网讯：在“双碳”目标引领下，构建新型电力系统的步伐不断加快，前不久出台的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，更是进一步加快了推进的节奏。
随着新型电力系统建设加速推进，“双高”问题急剧凸显，给系统平稳运行带来极大挑战。业界普遍认为，未来对于储能尤其是长时储能的需求将会更加迫切。而储能尤其是新型储能作为我国经济发展“新动能”的地位也越来越得到社会各界的广泛认可，正日益成为我国加快建设新型能源体系和新型电力系统的关键突破口。
构建新型电力系统呼唤长时储能加持
“虽然我国近几年储能规模一直在增长，但是97%以上为锂电池储能，都属于短时储能，比如100兆瓦/200兆瓦时、200兆瓦/400兆瓦时。”在2024综合智慧能源大会嘉宾对话环节，北京清大科越股份有限公司高级副总裁、新技术研究院院长倪晖认为，国内储能发展非常火热，但仅靠短时储能项目难以全面促进新型电力系统构建。
根据国家能源局的消息，截至今年上半年末，全国已投运锂离子电池储能占比97%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。其中包括锂离子电池储能在内的绝大多数储能类型均属于短时储能。
要区分一个电力系统是不是新型电力系统，一个基本判断就是看它对于储能的地位定位，传统电力系统只强调“源网荷”三个环节，而新型电力系统则至少包括“源网荷储”四个环节。浙江大学教授、国家能源局科技司原副司长刘亚芳认为，新型电力系统和新型储能具有必然联系，源网荷储的“储”，应该主要是指新型储能，新型储能的发展使得储能在电力系统的占比迅速提高，实现了从量变到质变的飞跃，使得储能成为电力系统的重要一环。这里所说的新型储能是指除抽水蓄能这种传统储能形式之外的其他储能形式。
“储能非常重要，但长时储能更加重要。”一直关注着国内储能行业发展的倪晖，通过与欧美局部地区储能发展情况进行对比道出了这样的感受。
有分析显示，当可再生能源在电力系统的占比超过50%时，以跨日、跨周、跨季甚至跨年为周期的中长期电力富余和中长期缺电就会成为常态。德国国家工程院院士、天府新能源研究院院长雷宪章认为，短时储能可以平抑日内峰谷差，促进日内电力供需平衡，而应对中长期电力供需平衡问题就得需要中长时储能了。
由于长时储能可以提供更长时间的电力安全保障储备，实现跨日、跨月甚至跨季、跨年的电力电量平移，所以有专家认为“新能源+长时储能”是保障新型电力系统安全稳定运行的重要解决方案之一。
据报道，目前美国是全球最大、增速最快的长时储能市场，美国能源部曾经制定过一个“长时储能攻关”计划，宣布10到24小时的长时储能系统将获得资金资助。倪晖曾在美国PJM电力市场有10年的工作经历，他了解的情况显示，未来15年美国加州新建储能中几乎八成以上都是长时储能。
需要强调的是，世界各国对于长时储能的定义和标准不尽相同，例如，我国将长时储能放电时长的标准设定为4小时以上，美国能源部则设定放电时长不低于10小时且使用寿命达到15—20年，英国则要求在最大功率下能至少放电6小时，等等。其实，对于储能时长等标准定义的不同，也反映了各国能源结构、电网需求、经济发展战略及未来能源转型路径的不同。
我国十分重视短时与长时储能协调发展
国家能源局数据显示，截至6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，比2023年底增长超过40%。
自2023年以来，我国新型储能技术已呈百花齐放之势，300兆瓦等级压缩空气储能项目、100兆瓦等级液流电池储能项目、兆瓦级飞轮储能项目纷纷开工建设，重力储能、液态空气储能等新技术也正在落地实施。从技术路线看，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能等多个项目投产，其中既包括短时储能又包含中长时储能。
事实上，我国一直十分重视各类储能技术和项目的协调发展，储能时长问题也是其中的重要考量因素。
《“十四五”新型储能发展实施方案》明确，开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究。在这些研究内容中，液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等均属于中长时储能技术路线，其他储能形式则更适合短时储能路线，多种路线兼顾研发。
此外，在《“十四五”新型储能发展实施方案》中还多次提及长时储能或中长时储能，如“氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破”“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”“推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设”。
在项目建设领域，国内也有众多的中长时储能项目不断启动或落地。
4月30日，山东肥城300兆瓦/1800兆瓦时先进压缩空气储能国家示范电站并网发电，该项目是全球首套300兆瓦先进压缩空气储能电站，具有完全自主知识产权，可连续放电6小时，年发电约6亿千瓦时。
5月16日，甘肃酒泉玉门300兆瓦压缩空气储能电站示范工程EPC总承包项目也已经启动招标。
另据2024综合智慧能源大会的消息，一个储能密度为传统压缩空气储能10—15倍的液态空气储能系统方案已经出现，该方案解决了空气存储和恒压释放问题，具有大规模长时储能、安全、长寿命和不受地理条件限制的突出优点，也是储能技术的又一种创新和尝试。
