近日，英国商业、能源和工业战略部（BEIS）宣布“长时储能示范计划”（LODES）第一阶段招标结果，投入670万英镑支持24个创新储能技术项目，以促进风、光等波动性可再生能源消纳，助力英国能源系统向绿色转型。此次资助重点关注如下领域：储热；电力转化为多种载体（Power-to-X）储能；电力存储。后续将在第一阶段资助成果基础上，选择部分项目投入6800万英镑进行第二阶段资助。

此次中标项目详情如下：

1、储热技术

该领域共资助6个项目：①热电池的可行性研究；②36兆瓦时超高温储能系统测试；③创新长时储热技术及相关智能控制系统开发；④电网规模热泵储能系统可行性研究；⑤基于相变复合材料的储热系统开发；⑥Q-zeta公司家用储热装置用于高容量、低成本长时储能的可行性研究。

2、Power-to-X储能技术

该领域共资助5个项目：①20兆瓦无隔膜电解槽制氢项目，通过过剩风电制取的绿氢将存储在地下盐穴中；②改进聚变能领域的金属氢化物存储氚和氘技术，用于大规模长时储氢；③将金属氢化物储氢技术接入电网进行Power-to-X示范的可行性研究；④制氢电解槽铂族金属替代材料开发；⑤基于储氢介质Carbon280 Hydrilyte™的储氢系统长期示范。

3、电力存储技术

该领域共资助13个项目：①重力储能示范系统设计，通过在垂直竖井中提升和下降重物来储放能量；②海上长时储能技术开发，利用新型液压气动储能技术将加压海水和压缩空气相结合实现大规模储能；③40兆瓦时钒液流电池长时储能示范；④先进压缩空气储能设施开发；⑤用于电网的储热和压缩空气储能技术开发；⑥兆瓦规模长寿命高能量密度锂硫基液流电池技术示范；⑦可调度的电网低成本储能解决方案开发；⑧锌基储能电池开发；⑨新一代有机液流电池技术可行性研究；⑩基于混凝土3D打印的船用抽水蓄能技术开发；11用于海上大陆架的压缩空气储能技术开发；12液流电池与光伏发电集成的可行性评估；13铜/锌电池储能技术示范。

长时储能是新型储能系统关键核心技术

在2021年，美国能源部发布了支持长时储能的相关报告，把长时储能定义为至少连续运行（放电）时间为10小时，使用寿命在15至20年。2021年11月，在苏格兰格拉斯哥举行的联合国气候变化峰会上，来自包括英国石油公司、西门子能源公司、Highview Power公司、Form Energy公司等25家能源和科技公司的高管成立了长时储能理事会。该理事会旨在就长时储能技术对企业、政府和公用事业公司进行宣传和教育，并制定激励政策支持大规模部署长时储能系统。

由该长时储能理事会与麦肯锡公司近日合作编写的调查报告指出，长时储能系统的部署可能在未来几年加快进行，尤其是在各国继续扩大可再生能源部署的情况下。一旦可再生能源发电量达到电力系统60%至70%的市场份额，长时储能系统将会成为“成本最低的灵活性解决方案”。

张华民介绍说，截至2021年10月底，我国可再生能源发电累计装机容量达到10.02亿千瓦，突破10亿千瓦大关，比2015年底实现翻番，占全国发电总装机容量的比重达到43.5%。要在2030年实现碳达峰目标，预计到2030年，可再生能源发电总装机容量将达到60%以上，会超越火电成为绝对的主力电源。

届时，遇到无风天气或连续的阴雨天气时，由于火电厂的装机容量大幅度减少，要保证新型电力系统的安全、稳定供电，就需要长时储能电站提供电网负荷需要的电力。

因此，长时储能是建设“新能源+储能”的新型储能系统，实现“双碳”目标的关键核心技术，必须引起高度重视。我国在加速布局可再生能源发电装机容量的同时，应该同步部署长时储能系统，以适应建立“新能源+储能”新型电力系统的需要。

全球加速布局长时储能

2011年9月，美国能源部率先启动“长时储能攻关”计划，将电化学储能、机械储能、储热、化学储能等纳入考虑，将满足电网灵活性所需的持续时间和成本目标的任何储能技术组合。

2021年11月，由能源技术开发商、终端用户和投资商组建而成的全球长时储能委员会(LDES Council) 宣布成立。委员会表示，其使命是“零碳取代化石燃料，解决能源不平衡”。Google谷歌清洁能源负责人Maud Texier在加入全球长时储能委员会时表示：“我们将长时储能视为通往无碳未来之路的关键支柱。”

2022年初，我国国发改委、能源局联合发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》提到，到2025年，要求氢储能、热(冷)储能等长时间尺度储能技术取得突破。拓展多种储能形式应用。结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热(冷)储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展，支撑综合智慧能源系统建设。

