“长时储能”需求及优势分析

　　随着新能源并网提速，长时储能建设成大势所趋，在政策鼓励和技术进步趋势下，可再生能源的渗透率不断提升，而新能源渗透率快速提升，叠加其出力的不稳定性，推升了储能市场的需求。而其中电力系统的储能应用存在多种时间尺度需求，预计在不久的将来，长时储能（一般指4h以上）将成为储能发展的重要方向，在电力系统中具备多种优势。

　　我们从“可再生能源渗透率提升催生多时间尺度储能需求”和“长时储能的优势分析”这两块来看看发展趋势。

　　在双碳目标的指引下，在技术不断推动成本下降的趋势下，可再生能源的渗透率不断提升。国家能源局的数据显示，2021年，国内新增光伏装机54.88GW，累计光伏装机超305GW；2021年，国内新增风电装机47.5GW，累计风电装机约330GW。其中，风电和光伏新增装机规模首次超过1亿千瓦，新能源发电装机预计将保持较快增长。

　　国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》要求，到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升。新能源发电将会在其中发挥重要作用。

　　新能源发电装机占比的快速提升，新能源发电在低碳转型中将发挥重要作用，这些都将对电网提出更高的要求，而储能将在其中发挥重要的作用。

　　随着电力系统脱碳进程加速，风电、光伏等高不确定性可再生能源装机及占比将不断提升，但其出力的不稳定使得电力系统在调峰调频等方面面临重大挑战。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，从国家层面确认储能在新能源领域的主体地位。

　　在政策激励和相关产业链日趋成熟的背景下，储能装机容量稳步增长，2021年我国已投运电力储能项目累计装机4610万千瓦，同比增长30%，占世界总装机规模30%，其中新型储能累计装机572.97万千瓦，同比增长75%。

　　从分布区域来看，山东依托共享储能模式引领2021年全国储能市场发展，江苏、广东延续用户侧储能优势保持领先。目前，新型电力系统正在经历从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”的快速转变，储能行业将迎来快速发展的历史性机遇。

　　3、为消纳高比例可再生能源、满足用户负荷需求，电力系统的储能应用存在多种时间尺度需求

　　用户负荷、风力发电、光伏发电等不确定性使得电力系统为维持功率平衡存在较大困难，需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上预先规划以保证电力系统灵活性。

　　储能作为当前最重要的灵活性调节资源之一，在提高电力系统风光消纳能力、供电可靠性、微网运行能力及参与服务辅助方面均得到了广泛的应用。

　　针对不同的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异——短持续时间储能一般侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题，而长持续时间储能一般侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。

　　根据水电水利规划设计总院统计：2021年我国全口径发电总装机量23.77亿千瓦，其中可再生能源发电装机容量10.64亿千瓦，占比达到44.8%；全口径发电量83768亿千瓦时，其中可再生能源发电24864亿千瓦时，占比29.7%。装机量与发电量占比的不匹配主要受风电、光伏等可再生能源自身的波动性影响，电网侧线路传输容量限制和用户需求时段的不匹配等原因使得可再生能源消纳存在瓶颈。

　　长时储能作为预期可以实现长期存储能源并经济地维持数小时、数天乃至数周电力供应的技术方案，逐渐成为调控高比例可再生能源电力系统困境的解决方案并走向落地应用，被《麻省理工科技评论》评选为2022年“全球十大突破性技术”，并且《麻省理工科技评论》指出其可以帮助分摊可再生能源的供应压力并扩大清洁能源的使用范围。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2050年长时储能储电量将占到全部储能储电量的95%，成为提供能量调节能力重要手段。

　　目前我国新增投运的电化学储能项目中，在新能源发电侧的装机规模最大，2020年已超过580MW，其中主要以4小时以内的短时储能为主。由于风电、光伏发电的高出力时刻与用户需求高峰时段并不严格对应，而短时储能不具备数小时乃至数天的发电消纳能力，影响电力系统的稳定。

