24小时长时全钒液流电池储能项目即将建造！新型电力系统转型挑战与长时储能需求

美国太平洋西北国家实验室（PNNL）和技术提供商Invinity Energy Systems计划将建造能够24小时长时全钒液流电池储能项目。

该全钒液流电池项目（VFB）将安装在PNNL位于美国华盛顿州的里奇兰园区。系统的额定功率为525kW，能够连续放电24小时，总容量为12.6MWh。PNNL将评估该项目的技术性能，这些技术性能将用于支持园区的能源弹性。项目团队将首先进行工程设计，以确定最佳位置。PNNL的储能专家Vincent Sprenkle介绍：“我们预计这个项目将有助于为具有相似弹性、环境和经济目标的利益相关者更广泛地采用长期储能（LDES）铺平道路。“该系统不仅将提高PNNL的弹性，而且该项目的性能和运营数据将有助于指导全美新的LDES应用。”该项目由美国能源部 （DOE） 清洁能源示范办公室 （OCED） 提供 1000 万美元的资金。

Invinity公司在UK安装的VFB储能系统

“储能需要特别关注中长时储能的技术路线”

11月23日，国家发改委能源研究所副研究员刘坚出席了由ESPLAZA长时储能网、国家储能技术产教融合创新平台（华北电力大学）共同主办的2023首届中国长时储能大会，并作主题报告《碳中和目标下新型电力系统转型挑战与长时储能需求》。

国家发改委能源研究所可再生能源中心副研究员刘坚

长时储能技术是未来发展的主力

刘坚首先对长时储能的发展背景进行了介绍。

他表示，目前全球碳中和的共识已非常明显，各国实现碳中和目标基本在2050年前后。从整体来看，由于目前全社会的二氧化碳有90%都集中在能源行业，因此，刘坚认为，能源行业减碳是实现碳中和目标的关键路径。

能源行业要实现减碳，首先在源侧要实现非化石能源的替代；消费侧则以绿电、绿氢、绿热等绿色二次能源占比的提升实现整体的减碳化。目前来看，虽然新能源的规模越来越大，成本也在逐步下降，但消纳却成为了比较大的问题。

刘坚认为，未来实现碳中和的核心手段仍是以风光为代表的可再生能源技术。国际可再生能源署以1.5℃的温升做情景分析预测的数据结果显示，到2060年，可再生能源发电量占比将达到90%以上，其中风光等波动性电源占比达到60%以上，比例将大幅提升。

我国无论是风光还是产业技术都较为领先，其中风光发电量的占比在70%以上，高于全球平均水平，这对整体系统平衡和储能的需求提出了更高的要求。

未来储能与新能源，特别是风光之间存在怎样的数量关联？刘坚表示，国内外很多研究对此做过预测。“如果中国2060年的风光装机量将会超过60亿千瓦，风光发电量占比会超过70%，负荷高峰若有1倍的提升——达到30亿千瓦，全年电量消费16万亿度的水平。在这样的边界条件下，我们认为，未来储能的需求功率大约为6~11亿千瓦，电量约40~130亿千瓦时。基于功率和能量关系来看，未来平均储能放电时长会到8小时以上。”

新能源与储能需求

目前来看，国内抽水蓄能全年发电时长约1000小时，平均2天充放一次约6小时放电时长，新型储能时长配置为2小时，加权来看目前国内储能的平均放电时长为4～5小时左右。因此刘坚初步判断，未来储能的整体时长可能还会有1倍左右的提升。

在政策上，目前抽水蓄能的政策比较完整，如2021年《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确了抽水蓄能容量电价机制；《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中也明确了2025年、2030年的发展目标；今年，国家发改委明确了国内48座抽水蓄能容量电价水平，价格集中在300~700元/千瓦。

新型储能的相关支持政策越来越多强调长时储能技术，如2022年《“十四五”新型储能发展实施方案》中提到：推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设；除此之外，在今年6月国家能源局印发的《新型电力系统发展蓝皮书》中也提出了压缩空气储能、氢储能和储热等长时储能技术是未来发展的主力。

