可控核聚变技术突破 - 全超导托卡马克装置"东方超环"实现亿度等离子体稳态运行超1000秒的世界纪录 [4] - "中国环流三号"首次实现原子核温度和电子温度均突破一亿摄氏度的"双亿度"运行 [4] - 关键实验装置如"玄龙-50U"已实现100%国产化，摆脱对进口依赖 [4] 可再生能源发展 - 中国风电和光伏发电总装机容量已提前六年完成2030年达到12亿千瓦以上的目标 [7] - 大规模"能源绿洲"项目在沙戈荒等地区及东中部广泛建设 [7] - 为解决风光发电波动性，压缩空气储能、液流电池储能等多种新型储能技术路线并行发展 [9] 能源系统构建与全球影响 - 4小时及以上长时储能项目装机占比持续提高，推动构建更稳定灵活的新型电力系统 [9] - 中国在能源领域的技术创新和规模化应用推动全球绿色转型成本持续下降 [9]

全球风光装机增长趋势 - 全球风光累计装机从2015年645GW增长至2024年3383GW，增幅达424.50% [2] - 全球风光合计装机占比从2015年10.3%增长至2023年31% [2] - 预计2025年全球风电新增装机容量增长17%至143GW，光伏新增装机在中等展望情景下达655GW [2] 新能源消纳挑战与储能需求 - 当新能源发电量在能源结构中占比超过20%时，4小时以上长时储能成为刚需；占比达50-80%时，储能时长需达10小时以上 [3] - 2024年内地可再生能源发电量占比约35%，但新型储能项目平均储能时长仅为2.3小时，4小时及以上装机占比仅为15.4% [4] - 预计2025年中国用电量超10万亿度，2030年超12万亿度，需配套200GW-300GW储能 [8] 长时储能政策支持 - 多项政策要求新增可再生能源项目配建4小时以上调峰能力，并明确发展长时储能技术 [4][7] - 《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》设定2027年全国新型储能装机规模达1.8亿千瓦以上，直接投资约2500亿元 [5] - 政策重点攻关长时储能≥8小时技术，包括新型液流电池、压缩空气储能、重力储能等 [5] 全球长时储能发展趋势 - 美国加州征集高达2GW长时储能资源，其中1GW为多日/周持续时间储能（36~160h） [12] - 到2030年，意大利配储时长预计达约5.1小时，较2024年2.3小时增长一倍以上 [12] - 预计2030年全球长时储能累计装机达150-400GW，2040年达1.5-2.5TW [14] 主要长时储能技术对比 - 锂离子电池初始投资成本最低为500元/kWh，LCOE为0.26元/kWh；压缩空气储能为1250元/kWh，LCOE为0.24元/kWh；液流电池为2000元/kWh，LCOE为0.67元/kWh [20][21] - 压缩空气储能2024年新增装机同比增长超70倍至711MW；液流电池增长超10倍至368MW [17] - 液流电池与磷酸铁锂电池混合储能项目占比近六成，结合两者优势弥补单一技术缺陷 [23] 长时储能技术应用场景 - 抽水蓄能在日调节场景下为主流技术；液流电池、压缩空气储能在周调节场景下成熟度较高；氢储能在季调节场景下最适用但商业化尚早 [16][17] - 压缩空气储能系统效率从40-60%提升至75%，未来需进一步提升以实现大规模应用 [27] - 截至2024年9月，内地投运、在建及拟建压缩空气储能项目共105个 [25]

