![]()
近日，六省市明确支持超过4h及以上的大容量、安全、高效储能建设，新能源企业与该类储能签订租赁合同时，按其功率的1.2倍折算配储规模。与今年7月31日发布的意见稿对比，意见稿中“严格执行新备案项目电网接入意见有效期一年规定”，改为了“备案超过两年”未开工或办理其他手续的自动失效；在提升容量租赁比例方面，从意见稿的“支持容量（功率×时长）超过电化学储能容量2倍及以上的长时、安全、高效储能建设”，改为“支持时长超过4小时及以上的大容量（功率×时长）、安全、高效储能建设”。长时储能（LDES）通常指的是持续放电时间不低于4小时、寿命不低于20年的储能技术。当风光发电受气候、地形等自然因素的影响，出现日/周/季节间歇时，需要有日/周/季节调节能力的长时储能技术，长时储能可凭借其长周期、大容量的特性，在更长的时间维度上调节新能源的出力波动。美国桑迪亚国家实验室：长时储能是持续放电时间不低于4小时的储能技术。美国能源部：持续放电时间不低于10小时，使用寿命在15-20年的储能技术。英国：在最大功率下能持续提供至少6小时电力供应的储能设施。澳大利亚：对长时储能的定义在不同时间和地区有所变化，主要集中在4小时至8小时之间。国际 LDES（长持续时间储能）委员会：任何可以竞争性部署以长期存储能源的技术，并且可以经济可能地扩大规模至少8小时到数天甚至数周的电力供应，并为脱碳做出重大贡献。当前电网的设计主要是基于传统化石燃料电站的发电特性，无法有效适应风电和光伏发电的间歇性与波动性，尤其是太阳能和风能，发电量受天气和季节的影响较大，这种不确定性对电网的稳定性提出了挑战。 储能时长的需求与风光发电量在电网中的比重紧密相关，比重越高，所需的储能时长就越长。目前，由于风光发电量的比重尚不足20%，因此仅需4小时的储能时长，然而考虑极端情况，若风光发电量达到100%，鉴于其固有的不稳定性，储能时长则需延长至12小时以上。新能源配储时长国内外仍存较大差距，目前数据显示，美国平均配储时长约为3小时，其中加州大部分部署的电池储能系统持续放电时间在4小时以上。今年美国在长时储能领域不仅进行了巨额投资，还通过政策支持和技术创新，积极推动长时储能技术的发展和商业化。2024年前三季度，中国新增新型储能装机规模约为27GW/61GWh。截止到9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，平均储能时长达到2.2小时。据不完全统计，目前全国共有内蒙古等25个省（市、区）在政策文件中提出了2025年的新型储能装机目标，总规划规模超88.8GW，这些公开的数据显示中国已经提前达成“十四五”规划的新型储能装机目标。随着可再生能源占比提升，电网调节压力增大，配储由最初的鼓励引导到成为并网标配，比例从10%-20%逐步上升至15%-30%，配储时长从1-2小时提升至4-5小时；据统计河北、西藏、内蒙古、上海、新疆等10个多省份明确提出配置4小时以上长时储能，就今年集采招标等情况来看，4小时以上储能整体呈增长态势。![]()
11月14日，全球长时储能委员会（LDES Council）发布2024年度报告，再次强调了发展长时储能的必要性和紧迫性。
推动全球能源系统脱碳对于实现社会经济的可持续发展及有效缓解气候变化影响至关重要。在此过程中，可再生能源电力，尤其是光伏发电和风力发电，正扮演着举足轻重的角色——它们不仅直接引领电力部门实现碳减排，还为特定的供热领域及工业应用脱碳提供有力支撑。
在2023年12月结束的COP28会议上，各方达成了“阿联酋共识”，共识提出了到2030年将可再生能源装机容量提高三倍（至少达到11TW）的目标。在此基础上，国际可再生能源署（IRENA）预测，在将全球气温升幅限制在不超过1.5°C的情景下，全球可再生能源将由当下的3.8 TW递增至2030年的11TW，至2050年进一步增加至28 TW。
![]( "1731638751549708.jpg")
各国的净零排放目标