碳中和目标下长时储能技术的效益分析

碳中和目标的提出，对于我国经济体系、能源体系的发展而言充满了挑战，但同时也为能源、交通和工业的各类脱碳技术提供了非常宝贵的发展机遇。碳中和目标下，长时储能技术的经济效益如何？有哪些需要突破的点？刘坚对此进行了详细的解答。

刘坚表示，抽水蓄能的储量最大且资源获得快，去年抽水蓄能核准项目平均造价为5500元/千瓦左右，前期工作项目平均造价为5700~5800元/千瓦左右，整体来看，抽水蓄能的造价成本可能还会有一定程度的上升。

电化学储能中，离子电池的资源约束较小。目前碳酸钠的价格为3000元/吨左右，比碳酸锂低两个数量级，在成本上有较大优势。除此之外，钠离子电池在温度适应性、倍率性能、安全性方面也有一定优势。在能量密度以及循环寿命方面，近几年钠离子电池的技术进步比较快，未来有可能作为电力系统储能的路线。

液流电池中，全钒液流电池技术相对成熟，刘坚表示，虽然目前普遍认为钒的成本较高，但依托我国丰富的钒矿资源，未来通过电解液租赁商业模式的开发，将带动钒电池进一步降本。锌溴、锌铁、铁铬等液流电池替代技术路线也可规避关键资源约束问题。

压缩空气储能近几年效率提升较快，随着规模的扩大，造价也呈现出快速下降的趋势，现有的300兆瓦压缩空气储能项目造价每千瓦达到6000元的水平，非常接近目前抽水蓄能的造价水平。因此刘坚认为，长期来看，虽然压缩空气储能技术的经济性相对抽水蓄能有比较好的竞争力，但其充放电效率仍有一定提升空间。

重力储能方面，作为一种新兴技术，目前较成熟的有塔吊式与竖井式两种方案，其优势在于充放电效率较高——一些项目的公开报道已达到了80%以上。刘坚指出，该技术对于厂址的选择灵活性更高，关键技术方面也没有过多的理论瓶颈，未来具有较大发展潜力。

熔盐储热在行业内备受关注，其核心优势在于储热单元成本较低，目前来看，如果折算到单位千瓦时的储热成本，每千瓦时熔融盐投资约100元，相比目前的电化学储能，锂电池每千瓦时则可能要1000元左右，材料成本是电化学储能的1/10，因此其优势较为明显。而且目前不只在光热发电，一些火电厂通过储热技术也可以实现热电解耦，灵活度大幅度提升。因此刘坚认为，未来储热技术的应用场景也是比较多元的。

氢储能最大的问题在于效率。与储热相似，电到氢再到电的过程中会有较大的能耗损失，但在中间环节，储氢单元的优势还是非常明显的。氢储能容器投资成本低，特别是基于盐穴储氢单位千瓦时，国外研究表明，每千瓦时充放电的度电成本折合人民币4~5分钱。刘坚指出，目前氢储能的短板在于电解槽和燃料电池等功率设备投资成本高、转换效率低，这也是氢储能未来需要突破的关键环节。

基于上述分析，刘坚总结道：“大致把储能技术分为两大类，核心指标在于横轴容量单位的投资成本及纵轴的能量单位投资成本（如上图所示）。左边的中短时储能技术路线相对清晰，长时储能挑战比较多，技术路线也比较多，但是会有共性问题，即转换效率的问题，成本也比较高。因此目前来看，我们需要特别关注中长时储能的技术类别。”

长时储能的一些典型价值

据刘坚分析，到2060年，在预计的10亿千瓦装机规模中，4小时以上的中长时储能将会成为主力。

长时储能一方面长时间调峰的功能非常典型，除此之外，由于长时储能是为数不多的具有一定常规电源替代能力的可调节性技术，因此其容量支撑的价值也非常突出，这是目前电化学储能无法做到的。

