刘坚：新型电力系统中长时储能技术发展前景和挑战

“超短时的、构网型的储能技术，更多是控制电力电子技术的优化，对长时储能来说，更多需要依赖储能技术本体的进步，才能实现真正长时的要求。”国家发改委能源研究所系统中心副主任、副研究员刘坚在2024中国国际新型储能发展峰会（INES2024）上表示。并且从长时储能的发展背景、技术发展路径、效益分析和市场价值机制方面作了深入解读。

新能源的发展驱动了长时储能

长时储能最大的驱动力就是新能源的发展，特别是最近几年中国风光发电的成本下降，装机规模与日俱增。2013年底风光合计装机10.5亿千瓦，大部分地区风光度电成本已经低于当地火电的基准价格，后续技术进步、成本下降将进一步推动新能源装机的持续增长。

截至2023年底，新型储能和抽水蓄合计装机超过8000千万千瓦，装机容量大约是新能源的7.8%，去年负荷高峰大约14亿千瓦，差不多5.9%的体量，目前储能围绕在新能源消纳的角度，布局也是在源侧和网侧，更多服务的是新能源并网的要求。

国际能源署预测，针对中国2060年碳中和的情景做的判断，其中新能源的预测，到2060年风光合计装机56亿千瓦，与之相对应的新型储能，大概在28亿千瓦左右。它认为整体储能的需求大约是10亿千瓦，如对比两个最主要应用的场景，新能源负荷侧的削峰来讲，10亿千瓦的储能会占到新能源装机的18%，负荷高峰的36%。

未来储能的角色可能会有一定变化，目前更多围绕在新能源的消纳，未来会逐步过渡到极端天气或者负荷比较吃紧的时段做一定支撑。整体来说储能的需求，无论从规模还是从功能来讲都有一定的变化。

10亿千瓦储能装机里哪些是长时的，哪些是短时的？通过梳理一些国内外机构做的分析，以国际能源署数据来看，到2050年全球实现碳中和的总体目标，新能源风光的装机大概在220亿千瓦，与之对应的储能，包括电池储能、电动汽车的动力电池，未来大量的电动汽车跟电网互动，整体都是电化学储能的范畴。除此之外，以氢为介质的中长时储能，电池功能体量的需求是160亿千瓦/时，算上电动汽车动力电池，整体电化学储能的规模大约是420亿千瓦/时。氢能电解槽全球的需求大约50亿千瓦，制氢电耗超过20万亿度电，一部分是制氢，氢的发电需求在10亿千瓦左右，氢发电的电量或者说氢储能的电量大约是2万亿度电。

那么从中可以大致判断出来，未来大量的新能源，接近80%的风光发电都要经过储能，无论是电化学还是氢做调节。从电量来讲大部分要走氢的渠道，接近50%制氢，剩下30%通过中短时电化学储能做调节。如果把制氢电量里面最后做发电的这部分电量做量化的话，制氢电量里面的10%还是会去发电。如果都是以发电电量的尺度去衡量中长时和短时的储能需求，大约是中短时和长时电量的比例是6：1，电动汽车这部分的电量不考虑，只考虑电化学储能的话，比例大约在2：1左右，如果把电制氢的电量整体全部考虑作为中长时储能的电量来讲的话，中长时和短时的比例，基本上是1：1。那么，未来整体储能的需求或者说结构会是怎么样的？

长时储能技术的经济性分析

什么是长时储能？根据不同阶段的需求，比如说根据电力系统应用的需求会有一定的变化。通过参考国外的研究机构，包括国际长时储能委员会，像美国CKUC加州的事业委员会和美国能源部都提到过长时储能的定义，基本上是持续放电时长在6小时以上、10小时以上。从应用场景的角度来看，主要都是围绕新能源的调节需求，特别是光伏。一类是4-10小时，高于目前行业里面平均时长的时间尺度，4-10小时可能是长时储能的判断，还是解决新能源特别是光伏日内的需求，重要的特点是调节需求比较规律，未来每天会有充放电的窗口。另一类是10小时以上的，更多是应对极端天气或者是特殊事件，调用的频次没有那么规律，次数比较少，超过10小时的储能技术挑战更大一些，特别是经济性。频次更少的话对单次充放电成本的要求会更高。我们可以大致划分为两大类长时储能的需求，针对未来新能源发展的不同阶段，都会呈现需求上升的趋势。

