电价机制的落实，2026年储能市场规模有望迎来新一轮的高速增长。我们预计，2026年国内新增储能在中性情景下，有望达到284GWh左右，乐观情况下有望达到325GWh以上，实现翻倍增长。

从全球市场来看，2026年中性场景约460-500GWh，其中中国约284-325GWh，中国占全球新增量的约六成。而全球新型储能累计装机到2026年，大致在250-300GW区间，中国占比有望达到80%左右。并且在容量电价的拉动下，2026年中国新型储能年度投资额有望来到2400-3200亿元人民币。

容量电价下的储能发展趋势

容量电价本身就是对可靠容量进行付费，因此可以判断今年的储能技术演进也会沿着提高可靠可调用容量、降低度电成本、适配高比例新能源电网的方向走。

CNESA数据显示，2024年底中国新型储能平均时长约2.3小时，2025年底提升到约2.58小时。这意味着储能项目已经在向更长时长演进。

并且随着新能源装机占比快速提升，构网型储能从过去的可选项将变为必选项。行业数据显示，2025年前三季度，中国构网型储能新增2.9GW/9GWh，市场占比已超10%，已超过2024年全年的8.9GWh装机总量。

在政策层面，国内部分电网侧项目已明确要求配置构网型能力。欧盟等地区更是提出自2026年起，大型储能若不具备构网或相关支撑能力，将难以并网。因此我们判断，2026年，构网型储能在中国大储中的渗透率将突破30%，并成为出口高端市场的准入证。

热管理上，液冷与全域温控也在成为标配。其中液冷在大储当中已逐渐取代风冷，包括宁德时代、亿纬锂能、海辰储能等在2024-2025年集中发布大储液冷新品。2025年以来，许多产品已经开始从普通的液冷转向了智能液冷加上全域温控升级，沉浸式液冷开始在大储系统中的渗透明显加速。

电池技术上，LFP在新型储能中占比接近绝对主流，2025-2026年仍是大储和工商业主力，成本继续下行、循环寿命进一步提升。

钠离子电池则在部分示范和工商业项目中开始小批量应用，主要场景是对成本敏感且能量密度要求不高的固定式储能，作为LFP的补充和对锂资源波动的对冲。固态电池仍处于产业化初期，在高端户储/可携带储能中可能有少量先导应用，但对大储2026年的总体贡献有限。

宽禁带半导体成标配

从2026年储能元器件市场来看，随着大型储能向着越来越高功率、高容量发展，1500V、1MW+级的储能PCS基本会把全SiC/混合SiC作为高端标配，效率超过98.5%将成为常态，头部产品目标直指99%。

而对于电站业主来说，意味着同样的电池容量，每年就可以多出1-2个百分点的往返效率收益，叠加寿命期内更高的可用度，使得度电成本也将进一步下降。

被动元件上，数据显示，用于电力电子的电容整体市场预计从2025年的约53亿美元增长到2030年的约71亿美元，年复合增速约6.1%，增速高于传统消费电子，反映新能源和工业需求拉动。

而功率电感和变压器市场同样在扩张，用于新能源及电网的变压器市场规模2024年超219亿美元，预计到2034年保持约4%的年增速。其中一部分是连接储能电站与电网的升压变压器与隔离变压器。

控制类MCU/DSP+FPGA+高速ADC，特别是支持SiC驱动的隔离驱动和高速采样的产品，将成为标准标配，支撑更高频控制与复杂电网支撑算法。

逆变器/PCS将向着高压化、模块化、直流耦合发展

可以看到1500V与更高功率等级成为主流，流入阳光电源在迪拜项目中采用1500V的一体化逆变/储能解决方案，目的是在极低电价环境下把度电成本做到最低，对PCS效率和系统造价提出极高要求。而新建大型电网侧储能，尤其是配套新能源基地或独立共享储能，基本会默认采用1500V系统，1000V更多在存量或小规模场景。

PCS单机功率也将继续上探，2.5MW甚至3-4MW模块化PCS产品将更多出现，以适配百兆瓦级储能电站。

此外，发现光储直流耦合与光储共逆变器趋势在增强。研究显示，直流耦合的光储系统通常比交流耦合在往返效率上更具优势，因为减少了多级交-直-交变换环节。因此在工商业园区、厂房屋顶等自发自用、余电上网、峰谷套利的场景，会大量采用直流耦合方案，减少AC/DC转换损耗，简化系统结构。

对上游半导体/元件厂商而言，意味着更多双向DC/DC与双向DC/AC组合拓扑需求，驱动多端口、多电平拓扑与对应的功率器件配置。

总结

容量电价机制落地是储能行业发展的分水岭，标志着2026年成为独立新型储能市场化发展元年。这一政策不仅解决了行业长期存在的盈利难题，更从根本上重塑了储能在电力系统中的定位、商业模式与技术发展方向，为储能从高速增长向高质量发展转型提供了坚实保障。

与此同时，在宽禁带半导体、高压PCS和高集成元器件的共同推动下，2026年的储能将是一个更高效、更便宜、也更像电力系统基础设施的市场。中国将继续领跑，而技术和成本的边际变化正在让储能从政策强配走向真正的市场可选。

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