首次定义‘长时储能’下个万亿级风口！钒电池全生命周期度电成本在电化学储能中是最低。
中国百强光伏荟萃 巅峰储能 2024年11月30日 17:00 山西 1人
巅峰储能光储狂飙迎来巅峰时代 合筑光储+虚拟电厂成数字化企业标配.构建零碳园区全钒液流电池储能“源网荷储一体化”综合解决方案.光储融合将成新能源转型破局之道“多源互补源网协同供需互动灵活智能”巅峰储能一定要把中国光储产业做好！34篇原创内容公众号
实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，其核心是能源结构转型。能源结构转型是指由化石能源为主逐步转变为可再生能源为主的新型能源体系，相应地，电力系统也将发生系统性变革。随着双碳目标的深入推进，可再生能源规模化发展与其不稳定天然属性的矛盾日益突出，已成为构建新型能源体系的重大挑战。
储能在新型能源体系中发挥着重要作用，如何立足我国能源资源禀赋的基本国情，科学规划和高质量发展各类储能技术，是新型能源体系的重点议题。近年来，随着我国可再生能源快速发展，尤其2023年我国可再生能源占电力总装机比例首次突破50%，具有里程碑意义。
由于长时储能技术可以赋予电网更高的可靠性和灵活性来支撑和补充可再生能源大规模接入，长时储能得到越来越多的关注，被认为是未来储能技术与产业发展的重点。但是，我国长时储能尚处于发展早期，对其定义尚未完全统一，还存在诸多挑战，影响其高质量发展，巅峰氢储将进行初步探讨。
随着长时储能相关鼓励政策的不断加码，越来越多的企业正在积极布局这一领域。巅峰储能长期看好长时储能发展前景，并计划进行资本相关布局。
长时储能——成本最低的灵活性解决方案
在“双碳”目标的持续推进下，全球能源结构和能源系统必将发生深刻变化，光伏、风电等新能源渗透率将不断提升。这给电网的安全运行与供需稳定带来更多考验。兼具安全与灵活性的长时储能就是解决这一问题的重要选项之一。可以预见，随着全球能源转型的推进，长时储能市场空间将非常巨大。伍德麦肯兹预测，2030年，长时储能累计装机量将达150GW至400GW，累计投资规模将达到2000亿美元至5000亿美元；2040年，全球长时储能装机容量将达1.5TW至2.5TW，对应累计投资为1.5万亿美元至3万亿美元。
目前长时储能正处于发展初期，国内外尚未对长时储能持续时间进行统一定义，综合分析国内外相关研究，我们认为，持续放电时间不低于4小时、寿命不低于20年的大规模低成本储能技术，可定义为长时储能(LDES)。长时储能技术可分为：中长时储能，主要是指在额定功率下持续运行4-10小时的储能系统；长时储能，主要是指在额定功率下持续运行10小时到1周的储能系统；超长时储能，主要是指在额定功率下持续运行1周以上的储能系统。目前主流的长时储能技术主要有抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池储能、热储能、氢储能等。
长时储能一般可以实现功率与容量的解耦，因此具有长时间尺度的电力调节、储能容量大、单位成本低、技术具备多样性互补性等特征。以抽水蓄能为例，其度电成本仅0.21-0.25元/kWh。随着可再生能源占比增加，电力系统中对储能时长的需求增加，长时储能占比提高，对于保证全天候(如连续数日无风或阴雨)供电安全至关重要。2021年《联合国气候变化框架公约》第26次年度峰会成立长时储能理事会时指出，当可再生能源发电量占比达到60%至70%，长时储能将成为“成本最低的灵活性解决方案”。
具体来看，一方面，长时储能可以为电力系统提供长周期的动态调节。在不同时间和空间尺度上支撑电力系统实现跨多日、跨月、跨季节的动态平衡，同时提高系统的可靠性和灵活性。另一方面，长时储能可以有效提高可再生能源消纳能力。“可再生能源+长时储能”成为消纳可再生能源、替代传统火电厂的重要解决方案之一。此外，长时储能有助于保障极端条件下的能源需求。风电、光伏发电具有间歇性、不稳定性和波动性特征，在极端气候或天气条件下难以保障出力，发展长时储能可确保所有天气条件下的电力供应安全。
我国长时储能发展如何？
近年来我国十分重视长时储能技术的发展，前瞻性布局了不同时间尺度、不同技术路线的长时储能技术研发和应用。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术。
