中国储能网讯：长时储能的定义及相关政策

长时储能被《麻省理工科技评论》评选为2022年“全球十大突破性技术”，指出长时电网储能电池可以帮助分摊可再生能源的供应压力，并扩大清洁能源的使用范围。长时储能（long-duration energy storage）备受关注，但对于长时储能的时长尚无明确定义。

一、关于长时储能定义的探讨

2021年底全球长时储能理事会成立，提出要达到全球碳中和目标，到2040年在全球范围内部署85TWh-140TWh的长时储能。长时储能被《麻省理工科技评论》评选为2022年“全球十大突破性技术”，指出长时电网储能电池可以帮助分摊可再生能源的供应压力，并扩大清洁能源的使用范围。

长时储能（long-duration energy storage）备受关注，但对于长时储能的时长尚无明确定义。

按照储能作用时间的长短，可以将储能系统分为数时级以上、分钟至小时级、秒级等。储能时长通常用储能设备在额定容量下连续输出的小时数来表示。

有研究提出放电时长在4小时以内为短时储能，4-12为中长时，12小时以上为超长时。2021年美国能源部发布了支持长时储能的相关报告，将其定义为额定功率下至少连续运行（放电）10小时的储能系统。业界也有机构将其定义为可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统。

美国可再生能源实验室发布了“储能的未来”系列研究报告，认为定义长时储能的时长存在挑战。“长时储能”通常被用作具有足够长的持续放电时间、可以提供稳定容量并支撑电网资源充裕度的储能系统的简称。由于讨论和分析长时储能的动机和实践不同，并不建议对长时储能使用单一的定义。

二、长时储能相关政策

（一）国外支持政策

美国能源部从2018年起就不断地投入资金，支持长时储能的技术研发，其目标是在2030年把储能成本降低到5美分/度电以内。去年2021年9月份，美国能源部就投入了1790万美金资金支持4家全钒液流电池厂商开发其产品。

美国加州是长时储能市场异常活跃的地区之一，在2022到2023年的预算中，提供3.8亿美金来支持长时储能的部署。希望用大规模的长时储能加上风光发电，来满足其总的电量需求。英国政府也为24个不同技术类型的长时储能技术提供了6800万英镑的竞争性融资资金支持。

（二）国内促进政策

4小时储能概念在国内的首次提出是在2021年7月，国家发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励市场化并网新能源项目按照装机容量15%-20%配建时长4小时以上调峰能力。2022年3月4日，新疆自治区发改委发布《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》，对新建项目和增容改造老旧风场项目均提出按照新建/新增容量25%配置4小时储能的要求；3月7日，内蒙古自治区政府发布《关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》，要求新建项目配建储能比例不低于装机容量15%，保障性并网项目储能时长在2小时以上，市场化并网项目储能时长在4小时以上。

《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，推动多时间尺度新型储能技术试点示范。针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。国家科技部发布的《“十四五”国家的重点研发计划》提出为代表各种中长时间储能多种储能技术提供了研发的资金支持，重点包括：低成本长寿命锰基储能锂离子电池、有机储能电池、水系金属离子储能电池、百MW级别的钠离子电池储能技术以百兆瓦级先进压缩空气储能技术，新一代液流电池技术、宽液体温域高温熔盐储热技术。

长时储能的技术特点及对比

长时储能与短时储能相比最大优势系就是其容量边际成本(Marginal Cost per kWh)，其功率和容量可以相对独立扩展，避免了未使用功率产生的附加成本。长时储能根据技术成熟度基本可以分为三类。虽然“长时储能”这一概念新生，但适合用于长时场景的储能技术及实践却有较长的历史。

一、长时储能的技术特点

长时储能与短时储能相比最大优势系就是其容量边际成本(Marginal Cost per kWh)，其功率和容量可以相对独立扩展，避免了未使用功率产生的附加成本。目前新型储能中展最为迅速、市场占比最高锂离子电池并不适合长时储能，根本原因是其动率和容量的耦合特性，容量和功率不能独立调节，功率确定后其最佳放电时长在4小时以内，继续增加时长必须增加电池数量，边际成本等于整体电池成本。

长时储能根据技术成熟度基本可以分为三类。第一类为基本成熟的技术，主要包括抽水蓄能和储热储冷。它们技术研发的重点在于在原有技术基础上如何进一步改进性能，比如抽水蓄能的可变速机组技术、高温熔盐蓄热技术等。第二类为集成示范为主的技术，主要包括液流电池和压缩空气储能。研发重点为如何突破从集成示范到产业化应用的特定关键技术，比如液流电池的低成本技术、压缩空气储能的高效技术等。第三类为关键技术研发为主的技术，主要包括钠离子电池、液态金属、金属离子电池。研究的重点在于如何突破材料、单体、模块的关键技术，实现从实验室技术到集成示范的转变。

