2026年夏季，我国电力系统经历了一次高压考验。7月10日，全国用电负荷今年首次创历史新高，达到15.18亿千瓦；7月30日，这一纪录再次被刷新至15.53亿千瓦；8月7日，全国用电负荷最高达15.57亿千瓦，短短一个月内连续三次刷新历史纪录。与此同时，华东、华中、华北、南方等多个区域和省级电网也屡次刷新负荷峰值。
除用电负荷激增外，今夏值得关注的还有我国电力系统正在经历的结构性转变。2025年，中国风光累计装机已达到18.4亿千瓦，首次超过全国最大用电负荷；今年7月底，中国光伏装机规模首次超过煤电，成为我国装机第一大电源。新能源正在从电力系统中的“增量”逐步走向主体。
负荷峰值不断攀升，叠加新能源占比持续提高，共同对电力系统的调节能力提出更高要求。传统的“源随荷动”运行模式正在向“源网荷储”协同互动的新模式转变。在这一过程中，储能正在从新能源发展的配套资源，逐步成长为支撑新型电力系统安全稳定运行的关键基础设施。
■■ 负荷攀升与新能源跃升：
储能成新型电力系统的“缓冲器”
理解储能价值的演变，需要先厘清电力系统正在承受的双重调节压力。
第一重压力来自负荷的持续攀升。2026年迎峰度夏期间，全国用电负荷屡创新高。从区域看，华东、华中等4个区域用电负荷7次创新高，15个省级电网用电负荷累计32次创新高。从时间看，负荷创新高的节奏较往年有所提前，南方电网5月25日即刷新最高纪录，较往年提前近一个月。
负荷增长的驱动因素包括经济运行持续向好与高温天气。据测算，今夏全国平均气温每升高1摄氏度，带动用电负荷上涨4000万—5000万千瓦。值得关注的是，智算中心正成为用电增量的重要来源，例如上海主要智算中心用电量正以年均1.2倍的速度增长，单个智算中心的年用电量以10亿千瓦时量级计算。数字经济的发展正在为电力负荷增长注入新的动力。此时，电力系统面对的已经不只是传统意义上的季节性用电高峰，更是不断增长、更加复杂的用电需求。
第二重压力来自新能源占比的快速提升。新能源出力的波动性和间歇性是其固有特征——风电出力随风速变化，光伏出力随日照变化。当风光大发时，电力可能供过于求；而当风光出力骤降时，电网又面临供电缺口风险。
过去，这种供需时间差更多依赖煤电等传统电源进行调节。但随着新能源装机占比突破60%、煤电发电量占比首次跌破50%，电力系统对调节和保供能力的需求也随之增加，越来越需要储能这样一个“缓冲器”，在电力供需变化之间发挥补充和调节作用。
在这一背景下，储能的价值被重新审视。
■■ 从“配套”到“关键时刻保供：储能的角色正在发生变化
回顾储能在我国电力系统中的角色演变，大致可以看到一个越来越清晰的变化，即储能正沿着“新能源配套走向系统调节、迈向稳定支撑”的路径持续发展。
第一阶段：作为新能源消纳的配套工具。在新能源发展初期，储能主要被视为提升消纳能力的技术手段之一。随着风光装机规模扩张，局部地区弃风弃光问题显现，“新能源+储能”逐步成为一种常见的配置模式。这一阶段，储能主要解决的是“新能源发出来以后怎么用”的问题。
第二阶段：成长为系统调节的重要力量。随着储能装机规模不断增长，它的作用开始超越单纯的新能源消纳。2025年底，全国新型储能累计装机达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍，装机规模居全球首位；今年6月底，这一数字进一步攀升至1.53亿千瓦。越来越多的储能开始以独立电站等形式参与电力市场运行，从新能源项目的“配套设施”逐步成为能够独立提供调节服务的电力资源。
第三阶段：向系统稳定支撑角色演进，今年夏季尤为明显。在极端高温等天气影响下，储能开始从新能源消纳的“幕后”走向电力保供的“台前”，在用电高峰等关键时刻承担起越来越重要的保供作用，从“配角”升级为“关键支撑”。
