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。