行业规模与增长 - 截至2024年底全国新型储能装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时 占全球总装机比例超40% 规模居世界第一[1][3] - 新型储能年均增速超130% "十四五"以来规模增长20倍 截至2024年6月底装机达9491万千瓦/2.22亿千瓦时 较2024年底增长29%[3] - 内蒙古和新疆装机规模均超1000万千瓦 山东/江苏/宁夏均超500万千瓦[3] 技术路线发展 - 锂离子电池储能占据主导地位 同时多类新型储能技术向商业化应用过渡[5][6] - 压缩空气储能/液流电池储能/飞轮储能实现工程化突破 半固态电池/全固态电池/氢储能等前沿技术加速发展[6] - 2024年发布超20项电化学储能标准 覆盖规划设计/接入电网/运行控制等环节 标准体系建设水平提升[7] 项目应用与创新 - 全球海拔最高规模最大的高压直挂储能系统在青海投运 单机容量2.5万千瓦/10万千瓦时 系统效率提升4%-6%[2] - 全国最大"煤电+熔盐"储能项目在安徽投产 为吉瓦时级煤电熔盐储换热成套装备[5] - 国家能源局发布56个新型储能试点项目 涵盖十余种技术路线 12个项目入选能源领域首台(套)重大技术装备[6] 政策与市场机制 - 发展新型储能首次写入政府工作报告 明确其在新型电力系统中的调节作用[4] - 《电力市场运行基本规则》将储能确立为新型经营主体 2024年国家电网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[9] - 山东/内蒙古/新疆/河北探索容量补偿机制 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[9] 实际应用成效 - 2024年新型储能调用情况大幅提升 浙江/江苏/重庆/新疆等多省份年均等效利用小时数达1000小时以上[4] - 迎峰度夏期间新型储能实时最大放电电力达44.53吉瓦 较去年同期峰值增长55.7% 顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量[8] - 在夏季晚高峰时段平均顶峰时长约2.4小时 有力支撑用电高峰时段电力供应[8]

行业规模与增长 - 截至2024年底全国新型储能装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，占全球总装机比例超40%，规模居世界第一 [5] - 2024年底至2025年6月底全国新型储能装机增长29%，达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时 [7] - 宁夏新能源装机突破5000万千瓦，储能装机突破600万千瓦，内蒙古和新疆装机均超1000万千瓦，山东、江苏、宁夏均超500万千瓦 [2][7] 技术发展路线 - 锂离子电池储能占据主导地位，同时压缩空气、液流电池、飞轮储能实现工程化突破，半固态电池、全固态电池及氢储能等前沿技术加速发展 [9][10] - 全国首台吉瓦时级煤电熔盐储换热项目投产，熔盐储热技术提升煤电机组调节灵活性，解决供热供电兼顾问题 [9] - 2024年发布超20项电化学储能标准，覆盖规划设计、接入电网、运行控制等环节，标准体系持续健全 [11] 政策与市场机制 - 发展新型储能首次写入2025年政府工作报告，明确其在新型电力系统中的调节作用 [8] - 《电力市场运行基本规则》将储能确立为新型经营主体，2024年国家电网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 [14] - 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，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 [14] 应用场景与效能 - 新型储能在2024年迎峰度夏期间等效利用小时数超1000小时，为顶峰保供贡献关键力量，实时最大放电电力达44.53吉瓦，同比增长55.7% [8][13] - 全球海拔最高高压直挂储能项目在青海投运，系统效率提升4%-6%，实现10毫秒快速响应 [6] - 新型储能顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量，夏季晚高峰平均顶峰时长2.4小时 [13]