二、长时储能的技术类型

长时储能涵盖了一系列储能技术，包括抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池、高温熔盐储热、绿色氢能等。虽然“长时储能”这一概念新生，但适合用于长时场景的储能技术及实践却有较长的历史。机械储能领域中，除了最为经济高效的传统抽水蓄能外，还涌现了一批专注于压缩空气、重力储能等新兴储能新技术，将上线百兆瓦级别的示范项目，如Hydrostor，Highview，Energy Vault等。此外，蓄热储能（例如熔盐储能公司Malta)，化学储能（氢、氨）等技术也逐渐进入人们的视野。

全钒液流电池被称为储能新贵，与锂离子电池相比较为安全，电池循环次数高，寿命长达20年，能量密度低，体积较大，受钒价高的影响，电解液成本高；压缩空气属于大规模机械储能技术，单机规模可达100MW级，储能时间可达4-10小时，寿命30-50年可对标抽水蓄能；熔盐储热技术储热功率可达到百兆瓦级别，实现单日10小时储热；氢储能可实现大规模长周期储能，但系统效率为30-40%，比抽水蓄能和电化学储能要低很多。

表1 主要长时储能类型及技术参数

三、国内外技术路线及研发重点

（一）国外主要技术路线

全球长时储能理事会在联合国气候变化框架公约第26次缔约方大会上成立，其成员单位包括领先的能源公司、技术提供商、投资者和最终用户，主要公司技术路线如下表所示。

表2 全球长时储能理事会技术路线

国际上机械储能公司虽然不多，但国内得力于工程机械的高度发达，该类型技术正如火如荼地发展。蓄热储能技术如只单纯用于电力存放，其循环效率较低；比较适用于热电结合的使用场景，总效率可高达90%。化学储能主要集中在氢燃料电池储能，因其存放电的循环效率较低，比较适用于氢电配合的应用场景。电化学储能技术百花齐放，且涉足的公司最多，是将来逐步替代锂电池储能的主要方向。

（二）我国研发重点

我国也在为各种长储能技术提供支持，国家科技部发布的《“十四五”国家的重点研发计划》提出为代表各种长时间储能多种储能技术提供了研发的资金支持，重点包括超长时间尺度储能技术3项：100MW级先进压缩空气储能技术、新一代液流电池储能技术、宽液体温域高温熔盐储热技术。中长时间尺度储能技术4项：低成本长寿命锰基储能锂离子电池、有机储能电池、水系金属离子储能电池、百兆瓦时级钠离子电池储能技术。《十四五新型储能发展实施方案》部署了多种长时储能技术的研发攻关任务，包括全钒液流电池、铁铬液流电池、压缩空气储能、熔盐热储能、氢储能等多种类别技术，反映出碳达峰、碳中和目标对长时储能的迫切要求。

（三）国内外技术水平对比

经过“十二五”和“十三五”期间国家和产业的持续投入，中国储能技术的水平快速提升，压缩空气储能、储热储冷、铅蓄电池、锂离子电池、液流电池和钠离子电池技术已达到或接近世界先进水平；抽水蓄能、飞轮储能、超级电容器和储能新技术和世界先进水平还有一定的差距，但总体上差距在逐步缩小。

表3 2021年中国和世界储能技术水平对比

长时储能的应用、市场及示范

随着光能风能不断深入，其发电间歇性对电网负面影响将愈发严重，部分水电站也面临着生态系统破坏后越来越长的枯水期，无法保证出力。而要解决这个问题，光靠建造更多输电网络远远不够。长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，在清洁能源过剩时避免电网拥堵，负荷高峰时增加清洁能源消纳。

一、应用场景

放电时长在数小时级以上的长时储能主要应用场景是电网削峰填谷、负荷调节。在电力系统发输配用这四个环节长时储能都有非常广泛的可应用空间。在发电侧，长时储能可提供大规模的削峰填谷以及大规模的容量存储，利用长时储能+光伏发电来替代火电。在输电侧，长时储能配合风光等清洁能源，提高特高压等输电网络的利用率，有效地推迟输电投资的投入时间。在配电侧，用作大型的城市产业园级别的调峰电源，缓解高峰负荷需求，以及减少网络扩容的投入。在用户侧同样可以降低峰值用电的成本。

为了实现碳中和目标，火电厂将逐步退出。预计火力发电将占发电总量为10%甚至更少。当这类稳定的基础负载发电资源日益减少，长时储能+大型风光项目将大概率替换化石能源成为基础负载发电厂，对零碳电力系统中后期建设的影响深远。