地下储氢+天然气联合循环发电成本最低

美国国家可再生能源实验室的研究人员日前发布一份研究报告。对于在风力发电设施和太阳能发电设施不可用的情况下，哪种能源技术能够提供最低的成本来为美国西部互联电网提供电力进行了研究与调查。他们假设可再生能源发电的普及率为85%，报告指出，地下储氢技术和具有碳捕获储存的天然气联合循环发电厂是持续放电时间为120小时储能应用中价格最低的选项。

美国国家可再生能源实验室(NREL)的研究人员评估了大多数长时储能(LDES)技术的成本和性能。还研究了峰值发电厂，以帮助电力系统应对极高水平的可再生能源发电量。研究发现，鉴于当前和未来的投资成本情景，地下储氢技术和联合循环(NGCC) 天然气发电厂具有碳捕集和储存(CCS)技术为120小时持续放电时间的储能应用中，可以提供最低的平准化能源成本(LCOE)。而抽水蓄能发电设施、压缩空气储能系统、电池储能系统是持续放电时间为12小时平准化能源成本(LCOE)最低的储能解决方案。

研究人员Chad Hunter解释说：“长时储能系统需要更大的储能量容量，并以典型的充电或放电速率可以持续放电数天、数周甚至更长时间。而在这项研究中，灵活的发电设施和长时储能系统发电设备的总装机容量为100MW，在峰值和负荷范围内，与目前的化石燃料发电厂的规模保持一致。”

长时储能系统可以在12小时到7天的持续放电时间内提供额定功率，并且平准化能源成本(LCOE)是针对当前和未来的投资成本计算的。

根据美国国家可再生能源实验室(NREL)的研究人员的分析，对于最长7天的持续放电时间，天然气联合循环(NGCC)发电厂是成本最低的解决方案。而对于12小时持续放电时间这个最低的门槛，成本最低的一些选项分别是压缩空气储能（CAES）系统、锂离子电池储能系统、钒氧化还原液流电池系统、抽水蓄能发电设施，这主要是由于与电力相关的投资成本适中，并且效率高。

Hunter解释说：“电池储能系统可能会在未来的电网规模储能系统中发挥重要作用，特别是如果电池成本继续像在过去十年中看到的那样快速下降的话。而持续放电时间较短的电池储能系统将得到低成本的长时储能技术的补充，例如地下储氢技术。”

对于持续放电时间超过四天的长时储能系统，成本最低的储能解决方案是绝热压缩空气储能(D-CAES)、天然气联合循环(NGCC)发电厂、天然气燃气轮机(NG-CT)、盐穴储氢设施，以及重型车辆采用的质子交换膜(HDV-PEM)燃料电池。他们还确定抽水蓄能设施和质子交换膜(HDV-PEM)燃料电池分别在12小时和120小时的持续放电时间的应用中提供最低的平准化能源成本(LCOE)。

Hunter表示：“尽管具有地下储氢系统和天然气联合循环(NGCC)发电厂系统是支持持续放电时间超过36小时应用场景的成本最低的技术，但也存在一些挑战。首先，这两种技术在短时储能应用中（少于12小时）提供最低成本，而在可再生能源发电份额更多的时候，这两种技术可能会主导储能市场。因此，储能技术的发展需要由其他部门或用例驱动，例如在重型卡车运输中使用质子交换膜(HDV-PEM)燃料电池或者为工业应用部署天然气联合循环(NGCC)发电厂。”

我国开展长时储能技术竞赛

多家电力央企已在不同赛道发力长时储能技术，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，长时储能技术的发展竞赛才刚刚起步。

全钒液流电池：储能新贵

全钒液流电池是液流电池的一种，利用钒离子价态的变化实现电能储存和释放。其在常温常压下运行，电解液为水溶液，反应过程只涉及钒离子价态的变化，电解液可以循环再生，与锂离子电池等相比，全钒液流电池较为安全。全钒液流电池循环次数高，达15000次以上，寿命可长达20年。

全钒液流电池能量密度较低，因此体积较大。同时，其运行温度受到一定的限制，一般在5-40℃。

全钒液流电池储能系统由电堆、电解液、管路系统、储能变流器等组成，其中电堆和电解液成本占系统总成本超过60%。受到钒价高的影响，目前全钒液流电池的电解液成本还很高。1kWh电解液大约使用8-9公斤五氧化二钒，若钒价格不超过10万元/吨，电解液成本大概在1300-1500元/kWh。2019年12月，钒价格曾一度猛涨至54万元/吨，当前五氧化二钒价格有所下降，但也超过12万元/吨。