此外，压缩空气储能、储热等技术都有一定的惯量特性，因此与目前的电池技术相比，长时储能未来的功能及应用场景也会比较多元。

另外，与锂电池不同，包括压缩空气储能、液流电池、重力储能等长时储能技术对于关键金属的依赖程度都较低，未来可以解决很大一部分的资源约束问题。

在环境效益价值方面，目前电化学储能特别是锂电池储能的生产过程具有较高的能耗和排放。相比之下，长时储能技术的能量单元一方面生产成本很低，另一方面设备生产环节能耗较少，碳足迹较低，因此我们也不能忽略其全生命周期环境效益。

如果从全生命周期的角度去看每类技术的减排效益，未来长时储能的环境效益相比电化学储能或许会更突出。

长时储能存在的问题与建议

刘坚指出，尽管长时储能发展潜力巨大，但其目前仍存在一些挑战。

经济性层面，由于长时储能的调峰需求是次尖峰、次低谷的差值，因此其带来的收益较小。特别是在季节性的调峰上，因其充放电的频次有限，导致折旧成本大幅增加。

对此，刘坚表示：“如果我们希望通过长时储能技术来替代可控的火电等一些调节电源，同时保持系统成本可控，我们希望长时储能能量单元的造价低于10元每千瓦时，但就目前的储能技术看，要实现这个目标还有较大挑战。”

政策层面，在电力规划模型中，由于需要考虑每个时段电池SOC等因素，模型更加复杂，短时储能可以选取典型日或典型周做分析，长时储能则可能需要从日到周到月到年，甚至跨年，因此，刘坚认为这对于模型方法和模型算力都提出了更高要求。

市场与价值机制方面，储能的系统价值可以通过辅助服务、电能量市场、容量电价等途径体现。刘坚认为，目前各类成本回收方式都存在一些问题。他举例道：“如电能量市场，目前现货或中长期交易只能覆盖储能降低系统运行成本效益的一部分，减少火电启停成本的收益很难通过现有的电能量市场价格来体现，这就需要我们完善辅助服务相关的市场来支撑储能的多元收益。”

虽然容量补偿机制与现货的尖峰电价会有一定的功能重合，但在现货市场限价背景下，配置一部分容量补偿给予具有容量价值的资源是有必要的。

除此之外，如何发挥长时储能优化输配电投资的作用也是政策需要解决的难题。“目前国外已经有一些探索，包括英国和美国区域的一些电力市场，针对储能对尖峰负荷的有效支撑能力（ELCC）给予一定的政策支持。特别是基于过去几年的情况来看，由于光伏渗透率越来越高，电源的容量价值在下降，长时储能的容量价值在提升，所以其容量补偿的水平也在逐步上升，这也是值得国内参考的。”

基于上述问题，刘坚提出了如下四点建议：

第一，顶层规划。统筹电网、热网、氢网基础设施规划，强化跨领域储调资源协同；将储能（时长/衰减）纳入电力生产模型框架。

第二，技术创新。开展低成本、高安全、环境友好的长时储能核心技术、装备、和集成优化设计研究，加快液流电池、压缩空气、重力储能、储热（冷）、氢储能等多类型长时储能工程示范。

第三，电力市场。建立反映储能时长价值的容量市场/容量电价机制，完善电能量、辅助服务市场建设及与输配电价政策协调。

第四，支持政策。开展全生命周期碳足迹评价，对环境友好型长时储能建设运行给予政策支持。对于配套建设长时储能的新能源发电项目，在竞争性配置、项目核准、并网时序、电力辅助服务考核方面给予政策倾斜。

中国能源研究会学术顾问、国家能源局原副局长吴吟在致辞时表示：“一段时间以来，行业内很多储能会议，唱主角的是锂电池储能。今天我们这个大会，是首次专门聚焦长时储能技术应用和发展的大会。我认为，把长时储能独立出来做专门的深度研讨，具有里程碑意义。”