绿色可再生能源转型对于促进能源系统脱碳、提升电网的可靠性与韧性以及加强能源安全具有深远意义。然而，要实现这一目标，仅仅增加可再生能源的装机容量是远远不够的，还需要配套实施兼容性的解决方案，从而构建一个稳定且低碳的能源系统。
长时储能（LDES）乃是达成能源系统脱碳化以及助力各国政府和电网管理机构践行其净零承诺的关键利器。
![]( "1731638771528850.jpg")
LDES助力各行各业实现脱碳
即刻采取行动并投资部署长时储能技术，对于满足未来能源需求及提供可调度的低碳能源供应具有至关重要的作用。正式将长时储能纳入部署议程，是引导投资流向、激发利益相关方积极参与的关键性机制。
长时储能委员会坚决拥护在COP29议程中增设储能目标，并呼吁全球范围内至2030年部署达到1.5TW的储能能力，从而有助于实现COP28所设定的至2030年部署11TW可再生能源的目标。
为有效支撑这一发展目标，长时储能委员会认为，至2030年需部署超过1TW的长时储能容量，并期望至2040年达到8TW，以确保净零排放目标的实现。
长时储能委员会预测，至2040年，为实现净零排放，全球需要部署装机规模高达8TW的长时储能，然而，根据现有的项目追踪数据，截至目前，全球仅部署了约12吉瓦，且另有13吉瓦处于规划安装阶段，预计至2035年，全球长时储能的总装机容量将达到222吉瓦。
![]( "1731638795310420.jpg")
长时储能装机容量（2010-2035）（当前发展速度下）
然而，这仍然明显低于8TW的理想规划目标。
若未能以更快的速度建设长时储能系统，脱碳战略将丧失前进的动力，导致继续使用化石燃料，进而使得可持续发展目标无法实现。长时储能委员会已对各国长时储能的容量需求进行了初步分析，为一系列关键国家（如下图所示）提供了一个基础框架，进一步加深对于实现净零排放目标所需长时储能规模的理解。
![]( "1731638829175473.jpg")
长时储能委员会成员已在六大洲建设有持续时间至少为8小时的长时储能项目，除了政策决策者外，金融界也开始高度重视长时储能的核心作用。《财富》500强企业中，约有三分之二已做出重大的气候行动承诺。长时储能委员会预估，至2040年，完成多达8TW的长时储能装机将催生高达4万亿美元的投资机遇，并有望每年节约能源成本约540亿美元。
构建一个促进长时储能大规模部署的有利环境至关重要。当前许多具备融资条件的商业案例主要依赖于电力行业以外的特定应用场景和收入来源，例如工业加热过程中的热能存储，或是政策激励下的示范项目。
![]( "1731638816636271.jpg")
推动长时储能项目部署的7要素
长时储能委员会在报告中明确了支撑长时储能发展的七大核心要素，包括：提高对长时储能技术的认识、长时储能需求评估、设立长时储能目标、项目融资、确保市场准入并提供长期的收入可预测性、推行高效的电网定价机制、实现电网的快速便捷接入等，以上需要各利益相关方的共同努力，最终推动长时储能装机的快速增长。
上海电气储能科技有限公司分享了上海电气钒电池技术。在国家全面推动的“双碳”战略引领下，并伴随着新能源技术的持续革新，截至去年4月底，我国已成功达成了8亿千瓦的新能源装机容量。据相关机构预测，依照当前的装机增速，我们有望将原定于2030年达成的12亿千瓦新能源装机目标已在2024年三季度提前六年实现。随着新能源在电力系统中装机占比及其出力比例的不断攀升，其固有的间歇性、不稳定性和波动性特征，对电网系统的可靠性和灵活性带来了不小的挑战。据悉，当新能源渗透率超过20%~25%，必须配置长持续时间的储能，以充分保障调节新能源发电波动的能力。在一些新能源资源尤为丰富的地区，例如新疆、西藏、内蒙古以及辽宁等地，已经纷纷出台了要求配置4小时以上储能时长，即所谓长时储能项目的相关政策。此外，在部分风光资源竞配项目中，如山东和上海的项目，对于储能配置的比例要求也普遍超过了10%-20%的标准，并且储能时长也相应得到了延长。当前市场上存在着多样化的储能技术路线，其中，抽水蓄能作为一种传统储能技术，在储能领域扮演着重要角色。