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新型储能在迎峰度夏中从配角到主力：调节价值与市场化机制双突破

中国能源产业发展网发布时间：

2026-07-31 08:51

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

当全国用电负荷在7月下旬第三次刷新历史纪录、触及15.53亿千瓦的那一刻，分布在各省电网调度中心的数百座独立储能电站，几乎在同一瞬间完成了从充电到放电的状态切换。这个切换用时不到100毫秒，却在高峰时段撑起了超过5000万千瓦的调节空间。对于正在经历转型阵痛的中国电力系统而言，这一幕标志着一个时代的到来：新型储能已从六年前那个需要政策精心呵护的新生事物，成长为迎峰度夏保供体系中不可或缺的主力军。

回顾2020年，彼时全国新型储能累计装机不过300万千瓦出头，在电力调度员的工具箱里几乎是一个可以被忽略的存在。六年之后的今天，这个数字已突破8000万千瓦，仅2026年上半年新增并网装机即超过1000万千瓦。如此陡峭的增长曲线背后，是国家能源局持续推动的新型储能发展规划、不断完善的电力市场机制，以及各省在迎峰度夏中一次又一次被验证的实际调用需求共同作用的结果。

中国工程院院士、清华大学教授欧阳明高曾在公开演讲中指出，新型储能在电力系统中的地位正在经历三重跃迁：从替代抽水蓄能的补充性技术，到提升新能源消纳能力的灵活性资源，再到支撑电力系统安全运行的刚需型基础设施。这个判断在2026年的迎峰度夏中得到了最直观的验证。据国家电网调度中心数据，7月24日全国用电负荷达到峰值时，新型储能最大放电功率达5100万千瓦，占当日高峰负荷的约3.3%，较2025年同期提升了近1个百分点。在山东、江苏等储能装机大省，这一占比甚至超过了5%。这意味着每20千瓦的高峰负荷中，就有超过1千瓦由储能电站承担。

山东是这场储能保供战役中最值得关注的样本。截至2026年6月底，山东省新型储能装机已超过900万千瓦，稳居全国第一。山东的储能电站之所以能大规模投运，核心驱动力在于其率先建立了完善的独立储能市场化调用机制。2024年，山东在全国率先推出独立储能参与现货市场和辅助服务市场的交易规则，让储能电站可以通过日前现货市场价差套利、调频辅助服务、容量补偿三条路径获取收益。这一模式经过两年运转，已基本实现独立储能电站的经济自循环。据山东省电力交易中心数据，2026年上半年全省独立储能电站平均收益水平较2025年同期提升约18%，部分运营效率较高的电站年化收益率已接近8%，这在基础设施类资产中已属中上水平。

但市场机制的完善程度在不同省份之间差距仍然巨大。东部沿海省份已普遍建立起储能参与现货市场的通道，而中西部部分省份的储能电站仍高度依赖电网调度指令调用，缺乏市场化收益保障。国家能源局在2026年7月30日召开的扩大绿电应用专题会上明确提出，要把推动新型储能全面参与电力市场作为下一阶段的工作重点，加速形成全国统一的储能市场化交易规则体系。业内专家普遍认为，只有让储能电站从政策依赖转向市场驱动，才能真正释放这个产业的长期活力。

值得注意的是，在储能装机快速攀升的同时，调用效率的提升同样值得关注。2026年迎峰度夏期间，全国独立储能电站的平均等效调用时长约为3.2小时，较2025年提升了约四成。这一变化的背后，是各省在分时电价机制上的持续优化。江苏、浙江、广东等省已将午间低谷电价时段从原来的2小时延长至4小时甚至更长，为储能电站提供了更充裕的充电窗口。与此同时，多省开始探索晚高峰二次放电的调用模式，让储能电站在一天内实现两充两放，大幅提升了设备利用率。

然而，在肯定成绩的同时也必须清醒地认识到，新型储能产业仍面临三重挑战。其一，长时储能技术路线尚未成熟，当前占绝对主导地位的磷酸铁锂电池储能时长普遍在2至4小时，对于持续时间超过6小时的极端高温天气下的连续保供需求，仍力有不逮。液流电池、压缩空气储能等技术路线虽然已有多个示范项目落地，但距离大规模商业化替代仍需时日。其二，部分省份储能电站的实际可用率参差不齐，个别项目因运维能力不足或设备质量问题，在关键保供时刻出现响应失灵的情况，这对电网调度安全构成了潜在威胁。其三，储能电站的安全标准体系仍有待健全，2026年上半年国内发生的两起储能火灾事故再次敲响了警钟。

展望下半年及2027年，新型储能装机有望在年底前突破1亿千瓦大关。随着各省电力现货市场建设加速推进、容量补偿机制逐步完善，独立储能的商业模式将更加清晰。中关村储能产业技术联盟在一份最新报告中预测，到2027年，新型储能参与电力现货市场的省份将从目前的约10个扩展至20个以上，届时储能的平均收益水平有望在现有基础上再提升30%左右。从配角到主力，新型储能正在用实际表现证明：它不仅是新能源时代的标配，更是电力系统安全稳定的压舱石。

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中国能源产业发展网原创

作者：

马行川