截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%，全年新增新型储能装机4237万千瓦/1.01亿千瓦时。

　　全国新型储能平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时，“十四五”以来储能时长呈上升趋势。

　　2017年，我国发布了储能行业第一个指导性政策《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》,从技术创新、应用示范等多方面为行业进行了明确部署。

　　“十四五”以来，国家能源局会同国家发展改革委等单位不断完善新型储能政策体系，先后印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》,对新型储能规模化、产业化、市场化发展作出总体部署，提出促进新型储能高质量发展的重点任务。

　　制定《新型储能项目管理规范(暂行)》,明确新型储能项目规划布局、备案建设、并网调度、监测监督等环节管理的具体要求。2024年“发展新型储能”首次写入《政府工作报告》。

　　2025年9月，国家发展改革委、国家能源局共同印发了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》。方案提出，到2027年，全国新型储能装机规模将达到1.8亿千瓦以上，预计带动直接投资约2500亿元。

　　在风电、光伏建设增速放缓的背景下，以五大六小为代表的电力集团需要新方向以提升有效投资，在储能具备稳定收益、政策鼓励，央企需要可盈利投资方向的当下，新型储能或将成为重要方向。

　　若考虑当前容量电价政策，即便按照10小时放电时长要求、50%的补贴折算比例，储能电站的项目收益率可提升至8%以上，若最大放电时长缩短至6小时，100%的补贴折算比例，储能项目的收益率可显著提升至10%以上。

　　即便如甘肃、新疆等部分省份电力现货峰谷价差未能达到0.3元/kWh,但考虑容量补贴以及调频收益，储能项目具备充足经济性。

　　综合来看，从2026年起储能需求可能不仅仅局限于西北地区，中部地区以及东部地区需求也有望在储能项目高经济性的驱动下得到释放。九游体育网站入口