目前部分长时储能技术已进入试点示范阶段，处于规模化发展的前期。但总体而言，除抽水蓄能外，新型长时储能技术目前处于商业化早期阶段，仍未大规模普及应用。
不过，我国长时储能技术近年来发展很快，在规模上有所突破，应用模式也逐渐增多，技术路线百花齐放，技术特征各有千秋。特别是近年来我国在长时储能的技术和产业方面，不断加强自主能力建设，现已拥有完整产业链，我国新型长时储能的发展在资源储备方面并不存在不可克服的“卡脖子”问题。从企业投资情况来看，据长城证券统计，2023年共103家企业参与长时储能的投资，被投企业有20家，投资总金额同比增速超过700%达49.35亿元。
具体而言，传统的抽水蓄能技术最成熟，但需要建设上下水库实现电力的存储和释放，选址将受到地理空间限制。压缩空气储能对选址也有一定的要求，但通过技术攻关和工程示范，已经实现了盐穴和人工硐室两种主要的技术路线，打破了地理条件的限制，具有很大增长潜力。
液流电池需要金属物质作为电解液以储存能量，如钒、锌、铬、铁等，其中钒资源为稀有金属，但我国钒资源比较丰富；熔盐储热是以盐类物质为热传导和储能介质，我国资源丰富，目前发展态势良好，未来需重点解决腐蚀等问题。氢储能方面，长远来看，电解水制氢的绿氢技术路线是终极方向，资源基本不受限制，其主要瓶颈还是成本和运输高等问题。
展望未来，巅峰氢储预计，我国在2030年长时储能装机规模约2300万千瓦，约占同期新型储能装机总规模的20%；2060年超长时储能装机规模约1.5亿千瓦。而要发展好长时储能，首先，要做好顶层规划，推动高质量发展。综合考虑长时储能技术特征，加强长时储能和电力系统的统筹规划与有效衔接，根据电力结构和能源需求长远考虑并适时调整，实现长时储能与分布式储能融合发展，分阶段发展。
其次，要进一步加强长时储能技术创新，进一步提高储能系统效率、安全性、寿命等性能，降低技术成本，确保技术自主可控。最后，要推动体制机制创新，做好长时储能的政策、市场和商业模式研究，制定促进长时储能发展的支持政策，提供必要的市场激励，促进投资和技术应用等。
一、长时储能的定义
从世界范围来看，国际上对长时储能还没有统一的定义。不同的国家和机构，根据能源结构、电力系统、政策与市场特点，给出了不同的长时储能定义。美国能源部（DOE）的定义是额定功率持续运行（放电）10小时以上，使用寿命在15年至20年的储能系统；美国桑迪亚国家实验室认为长时储能技术是持续放电时间不低于4小时的储能技术；美国加利福尼亚能源委员会（CEC）和美国能源部高级计划研究局（ARPA E）定义10小时及以上的储能系统是长时储能；国际长时储能委员会（LDESC）提出了两种定义，即8~24小时的长时储能以及24小时以上的储能技术。
结合美国可再生能源发展现状可以看出，自拜登政府以来，美国可再生能源得到了快速发展，多个地区逐步采用4小时储能系统用于峰值电力需求服务，部分地区制订了“4小时容量规则”，允许持续4小时以上的储能系统在容量市场或其他提供容量的合同中获得补偿。基于这一规则，在2021年到2022年美国部署的储能系统中，约有40%是持续时间4小时的储能系统。但是，由于美国现行电网系统和电力设备的老化，已经开始面临电网限制和并网排队积压等问题，面对电力需求的持续上涨以及可再生能源高比例接入，美国急需高于4小时的储能，以便提高电网效率和可靠性来接纳可再生能源。
山东肥城300MW先进压缩空气储能国家示范电站从电网结构与用电规模看，中国和美国的情况较为相似；但是从可再生能源发展规模与技术水平而言，我国在装机容量和发电量两个关键指标上，均远超美国当前水平。因此，基于我国可再生能源和电力系统的现状和发展趋势，我们认为适合我国国情的长时储能的定义为：在额定功率下能够实现持续放电4小时及以上，或者数天、数月的大规模低成本储能技术。具体地，根据我国新型能源系统的发展阶段和灵活性储能的总体需求，长时储能技术又可以分为：（1）中长时储能，主要是指在额定功率下持续运行（放电）4-10小时的储能系统；（2）长时储能，主要是指在额定功率下持续运行（放电）10小时到1周的储能系统；
