“十四五”以来，新型储能投运规模突飞猛进，在2020年底，新 (略) 规模约在(略)kW左右；截至今年9月底，按照 (略) 近期公布数据，全国已建成投运新型储能规模(略)kW，不到四年的时间投运规模增长近20倍。

与此同时，随 (略) 高峰即将到来，根据行业测算，预计到今年年底新 (略) 规模将达到(略)kW以上。

回顾新型储能近四年的发展，储能的发展日新月异、高歌猛进、另人恍惚。

2020年前，国内新型储能项 (略) (略) 进行小规模建设为主， (略) 侧储能主要在江苏、河南、湖南等地， (略) 公司主导建 (略) 侧储能；用户侧储能主要在江苏、北京等地小规模建设；电源侧主要在广东、山西、内蒙等地，配合火电机组开展调频服务。行业整体规模较小，属于商业化发展的初期阶段，新型储能作为新型电力系统的重要支撑技术尚未成为全行业的共识。

2020年9月，我国首次提出“双碳”目标，而实现双碳目标，能源是主战场，电力是主力军。风电、光伏为主的新能源的快速发展对调节性资源的巨大需求为新型储能的发展奠定了基础，新型储能的快速发展由此正式拉开帷幕。

2021年开始，新能源侧配建储能的模式逐步由幕后走向台前。2021年 (略) 印发的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》提出对于 (略) 范围以外仍 (略) 的项目，可通过自建、合建共享或 (略) 场化方 (略) 条件后， (略) 企 (略) 。磷酸铁锂电池储能为主的新型储能由于具有建设周期短、布置灵活、建设成本相对低、功能丰富等特点，随即成为各地满足 (略) 所配置的最主要调节性资源，各地(略)续拉开了新能源配建储能的序幕，宁夏、内蒙古、山东等地率先提出按照 (略) 规模的一定比例和时间配置储能的要求。

与此同时，共享储能由于具有集约化的建设运维管理、调度方式灵活等优点，也被受关注。2021年国家发改委、 (略) 印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能 (略) 规模的通知》，提出鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发 (略) 规模。共享储能可通过自建、合建或购买服务的方式实施，山东、湖南等地率先开展了共享储能的建设，以满足新能源 (略) 需要。

2021年下半年，由于煤炭价格与发电成本大幅倒挂， (略) 场下火电厂发电成本难以疏导到用户侧，燃煤电厂大面积亏损，发电积极性受到严重影响，由此 (略) 场改革提供契机。国家发改委印发《关于进一步深化燃 (略) (略) 场化改革的通知》，并配套出台《关于组 (略) 企业代理购电工作有关事项的通知》，文件提出放开全部煤 (略) 电价， (略) 场交易电价上下浮动范围，推动工商业 (略) 场。工商业峰谷电价差的拉大 (略) 间的调整，为用户侧储能的发展奠定了基础，浙江、广东、江苏等地由此拉开了用户侧储能高速发展的序幕。

2021年新能源与新型储能的“绑定”为新型储能的高速发展奠定了基础， (略) 场改革步伐的加快为 (略) 场化发展提供了保障。

2022年开始，各地纷纷出台新能源和新型储能发展的细则，在各项政策的持续推动下，新型储能发展的大势已成。新能源侧配建 (略) 侧共享 (略) 规模的绝对主体，山东、宁夏、广东、湖南、内蒙等地是当年新型储能建设的 (略) 。但在“倍增式”发展的同时，由于产业链原材料和设备产能尚未匹配产业规模的快速发展，碳酸锂等电池原材料及设备价格居高不下，其中电池级碳酸锂价格年中一度“触碰”(略)元/吨，高昂的建设成本一定程度上延缓了储能产业规模的高速发展，部分项目的建设也被延迟。

2023年开始，随着新能源的快速发展、政策的持续出台、储能设备价格的“暴跌”、储能技术的快速发 (略) 场机制的持续健全，储能也已步入“寻常百姓家”，多方“利好”推动新型储能各类应用场景竞相爆发式增长，项目遍地开花，规模不断创新高，当年新型储能建设规模同比增长超过260%，内蒙、山东、新疆、甘肃、湖南等地是当年新型储能建设的 (略) 。

2024年以来，储能设备价格持续走低，市场机制和价格机制持续改善，多 (略) 线不断取得进展，电网支撑技术不断提升，并网项目规模持续高速增长，江苏、浙江、新疆等地成为新型储能建设的 (略) ，行业持续保持高速增长态势。随着项目投运规模的不断攀升，储能行业也更为关注运行期成效，例如项目的全寿命周期度电成本、收益水 (略) 的支撑技术正成为关注的重点。

在产业规模高速增长的同时，新型储能政策、标准体系、应用模式、建设成本、技术创新、市场机制和价格机制等均取得了长足的进步，对电力系统的支撑和调节能力显著提高。与此同时，行业仍存在诸多不成熟、不 (略) ，例如产业无序发展、价格巨幅波动、设备性能未有效验证、安全问题凸出、市场机制和价格机制仍需完善等。

新型储能仍属于“新兴行业”，未来的高质量可持续发展不会一蹴而就，尚需全行业持之以恒、尽心尽力的共同呵护并付诸努力，行业需专注技术创新，完善各项机制， (略) 场分歧，加强运行管理，提升新型储能对电力系统的支撑和调节能力。