价值获广泛认同

政策暖风频吹、资本密集加持、产能持续扩大、技术连续突破……今年以来，储能行业一个明显的现象是，长时储能火了。而其背后，是长时储能的价值开始被广泛认同。

中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿在会上表示，要构建新型电力系统，我们需要不同时长的储能技术。目前来说最缺的还是长时储能，在储能方面必须关注各种长时储能技术的发展，包括压缩空气、各种液流电池储能技术。

电力规划设计总院高级顾问、全国工程设计大师孙锐表示：“我个人认为长时储能是构建以新能源为主体的新型电力系统的基石。”

中国电力科学研究院资深专家、教授级高工来小康认为，“长时储能不是个打补丁的技术，不是简单升级的技术，是有战略意义的技术，是颠覆性技术。其主要的特征是要做到低成本、大规模。”

中国能建数科集团党委委员、副总经理李峻在会上说道，“长时储能是碳中和时代的必然呼唤，在能源革命浪潮的推动下正在强势崛起，实现突破性的进展，长时储能正在从试点示范逐步走向工程化、规模化、系统化、产业化商用，迎来快速发展的黄金期。”

长时储能挑战与建议

伴随行业从业企业数量的不断增加，产业链日渐完善、成熟和壮大，一个确定性的趋势是，长时储能正在开始走向储能大市场的舞台中心。虽然其发展前景被广泛看好，但着眼于当前，诸多问题和挑战依然存在。

但机遇与挑战是并存的，赵天寿强调：“过去十几年来光伏的发展、风电的发展非常好，实际上储能的发展滞后了，限制了风光电的利用率。我们面临的挑战非常大，特别是长时储能方面的挑战非常大，同时这种挑战也意味着这是一个发展的机遇，我们要面对这种挑战，抓住机遇，来迎接新的未来。”

国家发改委能源研究所可再生能源中心副研究员刘坚在演讲时指出：“首先经济性是需要去突破的一个关键问题，我们希望长时储能能量单元的造价低于每千瓦时10块钱的水平；未来的电力规划可能也会有一些难度，如果我们想做长时储能的分析，可能要从日到周到月到年，甚至跨年都要做模型的模拟，不管是模型还是算力都要进行提升，对于我们规划、政策研究是比较难的挑战；同时在市场与价格机制方面可能也会有一些挑战。”

电力规划设计总院能源科技创新研究院副处长李博在演讲中对长时储能的发展提出了几点建议，“在技术层面，一是开展可再生能源出力功率预测分析研究，为长时储能容量配置、控制策略优化提供重要依据。二是明确不同长时储能技术的应用场景及需求，统筹考虑电源特性，因地制宜发挥不同技术路线在储能时长、储能规模等方面的独特优势。三是鼓励多元化长时储能技术协同发展，充分发挥储水、储电、储热、储氢优势，实现多类型长时储能技术的有机结合和优化运行。”

“在保障体系建设层面，一是积极鼓励长时储能先进技术的示范应用，以示范工程建设带动技术创新，提升长时储能效率、寿命、成本等多维度市场竞争力。二是构建长时储能技术标准体系，及时结合行业发展水平和新兴应用场景优化标准体系，提升行业整体技术水平。三是建立健全长时储能政策保障机制，从项目管理、科技创新、市场环境、价格机制、产业发展等方面逐步完善长时储能发展政策保障机制。”李博说道。

李峻也建议，“从工程企业的角度出发，我对长时储能有这么两句话的期待：一是大力推动各种长时储能技术的工程化转化，积极鼓励示范工程建设，为产业发展奠定坚实基础；二是多元化建立长时储能成本疏导机制，加快推进新型储能技术规模化应用。”

