国家电网推动新型储能发展成效 - 新型储能装机规模快速增长，截至2024年底全国累计装机达7376万千瓦，较2023年底增长超过130% [4] - 国家电网经营区截至2025年6月装机规模达7624.25万千瓦，当年新增1748.25万千瓦，同比增长100.34% [4] - 西北地区装机2648.96万千瓦、华北2024.53万千瓦、华东1355.72万千瓦，区域分布集中 [4] - 新疆(1211.78万千瓦)、山东(939.02万千瓦)、江苏(732.47万千瓦)三省装机规模领先全国 [4] - 2024年新型储能利用小时数达991小时，同比增长267小时 [4] - 迎峰度夏期间短时顶峰能力超3000万千瓦，占并网规模92% [4] 技术创新与标准建设 - 锂离子电池突破吉瓦时级储能系统集成难题，在山东东营示范应用 [5] - 钠离子电池实现百兆瓦时级商业化应用，为湖北电网提供调节手段 [5] - 新疆公司参与200兆瓦全钒液流电池储能并网技术攻关，装机容量和时长均为全国之最 [5] - 湖北公司参与全球最大300兆瓦压缩空气储能电站建设，已并网投运 [5] - 新发布或实施新型储能领域国行团标40余项，推动标准体系完善 [5] 市场化机制建设 - 支撑22省(区)出台市场规则，在山东、内蒙古、新疆、河北探索容量补偿机制 [6] - 江苏建立"电能量市场价差+顶峰补贴+辅助服务"综合收益模式 [6] - 甘肃推行独立储能竞价补偿机制，湖北实施现货市场优先出清机制 [6] - 2024年经营区新型储能交易电量达71.2亿千瓦时，同比增长2.7倍 [6] 新型储能发展挑战与方向 - 2024年新能源装机首超火电，其配建储能年均等效充放电仅177次，显著低于火电配套储能(897次)、电网侧储能(248次)及用户侧储能(368次) [8] - 锂离子电池装机占比96.4%，压缩空气、液流电池等长时储能占比仅1.0% [10] - 需强化规划引领，科学配置储能规模，统筹源网荷储协同发展 [9] - 需突破长时储能技术能量转化效率与经济性瓶颈 [10] - 需完善现货价格形成机制，拓展辅助服务品种，探索容量电价机制 [11] 国网工研院发展举措 - 开展多元化物理储能技术研究，包括新型压缩空气储能、飞轮储能、重力储能、热储能等 [12][14] - 强化顶层设计，根据区域新能源规模和消纳需求系统分析不同技术路线适用场景 [13] - 以国家科技项目为抓手，建设新型物理储能示范工程，研制自主可控装备 [14] - 推动新型储能广泛参与电力市场，优化现货市场价格机制，拓展盈利路径 [15] - 探索新型储能容量电价机制，推动实现调节资源"同工同酬" [15]