储能行业再度迎来政策利好。近日，国家能源局就《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（简称《蓝皮书》）公开征求意见。《蓝皮书》提出，要实现电力系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，储能将成为新型电力系统的第四大要素。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，到2030年新能源配储将成为刚需和核心增量。未来需不断增加储能供给，且大规模长时储能建设需提上日程，以支持新能源高比例外送与并网，实现与“源网荷”的互动。
储能供给需不断增加
《蓝皮书》指出，新型电力系统是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体，其发展方向之一是要实现电力系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。这意味着，储能将成为新型电力系统的第四大要素。
为构建新型电力系统，《蓝皮书》制定“三步走”发展路径，分为加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），从电源侧、电网侧、用户侧、储能侧有计划、分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。
具体来看，储能侧方面，在加速转型期要推动储能多应用场景多技术路线规模化发展，压缩空气储能、电化学储能、热储能等多种新型储能技术路线并存，满足系统日内平衡调节需求。
在总体形成期，规模化长时储能技术取得重大突破，以机械储能、热储能、氢能等为代表的10小时以上长时储能技术攻关取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节。
在巩固完善期，储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，重点发展基于液氢和液氨的化学储能、压缩空气储能等长时储能技术路线，在不同时间和空间尺度上满足未来大规模可再生能源调节和存储需求。
《蓝皮书》明确，要推动新能源成为发电量增量主体，到2030年新能源装机占比超过40%，发电量占比超过20%。
“这么高的比例下，储能配置成为刚需和核心增量。”刘勇告诉中国证券报记者，未来需不断增加储能供给，而且大规模长时储能建设需提上日程，以支持新能源高比例外送与并网，实现与“源网荷”的互动。
《蓝皮书》显示，要积极推动多时间尺度储能规模化应用、多种类型储能协同运行，保障电力系统中高比例新能源的稳定运行，缓解新能源发电特性与负荷特性不匹配导致的短时、长时平衡调节压力，提升系统调节能力，支撑电力系统实现动态平衡。
行业仍存难点待解
《蓝皮书》指出，目前我国电力系统还面临电力安全、新能源消纳等多重问题挑战，包括新能源装机比重持续增加，但未能形成电力供应的可靠替代；新能源消纳基础尚不牢固，局部地区、局部时段弃风弃光问题依然突出等。
西部证券研报表示，光伏风电的波动性、间歇性及随机性等特性致使电力系统的稳定性面临挑战，而储能是风光消纳的重要保障。新能源配储有望成为主流发展模式，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。
公开资料显示，储能的技术路线众多，包括传统的抽水蓄能，也包括除抽水蓄能外的新型储能，后者覆盖锂离子电池、钠离子电池、液流电池等电化学储能及压缩空气储能、飞轮储能、熔盐储能、重力储能、超级电容等技术。
据中关村储能产业联盟数据，截至2022年9月底，国内已投运电力储能项目累计装机规模达50.3GW，同比增长36%。其中，抽水蓄能占85.6%，新型储能占13.2%，熔融盐储热占1.2%。新型储能项目累计装机规模达6663.4MW，同比增长78%。锂离子电池储能在新型储能中占比最高，达89.3%。
刘勇表示，不同储能技术路线各有千秋，各有符合特定场景的性能优势，这几年也获得了长足进步，但在2030年前，锂离子电池储能将凭借其灵活性继续在新型储能市场发挥主导作用。
值得关注的是，在2022第七届中国储能西部论坛上，国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳表示，新型储能设施存在利用率低，甚至“建而不用”的问题。
中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》也显示，目前新能源配储能仍存在一些问题，包括配储利用率低、配储规模和型式没有进行科学论证、新型储能成本较高且缺乏疏导渠道、新型储能商业模式和电价机制有待进一步完善等方面。
刘勇认为，要解决当下储能市场存在的堵点难点，关键还是要厘清储能行业盈利模式，找到市场化驱动力，让储能企业盈利空间得以充分释放，这样才能真正促进储能行业发展。