（3）超长时储能，主要是指在额定功率下持续运行（放电）1周以上的储能系统。二、长时储能技术的主要特征和功能目前，长时储能可分为物理储能、化学储能、热储能和氢储能4条主线，具体技术包括：抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能、液流电池、熔盐储热以及各类储氢技术等。随着可再生能源的大规模发展，长时储能技术将是未来新型能源系统中的关键环节，它具有以下主要特征：一是时间尺度长，长时储能具有长时间的充放电循环能力，能够实现日内长时、跨天、跨周、跨月乃至跨季节的电力调节，而且随着可再生能源占比增加，电力系统中总储能时长增加，长时储能占比提高。二是储能容量大，长时储能具有较大的储能容量，功率与容量一般可以实现解耦，可根据不同的功率和容量需求存储和释放大量电能。三是单位成本低，大规模长时储能可以大幅降低度电成本。以抽水蓄能为例，其度电成本仅0.21-0.25元/kWh。四是技术多样性，长时储能涵盖了多种技术路线，每种技术都有其独特的工作原理和适用场景，可以根据实际需求进行选择和优化。不同技术之间可以相互补充，共同构成更加完善的储能系统。格罗夫木垒200MW/1600MWh氢储能调峰电站及风光氢储车一体化项目开工一般认为，可再生能源装机及其发电量占比不断提升带来的量变，将逐步引发能源系统特别是电力系统在物理形态和技术框架上产生本质性变化，在这个过程中，长时储能的占比也将逐步扩大。国际长时储能理事会(LDES)在2021年《联合国气候变化框架公约》第26次年度峰会上宣布，当可再生能源发电量占比达到60%至70%，长时储能将成为“成本最低的灵活性解决方案”，并且预测到2030年，全球长时储能的累计装机将达到150-400GW，到2040年，长时储能的累计装机进一步提升到1.5-2.5TW。我国已成为可再生能源大国。2023年底，中国可再生能源装机突破14.5亿千瓦，占全国电力总装机超过50%，超过火电装机，迎来历史性的时刻。长时储能在这种大规模新能源接入的新型能源系统中将发挥更加重要的作用：一是为电力系统提供长周期调节能力，支撑能源结构调整。利用长时储能技术可以在不同空间尺度和时间尺度上支撑电力系统实现跨日、跨周的动态平衡。二是应对极端天气下的能源需求，增强电网安全特性。利用长时储能与超长时储能技术可以提高极端天气下电力系统的安全稳定运行。三是改善电力系统的灵活性，提升电力系统柔韧性。挖掘与提升短时储能价值，增加部署多时间尺度储能技术，实现源网荷储协同配合，适应新型电力系统发展，为规划构建新型能源系统、新型电力系统建设保驾护航。三、发展现状与主要建议：“十四五”期间， 我国在长时储能技术领域取得了突出的成绩。在压缩空气储能、液流电池和氢能领域创造了多个国际首台套示范项目；抽水蓄能的单机机组迈向300MW交流励磁变速抽水蓄能机组；国际首套300MW先进压缩空气储能技术实现并网；储热技术实现了全球首座电热熔盐储能试验站和660MW煤电机组耦合蒸汽熔盐储热调峰的投运。新的储能建设项目中，百兆瓦级和中长时储能成常态。预计我国在2030年长时储能装机规模约2300万千瓦，约占同期新型储能装机总规模的20%；2060年超长时储能装机规模约1.5亿千瓦。在政策法规方面，我国政府相继出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》等文件，推动大容量长时储能技术规模化应用。国家能源局在《新型电力系统发展蓝皮书》中指出，我国要在2030年~2045年满足日以上时间尺度的平衡调节需求，在2045年~2060年覆盖全周期的多类型储能系统运行。广东梅州抽水蓄能电站构建新型能源系统是一个长期的系统性工程，需要立足国家能源资源禀赋，在新能源安全可靠替代的基础上稳步推进。我国幅员辽阔，可再生能源的发展在各个省市各不相同，资源和电力需求都不一样，对于储能，部分地区属于超前发展模式，部分地区选择各种储能技术全面部署，部分地区则是重点发展某一类型或某一应用场景的储能技术，因此，对于未来我国长时储能的技术与产业发展，更是需要发挥国家和地方在政策规划上的联动及区域协同机制，群策群力，共促长时储能技术的健康发展，建议具体举措如下：一是坚持顶层设计和科学规划。科学地开展近远期相结合的长时储能规划，有利于解决利益相关者的不确定性，提升市场信心，引导建立长时储能供应链，为低成本长时储能高质量发展提供保障。加快组建具有世界水平的长时储能国家实验室，汇集全行业的资源和力量，依托重大科研基础设施，联合产业协会和科研院所以及高校，建立战略性研发和协同创新平台，持续开展储能技术的研发。构建长时储能技术标准体系，及时结合行业发展水平和新兴应用场景优化标准体系，提升行业整体技术水平。二是坚持可再生能源与长时储能的协同发展。对可再生能源配储规模和比例开展科学论证，因地制宜，因时制宜，统筹布局不同时长和规模的长时储能技术。