行业发展蓝图 - 工业和信息化部装备工业发展中心发布《新型储能技术发展路线图（2025年~2035年）》，系统规划了至2035年的发展路径 [1] - 路线图提出了面向2035年发展的18类重点产品、33种关键材料和88个关键指标 [1] - 路线图绘制了总体技术发展路径以及电化学储能、机械储能、电磁储能、储热蓄冷和氢储能技术5个细分领域的路线图 [1] 全球市场格局 - 2024年中国、美国及欧洲新增装机容量合计占比超90%，持续引领全球新型储能市场发展 [3] - 中国已经连续三年成为全球新增装机容量最大的国家 [3] - 美国通过长时储能攻关计划等政策支持10小时以上长时储能技术的研发和示范应用 [4] - 欧洲将智能化、绿色化作为重点方向，提出到2030年实现锂回收率90%、钴和镍回收率95%的目标 [4] 中国产业现状与目标 - 中国形成以锂离子电池储能为主导，液流电池、压缩空气储能等多元发展的格局 [3] - 锂离子电池储能占绝对主导地位，液流电池和压缩空气储能占比分别较2023年提升0.6%和0.5% [3] - 当前平均储能时长为2.3小时，4小时及以上储能电站项目逐步增加 [3][4] - 预计到2027年全国新型储能装机容量超1.8亿千瓦，2030年超2.4亿千瓦，2035年超3亿千瓦 [3] 技术演进趋势 - 新型储能技术向大容量、混合化、多元化方向加速演进 [4] - 锂离子电池自商业化以来能量密度提高近4倍，循环寿命提高15倍 [5] - 相较于2020年，单体储能电芯容量和单方系统容量提高约2倍 [5] - 人工智能技术应用于产品质量监测、电站安全预警等环节，人形机器人实现电力巡检等初步应用 [5] - 混合储能技术得到示范应用，呈现长时加短时、低成本成熟技术加高成本前沿技术的混合态势 [5] 固态电池技术路线 - 固态电池包括聚合物、硫化物和氧化物三条技术路线 [6] - 聚合物固态电池已实现小规模量产，能量密度达200-300Wh/kg，国内企业多布局复合聚合物路线 [6] - 氧化物固态电池因循环性能好、稳定性高、成本低等优势被国内多家企业选择，280Ah级别产品已量产交付 [6] - 硫化物固态电池电导率高但成本高、稳定性差，目前处于研发阶段，日韩企业领先，中国已成功研发20Ah级电芯 [6] - 未来固态电池正极材料将向超高镍、锰基等高能量密度材料迭代，负极材料从石墨向硅基、金属锂升级 [6] 电化学储能产业数据 - 2024年全国储能型锂离子电池产量为260GWh [5] - 电池能量密度分布在200-400Wh/L区间，循环寿命5000-10000次，能量转换效率达90%-95% [5]

政策目标与规模 - 到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上 [1] - 带动项目直接投资约2500亿元 [1] - 新型储能基本实现规模化市场化发展 技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列 [1] 技术路线与应用场景 - 技术路线仍以锂离子电池储能为主 压缩空气储能 液流电池储能 钠离子电池储能 飞轮储能等进一步商业化发展 [1][4] - 拓展电源侧电网侧应用 包括沙漠戈壁荒漠等新能源基地 负荷密集接入 大规模新能源汇集 大容量直流馈入等关键电网节点 [2] - 创新绿电直连 虚拟电厂 智能微电网 源网荷储一体化 车网互动等应用模式 [2][4] - 培育工业园区 算力设施等应用场景 创新人工智能+应用场景 [2] 创新与产业融合 - 依托国家产业技术工程化中心 国家新兴产业创新中心等平台开展共性关键技术攻关 装备研制和示范验证 [3] - 探索多技术混合式新型储能 长时储能等应用 积极储备前沿新型储能技术 [3] - 强化重大项目布局牵引 发挥龙头企业产业引领作用 加强上下游产业合作打造融合创新生态 [3] - 加快商业模式创新 支持重点地区先行先试 促进产业链上下游协同提质增效 [4] 市场机制建设 - 鼓励新型储能全面参与电能量市场 推动新能源+储能作为联合报价主体一体化参与市场交易 [3] - 引导新型储能参与辅助服务市场 加快新型储能价格机制建设 [3] - 加快推进电力中长期 现货市场建设 完善市场价格形成机制 推动合理形成新型储能充放电价格 [3]

