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7月20日入伏以来，我国多地持续高温闷热，局部地区地表温度超过40摄氏度。高温天气推高能源消耗，据国家发改委初步预计，今年迎峰度夏期间全国最高用电负荷将比去年同期增长约1亿千瓦。

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当前，光伏、风电已跃升为我国第二、第三大电源。在光伏风电合计装机规模历史性超过煤电装机，并将成为常态的背景下，以光伏、风电为代表的新能源正与规模化发展的新型储能协同发力，共同迎接迎峰度夏的保供考验。

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从山东、江苏对新型储能电站的集中精准调度，到内蒙古草原大型风光储一体化项目的稳定运行；从沿海酷暑中海上光伏项目的设备巡检维护，到储能设施毫秒级响应的“时空调节”能力——一场依托绿色技术迭代与系统高效协同的能源保供行动，正在高温下扎实推进。

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绿色能源稳定发力

在福建东山半岛，三峡东山杏陈海上光伏项目迎来全容量并网后的首个酷暑考验。项目团队全力投入设备消缺工作，保障安全稳定运行。“我们全面排查治理隐患，提升设备可靠性和防汛抗台能力。”该项目负责人吴风云介绍，“同时科学安排巡检计划应对高温，运用无人机等智能手段加强负荷预测和超温预警，确保电力供应平稳有序。”

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我国新能源发展迅速。截至今年5月底，全国发电总装机容量约36.1亿千瓦，同比增长18.8%。其中，太阳能发电装机约10.8亿千瓦，同比增长56.9%；风电装机约5.7亿千瓦，同比增长23.1%。伴随装机增长，新能源在迎峰度夏电力保供中的作用日益凸显。

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6月，全社会用电量达8670亿千瓦时，同比增长5.4%，迎峰度夏用电高峰特征明显。新能源正成为此其间的重要电力来源。以山东为例，7月5日午间，该省新能源出力创下6661.5万千瓦的历史新高，其中光伏出力达5589.8万千瓦。全国规模最大的风光储一体化示范项目——三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站，截至6月27日已累计为蒙西电网顶峰供电111次，贡献电量2614.54万千瓦时。

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值得注意的是，新能源出力高峰时段往往也是设备面临高温运行风险的关键时刻。“现在正是发电高峰，设备稳定运行1小时，全站就能送出20多万度绿电，必须分秒必争。”在山西吕梁，三峡能源俊泽光伏电站运维班长吴海军发现一处直流接线盒温升异常后，立即组织处理。

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高温对风电场核心设备同样构成挑战。“变压器、SVG等高温敏感性设备是巡检重点，需每日使用红外测温仪监测。”三峡吉林大安海坨风电场运维人员孙振铎表示，“SVG散热风扇需定期清灰，温度超标必须及时排查。”

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为减少高温影响并保障发电，各场站积极优化运维策略，如采用“远程监控+人工巡检”相结合，并将主要检修工作安排在温度较低的小风天窗口期，保障着迎峰度夏期间新能源的稳定发电能力。

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毫秒响应平衡电网

电力系统稳定运行的核心在于维持发电与用电的实时平衡。然而，风电、光伏等新能源发电具有波动性、随机性和间歇性特征，给电网平衡带来挑战。有效平抑新能源出力波动，需要发挥储能设施的“时空调节”功能。

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​在义乌欣旺达智慧能源项目现场，可以看到一排排整齐排列的储能设备，其外观简洁，看起来就像是放大版的档案柜，又或是缩小版集装箱。据了解，储能柜结构紧凑、科学布局的背后是高度模块化和智能化设计，里面配备有散热系统、监控系统和安全防护装置，确保设备在高温、高湿等复杂环境下稳定运行。

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欣旺达智慧能源总经理孟祥军接受《中国能源报》记者采访时表示，目前，储能电站包含44组储能系统，每组储能系统由两个电池柜和一个中间的逆变器柜组成，每个电池柜容量为5000度电。在每天一充一放的运行模式下，每组储能系统完成一次充放电，则可提供接近10000度电，整个储能电站可对电网送电41万度。

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目前正值浙江电网迎峰度夏阶段，储能电站的运行频率显著提高。在正常情况下，储能系统每天大约进行1.7次充放电，相当于每天可向电网提供约70万度电，用于电网的削峰填谷，保障电网稳定运行，支撑夏季用电高峰。在迎峰度夏期间，储能电站的充放电次数可提升至每天2次，甚至可能达到3次，有效缓解电网压力，减少对火电机组的依赖。

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本月，多省份在用电高峰期集中调用了新型储能电站。江苏93座电站在高峰时集中向电网放电，最大可同时满足约4800万户居民一个小时的用电需求；山东144座新型储能电站在晚高峰用电紧张时段精准启动，集中向电网输送电能，最大放电功率803.59万千瓦，刷新全国省级电网纪录。

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“从实际调用情况来看，新型储能系统凭借其灵活可靠的调节能力，在迎峰度夏期间发挥了不可替代的作用，成为保障电网安全稳定运行的重要力量。”中关村储能产业联盟副秘书长李臻向《中国能源报》记者指出。

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成本效益逐步显现

储能规模化响应，离不开政策机制保障、盈利模式创新和智能化调度能力。 近年来，山东、江苏等地相继出台政策，明确在迎峰度夏（冬）等电力供需紧张时段，电网公司可对储能电站下达应急调度指令，并要求其有效响应，未达标项目将面临整改或核减新能源并网容量，通过考核机制促进储能高效运行。

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有效的盈利模式是激发储能项目参与积极性的关键。 例如，甘肃创新实施“火储同补”机制，将电网侧新型储能与煤电机组同等纳入容量电价补偿范围（标准为330元/千瓦·年），明确了储能的系统容量主体地位，显著提升了项目投资回报的确定性。

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在浙江，储能电站依据本省峰谷电价政策运营，当前峰谷价差约为0.3元/千瓦时，若储能项目能保障每日完成约1.6次充放电循环，即可实现基本盈利。

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江苏规定迎峰度夏（冬）期间，独立新型储能项目须按电网调度指令进行充放电操作，原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时，其间不结算充电费用，并根据其放电上网电量给予相应的顶峰费用支持。作为该省最大的独立储能项目，远景盐城射阳储能电站自全容量并网以来，调度响应率始终保持100%，去年仅40天就实现收益4000万元。

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截至今年6月底，我国新型储能装机规模已接近1亿千瓦，在规模上超越了抽水蓄能。以锂电技术为主体的新型储能，凭借其建设周期短、布局灵活、成本效益逐步显现、转换效率高等优势，已成为构建新型电力系统不可或缺的组成部分。

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业内人士指出，随着新能源在电力结构中占比持续提高，储能作为新型电力系统重要的灵活性调节资源，其价值将更加凸显。要进一步提升储能在迎峰度夏（冬）等关键时期的支撑作用，需完善容量电价补偿机制，明确将储能纳入电力保供主体。同时，深化电力市场化改革，通过现货交易、辅助服务市场等多渠道拓展储能收益来源。技术层面，应重点攻关长时储能技术，并探索建立高效的跨省调度机制，以优化储能资源的时空配置。通过政策引导、市场驱动、技术支撑多措并举，发挥储能在保障电力供应安全稳定中的关键效能。

文 | 本报记者 董梓童 卢奇秀 苏南