国家电网：发展长时储能大势所趋，推动构建新型电力系统！- 大数跨境

首页

国家电网：发展长时储能大势所趋，推动构建新型电力系统！

亚化储能

2024-10-10

点击蓝字

关注亚化储能

国家电网：发展长时储能推动构建新型电力系统

国网新源新疆阜康抽水蓄能电站下水库。耿文浩摄

　　在实现“双碳”目标背景下，风电、太阳能发电等新能源发电发展迅速，其波动性给电力系统稳定运行和供需平衡带来挑战。长时储能凭借长周期、大容量特性，能够在长时间维度上平抑新能源发电带来的波动，保障季节性及极端天气下的电力供应。

　　目前，国内外对于长时储能的放电时长尚未统一定义，国内一般认为持续放电时长在4小时以上的技术属于长时储能，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热、液流电池和氢储能等5种类型。发展长时储能对我国保障能源安全、推动能源绿色低碳转型、促进能源高质量发展具有重要意义。

长时储能是保障新型电力系统安全稳定运行的重要手段

　　国网能源研究院有限公司预测：2060年全社会用电量约15.7万亿千瓦时，电源装机将超过67亿千瓦，非化石能源装机占比和发电量占比均超过80%；其中，风能、太阳能发电装机将超过40亿千瓦，装机占比超过60%，发电量占比超过50%。

　　随着新能源电源和电力电子设备大规模接入，电力系统高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征凸显，系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足，使得电力实时平衡难度增大，这对电力系统调节资源提出了巨大的需求。同时，风电、太阳能发电易受天气影响，“极热无风、极寒少光”特点明显，出现极端天气时出力不稳定，容易造成电力供需不平衡。根据仿真分析，当电力系统中风电、太阳能发电量占比超过50%时，需要解决数天、数周乃至跨季节的电力电量平衡问题。由于2至4小时的短时储能不具备相应的支撑能力，大规模长周期储能的作用将会进一步凸显。

　　与短时储能相比，长时储能在提升新能源发电消纳能力、增强电网灵活性等方面优势更明显，尤其是应对季节性气候或极端天气时，长时储能可以提供更长时间的电力安全保障储备，实现跨天、跨月甚至跨季节的充放电循环。“新能源+长时储能”将成为保障新型电力系统安全稳定运行的重要解决方案之一。

长时储能技术在不同时间尺度调节场景下发挥作用

　　国家发展改革委和国家能源局对储能发展进行了整体规划部署，出台了《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件，要求重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。

　　根据日、周、季等时间尺度，长时储能分为日长时储能（4至12小时）、周长时储能（12至100小时）和季长时储能（100小时以上）。日长时储能主要应用于日间能量转换，周长时储能主要应用于多天电力平衡，季长时储能主要应用于季节电力平衡以及极端天气下的电力平衡。

　　综合考虑当前长时储能技术放电时长和容量、效率、经济性、技术成熟度等多种因素，日调节、周调节以及季调节场景适用不同的长时储能技术。

　　在日调节场景下，抽水蓄能是最适用的储能技术。当前，火电机组仍是我国电力系统灵活性的主要支撑，储能主要用于日间调峰。抽水蓄能凭借技术成熟以及成本低等优势成为长时储能的主流方式，而压缩空气储能、熔盐储热、液流电池和氢储能等仍处在工程示范阶段，在当前市场机制下不具备竞争力。

　　在周调节场景下，压缩空气储能、熔盐储热和液流电池等将成为长时储能的主要方式，形成多元化竞争格局。随着新能源占比逐步提高，电力系统对长时储能的需求进一步增加，将推动多种长时储能技术应用。压缩空气储能依靠大型地下洞穴或地上储气室进行储气，随着深冷液化、超临界等技术取得突破，可作为抽水蓄能的补充。熔盐储热在光热发电、火电机组灵活性改造以及热电联供等场景具有明显优势，是大规模中高温储热的主流技术。液流电池功率和容量解耦，扩容性强，不受地理条件限制，采用模块化设计，有利于提高储能的规模和灵活性。

　　在季调节场景下，氢储能是最适用的大规模、长周期储能方式。到2060年，新能源将成为发电主力且成本大幅降低。由于风电具有较强的随机性、间歇性和反调峰特性，风资源丰富的地区更需要跨季节长时储能来保障季节性电力平衡和极端天气下的电力供应。与其他储能方式相比，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。氢储能随着制、储、输、用等方面技术不断突破，成本将大幅降低，能够应用于电力系统各个环节。