从技术特性角度来讲，最关键的因素是储能单元和能量单元的成本决定了每类技术适用的场景。比如说长时储能更多希望储能的能量单元成本要足够低，比如说压缩空气、氢储能、储热，单位储存容器的投资成本低，长时储能成本的上升没有那么快，更多是从单位能量的成本角度去考虑。还有一类是短时储能，要求的功率成本低一些，主要是电化学储能。

当前各类长时储能的发展进展。

一是液流电池，最近几年发展速度比较快，包括现在的示范项目规模达到百兆瓦以上，体量跟现有的磷酸铁锂储能大型项目的体量基本相当。从成本来讲，最近一段时间电解液成本下降速度比较明显，今年上半年一些项目的报价，单位瓦时成本已经降到2块钱以内。除了全钒之外，像锌铁、全铁等等，新的化学体系原材料成本会有进一步下降的空间。在安全性方面也更有优势，液流电池作为电化学储能在长时储能的应用前景比较可观。

二是压缩空气储能，规模不断地在提升，从10兆瓦、百兆瓦，现在最大300兆瓦，甚至有600兆瓦的项目开始在建设。规模越来越大，导致单位千瓦的投资在明显下降，如果是300兆瓦的项目单位千瓦基本上是接近6000块钱左右，这跟新建的抽水蓄能的单位千瓦投资非常接近。比如说压缩空气储能选址相对灵活，后续成本在持续下降，它的资源不断地在开发，低成本的资源基本上比较少了，后续成本会有上升的趋势。预计在“十五五”阶段压缩空气储能综合的经济性要优于抽水蓄能，未来的竞争力比较强。国内布局压缩空气储能的项目比较多，据不完全统计，包括建成的、在建的和签约项目，合计起来总规模已经接近900万千瓦，在各类长时储能里面排名都比较靠前，规模比较大。

三是重力储能。抽水蓄能本质上也是一种重力储能，新型的重力储能更多是通过固体储能的介质实现能量的存储，其中塔吊式的储能和竖井这两类技术的进展比较快，包括国内塔吊式的储能已经有百兆瓦时的项目在运行，目前的成本比较高，与之相对应的是竖井式的重力储能，它是利用现有的基础设施，所以单位千瓦投资有比较大的优势。包括技术的可复制性，应用的潜力比较大，目前国内有企业包括高校、研究机构在做示范项目的探索。

四是储热。它的优势是储能单元，因为它是储热介质，它的投资成本比较低，国内比较典型的熔融盐储热，单位每千瓦时如果折算到电量来讲，熔融盐的投资在百元每千瓦时，比电化学储能成本明显更低，现在不光是光热发电项目采用熔融盐储热技术，包括火电厂做深度调峰，希望更好做热电的解耦，开始探索利用熔融盐技术实现火电厂的储热，这方面的项目进展也比较快。

五是氢能。单纯从储能单元来讲它的成本可能是最低的，包括国外做的研究，盐穴储氢，现在很多压缩空气也是通过盐穴，但如果通过氢来进行存储，单位容器储存的容量更高，度电储能的成本会有更大的优势。对于氢来讲，电到氢、氢到气效率损失的问题，包括设备，燃料电池、电解槽，它的投资比较高，如果把这两个环节都考虑进去，目前来讲储氢成本比较高，度电超过2块钱。氢能未来储能时长比较长的情况下，它的竞争力会更加突出。

储能时长价值与市场机制的挑战

在市场与价值机制方面，新型储能很多以调峰辅助服务，包括用户侧、峰谷电价等；从中长期来看，对于大型独立储能最主要的是电力现货的价格差异。

以去年国内现货市场为例，部分区域的峰谷价差比较高，有一些地方超过5毛钱，像蒙西对削峰填谷的需求已经可以通过价格信号有所体现。对于新型储能，以目前的成本来看，单纯通过现货市场的峰谷价差收益经济性有困难，考虑到储能还要对市场参与策略的问题选择合适的充放电时间有一定的挑战。单纯依赖现货市场目前难度比较大。