孙锐认为，“真正迎来长时储能爆发式增长的节点我觉得是在2030年碳达峰以后。但是不意味着我们到2030年这七八年时间里面什么都不做，到那时候自然就成了，这是不对的，任何一项新的技术都有研发的周期，有工程迭代和研发反复升级的过程，现在，各类长时储能技术都要先行先试，不断地通过实践的检验来迭代、提升技术改进的空间。”

最新报告称，长时储能技术与可再生能源相结合，可以将工业生产的排放量减少近三分之二。

根据罗兰贝格管理咨询公司为全球长时储能委员会（LDES Council）进行的一项名为“通过长时储能推动工业净零排放”的新研究，2016年全球工业温室气体排放量约125亿吨，而长时储能的应用可以帮助其减少65%的排放量。

这篇报告是全球长时储能委员会撰写的一系列报告中的最新一篇，报告称：长时储能可以让可再生能源更广泛地应用于工业用电和供暖，并认为这些技术“可行、具有成本效益且易于应用”。

工业脱碳的挑战和机遇

工业是全球经济发展的一个关键驱动力，但工业排放量约占全球每年总排放量的四分之一。2016年，工业温室气体排放总量约为125亿吨二氧化碳，如果不采取干预措施，到2050年，这一数字将翻一番。

大约一半的工业排放是由生产过程中的热量需求驱动的，因为大多数工业过程都需要特定温度的热量，而目前这一需求大多是通过燃烧化石燃料来满足的。

2019年至2040年，工业供热需求预计将增长34%，其中中低温、高温是增长最快的部分。根据不同国家，自2000年以来，非经合组织国家的工业排放量增加了一倍多，同期在经合组织国家增长了16%。非经合组织国家的二氧化碳排放量平均每年增长3%。

实现工业脱碳是昂贵的，并且需要能够确定的可再生能源以及满足广泛的温度要求的技术。

在技术不断进步的同时，满足这些温度需求是一个关键的挑战。如图所示，不同工业部门和内部的温度要求有所不同，甚至在个别工厂也是如此。虽然以可再生能源为基础的电气化已经能够满足一些较低的温度要求，但对于钢铁和水泥等具有非常高的温度需求的行业是极具挑战性的。

除了满足温度需求外，脱碳替代方案还需要那些经常规避风险的工厂经理们去接受才刚刚开始获得商业吸引力的新技术。目前很少有经过验证的脱碳解决方案出现，而且还未形成大规模商业化发展（导致了成本障碍）。此外，实施脱碳解决方案对工业企业来说是一个首席财务官级的决策，其中许多企业对成本压力高度敏感。

不过，目前世界各地越来越多的工业企业已经在积极实施脱碳计划，或者随着政府将推出严格的脱碳标准、碳税或同等的总量管制和交易机制以及对清洁能源技术的补贴，工业脱碳在逐步实现。

欧盟的碳边界调整机制就是这样一个例子，其目标是通过对进口商品材料中所包含的碳征收碳税，来保护欧盟早期的工业脱碳采用者。

另一个例子是澳大利亚的保障机制，于2023年7月实施。它特别要求相关企业（二氧化碳排放量超过10万吨/年的企业和组织）将其排放量减少到基线以下，或获得碳信用额度。

在补贴方面，美国和欧盟正在分别通过《降低通货膨胀法案》和《绿色协议工业计划》推进大量的税收抵免和补贴。欧盟源于绿色协议工业计划的净零工业法案，确定了净零目标，并旨在建立一个监管框架，以加快其部署。

公司本身——无论是作为公司战略，还是基于投资者/公众的压力，也采取了相应行动。例如，截至2023年6月，全球已有1300多家大型工业公司承诺通过设定一个基于科学的目标来实现有意义的减排。

目前已有六个国家宣布对LDES提供资金支持：智利以20亿美元的资金总额位居榜首，其次是匈牙利，11.6亿美元。尽管这两个国家所承诺的是将这些资金用于所有储能技术中，并非特指长时储能。