据国家电网调度中心数据，2026年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5%。与此同时，今年迎峰度夏期间，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。与装机规模增长相比，这些数据更值得关注——储能正在从“装得多”走向“用起来”，并越来越多地在电力系统最需要的时候发挥作用。
山东的实践尤其具有代表性，展现出储能在用电高峰时段的实际保供能力。8月3日，山东电网最高用电负荷攀升至1.31亿千瓦，刷新历史纪录。当晚，国网山东电力统一指挥全省172座新型储能电站同步启动放电，最大放电功率达1198万千瓦，相当于整个济南市当日的最高用电负荷。
华北电网实践则进一步显示了储能集中调用和规模化支撑高峰负荷的能力。8月3日，华北电网新型储能集中调用规模突破3000万千瓦，与用电负荷同创历史新高。当日晚峰时段，新型储能最大放电功率达到3278万千瓦，占晚峰最大负荷的10%。
蒙西电网的实践则展现出储能在新能源消纳和电力保供之间的灵活切换能力。在迎峰度夏应急调用演练中，全网新型储能充、放电峰值功率双双突破1200万千瓦，既可以在新能源出力较高时吸收富余电力，也能够在用电高峰时快速释放电力。
从这些实践可以看出，储能正在从“电量搬运工具”进一步变成“关键时刻的电力来源”。在午间新能源大发时段，储能可以吸收富余电力；到了晚间负荷高峰，再将电力释放出来。这种在不同时间之间重新安排电力的能力，使储能能够把新能源发电和用电需求很好地衔接起来，也让其开始直接参与电力系统的保供。
储能角色的变化还体现在它开始从“调节电量”走向“电网支撑”。过去的储能主要是“跟着电网运行”，而随着构网型储能技术发展，储能开始具备更主动的系统支撑能力。简单来说，它不仅能够“存电、放电”，还可以在电网受到扰动时快速响应，帮助维持电压和频率稳定。
《新型电力系统建设“十五五”规划》已经明确提出推动构网型储能技术应用。这意味着，储能未来承担的可能不只是“什么时候充、什么时候放”的任务，还将进一步参与支撑电力系统安全稳定运行，成为电力系统中兼具电量调节和可靠供应的重要资源。
■■ 储能成为“压舱石”关键：
市场认可其多维系统价值
储能正在从“必须配置的设备”转变为“提供服务、获得回报的电力资源”。要真正成为以可再生能源为主体的新型电力系统的“压舱石”，储能不仅要在电力系统需要的时候被调用，还需要通过容量、调节、能量等不同服务获得合理回报，只有这样，其多维系统价值才能真正形成，投资者也才有动力持续建设和运营储能。而这一转变，正在从政策层面的要求逐步进入电力市场的实际运行。
2025年2月，“136号文”明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。持续多年的“强制配储”政策正式退出舞台，储能不再是新能源并网的“入场券”，必须凭借真实市场价值参与竞争。地方实践也正在发生变化。山东于今年8月印发《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》，明确取消新建风电、光伏项目储能配置的并网前置约束，企业可自主决定配储规模，政策仅设置上限：光伏最高50%、风电最高30%。
同时，储能过去单纯依赖峰谷价差“低买高卖”的盈利模式也在发生变化。2025年12月，《电力中长期市场基本规则》明确，自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体不再执行政府规定的分时电价。截至目前，湖北、陕西、河南等十余地已明确落地取消政策。固定峰谷价差逐步退出后，储能需要寻找新的价值来源，也意味着电力市场需要进一步识别储能在不同时间、应用场景下提供的系统服务。容量价值正在成为核心方向之一。今年1月，“114号文”首次在国家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。容量电价参照当地煤电容量电价标准进行折算，折算比例为储能电站满功率连续放电时长与本省全年最长净负荷高峰持续时长的比值。这份“保底工资”为独立储能电站投资提供了稳定预期。