新型储能装机目标 - 国家明确2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上 带动项目直接投资约2500亿元 [4][5] - 以2025年上半年末累计装机95GW为基数 2025下半年至2027年需新增装机85GW才能实现目标 [5] - 假设平均配储时长提升至3小时 则对应255GWh新增装机量 年均新增102GWh [5] 技术路线发展 - 锂电储能因显著降本效应将继续占据主流位置 [6] - 压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、飞轮储能、重力储能、热储能、氢储能等多技术路线将并行发展 [6] 储能利用水平提升 - 推动新型储能调控方式创新以提升调用水平 [7] - 电力现货市场未连续运行地区需优化调节资源调用序位 科学增加新型储能调用 [7] - 减少煤电机组频繁深度调峰和日内启停调峰 [7] 市场机制完善 - 鼓励新型储能全面参与电能量市场 推动"新能源+储能"作为联合报价主体一体化交易 [8] - 引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场 探索爬坡、转动惯量等新品种 [8] - 加快新型储能价格机制建设 完善容量电价机制并建立可靠容量补偿机制 [8]

总体目标 - 2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上 带动项目直接投资约2500亿元 [9] - 新型储能技术路线以锂离子电池储能为主 各类技术路线及应用场景进一步丰富 [9] - 形成多元互补高效运营的整体格局 为能源绿色转型发展提供有力支撑 [9] 应用场景拓展 - 推进电源侧储能应用 推动沙漠戈壁荒漠等新能源基地合理规划建设新型储能 [3][11] - 拓展电网侧储能应用 在负荷密集接入大规模新能源汇集等关键电网节点建设独立储能电站 [3][11] - 创新多场景应用模式 研究推广新型储能作为独立主体参与需求响应 [3][11] - 培育试点应用场景 依托人工智能等前沿技术培育可复制性强的新型储能应用场景 [3][12] 利用水平提升 - 推动新型储能调控方式创新 开展协同优化调度及虚拟电厂聚合调控等调用方式创新 [4][13] - 合理提升新型储能调用水平 优化调节资源调用序位科学增加新型储能调用 [4][13] - 提高新型储能调度适应能力 要求具备有功功率和无功功率自动调节能力 [4][13] 技术创新与产业融合 - 支持开展新型储能共性关键技术攻关装备研制和示范验证 促进技术多元化发展 [4][14] - 组织实施储能产业创新工程 推动新型储能产业集群化发展优化产业布局 [4][14] - 深入推进新型储能试点工作 组织具有技术先进性的新型储能试点项目 [4][14] 标准体系建设 - 加快完善新型储能标准体系 构建适应技术多元创新趋势的标准体系 [5][15] - 加强关键领域标准制修订 优先开展技术成熟储能领域标准制修订工作 [5][15] - 持续推进国际标准化工作 深度参与IECISO等国际标准制修订 [5][15] 市场机制完善 - 鼓励新型储能全面参与电能量市场 推动新能源加储能作为联合报价主体一体化参与市场交易 [5][16] - 引导新型储能参与辅助服务市场 有序参与调频备用等辅助服务 [5][16] - 加快新型储能价格机制建设 推动完善容量电价机制和可靠容量补偿机制 [5][16] 组织保障措施 - 加强人才保障 形成多层次多渠道的人才培养体系提升运维管理专业能力 [6][18] - 推进国际合作 加强国际技术交流和信息共享推动国内先进技术装备走出去 [6][18] - 优化建设管理 鼓励民营企业参与投资引导金融机构提供贷款和利率支持 [17]