需从政策、技术和应用等方面推动长时储能发展

　　构建新型电力系统需要不同时长的储能技术，以满足各类场景的调节需求。然而，长时储能整体上还处于初步发展阶段，技术类型较多，商业模式和运行机制尚不完善，产业发展规模较小，还没有形成完整的产业链，成本也有待进一步下降。为此，需要从政策、技术和应用等三方面推动长时储能技术发展。

　　在政策方面，建议出台适用于长时储能发展的电力市场机制，完善长时储能相关市场价格机制，建立合理的长效补偿和补偿监管机制，加大对长时储能产业发展的支持力度，促进长时储能产业可持续发展。

　　在技术方面，建议持续跟踪长时储能技术在成本、效率、安全、应用等方面的创新研究，适时开展部分长时储能相关矿产资源储备，加强长时储能全产业链经济性与技术成熟度分析，以科技创新推动长时储能技术的多元化应用研究和工程示范。

　　在应用方面，建议结合新型电力系统的建设阶段，分析研判长时储能技术在新型电力系统中的场景适用性，厘清长时储能技术演变路径，统筹发展应用长时储能和短时储能，明确各类储能技术的建设时序和区域布局，更好地服务新型电力系统建设。（闫华光康建东李扬作者单位：国家电网有限公司大数据中心中国电力科学研究院）

谁将坐上长时储能技术的“头把交椅”？

　　新型储能市场，“一锂独大”的格局终将被打破。

　　诸多业内专家一致认为，锂电池的储能时长舒适区在1-4小时之间，难以满足越来越迫切的长时储能需求，液流电池、压缩空气储能、熔盐储能等多种长时储能技术的重要性日益凸显。

　　当下，各种长时储能技术百花齐放，竞速发展，长时储能技术大家族的内部竞争亦开始逐渐显现。展望未来，压缩空气储能、液流电池储能、熔盐储能这三大主流长时储能技术，谁又将最终坐上长时储能技术的“头把交椅”？

　　1装机规模及潜力

　　据国家能源局数据，截至2024年上半年，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，已投运锂电池储能占比97.0%，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%。

　　另有数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，已投运锂电池储能占比97.4%，铅炭电池储能占比0.5%，压缩空气储能占比0.5%，液流电池储能占比0.4%，其他新型储能技术占比1.2%。

　　对比可见，近半年来，压缩空气储能的装机增长显著，半年时间占比提高了0.6%，液流电池储能的装机也有一定的增长，但占比未有提升。

　　国投证券在一份报告中预计，2030年我国压缩空气储能累计装机量将达到42.72GW，如其预测准确，约为当前已建成装机量0.48GW的87倍，这意味着未来几年压缩空气储能的年新增装机将呈倍增之势。

　　钒电池专家中科院大连化学物理研究所研究员张华民近日也有预测，2030-2035年，钒液流电池储能装机容量（Wh)有可能超过锂离子电池。这一预测同样振奋人心，要知道，目前全系液流电池装机占比仅0.4%，而锂电池占比高达97%。

　　以上种种乐观预测的基础依据是，压缩空气储能和液流电池的装机增速正在显著加快。

　　据统计，2024年上半年，就有21个液流电池储能项目（不含集采）招标启动，涉及全钒液流电池、锌铁液流电池、水系有机液流电池、全铁液流电池等多种技术路线，储能规模共计1.5895GW/5.353GWh。

　　压缩空气储能方面，截至2024年上半年，新增在建装机2.4GW,建成装机0.6GW/3.3GWh，累计在建装机已高达7.4GW。

　　熔盐储能主要与光热发电项目捆绑开发，截至2023年12月，我国除去已完成建设的熔盐光热发电项目500MW之外，在建和拟建熔盐光热发电项目约43个，总装机容量4.8GW，均配置8-16h的熔盐储能系统。除此之外，熔盐储能在非光热领域的项目数量和装机容量亦在快速增长。有研究机构预测，到2030年，国内熔盐储能装机容量预计将超过16GW。

　　2经济性对比

　　经济性方面，这三种主流长时储能技术的大概对比情况如下表所示（以下数据仅供参考，各种储能技术因其技术细分不同，技术方案等不同，数据会存在一定差异）：

　　从建设周期来看，液流电池储能项目用时最少，选址非常灵活，规模可大可小；从全生命周期度电成本来看，三者的差距并不明显，但由于计算全生命周期度电成本的影响因子众多，如循环次数的取值不同，都会对数据造成较大影响，故以上数据仅供参考；从初始投资来看，三者的初投资相较锂电池都较高，这也是当前阻碍其规模化发展的主要原因。

