截至目前，南方电网新型储能装机规模达 887.8 万 kW/1700 万 kWh，其中电网侧与电源侧储能电站 166 个，装机 771.8 万 kW/1448.0 万 kWh。五省区布局各有侧重，广东、贵州以电网侧储能为主，广西、云南侧重电网侧与新能源侧联合储能，海南则以新能源侧联合储能为主。2024 年区域内电源侧及电网侧储能投产 335 万 kW/665 万 kWh，预计 2025 年底装机规模将超 1500 万 kW。技术方面以锂离子电池储能为主，压缩空气、液流电池等新技术示范项目逐步落地，呈现多元化发展。2024 年区域储能日均循环次数 0.76 次，日均利用小时数 2.87 小时，其中广东利用效率最高，日均循环 1.14 次、利用小时数 4.3 小时。

　　涵盖电网侧（电网租赁、独立共享储能电站）、电源侧（新能源配建独立 / 联合储能、火电联合调频储能电站）、用户侧（虚拟电厂聚合储能）三类共五种类型，明确各类储能的市场主体身份及并网调度协议签订要求。

　　调管关系按电压等级和市场环境划分，广东为现货市场区域，其余四省区为非现货市场区域，500kV 及关键互联电站由总调调管，其余按电压等级分属中调、地调。调用方式包括市场化调用（通过现货及辅助服务市场形成充放电曲线）和直接调用（根据电网需求实时下达指令）。不同类型储能调用原则各有侧重，电网租赁储能原则不参与现货市场，新能源配建储能可独立参与市场，用户侧储能以虚拟电厂形式参与。

　　广东储能利用效率达标，通过容量租赁、现货、调频市场获利，2024 年容量租赁均价 149.5 元 /（kW・年）。广西以容量租赁、价差收益和调峰市场为盈利渠道，拟调整峰谷电价实现 “两充两放”。云南新能源配储无价差收益，电网侧储能通过容量租赁和价差获利，分时电价调整后具备 “两充两放” 条件。贵州独立储能示范项目执行峰平谷电价，通过多市场获取收益。海南新能源配储主要用于存储过剩电力，提升发电水平。

　　建议建立容量电价机制，回收固定成本，按储能时长设定认定系数；完善现货市场，推进新能源 “报量报价” 参与出清，建立深度调峰机制；优化辅助服务市场，扩大调频市场规模，建立爬坡辅助服务市场，将备用约束与现货市场联合出清，充分释放新型储能调节价值。