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    长时储能“走红”
       “可再生能源渗透率提升,催生长时储能需求”“长时储能产业化发展趋势明显”“预计至2050年,长时储能储电量占比将达95%”……这是记者近日在参加不同会议时听到的声音。

        在受访的业内人士看来,长时储能是实现“双碳”目标、实现高比例可再生能源发电并网的必然选择,其可跨天、跨月储存电能的优势可满足电力系统稳定运行需求,助力我国新型电力系统建设。不过,鉴于长时储能技术多元并存在局限性,大规模应用仍需时日。


        在新能源“强制配储”背景下,各地在政策上也加大了对长时储能的扶持力度。截至今年2月,我国已有27个(区、市)发布新能源配储相关政策,其中,明确“十四五”期间具体装机目标的省份有18个。例如,甘肃、福建、湖北、吉林、辽宁、黑龙江、安徽所发布的政策中,明确要求电源侧配储的调峰时长超过4小时。“未来,随着政策的推进,不排除更多省份加入延长储能调峰时长行列。这意味着,长时储能在政策支持下,发展前景广阔。”一位不愿具名的储能公司事业部负责人对《中国能源报》记者表示。

        为解决新能源消纳和系统调峰问题,“十四五”期间,我国将推动大容量、中长时间尺度储能技术示范,推动全钒液流电池、铁铬液流电池、压缩空气储能、熔盐储热、氢储能等多种类别的长时储能技术研发。

        “不过,长时储能在我国才刚刚起步,未来还有很长一段路要走。”厦门大学能源学院副院长郑志锋表示,可再生能源发电渗透率越高,所需的储能时长就越长。到2025年,如果风光等可再生能源并网比例占到电力系统的50%—80%,则需要储能时长超过10小时,以保障新型电力系统的长期稳定。

        在中国科学院院士、南方科技大学教授赵天寿看来,构建新型电力系统,需要规模化、选址灵活、低成本、长寿命的储能技术,更需要不同时长的储能技术,以满足各场景的用电需求。

        可降低电网运行成本

        在业内人士看来,长时储能具有提升新能源消纳能力、替代传统火力发电、为电网提供灵活性电能资源、降低电网运行成本、使企业有更强的峰谷套利能力等优势。

        中关村储能联盟研究团队相关负责人向《中国能源报》记者表示,目前锂电储能每千瓦时投资成本为1500元,寿命为10年,而长时储能初装时成本偏高,以全钒液流电池为例,1小时储能的投资成本在7500元左右。不过,长时储能每千瓦时投资成本随储能时长增加而下降。全钒液流电池调峰时长若达4小时,投资成本可降至3000元,调峰时长若达8小时,投资成本可进一步降至2200元左右。此外,压缩空气储能的使用寿命可达30年,液流储能的充放电次数可达15000次以上。对于具有较长使用寿命的储能技术,若将其成本分摊到度电,成本将更具优势。
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