　　3应用场景对比

　　从应用场景来看，压缩空气储能、液流电池储能、熔盐储能的适用场景各有侧重。

　　压缩空气储能在电源侧、电网侧可广泛应用。目前其主要应用于电网侧，可提供调频调峰、无功调节、旋转备用、应急电源和黑启动等功能。压缩空气储能属于能量型储能，其功能和特点与抽水蓄能总体相同，可作为抽水蓄能电站的补充，在不宜建设抽水蓄能电站的区域建设压缩空气储能项目，提供电力辅助服务，接受电力系统的统一调度，有效保障电网的安全稳定运行。

　　凭借建设周期短、配置灵活、系统简单、占地面积小等优势，液流电池储能则可广泛应用于电源侧、电网侧和用户侧，对应各个场景，都已有实际的项目案例。

　　搭配熔盐储能系统的光热发电项目可与风光实现一体化开发，这是熔盐储能目前最大的应用市场。除此之外，熔盐储能还可应用于工业蒸汽、余热回收、火电灵活性改造等市场。

　　在长时储能技术的选择上，一个业内相对统一的认知是：在电网级大规模储能方向，具备条件的地区可优先开发抽水蓄能，不具备条件时可开发压缩空气储能，压缩空气储能仍不具备开发条件时可选择液流电池储能。在用户侧则优选液流电池储能。在电源侧则可因地制宜视情况选择相关技术。

　　国网新疆经研院副总工程师宋新甫曾在他的一次报告中，对长时储能技术发展路径进行了探讨，他认为，未来长时储能将呈现多元梯级协同发展的态势，并将其分为3个梯队。近期，第一梯队中包含液流电池、抽水蓄能，第二梯队为压缩空气储能、光热储能（熔盐储能），第三梯队为氢储能；中期阶段，光热储能（熔盐储能）进入第一梯队，其中液流电池将进入商业化发展成熟阶段；远期阶段，光热和液流电池同处第一梯队，压缩空气储能和氢储能位于第二梯队，抽水蓄能进入第三梯队。

　　由此来看，谁将最终坐上长时储能技术的“头把交椅”？这一问题目前还难有答案。这三大技术目前的市场拓展均在提速，市场潜力均不可估量，展望未来十年，无论哪种技术将登顶装机量第一，这三大技术在各个具体应用场景下的竞争与互补，都将帮助构建起一个100%的可再生能源绿色供能系统。

中国国际钒液流储能大会2024

China International Vanadium Flow Battery Energy Storage Conference 2024

近年来，全球全钒液流电池产业得到了快速发展。

在中国，2022年，百兆瓦级全钒液流电池储能调峰电站并网；2023年，钒电池项目层出不穷，规划产能超32GW/年；2024年上半年，钒电池新增规划产能超6GW/年，新增规划储能项目约1000MW/5000MWh，预计2024年钒电池储能新增并网规模将超过600MW。在海外，住友电工日本北海道17MW/51MWh电网项目与2022年投入运营；Invinity 加拿大艾伯塔省8.4 MWh全钒液流电池项目于2023年投入运营；2024年3月，Largo 宣布推进全钒液流电池业务，为北美钒液流电池市场带来创新和规模化。

未来，全球储能产业政策会有何新变化？钒液流储能项目投资有何新机遇？面对锂离子电池储能、钠离子电池储能等新型储能技术的竞争，全钒液流电池产业如何发展以占据更多市场？钒液流电池较高的成本压力下，如何进一步实现降本增效？产业链企业如何深化合作以实现共生发展？液流电池行业成长为资本市场带来哪些机会？

由亚化咨询主办的中国际钒液流储能大会2024将于2024年12月11日在江苏苏州召开，将探讨储能行业政策与市场，钒电池技术与工艺，钒电池成本控制，钒电解液、电堆及其关键材料，投融资等议题。

主题

1. 国际液流电池产业政策与市场展望

2. 国内外重大储能安全事故案例分析

3. 全球全钒液流电池技术及应用

4. 全钒液流电池的产业链发展

5. 液流电池生产设备

6. 钒电池技术发展与成本控制

7. 钒原料与电解液的清洁、低成本工艺

8. 短流程制备钒电解液最新进展

9. 钒电池电堆技术与储能系统优化