“十四五”以来，新型储能投运规模突飞猛进，在2020年底，新 (略) 规模约在(略)kW左右；截至今年9月底，按照 (略) 近期公布数据，全国已建成投运新型储能规模(略)kW，不到四年的时间投运规模增长近20倍。

与此同时，随 (略) 高峰即将到来，根据行业测算，预计到今年年底新 (略) 规模将达到(略)kW以上。

回顾新型储能近四年的发展，储能的发展日新月异、高歌猛进、另人恍惚。

2020年前，国内新型储能项 (略) (略) 进行小规模建设为主， (略) 侧储能主要在江苏、河南、湖南等地， (略) 公司主导建 (略) 侧储能；用户侧储能主要在江苏、北京等地小规模建设；电源侧主要在广东、山西、内蒙等地，配合火电机组开展调频服务。行业整体规模较小，属于商业化发展的初期阶段，新型储能作为新型电力系统的重要支撑技术尚未成为全行业的共识。

2020年9月，我国首次提出“双碳”目标，而实现双碳目标，能源是主战场，电力是主力军。风电、光伏为主的新能源的快速发展对调节性资源的巨大需求为新型储能的发展奠定了基础，新型储能的快速发展由此正式拉开帷幕。

2021年开始，新能源侧配建储能的模式逐步由幕后走向台前。2021年 (略) 印发的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》提出对于 (略) 范围以外仍 (略) 的项目，可通过自建、合建共享或 (略) 场化方 (略) 条件后， (略) 企 (略) 。磷酸铁锂电池储能为主的新型储能由于具有建设周期短、布置灵活、建设成本相对低、功能丰富等特点，随即成为各地满足 (略) 所配置的最主要调节性资源，各地(略)续拉开了新能源配建储能的序幕，宁夏、内蒙古、山东等地率先提出按照 (略) 规模的一定比例和时间配置储能的要求。

与此同时，共享储能由于具有集约化的建设运维管理、调度方式灵活等优点，也被受关注。2021年国家发改委、 (略) 印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能 (略) 规模的通知》，提出鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发 (略) 规模。共享储能可通过自建、合建或购买服务的方式实施，山东、湖南等地率先开展了共享储能的建设，以满足新能源 (略) 需要。

2021年下半年，由于煤炭价格与发电成本大幅倒挂， (略) 场下火电厂发电成本难以疏导到用户侧，燃煤电厂大面积亏损，发电积极性受到严重影响，由此 (略) 场改革提供契机。国家发改委印发《关于进一步深化燃 (略) (略) 场化改革的通知》，并配套出台《关于组 (略) 企业代理购电工作有关事项的通知》，文件提出放开全部煤 (略) 电价， (略) 场交易电价上下浮动范围，推动工商业 (略) 场。工商业峰谷电价差的拉大 (略) 间的调整，为用户侧储能的发展奠定了基础，浙江、广东、江苏等地由此拉开了用户侧储能高速发展的序幕。

2021年新能源与新型储能的“绑定”为新型储能的高速发展奠定了基础， (略) 场改革步伐的加快为 (略) 场化发展提供了保障。

2022年开始，各地纷纷出台新能源和新型储能发展的细则，在各项政策的持续推动下，新型储能发展的大势已成。新能源侧配建 (略) 侧共享 (略) 规模的绝对主体，山东、宁夏、广东、湖南、内蒙等地是当年新型储能建设的 (略) 。但在“倍增式”发展的同时，由于产业链原材料和设备产能尚未匹配产业规模的快速发展，碳酸锂等电池原材料及设备价格居高不下，其中电池级碳酸锂价格年中一度“触碰”(略)元/吨，高昂的建设成本一定程度上延缓了储能产业规模的高速发展，部分项目的建设也被延迟。

2023年开始，随着新能源的快速发展、政策的持续出台、储能设备价格的“暴跌”、储能技术的快速发 (略) 场机制的持续健全，储能也已步入“寻常百姓家”，多方“利好”推动新型储能各类应用场景竞相爆发式增长，项目遍地开花，规模不断创新高，当年新型储能建设规模同比增长超过260%，内蒙、山东、新疆、甘肃、湖南等地是当年新型储能建设的 (略) 。

2024年以来，储能设备价格持续走低，市场机制和价格机制持续改善，多 (略) 线不断取得进展，电网支撑技术不断提升，并网项目规模持续高速增长，江苏、浙江、新疆等地成为新型储能建设的 (略) ，行业持续保持高速增长态势。随着项目投运规模的不断攀升，储能行业也更为关注运行期成效，例如项目的全寿命周期度电成本、收益水 (略) 的支撑技术正成为关注的重点。

在产业规模高速增长的同时，新型储能政策、标准体系、应用模式、建设成本、技术创新、市场机制和价格机制等均取得了长足的进步，对电力系统的支撑和调节能力显著提高。与此同时，行业仍存在诸多不成熟、不 (略) ，例如产业无序发展、价格巨幅波动、设备性能未有效验证、安全问题凸出、市场机制和价格机制仍需完善等。

新型储能仍属于“新兴行业”，未来的高质量可持续发展不会一蹴而就，尚需全行业持之以恒、尽心尽力的共同呵护并付诸努力，行业需专注技术创新，完善各项机制， (略) 场分歧，加强运行管理，提升新型储能对电力系统的支撑和调节能力。