与此同时，美国承诺约5亿美元，西班牙承诺3.5亿美元，加拿大承诺2.2亿美元，英国承诺3700万美元。就美国、西班牙和英国而言，这些资金是只针对长时储能的。

长时储能如何助力工业脱碳？

LDES使用专门的技术来存储/释放电能和热能，持续时间8~100h。长时储能技术主要分为电化学储能、化学储能、热储能和机械储能四大类，各技术路线在储能时间、功率和循环效率方面各有不同。

目前长时储能技术可以应用于电网工业部门和离网工业部门，包括矿山等离网站点的电气化加热和电力脱碳、寻求热量脱碳或提高其电力供应可靠性的工业企业以及钢铁、水泥等高排放且难以减排的工业部门。

矿山开采+LDES

离网是指不连接到中央电网，而是依赖当地发电的设施，最为常见的便是采矿部门，也包括石油和天然气勘探和开采，以及偏远地区的农业设施。

通过使离网设施从化石燃料转向可靠的可再生能源供应，从而实现脱碳。当与可再生能源相结合时，长时储能可以使电力供应完全脱碳，这是许多公司的一个重要目标。电力供应的脱碳也允许离网设施通过电气化实现汽车的脱碳。

采矿业是离网长时储能的最大潜在用户。例如，基于可再生能源的长时储能能够为设备和涉及粉碎、挖掘、钻孔、爆破和通风等过程的车辆提供电力，从而取代柴油和天然气产生的动力。

虽然电动采矿车辆和设备还处于起步阶段，但它们已经上市，几乎与柴油车持平。随着时间的推移，预计电动采矿汽车生产将快速增长，成本也将有所下降。

 食品、化学品等用热企业+LDES

LDES对于寻求热脱碳或提高其电力供应可靠性的工业企业来说，是一个极具经济性的解决方案。这些企业可以使用现有技术实现（例如，电力锅炉和热泵）通电。这些部门的工艺通常以蒸汽或热空气的形式利用热量，温度要求在100ºC到500ºC之间。全球工业热量生产的一半都来自这一领域。

属于这一领域的设施不仅需要化石燃料来提供热量（例如，天然气锅炉），还需要来自电网的电力来提供邻近的制造过程、控制系统、暖通空调的用电和照明。这意味着热量需求通常与电力需求并行，而电力需求也需要脱碳。

长时热储能技术与电子锅炉等补充技术相结合，满足低、中温热（100°C至500°C）需求，从而实现热脱碳并确保供应的可靠性。

钢铁、水泥行业+LDES

钢铁和水泥行业加起来的排放量占全球总排放量的7%（分别占全球工业排放量的25%和10%），这两大行业也因此成为减排关注的重点。

水泥和钢铁生产等行业需要更高的温度（>1000ºC），对热辐射和工艺集成的要求较高，因此寻找低碳替代工艺将更具挑战性，另外高成本也是其实现脱碳的一大障碍。

然而，即使在这些情况下，也有一些可适用的长时储能技术，例如通过新型液流储能电池实现多日储能，水泥或钢铁生产商可以利用LDES技术实现24小时可再生能源电力的使用，并在生产过程的较低温度步骤中使用储热技术。

目前的LDES技术可以通过废热回收和预热，在中期（未来五年）助推钢铁和水泥行业的脱碳，然而，从长远来看，随着成本的下降和整合障碍的减少，它们长期（10年+）具有更大的脱碳潜力。

加快采用长时储能技术进行工业脱碳，需要广泛的政策支持。为了实现这一点，长时储能委员会制定了一个政策框架，它包括三个政策支持层：长期市场信号、收入机制、直接技术支持措施。

政策支持能够使低收入国家实现脱碳。首先，需要激励工业企业脱碳，他们需要透明的电价信号向客户展示负荷转移的价值，他们需要证明LDES解决方案是可行的替代品，替代他们现有的(和信任的)化石燃料。

政策也需要鼓励电力公司和输电运营商做好工业负荷准备，他们需做好电网规划，保证电力供应可靠。