随着“双碳”目标深入推进，我国新能源发电装机保持较快增速，电力系统对新型储能等调节资源需求快速增加。国网能源研究院新能源研究所日前发布的《新型储能发展分析报告2024》显示，我国新型储能规模持续稳步增长，新型储能电站利用水平逐步提升，有效支撑新能源消纳和电力保供。
数据显示，截至2024年9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，较2023年底增长约86%。2024年1月至8月，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时。2024年6至8月迎峰度夏期间，全国新型储能累计充放电量118亿千瓦时，约占1至8月充放电量的45%，有效支撑电力系统稳定运行和可靠供应。7月，国家电网经营区新型储能实际可调最大电力3015万千瓦，占当时并网新型储能规模的92%。
“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、自治区已实现新型储能常态化调用。”报告认为，新能源消纳较为困难的宁夏、青海、西藏等省、自治区，新型储能电站储能电量最大值达到在运装机能量的85%以上。
针对如何促进新型储能参与电力保供，报告认为，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。建议统筹各类调节资源，优化调度运行机制和市场机制，强化并网运行管理，促进新型储能参与电力保供。
新型储能规模的飞速发展，离不开相关政策的支持。报告强调，电网调度利用方面，政策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;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。
技术创新推动新型储能呈现多元化发展趋势。报告认为，锂离子电池储能电芯以280Ah为主流，并向更大容量跨越、更长寿命、更高安全迈进，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;压缩空气储能处于示范建设向市场化过渡阶段，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进展，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。
