中国储能网讯：

3.2、增加长时储能系统价值的附加业务  

为了提供容量服务和能量时移服务，部署4小时储能系统是一种经济可行的方案，但是还有其他潜在的价值来源可以激励部署持续时间更长的长时储能系统。如果附加服务能够具有以下因素:  

（1）避免重复计算(这意味着它们会干扰提供已经计算过的服务的能力)。  

（2）在当前的市场环境下可以实现货币化(或者在回报率框架下被监管机构评估)。  

（3）支持更长的持续时间。  

（4）反映在服务可用的位置部署储能系统的容量。  

如果没有这些因素限制长时储能系统提供某些服务的能力，那么可以为长时储能系统提供了新的收入机会（因素2）。例如运营储备服务或频率响应。然而，有限的持续时间要求(远低于1小时)并没有为长时储能系统提供更多的激励，因此这种应用最终受到因素3的限制。另一个例子是提供配电服务，其中更长的持续时间更具价值，但因素4可能是一个限制，因为一些持续时间较长的储能系统由于需要大规模部署而占用很大的空间，并且配电网络的容量可能有限。另外，这份报告提供了两个可以满足这四个标准的附加服务示例。  

3.2.1  示例1：电力传输  

一个有利于采用长时储能系统的因素是输电系统投资延迟和输电拥塞管理。新建输电系统有很多原因，其中包括提高可靠性、缓解拥塞、改善获得低成本能源的途径，以及提高输电系统稳定性。  

在某些情况下，储能系统可以作为升级输电系统的替代方案，例如储能系统可以缓解输电拥塞。输电拥塞导致一些地区的电价上涨，因为这些地区无法获得足够的低成本电力。储能系统可以部署在拥塞的“负载”侧，然后在输电线路拥塞时放电。  

这一原则也可应用于利用储能系统来提高可再生能源发电设施的利用率。在这个应用中，储能系统部署在拥塞电力线路的“供应”侧。美国一些主要风力发电设施通常位于更偏远的地方，可能需要专门的电力线路将电力输送到负荷中心。但新建的输电线路将受到风力发电设施容量因素的限制(增加输送电力的成本)，因此部署储能系统可以用来提高输电利用率。  

采用储能系统延迟输电系统投资是一个主要应用，这种应用能够部分增加输电系统的容量，并且实现能量时移，但需要仔细分析，因为这样的应用限制了储能系统充放电的灵活性。在这些应用中，储能系统的规模具体地取决于确定的需求和投资输电系统的延迟。

如何实现货币化是将电力传输、容量服务和能源时移的价值结合起来面临的一个挑战，特别是在具有批发市场的地区。在现有的市场结构中，电力系统的容量服务和能量时移的价值在很大程度上是可以通过能源价格套利、容量市场支付、稀缺定价和容量合同的组合来实现货币化。而储能系统延迟输电系统的升级的部分价值可以通过与电网拥塞相关的电力价格体现出来。然而，并非用于输电服务的储能系统的所有价值都可以得到体现，而且为缓解电网拥塞而部署更多的储能系统可能会得不偿失。根据回报率机制，如果将储能系统作为输电资产，那么它们难以提供额外的市场服务，限制了储能系统的灵活性。电网运营商已经注意到这一点，并且正在努力应对这些挑战。

3.2.2  示例2：弹性和备用电源  

长时储能系统提供额外服务的另一个示例是在长期电力中断期间提高电网弹性和提供备用电源。由于长时储能系统可以存储更多的能量，当意外事件或极端事件破坏电力系统时，它们比持续时间较短的储能系统更有价值。将这种价值实现货币化可能具有挑战性，因为电网弹性目前还不是一个成熟的服务。然而，合同、电费的变化或其他安排可以为向公用事业公司、区域微电网或大型商业和工业客户提供备用电力的收益货币化提供一种手段。用户侧应用可以潜在地将备用服务的价值与避免的容量和在费率结构中获得的能量时移价值(通过需求收费或使用时间费率)结合起来。与其他服务一样，需要仔细分析以避免重复计算。  

4 超越锂离子电池储能系统的长时储能技术

储能系统的持续时间超过4小时也带来了一个问题：成本。有许多储能技术处于不同的开发和部署阶段，很难估计这些储能技术中的哪一种能够大幅降低成本。然而，不同的持续时间内，长时储能系统可以实现与锂离子电池储能系统相同的成本和性能。  

图15(上图)显示了对锂离子电池储能系统2023年投资成本的估计。储能系统的总投资成本(以美元/kW为单位，这是衡量发电成本的标准)如图15(下图)所示。曲线的斜率表示与储能容量相关的成本，随着时间的推移，预期成本的降低会降低成本曲线的斜率。应该指出的是，由于面临供应链问题，造成了电池储能系统成本的大幅波动。  

