在双碳背景下，伴随风电、光伏等可再生能源装机剧增，全球电力系统的不稳定性加剧，这就需要储能系统来发挥作用。

目前，业界将可以实现持续长达高于4小时或者数天、数月的充放电循环的储能系统，都统称为长时储能。可再生能源发电渗透率越高，需要的储能时长就越长。

从整体上看，长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长的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。

从长远来看，由于风电、光伏发电的高出力时刻与用户需求高峰时段并不严格对应，而短时储能不具备数小时乃至数天的发电消纳能力，影响电力系统的稳定。

因此，“可再生能源+长时储能”已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。

肯锡建模的研究表明，到2040年，长时储能行业有可能部署85-140TW/H的储能容量，而且这个储能的总用电量有可能达到全球总用电量的10%。

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。

全球各国巨额投资布局长时储能

早在2011年起，美国能源部就率先启动“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。

2018年，美国能源部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；加州作为长时储能最活跃地区之一，在2020年发出了标书采购50MW/4GWh的8小时长时储能系统，在2022年到2023年预算中计划提供3.8 亿美元进一步支持长时储能部署。

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，并于2021年初启动了总投资1亿美元的长时储能示范竞赛；

欧洲投资银行管理的欧盟创新基金项目发展援助(PDA)从15个被定义为大规模清洁能源项目中选择了重力储能和热储两个长时储能项目进行支持，每个项目投资超过750万欧元。

目前，以美国加州、德国、澳大利亚南部为代表的欧美地区，风光发电量占比已经很高，对于长时储能的需求也愈发迫切。

我国“十四五”期间，在长时储能领域也不断加大政策支持力度。在针对新能源消纳和系统调峰问题，我国将推动大容量、中长时间尺度储能技术示范，同时部署了全钒液流电池、铁铬液流电池、压缩空气储能、熔盐储热、氢储能等多种类别长时储能技术的研发攻关。

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。

多线并举 百花齐放的长时储能技术

储能技术特点及降本情况各不相同，根据应用场景的不同，长时储能技术将呈现多线并举的格局。概括而言，长时储能技术可分为机械储能、储热和化学储能三大主线。其中，机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能；储热主要为熔盐储热；化学储能包括锂离子电池储能、钠离子电池储能以及液流电池储能。

抽水蓄能：是目前最成熟且装机规模最大的长时储能技术。主要优点体现在储能容量大、技术成熟、运行效率高、运行寿命长、维护费用低等方面，但其对地理资源条件要求高 、建设周期相对较长。抽水蓄能电站储能一般时长为4-10小时，单机容量在30-40万千瓦，充分满足长时储能需求。例如，装机容量世界第一的河北丰宁抽水蓄能电站，其总装机达360万千瓦，12台机组满发利用小时数为10.8小时。

中国抽水蓄能装机规模显着增长。根据国际可再生能源机构数据，截至2021年底，我国已投产的抽水蓄能电站总规模为36.39GW，中国抽水蓄能电站总规模占全球的比例，从2010年的17%提升至2021年的28%。

压缩空气储能：主要优点体现在储能容量大、储能周期长、系统效率高、运行寿命长、投资相对较小等方面。 我国于2005才开始研究压缩空气储能，历经十余年建设规模已实现从千瓦级到百兆瓦级的重大跨越，在国家发展改革委、国家能源局印 发的《“十四五”新型储能发展实施方案》中将百兆瓦级压缩空气储能技术作为“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。

熔盐储能：储热技术可分为显热储热、相变储热和热化学储热三类。目前，显热储热技术成熟度最高、价格较低、应用较为广泛；变相储热是研究热点；而热化学储热尚未成熟。

我国的熔盐储能示范项目有：中广核德令哈光热储一体化项目位于青海省海西州德令哈市光伏(光热)产业园区，项目总装机容量200万千瓦，其中光伏160万千瓦、光热熔盐储能40万千瓦，储能配比率25%、储能时长6小时。

在新疆哈密建成的50 MW 熔盐塔式光热发电，采用熔盐储热可实现12小时 连续发电，充分具备长时储能应用潜力。

液流电池：是一种大规模高效电化学储能装置。目前典型液流电池体系包括全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池、多硫化钠/溴电池等。在长时储能中，液流电池最大的优势为输出功率和储能容量可分开设计，而且循环寿命长。但成本问题是当前液流电池最大的劣势。

液流电池一直被认为是具有前途的长时储能技术。其中：Zinc8, Primus, Invinity等欧美电池创业公司主攻的是锌液流电池。在亚洲，以钒液流电池为主要方向，中国在钒电池赛道上有不俗表现。

10小时以下长时储能 锂离子仍可占先锋地位

GGII报告显示，在各储能技术中，锂电储能是介于长时大容量储能和短时高频储能之间，目前锂电在这两方面都有较大应用场景。

张华民谈到，我国的电化学储能装机容量90%为锂离子电池技术，但目前的锂离子电池储能技术难以满足“新能源+储能”的新型储能系统对长时储能的需求。海外亦有专家指出，对于超过8小时的储能时长来说，“电池技术太昂贵了”。

但是随着价格下降，锂离子电池可以与其他储能技术在成本上进行竞争。

目前，锂离子电池储能系统正在推出以4小时、6小时甚至8小时的持续储能时长。美国电力研究院（EPRI）的Haresh Kamath日前表示，伴随锂离子电池储能系统在更长持续时间的成本竞争力增加，长时储能技术在短期内甚至未来十年可能很难与锂离子电池储能系统开展竞争。

国内业界人士谈到一个观点：未来，持续放电时长达10小时的锂离子电池储能系统或许比抽水蓄能更具成本竞争力。这个成果的达成，就在于锂离子如何快速实现10小时持续放电。

而对于其他储能技术来说，真正能够进行竞争的方法是，他们如何能够提供比锂离子电池储能系统提供更长的持续时间。一旦提高到20小时或50小时的持续储能，这些储能技术将具有很强的竞争力。

值此储能产业快速发展的关键节点，高工储能将联合高工产业研究院共同发起2022高工储能巡回全国调研活动，将集中走访储能产业链上下游企业，针对储能产业的市场机会、商业模式、技术路线等做产业深度调研。并将结合高工产业研究院（GGII）市场调研数据和产业链资源为企业提供信息分享及战略规划参考。

尾声

未来的电力系统必将是多能互补的，新能源+储能这一模式将迎来历史性的机遇，长时储能也会成为碳中和战略中不可缺少的一部分。相信来自中国的领跑者们会紧抓机遇，冲在时代的最前沿。

文章来源： 国际能源圈，高工锂电网，全国能源信息平台