充分发挥国家和地方政府上下联动机制，在能源基地积极引导长时储能技术的示范与产业化工作，探索完善可再生能源与长时储能协调和融合发展模式。同时在政策上尽早明确税收抵免、碳定价、温室气体减排目标，引导市场、资本、人才等各种积极因素的汇集，共促发展。三是进一步完善长时储能市场机制。首先，建立完善储能价值评价体系，探索分级容量竞价机制，完善包含长时储能源网荷储项目的电价机制。其次，建立健全长时储能政策保障机制，从项目管理、科技创新、市场环境、价格机制、产业发展等方面逐步完善。最后在示范应用阶段，还可以探讨直接的技术支持和扶持措施，包括技术转让奖励、国债优先支持和贷款担保等措施，以及对长时储能系统提供的服务和资源进行直接补偿，提高进入该领域的投资者对部署长时储能的信心。
在能源革命和“双碳目标”愿景下，加快能源结构转型，构建新型电力系统，已经成为保障国家能源安全的迫切需要。在这个过程中，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区的输配电能力，除了传统的抽水蓄能之外，需要加快新型储能技术的规模化应用。随着新能源装机规模占比不断增长，“新能源+长时储能”将成为保障新型电力系统安全稳定运行的重要解决方案之一。巅峰表示，储能从不被重视到成为发展新质生产力的新动能之一，经历了将近20多年的时间，且储能时长需求不断提高。未来，储能还将向更加长时的方向发展，这是发展新型电力系统的必然选择。无论是国内还是国际，都有此动作表现。以美国为例，2024年7月，美国加州公共事业委员会发布一份决议，提议将采购超过10.6GW的新能源，含7.6GW的海上风电、1GW的地热系统及2GW的长时储能。长时储能方面，1GW为多日/周持续时间储能（36~160h），1GW为日间长持续时间储能（12~36h），且明确要采用锂电池和抽水蓄能以外的其他创新型储能技术，以帮助政府实现脱碳目标。巅峰认为，此举说明发展长时储能已经是非常现实的问题。他以钒液流电池为例，阐述了液流电池的技术现状、产业化发展面临的挑战和市场前景。钒液流电池技术现状及挑战巅峰表示，发展长时储能首先要考虑其系统的本征安全，此外，适合于长时储能的液流电池需要满足一个必要条件，即，正负极电解液都具有相同组分的双液流电池，也就是说电解液的活性组分是同一种元素，此种设计下，电池的能量和功率是可以解耦的。全钒液流电池便满足这个条件。在钒液流电池中，钒的价态不管怎么变化，通过在线或离线的价态恢复不影响其寿命，这也是钒电池电解液为什么具有金融属性的原因。在时长方面，只需要控制电解液的增减便可决定其时长的长短。可以说，钒液流电池天生就具备长时储能的特征。钒液流电池储能系统示意图钒液流电池反应式目前，我国发展钒液流电池具备技术优势和产业优势。从技术本身来讲，钒液流电池是一项本征安全、具有超长寿命且环境友好的储能装置，钒电池永远不会着火、爆炸，常温、常压下无安全风险，其寿命可达25年，与风光发电同期，而且电解液可永续循环使用，电池系统用到的材料易于处理，全生命周期环境负荷低。此外，可深度充放电，满足电网灵活调度。从产业链来看，我国目前已查明钒资源储量达6874.5万吨，占全球的35%，且钒产量占全球的48%；在钒液流电池技术方面，已形成完整的自主知识产权体系，并能够主导制定国际和国家标准；在电堆、电极等关键材料方面已经实现国产化。可以说，我国已经实现了钒电池产业链的自主可控。目前，钒液流电池储能技术存在一定的竞争劣势。
钒液流电池储能技术竞争劣势因此，全钒液流电池在长时储能普及应用过程中面临非常现实意义的挑战。比如，在全钒液流电池当中，从4小时储能到20小时储能，钒电解液的成本占储能系统成本的50-85%，而钒资源的开发、钒价的不稳定对其成本产生较大的影响；同时电堆功率密度和系统效率也有待提高；还有产业链的完善、市场比较看重的初装成本等。如何才能让全钒液流电池降本？巅峰表示，从商业模式来看，钒电解液的金融属性可以让其通过租赁的方式产生价值，且对降低初装成本有极大帮助。除此之外，要从电池本身上找出路，即技术创新。比如，提高电解液的利用率、研发高性能低成本的电堆、电极等，都有可能为钒液流电池降本提供可寻路径。特别是提高电堆的额定工作电流密度，可以显著降低电堆的材料成本。计算依据：基于中国科学院大连化学物理研究所30kW级电堆（60节单电池）结构1MW电堆在不同电流密度下所需的双极板、电极（碳毡）和离子交换（传导）膜面积从上图可以看出，当电流密度提高1倍，钒电池所用基本材料的成本都会有明显的下降。