解决电堆成本问题，可以通过提高电池的功率密度、提升关键材料的有效使用面积、降低材料成本（如膜材料的成本）。

据eo梳理，国家电网、国家电投、国家能源集团、华电集团、大唐集团、上海电气等都曾涉足过全钒液流电池的项目。

国内较早投运的全钒液流电池系统是原国电龙源卧牛石风电储能项目，该项目在2013年投运，为50MW的风电厂配置了5MW/10MWh的全钒液流电池电站，已连续运行9年。大连液流电池储能调峰电站国家示范项目一期100MW/400MWh电站近期已完成主体工程建设，计划于2022年6月完成并网调试，建成后将是全球最大全钒液流电池储能电站。这两个项目都使用了中国科学院大连化学物理研究所的液流电池技术。

国网电力科学研究院武汉南瑞有限责任公司从2011年开始开发模块化百千瓦全钒液流电池储能系统，目前具备钒电池本体设计、材料研制、系统集成能力，成功研发高功率钒电池电堆和250kW/500kWh储能系统，2020年其研发的31.5kW钒电池电堆产品在国网湖北电科院试点项目中进行了首次工程化应用。

国家能源集团低碳研究院则开发了全钒液流电池流过式电堆技术，实现液流电池电堆功率密度和能量效率双提升。

上海电气集团中央研究院储能液流电池产品部自2011年创建以来致力于液流电池储能产品的自主研发，攻克了电池设计、电池密封、电池自动化制造工艺、系统集成等一系列关键技术瓶颈，研发出5kW/25kW/50kW的钒液流电池电堆。上海电气2021年中报显示，由上海电气自主研发制造的1MW/1MWh全钒液流电池储能电站在广东汕头市濠江区风电产业园顺利通过验收。

铁-铬液流电池：尚需时间验证

同为液流电池，铁-铬液流电池利用溶解在盐酸溶液中的铁、铬离子价态的变化进行充放电。其循环次数大于20000次，寿命可以达到20年。由于电解液和正负极材料的毒性、腐蚀性弱，且可再生，因此也较锂离子电池安全稳定。与钒液流电池相比，其低温环境适应性更好，启动环境温度可以低至-40℃。

从资源的角度上看，铁-铬液流电池的关键原材料中，铬在全球探明储量达到5.1亿吨，大于钒储量（2000万吨）、锂储量（1600万吨）。当前铬铁价格（微碳铬铁，约1.9万元/吨）低于钒（五氧化二钒，超过12万元/吨）和锂（磷酸铁锂，约16万元/吨）。

铁-铬液流电池的缺点在于其体积能量密度较低，约10-20Wh/L，因此体积也较大。由于示范时间较短，仍需经历较长的验证周期。

国家电投从2017年开始进军铁-铬液流电池技术研发领域，是这一技术的坚定支持者。

2022年1月20日，国家电投拥有自主知识产权的“容和一号”铁-铬液流电池堆量产线投产，每条产线每年可生产5000台30kW“容和一号”电池堆。此前，国家电投集团科学技术研究院有限公司储能技术研究所所长王含在电力行业储能技术与应用研讨2021年会中介绍，为推动技术产业化，国家电投铁-铬液流电池储能产业园已于2020年签约落地山东潍坊高新区，远期建设目标是3GW。

同时，还在内蒙古霍林河启动全球首个兆瓦级铁-铬液流电池储能示范项目建设，预计2022年年底投产。

压缩空气储能：对标抽蓄

压缩空气储能技术在用电低谷时段利用电能，将空气压缩至高压状态并存于洞穴或压力容器中，使电能转化为空气的内能存储起来，在用电高峰时段将高压空气从储气室释放，进入燃烧室燃烧利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。

压缩空气属于大规模机械储能技术，单机规模可到100MW级，储能时间可达4-10小时，寿命在30-50年。

压缩空气储能与抽水蓄能一样，易受地理条件约束，建造压缩空气系统，需要特殊的地理条件来作为大型储气室，如高气密性的岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等。此外，示范项目系统效率最高约61%，相比抽水蓄能的80%，效率较低。

近一年来，电力央企在压缩空气储能领域进展颇多。

2021年9月30日，中国华能集团有限公司建设、调试和运维的世界首个非补燃压缩空气储能电站——江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目并网试验成功。该项目于2017年获国家能源局立项，由中盐集团、中国华能和清华大学共同开发，一期工程发电装机60兆瓦，储能容量300兆瓦时，远期建设规模1000兆瓦。

2022年4月，山东公布2022年度储能示范项目，其中包括两个压缩空气储能项目，分别是由华能作为投资方之一投资的肥城压缩空气储能300MW/1800MWh调峰电站，以及国家能源集团投资的国华兰陵压缩空气储能电站示范项目。

