【储能技术】长时储能发展与技术路线

一、长时储能的兴起与发展

（一）政策推动下的长时储能发展

2021 年以来，我国出台了一系列政策推动储能发展，尤其是长时储能建设进度有望加速。目前国内已有 12 个省 / 自治区发布 “十四五” 新型储能装机规划，配储比例要求普遍在 5%-20%、2h。在沙漠戈壁荒漠大基地集中建设背景下，青海、甘肃预计十四五末新型储能装机规模达到 600 万千瓦。同时，国外也积极推动长时储能发展，如美国能源部于 2023 年 3 月发布了题为《长时储能商业起飞之路》的报告，指出在净零情景下，2050 年需部署 225 - 460GW 长时储能；英国政府就启动长时储能投资的提案进行咨询，2030 年至 2050 年期间若部署 20GW 的长时储能可为英国电力系统节省 240 亿英镑；韩国推出重振储能措施，2036 年的长时储能目标为四小时、六小时和八小时储能系统的总装机容量达 20.85GW/118.76GWh。

（二）市场需求增长与技术路线多元化

随着光能、风能装机占比不断提升，其发电与终端电力需求的匹配性问题愈发严重，长时储能凭借长周期、大容量特性，能够在更长时间维度上调节新能源电力供给。目前长时储能技术路线主要为抽水蓄能、熔盐储热、液流储能、压缩空气储能、氢储能五大类，多种技术路线共同发展，满足不同场景的需求。例如，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期成本低，可长时、大规模储能，但选址受限；熔盐储热在光热发电、火电灵活性改造等领域有广泛应用，但其能量转换效率较低；液流电池储能本征安全、寿命长，适合长时、大规模储能，但系统成本高、能量密度低。各类技术路线在发展过程中不断优化，共同推动长时储能行业的进步。

二、主要技术路线及特点

（一）抽水蓄能

抽水蓄能在规模化储能中应用广泛且技术成熟。其工作原理是电能与重力势能的相互转换，建有上下两个水库，用电低谷时将水从下水库抽送至上水库实现能量存储，用电高峰时将上水库的水排放至下水库实现放电。抽水蓄能电站普遍为 GW 级别装机容量，适宜储能时间为小时级到周级，使用寿命超 30 年，能量转换效率约为 70%。然而，抽水蓄能对建设选址要求极高，优质建站资源趋于饱和，且建设周期漫长，约为 7 - 10 年，无法匹配风光装机增速。以 1200MW/6000MWh 抽水蓄能电站为例，其初始投资成本约为 6025 - 8780 元 / KW，若使用寿命为 50 年，不考虑充电成本，其全生命周期度电成本约 0.31 - 0.40 元 / KWh。未来随着优质建站资源趋于饱和，度电成本将随之上升。

（二）熔盐储热

熔盐储热通过加热熔盐完成储能，主要应用于光热发电、清洁供热、工业蒸汽、火电灵活性改造等领域。其储能规模通常在几十兆瓦到几百兆瓦之间，如甘肃省金昌市高温熔盐储能绿色调峰电站储能规模达到 600MW/3600MWh。熔盐储能可以实现单日 10 小时以上的储热能力，敦煌百兆瓦熔盐塔式光热电站的熔盐储热时间可以达到 11 个小时。但熔盐储热能量转换效率低于 60%，且熔盐具有腐蚀性，对蓄热装置材料要求较高。

（三）液流储能

钒电池等液流电池具有本征安全、寿命长等优点，一般可达 15000 个循环，寿命达到 10 - 20 年。在应用场景、储能时间尺度及经济性等方面综合优势突出，但初始投资成本高。液流电池的储能容量主要由电解液的浓度和体积决定，可以通过调整电解液的浓度和体积来实现不同容量的储能需求。其能量效率高，高于 80%，充放电性能好，可以深度放电而不会对电池造成损害。

（四）压缩空气储能

压缩空气储能在一定程度上受自然资源限制。其原理是通过压缩机将空气压缩至高压状态，储存在大型储气罐中，在需要电力时释放高压空气驱动涡轮机或膨胀机做功发电。液化空气储能则是将压缩后的空气冷却至其临界温度以下转变为液态储存。压缩空气储能技术的储能密度相对较低，但其能量转换效率相对较高。而液化空气储能技术储能密度高，但在空气液化和汽化过程中会有一定的能量损失，能量转换效率相对较低。此外，压缩空气储能更适用于需要快速响应的场景，如分布式能源系统、微电网等。