然而，其显著的缺点是建设周期长，通常需要5至10年的时间，这与当前新能源装机的快速发展步伐存在一定的不匹配。此外，抽水蓄能电站的建设还受到地理条件的严格限制，要求具备上下游显著的水位差，使得选址成为一大挑战，特别是在沙漠化地区，根本无法满足建设抽水蓄能电站的地理要求。正是在这样的背景下，新型储能技术，特别是锂电池和液流电池，迎来了迅猛的发展势头。与锂电池相比，液流电池在电化学属性上同样表现出色，能够很好地满足电网调频的需求。更重要的是，由于其采用水系电解液，在运行过程中展现出了极高的安全性，完全排除了燃烧或爆炸的风险。因此，国家及各省市纷纷出台了针对全钒液流电池的一系列扶持政策，这些政策不仅着眼于整体技术发展方向的引导，还大力支持更大规模容量的全钒液流电池示范项目的建设。同时，在钒资源及风光资源丰富的地区，如四川、河南、云南等地，更是针对性地出台了专项产业支持政策。此外，在盈利水平方面，也出台了区别于锂电池的专项服务政策，旨在提升钒电池储能的盈利能力。上海电气储能科技有限公司是由上海电气集团股份有限公司控股成立的科创型储能平台公司，具备液流电池关键材料、核心电堆设计、循环系统设计、电池管理控制系统软硬件及系统集成的核心技术和装备制造能力。从公司发展历程来看，上海电气作为国内最早一批从事液流电池研发、制造的单位，在十余年前便开始在液流储能赛道进行布局，核心团队拥有十余年液流电池研发经验。在科技创新领域，上海电气储能已累计申请超过80项知识产权，积极参与了十多项国家级及行业标准的制定工作。作为国家级高新技术企业和专精特新企业的代表，该公司还荣获了多项行业内的重要奖项。上海电气储能采用了“双中心”的战略布局：在上海设立了核心的管理、销售及研发中心，在合肥建立了生产基地，当前整体产能已达到200MW/1GWh，到明年年底，整体产能将提升至3GWh。此外，在上海与合肥两地，上海电气储能还分别配置了针对电堆及电池管理系统（BMS）的专业实验室。这些实验室专注于电堆核心材料的研发以及BMS算法的优化，致力于推动相关技术的持续进步与创新。技术端，上海电气储能已全面构筑起从功率调控、容量优化至整体控制系统设计的自主知识产权体系，成功实现了65千瓦高性能电堆与500千瓦大型单元储能模块产品的规模化量产。整体直流侧转化效率已超过85%，在行业内处于领先地位。在电解液方面，开创性地应用了移动式容量在线恢复技术，这一创新装置能够精准调整钒电解液的价态，确保其在20年内容量零衰减；此外还成功开发了针对液流电池的3S管理系统，涵盖了电池管理系统（BMS）、电力转换系统（PCS）和能量管理系统（EMS），实现了对电池状态的全面监控与高效管理。在电堆方面，采用了先进的三场耦合技术，通过对热场、流场和电场的精细模拟，有效降低了旁路电流，显著提高了库仑效率和整体寿命。除了技术层面的卓越表现，上海电气储能在整体生产工艺上也实现了重大突破，采用了一体化密封工艺。这一工艺确保了电堆核心部件实现更高精度的连接，同时极大地促进了自动化控制与大规模生产的实现。通过这一创新工艺，有效规避了电堆可能遭遇的内漏与外漏问题，保障了产品的可靠性与稳定性。在系统集成技术方面，针对液流电池的特性，通过精确调控温度、流量与压力等关键参数，实现了系统的整体优化集成。这一技术不仅提升了系统的运行效率，更确保了电池性能的充分发挥与长期稳定运行。除了全钒液流电池体系，2024年6月，上海电气储能发布第二代钒铁液流电池体系。禹惠娟指出：“通过将正极的钒离子替换为成本更为低廉的铁离子元素，从用户的角度出发，能够直接显著降低电解液的成本，降幅高达40%以上。”针对液流电池体系的迭代，上海电气储能研发了能整体适配钒铁液流电池的45千瓦电堆，并首创新一代非氟离子交换膜。市场层面，上海电气储能的钒电池已实现产业化应用，现已交付50余项kW-MW级储能项目，覆盖电网侧、发电侧、工商业侧等多个应用场景。除了积极开拓国内市场，上海电气储能也致力于国外市场的深耕细作，特别是在欧洲、西班牙、日本等地，通过前期的精心开发与努力，已经成功获取了一系列持续性的订单。此外，在沙特、澳洲等新能源资源丰富的地区，通过与当地的大型能源集团展开紧密合作，来共同推动一系列更大规模、更具影响力的海外液流电池储能项目建设。什么是全钒液流电池？
