行业规模与增长 - 截至今年9月底，中国新型储能装机规模已达1.03亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，占全球总装机比重突破四成，跃居世界第一 [1][2] - 内蒙古和新疆的装机规模均超过1000万千瓦，为全国最高；华北地区已投运装机3118万千瓦，占全国总量30.4% [2] - 单站10万千瓦及以上装机占比超过三分之二，显示大型化发展趋势明显 [2] - 预计到2030年，中国新型储能规模保守场景下达236.1吉瓦，理想场景下达291.2吉瓦，2025-2030年复合年均增长率分别为20.2%和24.5% [10] 技术路线与成本 - 锂离子电池储能在各类技术路线中占绝对主导，装机规模超9800万千瓦，占比96.1% [4] - 与2022年相比，EPC平均中标价格下降约40%，电芯价格下降约60%，成本显著降低 [4] - 2024年，中国储能电池全球出货量占比超93.5%，全球前八大企业均来自中国 [4] - 液流电池储能装机规模提升至115万千瓦，较“十三五”末增长约30倍；压缩空气储能在“十四五”期间实现零的突破，现有装机规模83万千瓦 [6] 市场表现与调度运行 - 今年前三季度，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增加约120小时 [2] - 迎峰度夏期间，国家电网经营区新型储能最大可调电力超6400万千瓦，实时最大放电电力超4400万千瓦，有力支撑电力保供 [3] - 截至6月底，国家电网经营区内参与市场交易的新型储能电站共194个、装机规模2059万千瓦，占新型储能总装机规模27%，以调峰为主 [7] 产业投资与经济影响 - “十四五”以来，中国新型储能直接带动项目投资超两千亿元，带动产业链上下游投资超万亿元 [5] - 中国已成为全球最大的锂电池生产国和出口国，优质储能产品远销美洲、欧洲、中东、大洋洲等地区 [4] 政策与市场机制 - 今年1月印发的“136号文”为储能的调峰、调频价值提供了更清晰的市场化兑现路径 [6] - 当前独立储能只参与日前现货市场，实时现货市场优化配置资源范围受限；辅助服务市场品种单一、补偿力度偏低，无法全面反映储能的多重价值 [8] - 尚未出台针对新型储能的容量补偿机制，也暂未出台将电网替代性储能成本收益纳入输配电价的可操作政策文件 [8] 未来发展方向 - “十五五”规划建议明确提出“大力发展新型储能”，行业将加快完善市场机制、提升利用水平、支持科技创新和深化国际合作 [9] - 未来需深化体制机制改革，强化新型储能的独立市场主体地位，推动其参与电能量市场、辅助服务市场及跨省交易，拓展共享租赁、容量补偿等多元化商业模式 [10] - 行业商业模式正发生转变，从“卷价格”向“卷价值”深度转型，技术性能优、安全保障高、成本合理的储能产品将更具竞争力 [11]

中国新型储能行业发展现状 - 截至今年9月底，中国新型储能装机规模达1.03亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，占全球总装机比重突破四成，跃居世界第一 [3] - 分省份看，内蒙古、新疆装机规模均超过1000万千瓦，全国居首；华北地区已投运装机3118万千瓦，占全国总量30.4% [5] - 产业大型化趋势明显，单站10万千瓦及以上装机占比超过三分之二 [5] - 今年前三季度，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增加约120小时 [5] - 迎峰度夏期间，国家电网经营区新型储能最大可调电力超6400万千瓦，实时最大放电电力超4400万千瓦，为电力保供提供有力支撑 [6] 产业竞争力与全球影响 - 锂离子电池储能占绝对主导，装机规模超9800万千瓦，占比96.1% [6] - 与2022年相比，EPC平均中标价格下降约40%，电芯价格下降约60%，成本显著降低 [6] - 2024年中国储能电池全球出货量占比超93.5%，全球前八大企业均来自中国 [6] - “十四五”以来，中国新型储能直接带动项目投资超两千亿元，带动产业链上下游投资超万亿元 [7] - 中国储能产品远销美洲、欧洲、中东、大洋洲等地区，获得海外用户认可 [6] 技术路线多元化发展 - 多个30万千瓦级压缩空气储能项目、10万千瓦级液流电池储能项目、单体兆瓦级飞轮储能项目投运 [9] - 液流电池储能装机规模提升至115万千瓦，较“十三五”末增长约30倍 [10] - 压缩空气储能在“十四五”期间实现“0”的突破，现有装机规模83万千瓦 [10] - 固态电池、氢储能等颠覆性前沿技术加速推进，多元化格局日益凸显 [10] 市场机制与价值挖掘挑战 - 今年1月“136号文”印发，为储能调峰、调频价值提供更清晰的市场化兑现路径 [10] - 截至6月底，国家电网经营区内参与市场交易的新型储能电站总计194个、装机规模2059万千瓦，占新型储能总装机规模27% [10] - 当前独立储能只参与日前现货市场，实时现货市场优化配置资源范围受限 [10] - 辅助服务市场品种单一、补偿力度偏低，无法全面反映储能的快速调频、爬坡、容量等多重价值 [10] - 尚未出台针对新型储能的容量补偿机制，储能缺乏长期、稳定的市场化收益 [11] 未来展望与政策方向 - 前美国能源部部长朱棣文预计，到2030年中国新型储能规模或达到260吉瓦 [14] - 根据《储能产业研究白皮书2025》，保守场景下2030年中国新型储能累计规模将达236.1吉瓦，2025~2030年复合年均增长率20.2%；理想场景下达291.2吉瓦，年复合年均增长率24.5% [14] - 国家能源局下一步将统筹谋划“十五五”规划布局，加快完善新型储能市场机制，大力支持科技创新与国际合作 [13] - 未来将推动新型储能参与电能量市场、辅助服务市场及跨省交易，拓展共享租赁、容量补偿等多元化商业模式 [14]

行业装机规模与全球地位 - 截至2025年9月底 中国新型储能装机规模超过1亿千瓦 较"十三五"末增长超30倍 [1] - 中国新型储能装机规模占全球总装机比例超过40% 已跃居世界第一 [1] - 2025年前三季度 全国新型储能等效利用小时数约770小时 同比增加约120小时 [1] 技术路线发展现状 - 锂离子电池储能占据绝对主导地位 装机超过9800万千瓦 占比96.1% [2] - 液流电池储能装机较"十三五"末增长约30倍 达到115万千瓦 [2] - 压缩空气储能"十四五"期间实现从无到有突破 装机达到83万千瓦 [2] - 固态电池 氢储能等前沿技术加速发展 为应对未来多时间尺度 高安全性存储需求提供支撑 [2] 行业应用与作用 - 新型储能行业已由商业化初期步入规模化发展阶段 [1] - 新型储能促进新能源开发消纳 提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平的作用逐步增强 [1] - 云南 浙江 江苏 新疆 四川 青海 湖北等多省区调用情况良好 调节作用进一步发挥 [1] 政策导向与未来规划 - "十五五"期间 新型储能将成为电力系统新增灵活调节能力的主要载体 [2] - 国家能源局将统筹谋划"十五五"规划布局 科学统筹新型储能和其他调节资源发展规模和布局 [2] - 加快完善新型储能市场机制 推动发展从政策引导逐步向市场驱动转变 [3] - 持续推动新型储能利用水平提升 指导电力调度机构创新调控方式 [3] - 大力支持新型储能领域科技创新 强化企业主体地位 全面提升锂离子电池储能质量性能水平 [3] - 进一步深化新型储能领域国际合作 加强行业管理 产业促进 技术研发等领域交流和信息共享 [3]

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]