对外宣布项目最多的是中国能建集团刚刚组建的数字科技集团。

2022年1月26日，中国能建数字科技集团在京揭牌成立。揭牌前夕，中国能建数字科技集团已经签约多个压缩空气储能项目，包括：湖北应城300MW级压缩空气储能电站示范工程，由中能建数字科技集团有限公司联合国网湖北综合能源服务有限公司共同投资建设；辽宁朝阳县风光储氢一体化项目，其中包括300MW级压缩空气储能电站；山东泰安2×300兆瓦级压缩空气储能创新示范项目，远期目标是建成6台（套）300MW级压缩空气储能电站。

熔盐储热：大规模储热

熔盐储热是一种热储能技术，以储热材料（熔盐）为媒介，将太阳能光热、地热、工业余热、低品位废热或者由电能转换来的热能储存起来，在需要的时候释放，既可用于发电，也可用于工业供汽或民用采暖。

熔盐储热技术储热功率可以达到百兆瓦级别，且可以实现单日10小时以上的储热能力，使用寿命可达30年以上。但其面临熔盐质量难以把控的问题。若熔盐中杂质较多，会影响产品性能，从而影响储换热效率，严重时可能腐蚀设备管道或堵塞管道，导致系统瘫痪。

据CNESA（中关村储能产业技术联盟）储能产业研究白皮书2021相关数据，全球投运的储能项目累计装机达191.1GW，其中熔盐储热累计3.4GW。而中国投运的储能项目累计装机达35.6GW，其中熔盐储热累计0.5GW，主要应用在光热发电项目。

参与热储能赛道的电力央企不在少数。

上海电气集团股份有限公司中央研究院（下称上海电气中央研究院）技术总监张艳梅曾在行业论坛上介绍，近年来，上海电气中央研究院基于其所开发的熔点低、储热密度高的熔盐储热材料，自主开发了单/双罐熔盐储热系统，并分别在实验室及工程项目上得到了成功应用。

2021年1月30日，国家能源集团北京低碳清洁能源研究院MW级高温储热中试装置在河北省张家口市某美丽乡村清洁供暖项目中完成900℃的升/降温运行工作，装置最高储热温度达912℃，效率达到97%以上。该供暖项目是由低碳院投资建设的第一个基于自主研发的煤基储热材料的电供暖项目，储热功率1MW，储热量8MWh，可为当地1万余平方米提供居民供暖。

3月21日，青海省能源局发布“揭榜挂帅”新型储能示范项目中榜公示表，其中，“储热发电”一项——高倍率熔盐储能供热和发电示范项目，中榜企业为国家能源集团龙源（青海）新能源开发有限公司。

2022年1月14日，华能靖远热电有限公司2×220MW机组熔盐储热技术项目投资机会研究报告编制技术服务发布采购公告。根据公告，项目规划新建一套熔盐储能系统，对靖远热电现有2×220MW机组进行灵活性改造。中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司以478000元报价成功中标。

中国能建也投建了熔盐储热项目。2021年6月，中国能建哈密熔盐塔式5万千瓦光热发电项目正式开启“24小时不间断发电”模式；9月，该项目实现全容量并网。该项目储热能力约1300兆瓦时。

氢储能：效率待解

氢储能技术利用电解制氢，将电能转化为氢能储存起来；在需要时，利用氢气通过燃料电池或其他发电装置发电，可实现大规模、长周期储能。

不过，氢储能系统效率为30%-40%，比抽水蓄能和电化学储能要低得多，即使考虑燃料电池余热利用，效率依然说服力不足。此外，碱性电解设备寿命15年，燃料电池发电受制于现阶段的技术成熟度，寿命约6年。现阶段规模化燃料电池发电系统应用较少，技术成熟度、系统寿命有待验证。

国家电网、南方电网、国家电投、华电集团、国家能源集团、华能集团、大唐集团、中国能建、三峡集团、东方电气、中广核等电力央企都在氢能产业上有所布局。部分电力央企已开始探索氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范。

2021年8月，陕西咸阳秦都区与国家能源集团陕西电力有限公司举行光储氢综合应用一体化项目签约仪式。该项目总投资20亿元，主要建设屋顶分布式光伏发电、储能电站及电解水制氢项目。

2021年12月28日，国网安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站首台燃料电池发电机组并网发电。项目总投资5000万元，占地10亩，容量1WM的分布式氢能综合利用站是国内第一个兆瓦级氢能源储能电站。据了解，其运营模式是在7、8、9月电网高峰期发电削峰，其余月份售氢，销售收入为参与调峰时的售电收入加上售氢收入。

由全球能源互联网研究院和国网浙江省电力有限公司共同研发的百千瓦级氢利用系统装备及管控技术成果，将在浙江台州大陈岛氢利用工程进行示范应用。示范工程制氢与发电功率100千瓦，储氢容量200立方米（标准状态），供电时长逾2小时，“制氢—燃料电池热电气联供”全系统综合能效超过72%。项目近期将进行调试运行。

文章来源：全国能源信息平台，新能源前沿，中国能源报，南方能源观察