长时储能

可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统。
长时储能涵盖了电化学以外的各类储能方式。机械储能领域中，除了最为经济高效的传统抽水蓄能外，压缩空气、重力储能等新兴储能新技术，此外，热储能，化学储能（氢、氨）等技术也逐渐进入人们的视野。


长时储能的时长尚无明确定义，在额定功率下连续放电10小时或以上。不过脱离了使用场景仅关注于充放电时长，是没有太大意义的。业界比较认可的说法是可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统。
在最为热闹的电化学储能赛道，长时储能明星公司Form Energy近日发布铁-空气电池，与世界上最大的钢铁制造商ArcelorMittal达成战略合作，第一个项目将于2023年在明尼苏达州投入运行。斯坦福大学崔毅教授也在2020年成立了EnergyVenue，主打航天领域应用广泛的金属氢电池，计划与香港中华煤气公司开展试验项目 。液流电池也是一个长时储能商业技术路径，Zinc8,  Primus, Invinity等欧美电池创业公司主攻锌液流电池。住友电工、融科、普能等亚洲能源企业，则以钒液流电池为主要技术，目前已经开始和主流锂电池厂商在4-8小时的储能项目上角逐。
当然，长时储能涵盖了电化学以外的各类储能方式。机械储能领域中，除了最为经济高效的传统抽水蓄能外，还涌现了一批专注于压缩空气、重力储能等新兴储能新技术，并在未来两三年上线百兆瓦级别的示范项目，如Hydrostor，Highview，Energy Vault等。此外，热储能（例如熔盐储能公司Malta)，化学储能（氢、氨）等技术也逐渐进入人们的视野。
长时储能仍处于百家争鸣的中早期研发示范阶段，孰胜孰劣尚未揭晓。目前看，电化学储能由于动力电池产业推动，不受地理环境的制约，处于比较有利的竞争地位。
为什么需要长时储能？
首先为了实现碳中和目标，火电厂将逐步退出历史舞台，预计将占发电总量为10%甚至会更少。当这类稳定的基础负载发电资源日益减少，长时储能+大型风光项目将大概率替换化石能源成为基础负载发电厂，对零碳电力系统中后期建设的影响深远。
其次，随着光能风能不断深入，其发电的间歇性对电网负面影响将愈发严重，部分水电站也面临着生态系统破坏后越来越长的枯水期，无法保证出力。而要解决这个问题，光靠建造更多输电网络远远不够。长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，在清洁能源过剩时避免电网拥堵，负荷高峰时增加清洁能源消纳。
频繁的自然灾害（如得州严寒、加州山火、郑州暴雨等）不仅会造成大规模停电影响日常生活，还会加速输配电设备老化，增加电网运营成本。其他外部不可抗因素如天然气管道运输阻塞、煤炭供应短缺等能源资源多日乃至季节性的供应紧张，也会导致电价水涨船高。长时储能的另一大应用就是能够在极端天气下保障电力供应，降低社会用电成本。
长时储能距商业化有多远？
虽然长期需求可观，长时储能这笔经济账仍不好算。
长时储能如果单单沿用短时储能的盈利模式，经济效益有限。长时储能与短时储能相比最大优势系就是其容量边际成本 (Marginal Cost per kWh)，功率和容量可以相对独立扩展，避免了未使用功率产生的附加成本，具有不同应用场景之间切换叠加的高度灵活性。而目前大部分电力辅助服务市场、峰谷电价套利空间，对2-4小时短时储能系统基本足够。因此，长时储能要想突破短时储能的商业壁垒，必须要解决短时储能技术当前所无法解决的痛点，展示其在更长时间维度的经济价值。
想要直观精准地测算出长时储能在更长时间维度上的经济价值并不容易。现有的电网定容规划模型（capacity expansion planning）是上世纪传统电网运营模式下的产物，只会从全年抽取几段有代表性的时间段做电网仿真模拟分析，再计算各类能源配比下系统可靠性，缺乏对极端天气、灵活性的考量，自然无法体现出长时储能的长期价值。
以加州公共事业委员会（CPUC) 惯用的长期新能源扩容规划模型RESOLVE为例，该模型采样了37个典型日逐一进行电力系统生产模拟，每个单日样本没有任何时间连续性，储能机组充放电只能在24小时内完成，这制约了长时储能在多天情境下灵活响应，也无法准确量化极端气候对电网的影响——而恰恰是这些小概率的“黑天鹅”事件直接推动了重大项目的投资决定。其次，RESOLVE模型只支持锂电子储能、液流储能和抽水储能三种储能系统设计，没有充分考虑到其他新型能源，导致成本估算偏高。为解决这个问题，越来越多的公司和研究机构推出了自己的模型，如Form Energy的Formware、Vibrant Energy的WIS:dom，Energy Exemplar 的 Plexos、麻省理工-普林斯顿的开源软件GenX等
