7 月 30 日，国家能源局召开新闻发布会，正式发布《中国新型储能发展报告（2026）》，同时披露上半年国内能源转型核心数据。一系列数据表明，我国新型储能产业高速扩容，正在从新能源配套设施转变为保障电力可靠供应、促进风光消纳的核心基础设施。
数据显示，截至 2026 年 6 月底，全国投运新型储能装机规模达到 1.53 亿千瓦 / 3.96 亿千瓦时，同比增长 61%；2026 年上半年新增新型储能装机 17GW/45GWh。储能技术路线持续丰富，形成以锂离子电池为主，液流电池、压缩空气储能、飞轮储能、钠离子储能多元并行发展的格局。
伴随迎峰度夏大幕开启，储能调峰、调频、备用价值持续凸显。在多地午间光伏大发、晚间用电高峰缺口时段，大量独立储能电站参与电网调度，有效平抑新能源出力波动，缓解高峰供电压力。中电联同期发布的统计数据显示，独立储能电站利用小时数稳步提升，储能市场化收益机制持续完善。
政策层面，全国各地持续完善储能价格机制。海南、广东、山东、内蒙古等新能源大省相继落地储能容量电价、配储细则、储能动态清单管理办法，明确储能项目并网要求，规范项目开发秩序，遏制项目投机炒作。多地新建集中式风光项目配套储能要求持续细化，源网荷储一体化项目加速落地。
行业专家分析，当前储能产业正面临两大转变：一是发展模式从 “强制配储” 被动建设，转向市场收益驱动主动投资；二是应用场景从单一电站调峰，拓展至电网支撑、工商业峰谷套利、微电网、新能源汽车 V2G 互动等多元场景。
与此同时，储能安全运维问题备受重视。监测数据显示，电力变换设备（PCS）故障仍是储能电站非计划停运首要诱因。行业正加快储能安全标准修订，推动电站全生命周期数字化监控，提升储能系统运行可靠性。
面向 “十五五” 时期，国家能源局提出，将持续推动构网型储能、长时储能技术示范应用，健全全国统一的储能电力市场交易机制，打通储能参与现货、辅助服务市场壁垒。依托特高压输电通道与区域电力互济网络，推动风光储基地一体化开发，助力我国持续提升可再生能源消纳能力，稳步推进能源绿色低碳转型。