（五）氢储能

氢储能初始投资成本高、系统转化效率较低。氢储能是将电能转化为氢能储存起来，在需要时通过燃料电池等方式将氢能转化为电能。然而，在这个过程中，能量转化效率较低，度电成本仍处于相对高位。同时，氢储能还面临着氢气储存、运输等方面的挑战。

三、发展现状与挑战

（一）发展现状

近年来，国内新型储能装机保持快速增长。国家能源局的数据显示，截至 2024 年上半年，全国已建成投运的新型储能装机达到 4444 万千瓦，较 2023 年底增长超过 40%。在新型储能装机快速增长的背景下，长时储能项目建设也在加速。多个压缩空气储能、液流电池项目取得新进展，如 2024 年 4 月，江苏淮安 2×300MW 盐穴压缩空气储能项目开工建设，山东肥城 300MW 先进压缩空气储能项目并网，四川内江 100MW 全钒液流储能电站开工建设；7 月，四川眉山 100MW 全钒液流储能电站开展环境影响评审。

尽管长时储能项目建设明显加速，但目前仍然处于前期示范阶段。这些项目的建设反映出市场主体看好长时储能技术的应用前景，但长时储能技术的发展潜力还有待进一步释放。

（二）挑战

1.初装成本高：目前，长时储能技术的初始投资成本较高，以全钒液流电池为例，1MW/4MWh 的报价在 2.5 元 / Wh 到 3 元 / Wh 期间，远高于 1 元 / Wh 左右的磷酸铁锂电池储能。这使得长时储能在市场竞争中面临较大压力。

2.产品成熟度不够：很多长时储能技术处于产业化发展初期阶段，技术尚未完全成熟。如液流电池产业链配套不够成熟，电解液利用率不高，电堆效率需进一步提升；压缩空气储能技术的储能密度相对较低，能量转换效率也有待提高。

3.示范项目问题暴露：在长时储能示范项目中，一些问题逐渐暴露出来。例如，美国长时储能示范项目虽然有一些积极的迹象，但也面临着缺乏政策支持、对电池的依赖会推迟长时储能的研发、需要示范项目支持等问题。

4.融资目标与生产研发矛盾：长时储能技术的发展需要大量的资金投入，但由于其技术尚未完全成熟，市场前景不确定，融资难度较大。这与生产研发的资金需求形成了矛盾，制约了长时储能技术的发展。

四、未来发展趋势

长时储能作为实现高比例可再生能源发电并网的关键技术，其重要性正日益凸显。未来，长时储能将朝着高安全、低成本、长寿命、大规模、高效率、可持续发展的方向不断迈进。

在技术发展方面，多种长时储能技术将共同发展。抽水蓄能作为目前最成熟且装机规模最大的长时储能技术，虽然面临建设选址困难、建设周期长等问题，但仍会在特定场景下发挥重要作用。随着技术的不断进步，抽水蓄能的能量转换效率有望进一步提高，建设周期也可能会有所缩短。

熔盐储热技术将在光热发电、火电灵活性改造等领域持续拓展应用。通过不断优化材料性能，降低熔盐的腐蚀性，提高能量转换效率，熔盐储热有望成为更具竞争力的长时储能解决方案。

液流储能技术，尤其是全钒液流电池等，将在安全性、寿命和能量效率等方面继续保持优势。随着技术研发的不断投入，降低初始投资成本、提高电解液利用率和电堆效率将是液流储能技术发展的重点方向。

压缩空气储能技术将不断提高储能密度和能量转换效率。通过改进空气压缩和膨胀过程中的技术，降低能量损失，以及探索更适合的储气方式，如利用废弃矿井等，压缩空气储能将在更多场景中得到应用。

氢储能技术虽然目前面临初始投资成本高、系统转化效率低以及氢气储存和运输挑战等问题，但随着氢能产业的发展，技术的不断进步，有望在未来成为重要的长时储能方式之一。

此外，混合部署解决方案将成为未来长时储能发展的趋势。通用电气公司可再生混合动力部门首席技术官 Mike Bowman 指出，太阳能发电设施和储能系统混合解决方案是提供电网可靠性的关键技术。例如，能源设施混合部署可以减少输电成本，分担安装费用，为电网运营商提供更大的电力调度灵活性。

根据 Wood Mackenzie 公司的研究报告，自 2019 年以来，全球长时储能技术已经吸引了 580 亿美元以上的私人和公共承诺，这意味着将为约 57GW 长时储能系统提供资助。未来，随着各国对清洁能源目标的不断推进，长时储能市场将迎来更广阔的发展空间。

综上所述，长时储能未来发展前景广阔，多种技术共同发展和混合部署解决方案将为构建绿色、高效、柔性、智能和可持续发展的现代能源体系贡献重要力量。