長時儲能一般指4小時以上的儲能技術(shù)。長時儲能系統(tǒng)是可實現(xiàn)跨天、跨月，乃至跨季節(jié)充放電循環(huán)的儲能系統(tǒng)，以滿足電力系統(tǒng)的長期穩(wěn)定。可再生能源發(fā)電滲透率越高，所需儲能時長越長。
可再生能源發(fā)電具有間歇性的特點，主要發(fā)電時段和高峰用電時段錯位，存在供需落差。隨滲透率上升，平衡電力系統(tǒng)的負荷要求增加。相較于短時儲能，長時儲能系統(tǒng)可更好地實現(xiàn)電力平移，將可再生能源發(fā)電系統(tǒng)的電力轉(zhuǎn)移到電力需求高峰時段，起到平衡電力系統(tǒng)、規(guī)模化儲存電力的作用。
風電、光伏發(fā)電占比越高，儲能時長越長
儲能設(shè)備削峰填谷功能凸顯，以4h為代表的長時儲能設(shè)備具有發(fā)展必要性。根據(jù)CAISO數(shù)據(jù)，繪制2021年加州夏季單日電池儲能設(shè)備的充放電曲線。
由圖可見，儲能設(shè)備在白天以高功率儲存電能，在晚間用電高峰高功率放電，高峰放電持續(xù)時間超4h。
加州夏季單日電池儲能設(shè)備充放電曲線
根據(jù)Strategen的研究報告，未來到2045年，太陽能將成為加州最主要的可再生能源，占比達75%。為平衡太陽能發(fā)電，需要在白天存儲8到12個小時的電能，晚間存儲調(diào)度量也將增加，最多時需連續(xù)放電12小時，長時儲能發(fā)展不可或缺。
美國加州由于較高的可再生能源發(fā)電比例，是最早大量部署持續(xù)放電時間4小時儲能系統(tǒng)的地區(qū)之一。
從2019年開始，加州地區(qū)就已經(jīng)開始陸續(xù)部署4小時的儲能系統(tǒng)。根據(jù)Strategen預(yù)測，加州到2030年將部署2-11GW的長時儲能設(shè)備，到2045年將實現(xiàn)45-55GW的長時儲能配置。
加州4h以上的鋰電池儲能項目
長時儲能的三個階段
對于長時儲能而言，最重要的是為電力系統(tǒng)的靈活性調(diào)節(jié)提供支撐。概括而言，電力系統(tǒng)中，靈活性資源的需求方主要是風力、光伏發(fā)電設(shè)施；電力系統(tǒng)的靈活性主要來自于兩個方面，一方面是原有發(fā)電機組的靈活發(fā)電，另一方面就是儲能設(shè)施的配置。
我們在分析推進節(jié)奏時，將靈活性提供方簡化為三部分：存量機組；成熟的儲能方式——抽水蓄能；新型儲能技術(shù)。通過這種方式，可大致勾勒出隨著風光發(fā)電量占比的逐步提升，儲能的推進節(jié)奏。
具體可分為三個階段：
階段1：風光發(fā)電量10%左右的水平（對應(yīng)中國2021年前后所處的階段）：
新型長時儲能技術(shù)發(fā)展的戰(zhàn)略窗口期在此階段，存量的發(fā)電機組（煤電、氣電）可以進行改造，提供更多的靈活性資源支持；傳統(tǒng)的儲能方式抽水蓄能由于建設(shè)周期較長（6-8年），需盡快規(guī)劃上馬；新型儲能項目成本仍然過高，但是如果仍存在靈活性缺口，需要新型儲能項目盡快補上。
階段2：風光發(fā)電量20%左右的水平（對應(yīng)中國約2025年前后所處的階段）：
新型長時儲能技術(shù)產(chǎn)業(yè)化降本的決戰(zhàn)期在此階段，存量的發(fā)電機組改造基本完成，無法提供更多的增量靈活性；抽水蓄能項目逐漸落成，與存量機組一同成為靈活性調(diào)節(jié)主力；而此時，對于新型儲能的需求量也進一步提升。
階段3：風光發(fā)電量30%左右的水平（對應(yīng)中國約2030年的階段，對應(yīng)美國加州約2020年所處的階段）：