现在行业里面有比较多的讨论，因为现货市场要配置容量机制，调节性资源要更多的补偿，包括现在的火电、抽水蓄能都有机制政策。对于新型储能，发挥了容量支撑的价值，但怎么样给新型储能合理的定价，本质上与放电时有密切关系，容量价值很大程度上体现上可靠性和关键时段对系统的支撑能力，时长就是非常核心的定价要素。

目前国外已经有一些探索和研究。从储能系统的运行来看，一部分可以通过电能量市场峰谷差的收益去体现，另一部分的价值要通过辅助服务、容量补偿机制实现，而这部分容量的机制与各类灵活性调节资源和可调节市场有非常大的关系。比如说在美国的PGM时长，针对不同放电时长的储能会不同的容量定价，时长越长，容量定价越高，虽然它不是一个线性的关系，但的确有时长因素的考虑。最近一段时间，从英国容量补偿价格变化来看，随着新能源渗透率的不断提升，对于储能容量补偿的价格是在上升的，新能源虽然本身有一定的作用，但随着新能源特别是光伏的渗透率越来越高，容量价值在下降，相反，对于其他的，特别是对于储能来讲容量价值是在提升的，所以定期会对容量补偿的价格做一定的调整。

这值得国内做参考，围绕长时储能来讲，真正想要实现长时储能的经济性有很大的挑战。我们做了一个度电成本的分析，对比各类储能技术，特别是长时储能，一方面时长不断地增长，可能会导致系统整体的投资成本上升，如果充放电的频次能够保证，对综合的经济性影响不大，最大的挑战是一旦时长变长了，比如说10小时以上，脱离了光伏调节之后，就变成了季节性调节或者是偶发的随机调节，它的频次会快速下降。从300多次的频次到一年2次的频次，各类度电充放电的成本会快速提升，基本上到10块钱以上。这部分长时储能进入到系统里面，对系统的综合成本会有比较大的挑战，即使到2060年技术有一定的进步，可能成本还是会比较高，基本上要4块钱以上。

怎么样实现真正低成本的长时储能，这是非常大的挑战。理想情况下如果长时储能想控制在1块钱需要怎么样的边界条件？比如说容量成本、单位千瓦要在1000块钱，能量成本10块钱/千瓦时，充放电的效率要在90%以上，满足了这样的条件之后，长时储能的充放电成本相对容易接受，目前的技术有比较大的挑战。但这个技术一旦实现对很多商业模式会有变化，比如说行业里面讨论比较多的“源网荷储”内部可以基本上实现100%的自供，一方面可以降低自身的供电成本，另一方面现在很多绿电碳足迹的考核都有这方面的需求。长时储能技术1块钱的成本能够实现的话，现有源网荷储项目是4000小时每年的供电时长，摊到每度电大约成本上升在5分钱，这5分钱就可以帮助源网荷储的项目真正脱离电网，实现百分百绿电的自我利用。除了绿色的价值之外，也可以免去系统费用，输配电价也会有一定的节省。长时储能技术一旦突破，对整体电网的形态，包括很多新的商业模式会有比较大的突破。

长时储能未来需求到底有多大？这跟每个国家的面积、新能源的配比有关系。最近一个研究提出，对幅员比较大的国家，通过电网调配的空间大，对长时储能的需求没有那么大。如果系统里面风电占比更高，可能对长时储能需求更可控，对于源网荷储的系统来讲，长时储能的价值更突出，能够帮助小型系统真正实现自发自用，用电成本、绿色价值可以发挥得更加突出。

基于上述问题，提出一些建议：

一是战略规划上，基础设施方面，要统筹电网、热网、氢网基础设施规划；在电力生产模拟里面要把储能时长因素纳入进去。

二是技术创新上，技术路线很多但有一定的不确定性，要加快液流电池、压缩空气、重力储能、储热（冷）、氢储能等多类型长时储能工程示范。

三是价格机制上，要开展容量竞价的模式，让储能技术跟现有已经享受容量机制的，比如说火电、抽水蓄能做一定的竞价工作。竞价就要区分不同的时长，因为需求有所不同。

四是支持政策上，比如源网荷储项目如果配置了储能，特别是长时储能，系统备用费用要进一步做一些减免；随着新能源的不断提升，极端天气的影响会越来越大，对新的应用场景，比如说系统的备用、季节性调峰，可能也要纳入到后续政策的考虑。