政策环境 - 2025年出台的136号文取消新能源“强制配储”要求，推动产业从行政指令驱动转向市场化驱动 [1] - 394号文提出2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，山西、广东、山东等省份已率先进入正式运行阶段，使储能的辅助服务价值得以更充分体现 [1] - 行业正逐步告别“补贴依赖”，探索以容量租赁为主、容量电价机制为辅的多元化成本疏导路径 [2] 市场需求 - 2024年新型储能等效利用小时数近1000小时，累计充放电量超390亿千瓦时，在促进新能源消纳、迎峰保供中发挥关键作用 [2] - 用户侧储能利用效率最高，累计利用小时数达1322小时，电网侧、电源侧分别为1130小时、829小时 [2] - 2024年迎峰度夏期间（6-8月），全国新型储能累计充放电量118亿千瓦时，占当年1-8月总量的45% [2] - 2025年4月已有5省光伏利用率低于90%、7省风电利用率低于90%，新能源消纳压力为储能发展提供强劲动力 [3] 供给与技术 - 2024年我国锂离子储能电池总产能约620GWh，总产量近340GWh，虽供大于求但为产业规模化发展奠定基础 [3] - 技术路线突破单一依赖，构网型储能加速渗透，长时储能（4小时以上）成为新风口，液流电池、压缩空气储能等技术成熟度提升 [3] - 钠离子电池、固态电池、熔盐储热、二氧化碳储能等新兴技术不断开展示范应用，丰富了储能的场景适配性 [3] - 复合储能模式（如“锂离子电池+液流电池”）兴起，形成“长时+短时”互补格局，人工智能、区块链等信息技术与储能融合加深 [4] 新兴应用与展望 - 氢能在电力系统中的应用探索为储能打开新空间，可实现长时储能与跨季节应用，并助力退役火电厂改造 [4] - 2025年5月全国新能源发电量占比已达23.6%，青海、甘肃等省份新能源发电功率占比超80%，新型储能将成为能源转型的核心支撑 [5] - 产业将围绕“战略支撑”与“多元化创新”两大基调持续前行，推动新型储能真正融入电力生产、传输、消费的全链条 [5]