除了不甚明朗的经济效益，长时储能的成本也是其商业化进程中的拦路虎。
近期麻省理工大学的研究团队在Nature Energy上深入探讨了长时储能的成本和其他技术特性对零碳电网整体发电成本的影响。研究表明，长时储能的价格至少要达到 $50/kWh才会被更广泛地应用；如要大幅降低整体发电成本 (>10%)，成本必须落在$1/kWh - $10/kWh这个区间。除了长时储能本身的充放电效率和造价，还有众多可以提供稳定电力服务的能源组合（核能、化石能源+碳捕捉与封存技术、氢能等）可以与之竞争，这些技术未来发展和成本，也会左右长时储能在电网中可以占有多大的位置。与其他硬科技一样，长时储能从研发、示范、落地到规模化，一路上必将面临产能、供应链、建设、运营等多方面挑战，必须严格控制每一环的风险，才能实现既定的成本目标。
长时储能还面临着巨大的融资挑战。要获得项目融资，必须向投资人证明储能资产的性能和可靠性。目前通用的做法是进行第三方审核 (Third-party Engineering report)，出具长期保修协议 (O&M)、容量保证协议(Capacity Maintenance)。然而，长时储能技术尚未拥有大规模实际运营数据支撑，难以提供全方面保证。就算企业拍胸脯做了保证，投资方仍会心存疑虑：长达30年的项目周期，公司一旦倒闭，谁来接盘？LightSail Energy, Nikola 等多个曾经炙手可热的新能源初创公司因技术欺诈而跌落神坛，增加了投资者对未知技术的疑虑，也必然加大了长时储能的落地难度。
已经开始加码对长时储能技术的扶持，近期公布了高达50GW的长时储能扩容计划，以实现2060碳中和目标。加州八家社区联合电力管理机构早在2020年底就发出了标书采购500MW/4GWh明确超过8小时的储能系统。美国能源部已开始提供低息贷款，力争在未来10年将长时储能的成本降低90%。比尔盖茨所带领的Breakthrough Energy Venture也豪掷15亿美金与能源部以公私合作的投资模式加速长时储能的商业化进程。
长时储能现状与启示
国内储能业在多年耕耘摸索下终于迎来增长机遇。短时储能的经济性在分时电价、电力市场等利好政策下刚刚有所转机。实现“双碳”目标的号角刚刚吹响，构建深度低碳电网（2030-2050）还需时日。此时大谈长时储能，是否有些“好高骛远
前正是加大长时储能投入力度的时机。目前火电占全国总发电量的68%，2030年火电发电占比需下降近20%，新增电量全部由清洁能源满足，加之火电厂的退役和固碳改造，极端天气加剧，意味着未来三五年内必将面临区域性电网供应的持续性波动。长时储能在五年内商业化，将对中国2030碳达峰有着重要意义。
如何合理测算长时储能的经济效益，也是中国同样面临的挑战。目前电科院等电力研究机构都有着自己的生产模拟软件。这些电力规划分析的结果，将会直接左右长时储能在中国的规模化速度。我们已面临一个跨区域、多种发电类型、市场与计划双轨并行、分布式集中式混合的复杂电力系统，因此，必须加速电力规划方面的升级改造，在模型中考虑更多持续性极端天气，给储能设定合理的经济技术参数。对海量电网数据的质量严格把控，进行全年8760小时持续模拟，并以模型数据开源、学术产业结合等方式集思广益，甄选出最经济可靠的电源储能配置方案。
此外，还需要稳步推进对长时储能技术的市场机制和政策扶持。国内长时储能技术以液流电池为主，非电化学技术路线的长时储能公司更是寥寥无几。随着地缘政治博弈加剧，我们需要对本国的创业公司多一些乐观和耐心，在做好尽调的基础上，以公私合作、政策市场顶层设计等多种形式协助长时储能技术走出资金窘境，应该落实储能技术标准，鼓励更多电力企业对长时储能需求做出更加科学系统的规划，在标书中明确储能的用途及时长需求。
未来的电力系统必将是多能互补的，新能源+储能这一模式将迎来历史性的机遇，长时储能也会成为碳中和战略中不可缺少的一部分。过去十年，宁德时代靠着技术创新和刻苦精神坐上了储能、动力电池领域中当仁不让的头把交椅。未来十年，长时储能领域里，来自中国领跑者们或许也会冲在时代的最前沿。