随着光能风能不断深入，其发电间歇性对电网负面影响将愈发严重，部分水电站也面临着生态系统破坏后越来越长的枯水期，无法保证出力。而要解决这个问题，光靠建造更多输电网络远远不够。长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，在清洁能源过剩时避免电网拥堵，负荷高峰时增加清洁能源消纳。

频繁的自然灾害，不仅会造成大规模停电影响日常生活，还会加速输配电设备老化，增加电网运营成本。其他外部不可抗因素如天然气管道运输阻塞、煤炭供应短缺等能源资源多日乃至季节性的供应紧张，也会导致电价上涨。长时储能能够在极端天气下保障电力供应，降低社会用电成本。

二、市场展望

根据全球长时储能理事会发布的白皮书显示，要达到全球碳中和目标，到2040年在全球范围内部署85TWh-140TWh的长时储能，使可再生能源取代化石燃料，减少电力部门的排放10-15%，每年减少2.3万吨二氧化碳排放。实现这一目标所需的投资可能在1.5~3万亿美元之间。

对标中国，由于中国一次能源占全球比例为26%，因此中国将需要部署22TWh~36TWh的长时储能。当然这中间包含抽水蓄能，目前发改委公布的中国的抽水蓄能资源规划，在2035年大概能做到3TWh左右的容量。对照标准，还需要有90%长时储能。需要有其他各种新兴技术，包括液流电池、蓄热储能、压缩空气储能等等来满足，市场增长空间将达到数万亿人民币。

三、示范工程

（一）国外“长时储能+光伏”来替代火电

在国外，已经出现“长时储能+光伏”来替代火电的案例。美国巴菲特投资的公用事业公司NVenergry最近收购了总计600兆瓦的太阳能光伏和480兆瓦电池储能的资源组合，并且还与一个690兆瓦太阳能光伏与380MW/1400MWh的储能项目一起签订了一份25年的购电协议。这些项目都是为了替代一个即将退役的火力发电站。另外一家超长时储能公司Form Energry与迷你苏达州的Georgia Power公司合作，建立了一套1MW/150MWh储能系统，参与替代一个1150MW的火力发电厂。澳大利亚OriginEnergy正在计划用700MW的长时储能加光伏去替代一个2880MW的一个火力发电站。

由于欧美的电价机制，现阶段基本上可以用某些长时储能加光伏来替代火电。在中国，也由于电价政策的不同，需要更低的储能成本才能实现用储能加风光清洁电源去替代火电。如果长时储能LCOS降低到2角/度电以内，目前我国西部风光发电的成本在2角以内，这个时候储能加上光伏，总成本在三毛多一度电，那么在电价上“长时储能+风光发电”就具有与火力发电相竞争的优势。

（二）国内典型长时储能的示范工程及应用

2021年我国主要储能技术的集成示范均取得了重要进展，综合分析大致可以分为三类。我国储能示范分为第一类为系统规模提升或者性能提升的集成示范，主要包括抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气储能和储热储冷等。第二类为验证关键技术突破的集成示范，主要包括锂离子电池、液流电池、压缩空气储能和飞轮储能等。第三类为该类技术的首次集成示范，主要包括钠离子电池、超级电容器等。

（1）压缩空气储能

国外压缩空气储能工程已投入商业运行。压缩空气储能技术从上世纪50年代发展起来的，世界上最先商业运行的两个大型压缩空气储能电站分别是德国的Huntorf电站、美国Mcintosh电站，均采用天然地下盐穴作为储气装置。加拿大Hydrostor公司于2015年在多伦多建成了首个600kW的水下压缩空气储能示范工程。

2021年，国内压缩空气储能示范项目取得了多个里程碑式的进展。中国科学院工程热物理所于2021年8月在山东肥城建成了国际首套10MW盐穴先进压缩空气储能商业示范电站，顺利通过项目验收，并正式并网发电商业运行，系统效率达到60.7%，创造了新的世界纪录。位于贵州毕节的集气装置储气10MW先进压缩空气储能系统于2021年10月完成并网发电。江苏金坛建设了60MW/300MWh盐穴压缩空气储能示范项目，并于2021年10月开展了并网试验。中国科学院工程热物理所在张家口市建设的国际首套100MW先进压缩空气储能国家示范项目，已经完成关键部件研制和系统集成安装，并于2021年12月底顺利并网，开始进入系统带电调试阶段，成为我国压缩空气储能技术新的里程碑。

（2）蓄热储能

与压缩空气储能和抽水蓄能电站相比，独立熔盐储热电站具有占地面积小、不受地理条件限制、可建在城市内部等优点，另外建在城市的大规模高温蓄热电站还可与城市供热相结合，建成大规模的高温蓄热电联供电站。

