“可再生能源渗透率提升，催生长时储能需求”“长时储能产业化发展趋势明显”“预计至2050年，长时储能储电量占比将达95%”……这是记者近日在参加不同会议时听到的声音。
在受访的业内人士看来，长时储能是实现“双碳”目标、实现高比例可再生能源发电并网的必然选择，其可跨天、跨月储存电能的优势可满足电力系统稳定运行需求，助力我国新型电力系统建设。不过，鉴于长时储能技术多元并存在局限性，大规模应用仍需时日。
政策扶持力度加大
在新能源“强制配储”背景下，各地在政策上也加大了对长时储能的扶持力度。截至今年2月，我国已有27个（区、市）发布新能源配储相关政策，其中，明确“十四五”期间具体装机目标的省份有18个。例如，甘肃、福建、湖北、吉林、辽宁、黑龙江、安徽所发布的政策中，明确要求电源侧配储的调峰时长超过4小时。“未来，随着政策的推进，不排除更多省份加入延长储能调峰时长行列。这意味着，长时储能在政策支持下，发展前景广阔。”一位不愿具名的储能公司事业部负责人对《中国能源报》记者表示。
记者了解到，为解决新能源消纳和系统调峰问题，“十四五”期间，我国将推动大容量、中长时间尺度储能技术示范，推动全钒液流电池、铁铬液流电池、压缩空气储能、熔盐储热、氢储能等多种类别的长时储能技术研发。
“不过，长时储能在我国才刚刚起步，未来还有很长一段路要走。”厦门大学能源学院副院长郑志锋表示，可再生能源发电渗透率越高，所需的储能时长就越长。到2025年，如果风光等可再生能源并网比例占到电力系统的50%—80%，则需要储能时长超过10小时，以保障新型电力系统的长期稳定。
在中国科学院院士、南方科技大学教授赵天寿看来，构建新型电力系统，需要规模化、选址灵活、低成本、长寿命的储能技术，更需要不同时长的储能技术，以满足各场景的用电需求。
可降低电网运行成本
在业内人士看来，长时储能具有提升新能源消纳能力、替代传统火力发电、为电网提供灵活性电能资源、降低电网运行成本、使企业有更强的峰谷套利能力等优势。
中关村储能联盟研究团队相关负责人向《中国能源报》记者表示，目前锂电储能每千瓦时投资成本为1500元，寿命为10年，而长时储能初装时成本偏高，以全钒液流电池为例，1小时储能的投资成本在7500元左右。不过，长时储能每千瓦时投资成本随储能时长增加而下降。全钒液流电池调峰时长若达4小时，投资成本可降至3000元，调峰时长若达8小时，投资成本可进一步降至2200元左右。此外，压缩空气储能的使用寿命可达30年，液流储能的充放电次数可达15000次以上。对于具有较长使用寿命的储能技术，若将其成本分摊到度电，成本将更具优势。
郑志锋认为，到2050年，无长时储能的电力系统与引入长时储能的相比，度电成本将高出24%左右，长时储能将成为降低输电成本和网络升级扩容投资的极具性价比的选择。更长时间尺度的储能意味着对电力削峰填谷的能力更强，据测算，为实现4000兆瓦的高峰负荷削减，采用持续时长为2小时的储能系统所需的装机功率接近8000兆瓦，而采用持续时长为4小时以上的长时储能仅需4000兆瓦装机，在同等装机规模下选择更长持续时间的储能可以更好缩减电网峰谷差，保障系统高效运行。
技术仍需突破
随着长时储能概念的走红，众多企业纷纷布局。昆工科技6月30日发布公告称，拟投资建设年产2000万千瓦安时新型铅炭长时储能电池生产基地；永泰能源旗下汇宏矿业6月29日发布公告称，将在甘肃敦煌开工一期年产3000吨五氧化二钒项目；全钒液流电池龙头大连融科近日完成超10亿元B+轮融资后开始冲刺IPO；上海电气宣布，将在合肥基地新增1吉瓦时钒液流电池产能；此外，星辰新能全钒液流吉瓦级工厂一期300兆瓦产线也将于8月投产。
“虽然长时储能技术多元，但各种储能方式都存在不同局限性，导致这一技术目前仍难大规模普及应用。”赵天寿表示，以液流电池为例，其特点是安全、可根据需求灵活扩展、使用寿命长，但其高成本是最大挑战。“长时储能的技术缺口较大，应加大投入，补足缺口。”
谈及如何促进长时储能健康快速发展，一位不愿具名的头部储能企业负责人对记者表示，安全是储能产业发展的重中之重。储能企业要守住安全底线，从顶层系统出发，构建全链条高安全性的系统设计方案，保障电站安全、高效运行。此外，降本增效是储能系统的永恒追求，储能企业要持续创新技术，延长电池寿命，缩短运维时间，从全生命周期提升综合能效，实现降本。
上述中关村储能产业技术联盟研究团队相关负责人认为，目前，我国还没有建立成熟的容量市场机制，新型储能的容量价值难以通过市场得到收益。因此，建议在过渡阶段，接受系统统一调用的规模化长时储能，按照“同工同酬”原则，通过科学的容量折算方法给予与时长相应的容量价格或容量补偿，同时可以细化市场品种，推动长时储能参与备用等辅助市场，以支撑高比例可再生能源消纳和降碳。