同时，电化学储能技术也在向长时储能的方向延伸，比如发展大电芯技术就是电化学储能向适应长时储能发展趋势的迭代升级。
另外，混合储能项目也已经出现。混合储能指几种不同类型储能系统的混合应用，是将两种或多种类型储能组合在一起形成一个单一储能系统。混合储能包括“铁铬液流电池+锂电池+飞轮储能”“压缩空气储能+锂电池”“新铁液流电池+飞轮储能”等多种形式，一般都为长时与短时储能的组合，以实现取长补短。目前纳入国家能源局《新型储能试点示范项目名单》的混合储能项目有山东利津795兆瓦/1600兆瓦时混合储能示范项目、山西省朔州市平鲁区100兆瓦/200兆瓦时混合储能示范项目等7个项目。
电氢协同是化解长时储能危机的完美解决方案
“新型电力系统一定是一个全时域平衡的系统，对于分钟级和小时级的平衡，可以通过电化学储能电池来实现调峰、调频；对于日峰谷差的平衡，可以用抽水蓄能、压缩空气储能、固体氧化物燃料电池（SOFC）等技术来实现功率平衡；对于解决更长周期的电力富余和缺电问题甚至跨季、跨年平衡问题，则需要用到电解水制氢技术。”雷宪章认为，在长时储能中氢能的表现最优秀。
普遍观点认为，氢储能是最适合应对大规模、长周期电力错配问题的储能方式。与其他方式相比，氢储能在放电时长和容量上具有明显优势，储存形式多样，不受地理条件限制，有望成为跨季节长时储能技术的首选。而且随着制、储、输、用等方面技术不断突破，氢储能的成本将大幅降低，能够应用于电力系统各个环节。
雷宪章介绍，发展绿氢是欧洲实现能源转型的重要抓手之一。欧洲经过20多年的探索得出一个结论，就是通过“电氢协同”来实现能源转型。根据规划，到2040年欧洲要建成24000千米的氢网，这将在很大程度上解决欧洲的能源供应问题。
在2024综合智慧能源大会上，雷宪章向与会各方介绍了欧洲发展“电氢协同”的情况。
欧洲的北海拥有大量风光资源，利用小时数能够达到4000甚至5500，因此环北海7国建设了大量的风电与光伏项目。但是由于当地工业用电负荷不足，无法消纳如此多的发电量，于是就出现严重的局部窝电现象，因此也就诞生了负电价。正是负电价的出现，在欧洲催生一个新的行业——绿氢制取，就是采取电解水反应制造氢气。
雷宪章认为，欧洲发展绿氢的本质就是为了消纳多余的风光发电，这是欧洲发展“电氢协同”的一个雏形。在此，他特别强调这样一个逻辑：制氢，一定是用来消纳电网富余的可再生能源发电量，否则，如果作为普通用电负荷的话，那么制氢项目就失去了存在的价值。“去年，我国弃风弃光电量约超过300亿千瓦时，相当于三峡电站4个月的发电量。”雷宪章算了一笔账说，如果将这些电量全部用来制氢，就会占到全球绿氢产量的1%，达到64万吨。
接下来，雷宪章介绍了欧洲另一个“电氢协同”的成熟案例。
2007—2008年，欧洲成立了一个庞大的组织，叫作“沙漠计划”，由欧洲国家政府、银行、制造业、能源行业4方组成。该组织最初计划向南越过地中海，到非洲撒哈拉沙漠开发风电、光伏，然后再通过海底电缆的方式输电到欧洲。最后该计划被迫“搁浅”，原因就在于难以承担修建海底电缆的天价成本，海底电缆的造价大约是架空输电线路的8—10倍。不过，当时间来到2017—2018年，该计划被重新激活，只是不再向欧洲直接输电，而是改为在撒哈拉沙漠就地实施可再生能源发电制氢，然后再通过海底管道输氢的方式运到欧洲，输氢管道的造价基本和架空输电线路持平，这样就解决了经济性问题。于是，欧洲规划了3条管道从北非向欧洲输送氢气。
除了消纳网内的富余电量之外，绿电制氢的另一大优势是可实现像“沙漠计划”这种形式的离网运行，也就是说在电网覆盖不到但可再生能源丰富的区域，可以探索离网制氢再远距离输氢的能源开发模式。
据了解，我国在远距离管道输氢和天然气管道掺氢方面也已经有所突破，如，“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》；再如，国内天然气输送管道掺氢比例已经达到24%。这些远距离、大规模管道输氢技术为我国发展离网制氢打下了坚实基础。
根据国际能源署预测，未来全球将有10%的可再生能源需要转化为可长期储存的氢能。到2060年我国将有1.5万亿千瓦时的电能需要用氢及相关的方式来储存。
另外，由于可再生能源电价的不断下降，绿氢会变得越来越便宜。根据有关预测，到2025年，可再生能源电解水制氢成本有望低于25元/千克，将具备与天然气制氢进行竞争的条件；到2030年，可再生能源电解水制氢成本将低于15元/千克，具备与配套CCS的煤制氢进行竞争的条件。
国际能源署也持相同的预测结果。该机构表示，到2030年绿氢成本开始低于灰氢、蓝氢。
“所以说，‘电氢协同’不仅仅是一个口号，它代表着未来新型能源体系发展的路径和思路。”雷宪章十分肯定自己的判断。
不过，也有观点认为应该理性看待储能，尽管储能在应对可再生能源出力不稳定和构建新型电力系统方面作用不言而喻，但也不能过分拔高储能尤其是长时储能的作用。
构建新型电力系统需要源网荷储一体规划、一体建设、一体运行，维持电力系统平衡，需要各环节协同发挥作用，每个环节之间互为补充，比如在促进供需平衡方面，电网侧可以发挥远距离余缺互济作用、电源侧可以发挥多能互补作用、用户侧可以发挥聚合需求响应作用等等。
因此，既要科学分析测算储能在新型电力系统中的合理占比，也要精确科学布局短时、中时和长时储能，因为过量配置储能或者不同时长储能配比不当也同样会造成资源的浪费，影响整个新型电力系统的经济性发挥。