全钒液流电池是一种新型电化学储能技术，其正极和负极均采用循环流动的钒溶液作为介质，借助氧化还原反应实现电能的大规模储存与释放。
当前，主流的储能技术，如抽水蓄能、锂电池和铅蓄电池等，已难以满足新能源装机量持续增长及应用场景日益多样化所带来的储能需求。相比之下，削峰填谷和维护电网稳定能力更出色的高安全性全钒液流电池，在大规模长时储能领域展现出巨大的潜力。
发展历程、全钒液流电池的概念由澳大利亚新南威尔士大学的Marria Kacos教授于1985年提出。次年，他成功申请了全球首个全钒液流电池专利，并自建了一套能效超过72%的1千瓦试验电堆，标志着这项技术开始从实验室走向产业化。
我国全钒液流电池的研究始于20世纪80年代末。1995年，中国工程物理研究院电子工程研究所率先建成1千瓦的全钒液流电池样机。2006年，中国科学院大连化学物理研究所成功研制出10千瓦的全钒液流电池系统，使我国成为全球第4个掌握这项关键储能技术的国家。2022年10月，全球首座百兆瓦级全钒液流电池储能调峰电站在大连正式并网发电。目前，我国的全钒液流电池技术和产业在全球范围内处于领先且占据重要地位。
发展潜力、全钒液流电池研究与应用的持续升温，充分彰显了其相较于其他储能技术的显著优势。其储能介质为钒的无机盐水溶液，使得电池在常温常压下运行，无起火爆炸危险；电池容量取决于钒电解液的容积与钒离子浓度，输出功率取决于电堆规模。因此，可根据不同应用场景和负载需求，灵活设计电池的功率与容量；充放电循环次数超2万次，系统可稳定运行20年以上，使用寿命是锂电池的2倍；通过调控电解液的容积和钒离子浓度，可轻松实现4至10小时的长时储能；系统运行时无有毒副产物产生，对环境友好且安全性高。
资源禀赋、与锂资源大量依赖进口不同，我国钒资源储量和产量分别占全球的39%和68%，全钒液流电池的原材料高度自给可控。尽管当前储能市场仍以锂电池为主，但全钒液流电池凭借高安全性、长寿命、长时存储以及设计灵活性等优势，更适合国内大规模储能市场的需求。随着技术的不断突破和产业链的逐步完善，其经济性将持续提升，有望成为大规模长时储能领域最具前景的发展方向之一。
![]()
从全局视角审视，当前在多样的储能技术领域中，抽水蓄能技术依然稳坐头把交椅，相应地，诸如锂电池、液流电池等新型储能方式均不可避免地会与抽水蓄能技术进行性能与应用的对比衡量。中国储能技术路线容量占比（已投用容量%，2023）禹惠娟强调：相比之下，全钒液流电池行业发展仍面临以下痛点：1）储能商业模式不成熟：目前仅有山东出台储能辅助服务相关政策，储能商业模式亟需完善；2）产品初始投资成本高：以4h产品为例，钒电池约2元/Wh，较锂电池仍有1倍左右的差距；3）百兆瓦项目有待验证：全国至全球范围，已并网投运的钒电池百兆瓦级别示范项目极少；4）行业玩家已加速内卷：国内液流电池布局企业不下百家，缺乏核心能力而一味卷价格。从整个产业发展的宏观视角来看，与锂电池相比较，钒电池在上游资源方面展现出了极为优越的自然条件。“当我们谈论能源安全的全面性时，这不仅仅局限于电池运行过程中的安全性，还涵盖了资源供应端的稳定性与可靠性。”禹惠娟说道。就全球资源储量而言，中国不仅是钒资源储量最大的国家，同时也是钒产品的重要生产国。尤其值得一提的是，四川攀西地区与河北等地蕴藏着丰富的钒矿资源，为钒电池产业的蓬勃发展提供了强有力的资源支撑。此外，在资源的循环利用方面，钒电解液在电池使用寿命结束后，还可以借助先进的技术手段进行有效回收与再利用，这无疑为产业的可持续发展注入了新的活力。从整个产业链的角度出发，针对当前广泛应用的4小时储能系统，电解液的成本占比已高达约43%。对此，禹惠娟表示：“我们热切期望与上游资源供应商进一步加强合作，特别是在电堆核心材料的研发创新上，能够联合行业内更多的合作伙伴，共同推动技术的突破与迭代升级。我们的终极目标是大幅度降低整体投资成本，并加速提升整个产业的成熟度，为行业的长远发展奠定坚实基础。”
