2024年政府工作报告中首次出现了“发展新型储能”。

新型储能体系仍需进一步提升

目前，储能已经从商业化初期进入规模化发展阶段，应用场景也越来越丰富，但对于建设新型电力系统来说，无论是量还是质都需要进一步提升。

举例说，储能占新能源的比例不到10%，相对偏低，设备利用率也不高；另外，尽管设备成本下降较快 ，但在当前市场调度规则下，大部分新型储能项目由于调用次数低，导致平均用电成本仍高于0.5元/千瓦时，经济竞争力不足。

自然资源保护协会（NRDC）与中关村储能产业技术联盟（CNESA）共同发布的《“双碳”背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》（以下简称《报告》）指出，由于储能在不同应用场景下的减煤、减碳机理不同，新能源单独配储、火储联合调频、共享储能是目前国内发电侧储能的主要应用场景。

从区域上看，不同地区电源的结构类型、装机规模和出力特性等是影响发电侧储能配置的关键因素，应根据本地电源基础数据，并结合电网需求，选择储能技术及确定规模。

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