巅峰指出，液流电池的电流密度有很大的提升空间，就是说从电流密度出发，钒电池还存在很大的降本空间。目前，以2kw的电堆为例，实验室数据显示，在保证电堆能量效率大于80%的前提下，工作电流密度可以提高到345mA/cm2。“我们在不断探索钒液流电池技术的天花板，也就是在不断为其降低成本。”新钒液流电池的价格分析及经济性目前钒电池价格昂贵成了市场的刻板印象。巅峰认为，钒电池全生命周期的价格成本，在所有的电化学储能当中是最低的，且随着时长的增加，成本逐渐降低。注：电池储能系统按4000元/kW测算；电解液按1300元/kWh测算不同时长钒液流电池初始单位造价（元/kWh）巅峰分别以1MW/4h、1MW/10h、1MW/20h储能系统为例，通过计算分析了全钒液流电池储能系统全生命周期的经济性。全钒液流电池储能系统价格分析（系统运行周期20年）新钒液流电池的产业化现状及市场展望“2024年可能就是钒液流电池储能的元年。2025年迎来爆发”巅峰对2023年全国投运的钒液流电池储能装机规模进行了统计，约为50MW/210MWh；2024年7月，再次进行了初步统计，钒液流电池已签装机规模达到了720MW/3.1GWh。据预测，到2024年年底，合同装机规模将突破1GW，首次进入吉瓦时代。巅峰表示，钒液流电池储能产业取得如今的成就并不容易，这要得益于政策的支持和业内人士对技术创新的不懈努力，同时技术的长周期验证结果支撑了技术的可靠性。2012年12月，当时全球最大规模的5MW/10MWh全钒液流电池储能系统落地卧牛石风电场储能示范项目。“该项目至今已经平稳运行了12年，容量没衰减。”“正是有了各方面的努力，才有了后来诸多项目的落地。”巅峰表示，从我国能源转型的大背景、国际权威机构预测和技术创新来看，钒液流电池的市场前景广阔。2024年8月，美国能源部发布报告分析不同类型的长时储能通过创新降本所需的成本和周期。报告针对5大类11种主要的储能技术，分析其在实施创新组合后各类储能技术的成本情况。其中，抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池创新后的LCOS低于0.05美元/千瓦时，可达到成本突破目标。实施创新组合后各类储能技术的成本情况巅峰表示，纵观当前的技术现状、项目情况和产业链培育等，钒液流电池已经进入了关键的转折之年，可谓喜忧参半。钒液流电池需要在技术创新、人才培育、产业基础、产业规模、生态链完善、项目运营等方面进行攻坚克难，慎防发生项目和产业“烂尾”。巅峰认为，在锂电产业长周期发展的20—30年中，头部的锂电制造企业引导至了东南沿海地区。随后电动汽车和储能所带动的广阔市场空间让东南沿海地区城市占尽新能源发展红利，其他想要分得一杯羹的城市却已经错失入局良机。但沿着“30·60”双碳目标的远景路径，大家又发现了更具前瞻性的发展契机长时储能。随着电力负荷的不断增长和电力市场的逐步开放，电力系统的稳定性问题日益凸显。长时储能技术能够提供稳定的电力支持，帮助电力系统应对各种突发情况，如电力短缺、电网故障等。而钒电池，特别是全钒液流电池所具备的极长循环寿命，完美适配长时储能需求。在100%充放电循环下，钒电池充放电循环次数可达20000次以上，使用寿命长达10年以上。这意味着钒电池在长时储能应用中能够保持长时间的稳定运行，减少更换电池的频率和维护成本。在多重因素叠加之下，钒电池产业便成为了当下布局长时储能领域的最佳切入点。
多省市发布钒电池产业政策，钒电池迎来“上位关键期”
巅峰储能对全钒液流电池产业的发展持续看好。
钒电池产业机遇与挑战并存，业内呼吁加强宣传与技术创新一片利好之下，挑战与风险依然不容小觑。虽然有锂电池产业作为“行业前辈”为钒电池产业的发展提供参考。但相较于传统的铅酸电池、锂离子电池等储能技术，钒电池在市场上的认知度还不够高，仍需要加大宣传力度，提高公众对钒电池性能和优势的认识，扩大市场份额。“这就是我们全钒液流电池企业‘打江山’的阶段，如何让客户和市场认可我们，产品就是最好的答案。”“现阶段钒电池的生产成本相对较高，主要原因是材料成本、生产工艺和规模化程度等因素的制约。高成本限制了钒电池的市场推广和规模化应用，需要企业加强成本控制和研发技术的不断创新，降低生产成本。”此外，由于钒资源的分布不均，一些主要产区的供应情况对钒电池行业的发展也具有重要影响。