总体目标 - 2027年新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列 [1][3] - 全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元 [1][3] - 新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富 [1][3] 应用场景拓展 - 推进电源侧储能应用，推动沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地合理规划建设新型储能，建设系统友好型新能源电站 [6] - 拓展电网侧储能应用，在负荷密集接入、大规模新能源汇集等关键电网节点开展独立储能电站建设 [6] - 创新多场景应用模式，聚焦工业园区、算力设施、商业综合体、光储充放一体化充电站等场景 [7] - 培育试点应用场景，依托大数据、人工智能等前沿技术，创新"人工智能+"应用场景 [7] 技术创新与产业发展 - 大力推动技术创新，支持开展新型储能共性关键技术攻关、装备研制和示范验证，促进技术多元化发展 [10] - 组织实施储能产业创新工程，强化重大项目布局牵引，发挥龙头企业产业引领作用，打造上下游融合创新生态 [10] - 推广试点项目应用，鼓励各省能源主管部门组织一批具有技术先进性和产业带动性的新型储能试点项目 [10] 市场机制完善 - 鼓励新型储能全面参与电能量市场，推动"新能源+储能"作为联合报价主体一体化参与市场交易 [12] - 引导新型储能参与辅助服务市场，有序引导其参与调频、备用等辅助服务市场 [13] - 加快新型储能价格机制建设，推动完善容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制 [13] 标准体系建设 - 加快完善新型储能标准体系，构建适应技术多元创新趋势、满足产业发展需求的标准体系 [11] - 加强关键领域标准制修订，优先开展技术相对成熟、具备推广应用条件的储能领域标准工作 [11] - 持续推进国际标准化工作，深化国际交流合作，积极参与IEC、ISO等国际标准化工作 [11] 系统性能与安全 - 新型储能关键设备及系统的综合能量转化效率、循环寿命等经济性指标及全生命周期安全水平需进一步提高 [5] - 强化安全管理，将确保安全作为发展电化学储能的重要前提，加强新型储能安全管理 [13] - 新型储能电站需符合电力系统安全稳定运行要求，具备按调度指令进行功率自动调节的能力 [9]

核心观点 - 新型储能已成为能源革命与双碳战略的重要支点 装机规模全球首位且技术多元化发展 但面临成本经济性和标准执行等挑战 未来需通过技术创新和市场机制优化实现全球引领 [2][4][7][10][13] 顶层设计与产业实践 - 政策体系全面构建 国家层面将新型储能写入《能源法》并列为政府重点任务 地方层面17省装机破百万千瓦 形成省级统筹到项目示范的实施体系 [3] - 装机规模达7376万千瓦居全球首位 占全球40%以上 年均增速超130% 十四五以来增长20倍 技术路线以锂电池主导(占比96.4%) 多技术并行发展 [4] - 单站规模向10万千瓦以上集中 华北西北地区装机占比超55% 华东地区新增装机占比提升8.6个百分点 [5] - 技术创新突破显著 锂电池实现500安时大电芯量产和1.5万次循环寿命 压缩空气储能攻克30万千瓦级技术 液流电池电堆功率密度提升两倍 [6] - 2024年储能锂电池产量2.6亿千瓦时 总产值超1.2万亿元 关键材料产量同比增长超20% 电芯价格下降带动系统造价降低25%-44% [6] 发展瓶颈与挑战 - 长时储能(4小时以上)初始投资仍高 全钒液流电池成本为锂电池1.6-2.5倍 电价波动和补偿机制缺失导致部分项目收益率低 [7] - 标准执行存在差距 国际标准互认不足制约技术装备出海 欧美并网规范差异影响市场拓展 [8] - 产业链部分高端材料(如耐高温隔膜)依赖进口 产学研协同存在重研发轻工程现象 [9] 未来战略路径 - 推动锂电池向宽温域(-40℃至60℃)和长寿命(2万次循环)升级 加快钠离子电池和固态电池产业化 突破100万千瓦级压缩空气储能和10小时以上液流电池技术 [11] - 建设全链条创新平台 在青海新疆布局百兆瓦级构网型储能示范项目 验证高比例新能源电网支撑能力 [11] - 完善市场机制 建立电能量+辅助服务+容量市场三位一体收益模式 探索储能租赁和共享储能等商业模式 [12] - 推动技术标准国际化 主导制定国际标准 在沙特澳大利亚等市场布局风光储一体化项目 实现从产品输出向技术品牌服务输出转变 [13]

