随着风光新能源装机占比的提升，新能源“三性”（随机性、间歇性、波动性）对于传统电力系统的冲击成为世界各国不得不面对的难题。
中国2023年VRE（可变可再生能源）占比是15.8%，这一数据在2030年可能达到25.4%甚至更高。根据国际能源署关于VRE占比的六个阶段划分，中国VRE渗透率正处于第三阶段（10%~30%），必须得有储能来进行配合新能源消纳，需求侧管理也是重要的组成，在这一阶段，电力系统净负荷曲线会呈现出“鸭子曲线”的形状。
丹麦、爱尔兰、德国等少数国家VRE占比已处于第四阶段（30%～50%），在高VRE发电量下，供电的鲁棒性遇到挑战，电力系统净负荷曲线由“鸭子曲线”变化为“峡谷曲线”。“峡谷曲线”会带来长时间的盈亏，如果没有长时储能，新型电力系统构建将十分困难。
国际长时储能委员会和麦肯锡此前的一份合作评估则显示，预期到2030年时长8小时的储能在功率上占比30%，容量上占比50%，24小时以上的储能将在2030年以后迅速得到提升。
总体而言，世界各国新能源装机占比越来越高，电力系统对大规模长时储能的需求也越来越迫切。
长时储能技术亟待发展
协鑫集团董事长朱共山此前提到，现有的储能技术尤其是长时储能技术仍然不足，严重影响新能源产业的协同发展，中国新型储能的平均储能时长仅为2.2小时，短时储能无法单独应对电网稳定和电力需求波动的挑战。
长时储能技术涵盖范围很广，包括物理储能（抽水蓄能、重力储能、压缩空气储能）和电化学储能（氢储能、液流电池、熔盐储能）。其中物理储能具备寿命与成本优势，电化学储能具备电能转换效率高和建设周期短的优势。
不过，很多时候产业界讨论长时储能技术时并不将传统的抽水蓄能考虑在内，因为抽水蓄能受到资源有限、建设周期长、投资成本高、场景需求高等限制，无法满足电力系统对长时储能的需求。
另一项较为成熟储能技术路线锂离子电池，由于其储能时长较短，也时常被排除在受政策扶持的长时储能技术之列。如今年9月5日，美国能源部清洁能源示范办公室就开放了1亿美元的联邦资金申请，支持非锂电池技术、10小时以上放电系统和固定储能应用的试点规模的储能示范项目，旨在推动非锂长时储能（LDES）技术的成熟度，推进其商业化进程以及大规模应用，以满足电网稳定性和可靠性需求的增长。
当前，产业界较为看好的长时储能技术是液流电池、压缩空气储能以及氢储能，不过这些技术也都处于产业化发展初期阶段，技术尚未完全成熟，初始投资成本较高，有待进一步降本提效。
美国长时储能抢占鳌头
长时储能一般从VRE高、调节性资源单一地区优先开始布局。从实际应用来看，全球储能市场长时趋势明显，但不同地区发展阶段亦不相同，美国平均储能时长为3.3h，中国平均储能时长为2.1h，欧洲及亚非拉新兴市场国家平均储能时长为2h。
中国长时储能刚刚起步，尚未形成商业模式。据高工产研（GGII）数据显示，截止2023年底，国内已建成投运新型储能项目平均储能时长2.1小时。随着可再生能源占比提升，电网调节压力增大，配储由鼓励引导发展为并网标配，比例从10%~20%逐步上升至15%~30%，配储时长也从1-2小时提升至4-5小时。2023年以来，河北、西藏、内蒙古、上海、新疆等10余省更是明确提出配置4小时以上长时储能，推动4小时以上储能技术实现规模化应用。
现阶段美国加州是全球唯一连续3年（即将4年）大规模采用长时储能（≥4H）的地区。8月26日，美国加州公用事业委员会CPUC就曾表示，加州将征集高达2GW的长时储能资源,作为2031年至2037年期间部署10.6GW新兴清洁能源技术集中采购的一部分。他们要求其中1GW为多日/周持续时间储能（36~160h），另外1GW为日间长持续时间储能（12~36h）。
美国市场也孕育了一批长时储能领域的初创公司，其中Form Energy日前就宣布已经完成了4.05亿美元的F轮融资。Form Energy致力于将一种专有的铁-空气电池技术商业化，已开发了一种旨在经济高效地提供100小时持续时间的储能的电池技术。
欧洲方面，中国能源研究会常务理事李俊峰日前曾指出，欧洲可再生能源发电占比已经达到了相当的数量级，突破50%大关，被业内人士称之为“狼已经来了”，其中德国风光发电占比超过50%，西班牙超过50%，丹麦超过了70%。这些国家似乎没有配置太多的储能，但也解决了问题，他们的燃煤发电利用小时数低于1500，中国还是超过4500。这里面很多不是技术问题，而是机制、成本的问题。
长时储能面临的六大难点
现阶段，长时储能发展仍然收到外部运行环境和机制（电力系统和商业模式）方面的制约，内部产业和技术也有待进一步提升，且前者为当前阶段的主要影响因素。
高工储能产业研究所（GGII）调研显示，在外部运行环境和机制方面，长时储能面临的挑战可细分为三个方面：一是市场的规则、商业化的机制方面，对长时储能运营的相关制度制定、市场机制等有待补充，且2h的锂电储能、以及两部制前的抽蓄相关制度和机制都尚未完全打通，更何况4h及以上长时储能。
二是光伏与长时储能的耦合关系：长时储能只有与光伏深度耦合才能体现最大的价值，现有规则下（包括CAISO市场）单一资产的收益&成本拼不过组合资产PV&S。
三是与抽蓄的竞合关系：截至2023年底，中国抽蓄累计装机51.4GW，2030年规划120GW；老玩家已早早就位，新玩家需立足补充占位和差异化竞争。
在产业和技术方面，长时储能面临的挑战也可分为三个方面：一是产品全寿命周期性能方面，从全寿命周期角度，效率、寿命、温控等均有待提升，产品设计和制造应围绕长时间性能稳定和保障。
二是价格与成本方面，液流、压缩空气、氢储能等长时储能技术路线面临着初期投资高成本、运维成本高等难点，降本增效仍然是产业链参与者。
三是产业链完备方面：液流电池、压缩空气、氢储能等长时储能技术路线仍需持续推进生产和材料的产业化、规模化、国产化，相关技术的产业化配套也亟待完善。
原标题：内外交困：长时储能六大难点待解