目前国内的钒资源分布相对集中，主要分布于四川、甘肃、广西等地，河北、辽宁、湖南、安徽、湖北虽然也拥有一定的钒资源储量，但储量较少，而贵州、陕西、江西等地的钒资源分布较为分散。“因此如何加强资源地质综合研究及勘查验证，提高资源利用效率同时降低对外部资源的依赖，是现阶段上游材料企业的重点难题。”巅峰推荐中国新能源自媒体之一国际视野、中国情怀巅峰储能光储狂飙迎来巅峰时代 合筑光储+虚拟电厂成数字化企业标配.构建零碳园区全钒液流电池储能“源网荷储一体化”综合解决方案.光储融合将成新能源转型破局之道“多源互补源网协同供需互动灵活智能”巅峰储能一定要把中国光储产业做好！34篇原创内容公众号巅峰能源光伏熊猫，扭转乾坤！能源革命巅峰在领跑！连续六年荣获‘中国百强分布式光伏服务商’ 助力零碳乡村集中汇流+共享储能+虚拟电厂。零碳乡村光伏+N千乡万村沐光行动把绿色能源带进千家万户！新能源的春天大局已定，光伏高端产能永不过剩！445篇原创内容公众号巅峰氢能新一轮的“氢能热”席卷全球，能源枢纽‘液氢’迎来10年黄金发展期，绿氢 灰氢 蓝氢 白氢、氢储能解决方案也将大放光彩。风起于“氢储之末”氢能已渐渐站上了“C位”。2025年电解水制氢综合成本将下降50% 2030全球氢需求将超1.5亿t.13篇原创内容公众号巅峰数字能源光伏熊猫COP全球 每人一千瓦实现碳达峰 每人十千瓦创造碳中和。光伏+热泵+农业+零碳乡村！降本增效是行业发展的永恒主题，而降本增效的核心是技术创新。6篇原创内容公众号
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由于长时储能技术可以赋予电网更高的可靠性和灵活性来支撑和补充可再生能源大规模接入，长时储能得到越来越多的关注，被认为是未来储能技术与产业发展的重点。但是，我国长时储能尚处于发展早期，对其定义尚未完全统一，还存在诸多挑战，影响其高质量发展，巅峰氢储将进行初步探讨。
随着长时储能相关鼓励政策的不断加码，越来越多的企业正在积极布局这一领域。巅峰储能长期看好长时储能发展前景，并计划进行资本相关布局。
长时储能——成本最低的灵活性解决方案
在“双碳”目标的持续推进下，全球能源结构和能源系统必将发生深刻变化，光伏、风电等新能源渗透率将不断提升。这给电网的安全运行与供需稳定带来更多考验。兼具安全与灵活性的长时储能就是解决这一问题的重要选项之一。可以预见，随着全球能源转型的推进，长时储能市场空间将非常巨大。伍德麦肯兹预测，2030年，长时储能累计装机量将达150GW至400GW，累计投资规模将达到2000亿美元至5000亿美元；2040年，全球长时储能装机容量将达1.5TW至2.5TW，对应累计投资为1.5万亿美元至3万亿美元。
目前长时储能正处于发展初期，国内外尚未对长时储能持续时间进行统一定义，综合分析国内外相关研究，我们认为，持续放电时间不低于4小时、寿命不低于20年的大规模低成本储能技术，可定义为长时储能(LDES)。长时储能技术可分为：中长时储能，主要是指在额定功率下持续运行4-10小时的储能系统；长时储能，主要是指在额定功率下持续运行10小时到1周的储能系统；超长时储能，主要是指在额定功率下持续运行1周以上的储能系统。目前主流的长时储能技术主要有抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池储能、热储能、氢储能等。
长时储能一般可以实现功率与容量的解耦，因此具有长时间尺度的电力调节、储能容量大、单位成本低、技术具备多样性互补性等特征。以抽水蓄能为例，其度电成本仅0.21-0.25元/kWh。随着可再生能源占比增加，电力系统中对储能时长的需求增加，长时储能占比提高，对于保证全天候(如连续数日无风或阴雨)供电安全至关重要。2021年《联合国气候变化框架公约》第26次年度峰会成立长时储能理事会时指出，当可再生能源发电量占比达到60%至70%，长时储能将成为“成本最低的灵活性解决方案”。
具体来看，一方面，长时储能可以为电力系统提供长周期的动态调节。在不同时间和空间尺度上支撑电力系统实现跨多日、跨月、跨季节的动态平衡，同时提高系统的可靠性和灵活性。另一方面，长时储能可以有效提高可再生能源消纳能力。“可再生能源+长时储能”成为消纳可再生能源、替代传统火电厂的重要解决方案之一。此外，长时储能有助于保障极端条件下的能源需求。风电、光伏发电具有间歇性、不稳定性和波动性特征，在极端气候或天气条件下难以保障出力，发展长时储能可确保所有天气条件下的电力供应安全。
