国网能源研究院发布的报告指出，综合研判，2024年年底国网经营区新型储能装机规模达到6000~6400万kW左右，粗略推测全国规模将达到7200~7500万kW左右。此外报告还针对分布式光伏配置储能提出建议，要出台相关支持政策，根据光伏项目类型开展储能配置差异化管理；是推动市场机制建设，引导储能发挥调节作用获取合理收益，调动投资主体积极性。

2024年10月27日，由国网能源研究院主办的2024年新型储能发展分析报告发布会在京召开。国网能源研究院新能源研究所在会上发布《新型储能发展分析报告2024》。

报告在对近一年新型储能发展现状充分分析的基础上，持续更新分析新型储能的政策环境和技术经济特性及发展趋势，与山东、新疆、青海、湖南、浙江等多家省公司合作，共同深入探讨新型储能在电力系统中的应用成效，探索目前可行的商业模式，结合智库和产业研究观点，总结和研判新型储能发展规律及趋势，并针对新型储能参与电力保供、分布式光伏配储、源网荷储一体化等热点问题进行了专题研究。

（一）新型储能发展整体情况

我国新型储能规模持续稳步增长，今年继续延续2023年飞速发展态势。截至2024年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。其中，国网经营区已投运规模3680万千瓦，主要分布在新疆、山东、甘肃、宁夏和湖南5省。

新型储能电站利用水平逐步提升。2024年上半年，国网经营区新型储能电站充电量77亿千瓦时，放电量66亿千瓦时，综合利用小时数459小时，同比增长140小时。

新型储能政策支持力度不减，着力推动新型储能高效调用和全面参与各类市场交易品种。电网调度利用方面，强调以市场化方式促进新型储能调用，促进“一体多用、分时复用”。电力市场建设方面，鼓励新型储能自主选择参与电能量市场和辅助服务市场获得收益。截至2024年6月底，国网经营区有8省允许储能参与现货市场、12省允许其参与调峰、9省允许其参与调频，一次调频、黑启动、爬坡、备用等也已对储能开放。电价机制方面，各地积极探索容量补偿和容量租赁等形式，对新型储能容量成本进行补偿，并通过完善分时电价政策促进用户侧储能发展。此外，一些省份允许独立储能通过特殊充放电价政策获取补偿。

技术创新不断突破，新型储能试点示范初见成效，呈现多元化发展趋势。锂离子电池储能电芯以280Ah为主流，并向300Ah+、500Ah+更大容量跨越、更长寿命、更高安全方面迈进，系统集成规模突破了吉瓦时级。全钒液流电池储能处于百兆瓦级试点示范阶段，电堆及核心关键原料等自主可控，电池隔膜难题实现突破。新型压缩空气储能处于示范建设向市场化过渡阶段，聚焦压缩与膨胀等关键环节技术优化，推出首个300兆瓦级先进压缩空气储能膨胀机，系统成本降低20%至30%，效率提高3%至5%。飞轮储能在阵列式集成设计上取得突破，面向电网侧调频应用的单站30兆瓦级示范项目正式投运。钠离子电池储能处于试验试点阶段，已通过自主创新首次将钠离子电池技术应用于百兆瓦级大容量储能电站。

新型储能调节作用不断增强，有效支撑新能源消纳和电力保供。在新能源消纳方面，新能源富集地区新能源配储、共享储能以及“沙戈荒”等大型新能源基地配建新型储能，支撑新能源高效消纳利用和大规模新能源外送，西藏、甘肃、新疆等新能源大省区已实现新型储能的常态化调用。消纳较为困难的宁夏、青海、西藏等省，新型储能电站的储能电量最大值达到在运装机能量的85%以上。在电力保供方面，2023年度夏度冬期间，平衡较为紧张的河北、江苏、湖南等省的新型储能最大顶峰同时率均达到80%以上，电力供应得到有效保障，全年未发生有序用电。

（二）新型储能发展趋势研判

团队通过对我国2023年和2024年上半年新型储能发展形势梳理总结，考虑到新型储能在建规模和建设进度，同时考虑到部分项目进度与新能源项目并网进度同步，综合研判，2024年年底国网经营区新型储能装机规模达到6000~6400万kW左右，粗略推测全国规模将达到7200~7500万kW左右。

近期新型储能发展呈现三大趋势：一是新型储能产能扩张有所减缓，产业竞争升级，创新成为破局关键。二是新型储能从“重配置”到“重应用”，配置方式逐步由政策驱动转变为市场需求驱动。三是构网型储能技术受到关注，长周期储能技术布局提上日程。

（三）专题研究

针对促进新型储能参与电力保供的政策机制，分析了新型储能在电力保供中发挥的作用和面临的问题挑战，并提出相关建议。一是新型储能在电力顶峰、安全支撑、备用保障等方面可发挥作用。二是新型储能在参与电力保供时，面临部分省份充电窗口不足、新型储能的调度运行机制有待进一步优化、运行机制缺乏经济性激励、新型储能参与市场化程度低等问题。三是需要在统筹各类调节资源、优化调度运行机制和市场机制、强化并网运行管理等方面促进新型储能参与电力保供。

针对分布式光伏配置储能相关问题，从分布式光伏发展形势、国家政策等方面分析其配置储能的必要性，对各地分布式光伏配置储能技术经济性展开测算，提出了相关建议。一是出台相关支持政策，根据光伏项目类型开展储能配置差异化管理。二是推动市场机制建设，引导储能发挥调节作用获取合理收益，调动投资主体积极性。三是加强农村光伏配置储能的调度运行管理，提升储能利用水平。

针对源网荷储一体化发展，分析了源网荷储一体化项目内涵及典型商业模式，提出了促进源网荷储一体化高质量发展的建议。一是规范一体化项目建设，推动基本规则制度统一公平。二是加强一体化项目接网运行管理，夯实电力系统安全基础。三是明确一体化项目市场主体地位，推动一体化项目公平参与市场。