截至9月初，已有宁夏、甘肃、湖北、辽宁、吉林、新疆、青海、陕西、河南等9省区发布新型储能容量电价政策（含征求意见稿）。部分地区还进一步探索引入容量供需系数，例如甘肃、宁夏、青海、辽宁等通过容量供需系数反映电力系统对调节资源的实际需求，使储能获得的容量价值能够与电力系统的实际需求进一步挂钩。
现货市场建设的加快，也为储能释放能量价值提供了新的市场空间。随着各地电力现货市场逐步转向正式运行，储能开始以独立经营主体身份参与交易，根据电力供需变化获取相应市场收益。9月9日，安徽电力现货市场转入正式运行，成为全国第九个正式运行的省级现货市场，并推动独立储能“报量报价”参与现货市场，储能收益进入由供需发现价格的市场化阶段。
储能参与电力市场的方式和范围也在进一步拓展。国家层面已明确推动“新能源+储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。山东率先落地，明确新能源场站与配建储能一体联合参与市场，计量口径为两者功率相加之和，按此响应AGC指令。截至今年8月，山东已有52座配储场站完成系统改造，具备联合调用能力。9月，中国南方电力调度控制中心（南方总调）发布《支持新型储能参与南方区域电力市场工作方案（2026年版）》，提出取消储能参与现货市场与调频市场的互斥限制，为储能拓宽了市场化盈利渠道。这意味着市场正在尝试更加完整地识别储能的多维系统价值，并给予合理收益回报。
从取消强制配储，到分时电价机制调整，再到现货、容量和辅助服务市场的进一步完善，储能的价值正在转向满足系统的不同服务需求。对于储能而言，真正成为“压舱石”并不意味着单纯追求更大的装机规模，而是要让市场能够识别并合理补偿其在保供、调节、新能源消纳及系统稳定等方面的价值，形成“需要、调用、回报、持续投资”的良性循环。
■■ 面向“十五五”：
储能的基础设施属性逐步显现
“十五五”时期，储能的战略定位正在进一步明确——它不仅是电力系统的一个技术环节，更是支撑新型电力系统和高质量发展的重要基础设施。
《新型电力系统建设“十五五”规划》明确提出，新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到4小时。这释放出一个非常明确的信号，储能已经不再只是新能源发展的附属设施，而正在被纳入电力系统整体保供能力建设。
从保供角度看，储能可以在用电高峰时段快速释放电力；从新能源消纳角度看，储能可以把风光大发时段的富余电量转移到负荷高峰；从系统安全角度看，储能能够提供更加快速的系统支撑。因此，未来衡量储能发展的标准也需要随之发生变化。
过去，我们更多关注储能装机规模，但对于一个真正成熟的储能市场而言，更值得关注的问题应该是：储能在电力最紧张的时候能不能顶得上去？在新能源最充裕的时候能不能把电存下来？一年能够提供多少服务？它提供的这些服务能不能得到合理的市场回报？
这也意味着，储能产业从“规模扩张”走向“价值创造”，不仅是产业自身发展的需要，也是新型电力系统建设进入新阶段后的必然要求。
储能的发展并不意味着传统电源会被立即替代。真正的变化在于，随着新能源占比不断提高，电力系统正在拥有一种新的、可以快速响应并在不同时间转移电力的资源。
当储能能够在电力紧张时及时顶上去，在新能源充裕时把电存下来，在电网需要稳定支撑时快速响应，并且通过市场机制获得合理回报时，它才真正完成了从“新能源配套设施”到“电力系统基础设施”的转变。
2026年夏季，伴随全国用电负荷多次刷新历史纪录和新能源发电占比持续提升，储能的价值更加清晰地显现出来。新型电力系统的安全稳定，不能再仅依赖传统火电的“压舱”和电网的“兜底”，储能正在成为保障新型电力系统安全稳定运行的重要基础设施。
（作者系国网能源研究院正高级工程师）