我国长时储能发展如何？
近年来我国十分重视长时储能技术的发展，前瞻性布局了不同时间尺度、不同技术路线的长时储能技术研发和应用。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术。
目前部分长时储能技术已进入试点示范阶段，处于规模化发展的前期。但总体而言，除抽水蓄能外，新型长时储能技术目前处于商业化早期阶段，仍未大规模普及应用。
不过，我国长时储能技术近年来发展很快，在规模上有所突破，应用模式也逐渐增多，技术路线百花齐放，技术特征各有千秋。特别是近年来我国在长时储能的技术和产业方面，不断加强自主能力建设，现已拥有完整产业链，我国新型长时储能的发展在资源储备方面并不存在不可克服的“卡脖子”问题。从企业投资情况来看，据长城证券统计，2023年共103家企业参与长时储能的投资，被投企业有20家，投资总金额同比增速超过700%达49.35亿元。
具体而言，传统的抽水蓄能技术最成熟，但需要建设上下水库实现电力的存储和释放，选址将受到地理空间限制。压缩空气储能对选址也有一定的要求，但通过技术攻关和工程示范，已经实现了盐穴和人工硐室两种主要的技术路线，打破了地理条件的限制，具有很大增长潜力。
液流电池需要金属物质作为电解液以储存能量，如钒、锌、铬、铁等，其中钒资源为稀有金属，但我国钒资源比较丰富；熔盐储热是以盐类物质为热传导和储能介质，我国资源丰富，目前发展态势良好，未来需重点解决腐蚀等问题。氢储能方面，长远来看，电解水制氢的绿氢技术路线是终极方向，资源基本不受限制，其主要瓶颈还是成本和运输高等问题。
展望未来，巅峰氢储预计，我国在2030年长时储能装机规模约2300万千瓦，约占同期新型储能装机总规模的20%；2060年超长时储能装机规模约1.5亿千瓦。而要发展好长时储能，首先，要做好顶层规划，推动高质量发展。综合考虑长时储能技术特征，加强长时储能和电力系统的统筹规划与有效衔接，根据电力结构和能源需求长远考虑并适时调整，实现长时储能与分布式储能融合发展，分阶段发展。
其次，要进一步加强长时储能技术创新，进一步提高储能系统效率、安全性、寿命等性能，降低技术成本，确保技术自主可控。最后，要推动体制机制创新，做好长时储能的政策、市场和商业模式研究，制定促进长时储能发展的支持政策，提供必要的市场激励，促进投资和技术应用等。
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一、长时储能的定义
从世界范围来看，国际上对长时储能还没有统一的定义。不同的国家和机构，根据能源结构、电力系统、政策与市场特点，给出了不同的长时储能定义。美国能源部（DOE）的定义是额定功率持续运行（放电）10小时以上，使用寿命在15年至20年的储能系统；美国桑迪亚国家实验室认为长时储能技术是持续放电时间不低于4小时的储能技术；美国加利福尼亚能源委员会（CEC）和美国能源部高级计划研究局（ARPA E）定义10小时及以上的储能系统是长时储能；国际长时储能委员会（LDESC）提出了两种定义，即8~24小时的长时储能以及24小时以上的储能技术。
结合美国可再生能源发展现状可以看出，自拜登政府以来，美国可再生能源得到了快速发展，多个地区逐步采用4小时储能系统用于峰值电力需求服务，部分地区制订了“4小时容量规则”，允许持续4小时以上的储能系统在容量市场或其他提供容量的合同中获得补偿。基于这一规则，在2021年到2022年美国部署的储能系统中，约有40%是持续时间4小时的储能系统。但是，由于美国现行电网系统和电力设备的老化，已经开始面临电网限制和并网排队积压等问题，面对电力需求的持续上涨以及可再生能源高比例接入，美国急需高于4小时的储能，以便提高电网效率和可靠性来接纳可再生能源。
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山东肥城300MW先进压缩空气储能国家示范电站
从电网结构与用电规模看，中国和美国的情况较为相似；但是从可再生能源发展规模与技术水平而言，我国在装机容量和发电量两个关键指标上，均远超美国当前水平。因此，基于我国可再生能源和电力系统的现状和发展趋势，我们认为适合我国国情的长时储能的定义为：在额定功率下能够实现持续放电4小时及以上，或者数天、数月的大规模低成本储能技术。具体地，根据我国新型能源系统的发展阶段和灵活性储能的总体需求，长时储能技术又可以分为：