成本最優(yōu)的長時儲能技術(shù)裝機量快速增長期在此階段，存量機組無改進空間且逐步淘汰；抽水蓄能受限于地理資源約束無法繼續(xù)上量；只能依靠新型長時儲能技術(shù)提供增量的靈活性資源。
長時儲能的推進節(jié)奏
長時儲能的分類
儲能技術(shù)特點及降本情況各不相同，根據(jù)應(yīng)用場景的不同，長時儲能技術(shù)將呈現(xiàn)多線并舉的格局。
概括而言，長時儲能技術(shù)可分為機械儲能、儲熱和化學(xué)儲能三大主線。其中，機械儲能包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能；儲熱主要為熔鹽儲熱；化學(xué)儲能包括鋰離子電池儲能、鈉離子電池儲能以及液流電池儲能。
儲能技術(shù)路線對比
經(jīng)濟性
初始投資成本、儲能效率與循環(huán)壽命是三大核心因素
1.最便宜的長時儲能：抽水蓄能、壓縮空氣、鋰離子電池儲能
在考慮充電成本情況下，抽水蓄能和壓縮空氣儲能技術(shù)最為經(jīng)濟，而鋰離子電池儲能為現(xiàn)階段度電成本最低的電化學(xué)儲能技術(shù)，鈉離子電池和液流電池度電成本較高。
5種儲能形式的全生命周期度電成本（元/kWh）
2.壓縮空氣：效率提升至65%時，經(jīng)濟性有望超過抽水蓄能
隨儲能效率提升，壓縮空氣儲能技術(shù)的度電成本將持續(xù)下降，有望超過抽水蓄能，成為最經(jīng)濟的大規(guī)模儲能技術(shù)。進行敏感性分析，初始投資成本為1.4元/Wh時，假設(shè)儲能效率提升至70%/75%/80%，考慮充電電價的度電成本可下降至0.834/0.806/0.782元/kWh。
目前，張家口100MW/400MWh先進壓縮空氣儲能系統(tǒng)的設(shè)計效率已達到70.4%，后續(xù)可持續(xù)觀測其運營情況。
壓縮空氣儲能中，“度電成本”對初始投資成本、儲能效率的敏感性分析（元/kWh）
3.鋰離子電池：鋰價回落后，仍是比較經(jīng)濟的長時儲能方案隨產(chǎn)業(yè)化進程加速和原材料價格回落，鋰離子儲能初始投資成本有望逐步下降，將提升其儲能經(jīng)濟性。進行敏感性分析，儲能效率為88%時，假設(shè)10MW/50MWh鋰離子電池儲能系統(tǒng)的初始投資成本降至1.5/1.2/1.0(元/Wh)時，考慮充電電價的度電成本為1.081/0.966/0.890元/kWh。
鋰電儲能中，“度電成本”對初始投資成本、儲能效率的敏感性分析（元/kWh）
4.液流電池：初始投資成本和儲能效率是兩大掣肘因素隨產(chǎn)業(yè)化進程加速，液流電池儲能的初始投資成本有望下降，其儲能效率逐步上升，將進一步改善液流電池的度電成本。
進行敏感性分析，儲能效率為75%時，假設(shè)10MW/50MWh液流電池儲能系統(tǒng)的初始投資成本降至2.5/2.0/1.5(元/Wh)時，考慮充電電價的度電成本將下降為1.293/1.132/0.971元/kWh。
表16：液流電池儲能中，“度電成本”對初始投資成本、儲能效率的敏感性分析（元/kWh）
5.鈉離子電池：極致降本后，可作為比較經(jīng)濟的長時儲能方案隨產(chǎn)業(yè)化進程加速，鈉離子電池儲能初始投資成本有望逐步下降，大幅提升其儲能經(jīng)濟性。
進行敏感性分析，儲能效率為80%時，假設(shè)10MW/50MWh鈉離子電池儲能系統(tǒng)的初始投資成本降至1.6/1.3/1.0(元/Wh)時，考慮充電電價的度電成本為1.263/1.153/1.044.元/kWh。當初始投資成本下降至1.3（元/Wh）時，度電成本將低于當前鋰離子電池。
表17：鈉電儲能中，“度電成本”對初始投資成本、儲能效率的敏感性分析（元/kWh）
參考資料：光大證券
原文始發(fā)于微信公眾號（艾邦儲能與充電）：什么是長時儲能？它的經(jīng)濟性如何？