在储热集成示范方面，2021年度在敦煌建成了采用熔盐储热的50MW线性菲涅尔式太阳能热发电站，热熔盐温度550℃，冷熔盐温度290℃，熔盐储热可发电750MWh；在新疆哈密建成了50MW熔盐塔式光热发电，采用熔盐储热可实现12h连续发电；在河北黄帝城建成1.06万m3水体储热的太阳能储热采暖项目，在北京建立了50kW/500kWh中低温热化学储热中试系统；在张家口建成100MW亚临界水蓄热子系统应用于100MW先进压缩空气储能系统；在张家口应用水合盐相变材料实现为冬奥会转播中心供暖。江苏金合公司己实现中高温复合相变材料及其系统技术(450～750℃)的规模化应用。

（3）液流电池储能

液流电池具有安全性高、寿命长、规模大等优点，在大规模储能领域具有良好的应用前景。据美国DOE预计，在储能时长为4～10h的电网规模储能方面，液流电池储能技术将具有比较优势。

近年来国内完成了多个标志性全钒液流电池储能电站示范项目，其中，融科储能两套10MW/40MWh网源友好型风场项目投运，北京普能交付了一套光伏、储能户外实证实验平台国家光伏、储能实证实验平台(大庆基地)的全钒液流电池储能系统，大连200MW/800MWh全钒液流电池储能调峰电站一期工程完成主体工程建设，进入单体模块调试阶段。此外，近期国内签约落地多个100MW级全钒液流电池电站，国电投集团襄阳100MW/500MWh，中广核100MW/200MWh全钒液流电池储能电站等。

长时储能将成为必须要部署的设备，然而长时储能的商业化进行仍然面临种种挑战，多种长时储能技术都有不同的研究和发展，但还没有一种技术能同时满足长寿命、安全、经济、效率高、大规模储能等多项指标，布局和应用长时储能需要重点解决几个关键问题。

长时储能的发展挑战及展望

一、发展挑战

随着风光发电率渗透率越来越高，储能产品和市场机逐渐明朗，长时储能将成为必须要部署的设备，然而长时储能的商业化进行仍然面临种种挑战，比如长时储能的初始投资规模巨大、商业模式并不清晰、技术成熟度有待提升。

长时储能的经济效益不明朗。长时储能单单沿用短时储能的盈利模式，则经济效益有限。而目前大部分电力辅助服务市场、峰谷电价套利空间，对2-4小时短时储能系统基本足够。因此，长时储能要想突破短时储能的商业壁垒，必须要解决短时储能技术当前所无法解决的痛点，展示其在更长时间维度的经济价值。

长时储能的成本制约商业化进程。研究表明长时储能的价格至少要达到$50/kWh才会被更广泛地应用；如要大幅降低整体发电成本(>10%)，成本必须落在$1/kWh-$10/kWh这个区间。除了长时储能本身的充放电效率和造价，还有众多可以提供稳定电力服务的能源组合（核能、化石能源+碳捕捉与封存技术、氢能等）与之竞争，这些技术未来发展和成本，也会左右长时储能在电网中可以占有多大的位置。

长时储能商业模式仍不明晰。目前风光发电企业配置的2小时以内的储能基本都是发电企业成本。长时储能也不例外，初始投资规模巨大。长时储能市场目前仍处于探索阶段，其商业模式并不清晰。其中南方电网尝试把储能作为独立的市场主体，由最终用户来承担储能成本。国家电投的长时储能则通过参与现货交易市场来获取收益。

二、总结展望

长时储能与短时储能相比最大优势系就是其容量边际成本，长时储能技术需要功率和容量解耦和，其功率和容量可以相对独立扩展，容量部分成本越低越有利于长时储能发展应用。多种长时储能技术都有不同的研究和发展，但还没有一种技术能同时满足长寿命、安全、经济、效率高、大规模储能等多项指标，布局和应用长时储能需要重点解决以下关键问题。

1、合理测算长时储能的经济效益，甄选电源储能配置方案。面临一个跨区域、多种发电类型、市场与计划双轨并行、分布式集中式混合的复杂电力系统，电力规划分析模型中考虑更多持续性极端天气，给储能设定合理的经济技术参数，进行持续模拟，并以模型数据开源、学术产业结合等方式集思广益，甄选出最经济可靠的电源储能配置方案。

2、以电网需求核定储能时长与价格联动机制，针对不同应用场景储能制定与之相适应的标准和要求。“长时储能”通常被用作具有足够长的持续放电时间、可以提供稳定容量并支撑电网资源充裕度的储能系统。根据长时储能的电网应用场景进行顶层设计，提前分类布局相关技术标准和管理要求。

3、以政策要求促进长时储能布局和发展，在风光发电优势地区结合低成本储能进行火电替代试点。大容量、长周期储能是实现零碳目标的重要保障，选取优势地域开展火电替代试点工程，以风光发电＋长时储能助力局部电网优先脱碳。