图15.随着时间的推移，锂离子电池储能系统的相关成本预计将下降

对于超过4小时持续时间的长时储能技术来说，面临的挑战是与成本大幅下降的锂离子电池储能系统进行竞争，锂离子电池储能系统的持续时间也将超过4小时。根据研究机构的预测，2030年7小时电池储能系统的成本与目前4小时电池储能系统的成本大致相同。另外，有许多储能技术有潜力实现与锂离子电池储能系统同等的成本。长时储能系统要实现与锂离子电池储能系统的成本相当，有四个主要因素:电力成本、能源成本、寿命和效率。  

其他储能技术降低成本的主要机会是使用成本较低的储能材料。储能系统的储能容量投资成本包括材料和储存材料的容器成本。锂离子电池的电解质使用多种材料，涉及复杂的制造过程，可以实现相对较高的能量密度和充放电效率。液流电池可以使用成本更低、储量丰富的电解质材料，制造过程也不那么复杂，并且可以存储在各种尺寸的储罐中。这种方法可以使储能系统的持续时间随着需求的增加而增长。  

还有一些储能技术可以使用成本更低的材料作为储能介质，例如热储能系统可以使用成本非常低的材料（例如熔盐）。

抽水蓄能发电设施使用的储能介质(水)成本更低，其中容器(水库)的成本成为主要的储能成本。下一代压缩空气储能系统能会使用地下岩层 (空气)和低成本介质(热储能)的组合。  

使用低成本材料的代价往往是充放电的效率更低。例如，液流电池使用储能丰富或低成本的电解质材料，但其充放电效率大幅降低。机械储能系统（包括热储能系统、抽水蓄能设施和压缩空气储能系统）需要采用水泵、涡轮机和发电机，与逆变器和锂离子电池的其他相关组件相比，它们的总成本要高得多。而基于机械的储能系统的充放电效率也低得多。  

另外，大多数基于机械的储能系统可以持续更长的时间，并且不会由于充放电次数过多引起性能上的退化。例如，很多运行50年以上的抽水蓄能发电设施，可以采用更新、更多、更高效的设备，而锂离子电池储能系统的预期寿命为10～20年。热储能系统和压缩空气储能系统通常可以使用30年或更长时间。液流电池的降解机制与锂离子电池不同，并且可以采用成本更低的电解质。  

图16说明了考虑这四个因素来估计长时储能系统的盈亏平衡成本，或者在生命周期中的成本与锂离子电池储能系统的成本持平。图中的锂离子电池的成本(例如图15)用蓝色曲线表示。长时储能系统的成本用灰色曲线表示。

然而，投资成本低并不等同于其生命周期中的成本低，这受到充放电效率和使用寿命的影响。如果长时储能系统的性能与锂离子电池储能系统相同，那么投资成本将与生命周期成本相同(图16中的黑点)。生命周期较长的长时储能系统降低了成本，因为可以在更长的时间内进行融资。

图16.长时储能系统在生命周期中的盈亏平衡条件，显示了投资成本的影响

图17提供了一个例子，显示了实现8小时储能系统成本持平所需的相关成本，图中的黑线表示了与锂离子电池具有相同工作寿命和效率的长时储能系统的盈亏平衡曲线。

其他曲线显示了长时储能系统性能的盈亏平衡条件，包括更长的工作寿命和更低的充放电效率。如上所述，将锂离子电池储能系统作为参考，盈亏平衡意味着长时储能系统的成本必须等于或低于三种不同效率水平。总的来说，即使效率较低，长时储能系统在其生命周期中的成本仍可能与锂离子电池储能系统持平。  

图17.到2030年，长时储能系统的生命周期成本可以与8小时锂离子电池储能系统持平(黑线)

5、讨论与结论  

美国近年来部署的锂离子电池储能系统约占所有储能系统的99%，其中90%以上的电池储能系统的持续时间为4小时或更短。这既反映了技术状况，也反映了当前市场对储能系统持续时间要求的影响，这导致持续时间超过4小时的长时储能系统的价值大幅下降。  

因此，如果在短期内超越锂离子电池储能系统和超过4小时持续时间，长时储能系统需要改变技术和价值主张。在价值方面，随着美国许多地区转向冬季峰值电力需求，4小时储能系统的价值可能会随着时间的推移而下降。这将增加长时储能系统的价值，而支持输电和恢复供电的机会也可以增加其价值。  

根据在“储能未来研究”项目之前进行的研究，即使没有针对减少碳排放的新政策，长时储储能系统也有更多的市场机会。长时储能系统实现经济可行的部署，需要改变目前的激励结构，特别是在批发市场地区。这包括向开发商传递适当的信号，以及解决与不同用例的服务货币化相关的问题。  

最后，重要的是要认识到长时储能技术与成熟的锂离子电池储能系统进行竞争所面临的挑战。锂离子电池市场正在快速增长，这主要由电动汽车推动，这将推动新的创新，并有可能降低储能应用的成本。长时储能技术能否与电池储能系统进行竞争，取决于能否实现大规模部署并降低成本。因此需要实现成本最优的多样化组合，其持续时间可以随着电网的发展而变化。

（全文完）