（1）中长时储能，主要是指在额定功率下持续运行（放电）4-10小时的储能系统；
（2）长时储能，主要是指在额定功率下持续运行（放电）10小时到1周的储能系统；
（3）超长时储能，主要是指在额定功率下持续运行（放电）1周以上的储能系统。
二、长时储能技术的主要特征和功能
目前，长时储能可分为物理储能、化学储能、热储能和氢储能4条主线，具体技术包括：抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能、液流电池、熔盐储热以及各类储氢技术等。随着可再生能源的大规模发展，长时储能技术将是未来新型能源系统中的关键环节，它具有以下主要特征：
一是时间尺度长，长时储能具有长时间的充放电循环能力，能够实现日内长时、跨天、跨周、跨月乃至跨季节的电力调节，而且随着可再生能源占比增加，电力系统中总储能时长增加，长时储能占比提高。
二是储能容量大，长时储能具有较大的储能容量，功率与容量一般可以实现解耦，可根据不同的功率和容量需求存储和释放大量电能。
三是单位成本低，大规模长时储能可以大幅降低度电成本。以抽水蓄能为例，其度电成本仅0.21-0.25元/kWh。
四是技术多样性，长时储能涵盖了多种技术路线，每种技术都有其独特的工作原理和适用场景，可以根据实际需求进行选择和优化。不同技术之间可以相互补充，共同构成更加完善的储能系统。
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格罗夫木垒200MW/1600MWh氢储能调峰电站及风光氢储车一体化项目开工
一般认为，可再生能源装机及其发电量占比不断提升带来的量变，将逐步引发能源系统特别是电力系统在物理形态和技术框架上产生本质性变化，在这个过程中，长时储能的占比也将逐步扩大。国际长时储能理事会(LDES)在2021年《联合国气候变化框架公约》第26次年度峰会上宣布，当可再生能源发电量占比达到60%至70%，长时储能将成为“成本最低的灵活性解决方案”，并且预测到2030年，全球长时储能的累计装机将达到150-400GW，到2040年，长时储能的累计装机进一步提升到1.5-2.5TW。
我国已成为可再生能源大国。2023年底，中国可再生能源装机突破14.5亿千瓦，占全国电力总装机超过50%，超过火电装机，迎来历史性的时刻。长时储能在这种大规模新能源接入的新型能源系统中将发挥更加重要的作用：
一是为电力系统提供长周期调节能力，支撑能源结构调整。利用长时储能技术可以在不同空间尺度和时间尺度上支撑电力系统实现跨日、跨周的动态平衡。
二是应对极端天气下的能源需求，增强电网安全特性。利用长时储能与超长时储能技术可以提高极端天气下电力系统的安全稳定运行。
三是改善电力系统的灵活性，提升电力系统柔韧性。挖掘与提升短时储能价值，增加部署多时间尺度储能技术，实现源网荷储协同配合，适应新型电力系统发展，为规划构建新型能源系统、新型电力系统建设保驾护航。
三、发展现状与主要建议：
“十四五”期间， 我国在长时储能技术领域取得了突出的成绩。在压缩空气储能、液流电池和氢能领域创造了多个国际首台套示范项目；抽水蓄能的单机机组迈向300MW交流励磁变速抽水蓄能机组；国际首套300MW先进压缩空气储能技术实现并网；储热技术实现了全球首座电热熔盐储能试验站和660MW煤电机组耦合蒸汽熔盐储热调峰的投运。新的储能建设项目中，百兆瓦级和中长时储能成常态。预计我国在2030年长时储能装机规模约2300万千瓦，约占同期新型储能装机总规模的20%；2060年超长时储能装机规模约1.5亿千瓦。
在政策法规方面，我国政府相继出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》等文件，推动大容量长时储能技术规模化应用。国家能源局在《新型电力系统发展蓝皮书》中指出，我国要在2030年~2045年满足日以上时间尺度的平衡调节需求，在2045年~2060年覆盖全周期的多类型储能系统运行。
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广东梅州抽水蓄能电站
构建新型能源系统是一个长期的系统性工程，需要立足国家能源资源禀
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