行业发展成就 - 新型储能装机规模从"十三五"末约300万千瓦跨越式增长至2024年底7376万千瓦，行业由商业化初期步入规模化发展阶段[3] - 构建新型储能发展政策"四梁八柱"，出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等纲领性文件，并针对项目管理、调度运用等领域制定专门政策[4] - 锂离子电池储能技术持续提升，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能实现商业化应用，建成30万千瓦、10万千瓦和单体兆瓦级示范项目[5] - 2024年全国新型储能等效利用小时数接近1000小时，较2023年提升约300小时，迎峰度夏期间发挥重要电力保供作用[6] - 建立央地协同管理体系，建设全国新型储能大数据平台，标准体系逐步完善，产业规模持续扩大成为经济发展绿色新引擎[7] 行业面临挑战 - 电力现货市场价差有限且辅助服务市场交易品种单一，无法充分体现新型储能调节资源价值，需加快完善价格机制与容量补偿机制[9][10] - 产业链条长且社会资本投资热情高涨，大量跨行业企业进入需加强产业布局和产能规划引导[11] - 国际竞争加剧且各国加强自主产品研发，需持续鼓励技术创新以保持产业竞争力[12] 未来发展举措 - 编制《"十五五"新型储能实施方案》，科学谋划发展路径并统筹源网荷融合[14] - 加大科技创新支持力度，跟踪宣传试点项目和典型案例，推动各类技术研发应用[15] - 加快推进电力现货市场建设，拓展辅助服务市场品种，建立适应新型储能的容量补偿机制[16] - 推动新能源基地科学配置储能，探索光伏直流侧储能、电网侧储能及绿电直连等新模式应用[17]

行业规模与增长 - 截至2024年底全国新型储能装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时 为"十三五"末20倍 同比增长超130% 占全球总装机比例超过40% [1] - 2024年新型储能调用情况大幅提升 浙江 江苏 重庆 新疆等多省年均等效利用小时数达1000小时以上 [2] - 迎峰度夏期间新型储能充分发挥"超级充电宝"功效 为顶峰时段电力保供贡献关键力量 [2] 政策体系发展 - 新型储能政策体系持续完善 国家层面出台多项政策文件包括《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》等 [1] - 省级政策实现因地制宜 山东完善容量补偿机制 广东构建"1+N+N"政策体系 江苏建立独立储能"电价差+补贴+辅助服务"收益模式 西藏探索高海拔构网型储能试点 [1] - 国家能源局将编制《"十五五"新型储能实施方案》 加强政策衔接并指导地方制定规划 [4] 技术路线发展 - 锂离子电池占主导地位 约占已投产装机的96.4% 压缩空气储能和液流电池储能各占1% [2] - 2024年发布56个新型储能试点项目 涵盖十余种技术路线 多个项目为国内首次工程应用 [2] - 锂离子电池储能聚焦大容量电芯 已发布500安时以上电芯和单集装箱6000千瓦时以上储能系统 电芯能量密度突破400瓦时/升 循环寿命达15000次 [3] 技术创新突破 - 全钒液流电池70千瓦级高功率密度单体电堆研发成功 体积功率密度提升近两倍 高效非氟离子膜实现连续化中试生产 [3] - 钠离子电池和铁-铬液流电池形成500千瓦电堆模块产品 单堆循环次数达20000次 水系有机液流电池电解液材料研发取得新进展 [3] - 压缩二氧化碳储能完成气-液互转亚临界技术系统设计 掌握二氧化碳压缩机和膨胀机等核心装备设计与制造工艺 [3] 成本下降趋势 - 2024年锂离子电池储能EPC中标价格较2023年下降约25% 系统中标价格下降约44% [3] - 全钒液流系统价格下降20% [3] 标准体系建设 - 2024年超过20项电化学储能标准发布实施 多项标准立项 覆盖规划设计 接入电网 运行控制 检修试验和后评价等环节 [2] - 12个新型储能项目入选第四批能源领域首台（套）重大技术装备依托工程 为技术装备落地转化提供应用场景 [2] 未来发展方向 - 完善市场激励机制 推动新型储能通过中长期 现货 辅助服务市场和容量补偿机制体现调峰与保供价值 [4] - 攻坚大容量宽温域锂电 高性能液流电池 大规模压缩空气储能等核心技术装备 依托国家重点研发计划加速成果转化 [4] - 加强产业链协同与国际标准合作 支持企业全球布局 推动中国技术"走出去" [4]