　　目前，“可再生能源+长时储能”成为消纳可再生能源、替代传统火电厂的重要解决方案之一，例如：伯克希尔哈撒韦能源集团投资的公用事业公司NV Energy从Primergy收购了两个光伏加储能项目，分别为250MW光伏电站+200MW的4小时储能电站以及一个350MW光伏电站+280MW的4小时储能电站，用于取代一座即将退役的522MW燃煤电厂为居民继续供电。

　　据Smart Energy测算，2018年加州电网风光发电量尚无法满足居民用电需求，但假设将风光发电功率扩展至原来4倍后并可以加入8-10小时的长时储能系统，即可实现风光发电与用户负荷之间的电力平衡。

　　高比例风光并网后，电力系统瞬时功率变化更为剧烈，而传统火电机组因爬坡约束和机组启停限制难以快速并长期跟踪负荷需求，电网面临频率稳定及功率实时平衡问题，长时储能兼顾储能系统快速响应特点及长期输出能力有望成为调频主力。

　　风光等可再生能源相对于传统可控出力电源缺少容量替代效应，使得负荷高峰及突发事件下电网灵活性出现短缺。以极端天气事件为例，西北地区在2020年冬季的一次冷空气间歇期中，风电低出力达到120小时，光伏在冬季同样面临低出力时间长问题，如缺乏充足灵活性资源则将无法满足电力平衡并引发严重后果，因而长时储能可以为电力系统提供更长时间的电力储备以应对此类供电危机。

　　2020年，国网公司经营区域内最大负荷95%以上的尖峰负荷持续时间不超过80小时，分布天数仅在10天左右，然而为了消纳此类尖峰负荷带来的电量平衡问题需建设更多的发电资源，相关发电设备投资将显著高于储能投资。

　　以江苏镇江电网侧储能为例，其接入总规模达101MW/202MWh的“大规模源网荷储友好互动系统”后可提高供电能力10万千瓦，为电网提供调频、调峰服务，相当于每年减少调频燃煤5300吨，节省调峰相关投资16亿元，为降低电网运行成本起到了突出作用。

　　电网处于高峰负荷状态运行时由于负荷需求高、线路传输电流大，往往因传输线阻塞等原因使得系统运行效率下降、线路传输损耗加剧；当电网处于低负荷状态时，输电资源相对限制，设备利用率较低。储能设备通过在可再生能源过剩时储存能量、在负荷高峰时段释放能量实现削峰填谷，从而充分利用当前电网已建设资源，提高电力系统调度运行效率。

　　更长时间尺度的储能意味着对电力削峰填谷程度越强，根据美国国家可再生能源实验室（NERL）测算，为实现4000MW的高峰负荷削减，采用持续时长2小时的储能系统其所需装机功率将接近8000MW，而采用持续时长4小时以上的长时储能将仅需要4000MW装机，在同等装机规模下选择更长持续时间的储能形式可以更好缩减电网峰谷差，保障系统高效运行。

　　对于一般工商业用户而言，利用储能设备在电价较低时充电、在电价高时放电的峰谷电价套利是主要驱动力之一，而在现行峰谷电价机制下，多地高峰时段持续时长超过4小时，短时储能难以满足长时供电需求。

　　以广东省为例，每日14:00-19:00点为高峰时段，且7/8/9月15-17时为尖峰电价时段，广州市一般工商业高峰低谷电价价差可达0.95元/度，尖峰低谷价差将达到1.26元/度，通过长时储能在夜间低谷时段充电以保证高峰时段用电存在高盈利潜力。

　　为了更好地促进交流，集邦咨询旗下新能源研究中心集邦新能源网EnergyTrend组建“储能产业交流群”，旨在为储能业内人士提供一个相互交流、分享储能动态、寻找优质资源的平台，共同探讨储能产业发展路径。我们热烈欢迎，并期待您的加入！