长时储能在普通储能系统的基础上，可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环，可有效调节电网灵活性，满足新型电力系统负荷增加的需求。

近日，有关长时储能的消息频出。四川雅砻江两河口混合式抽水蓄能电站可行性研究报告通过审查，我国西部地区装机容量最大的哇让抽蓄电站开工，福建仙游木兰抽水蓄能电站项目获批，青海液态空气储能示范项目开工，张家口300兆瓦先进压缩空气储能示范电站通过可研评审……在业内人士看来，在储能市场快速发展的当下，兼具安全性与调节灵活性的长时储能同步迎来战略发展期。

在近日中关村储能技术产业联盟主办的“长时储能技术与新能源消纳”论坛上，与会专家普遍认为，新能源占比愈来愈高，其所需储能时长也越来越长，而长时储能在普通储能系统的基础上，可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环，可有效调节电网灵活性，满足新型电力系统负荷增加的需求。

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新能源消纳更具优势

业内人士指出，在新能源产业快速发展的情况下，储能是相伴相生的必要技术。在一定条件下，短时储能能够促进新能源利用率的提升，但效率会随着逐步递增而变低。不能简单地认为，增加储能就一定能解决新能源消纳95%以上的问题，特殊时间里储能是存在饱和效应的。尤其是风光发电占电力系统比例达50%-80%时，储能时长需要10小时以上。

“短时储能在新能源消纳过程中，会起到爬坡、顶峰，调峰等积极作用，但其作用在不同阶段会有天花板。”国网能源研究院能源战略与规划研究所所长鲁刚分析，当新能源比重高到一定程度时，储能只能储电却没有机会放电，此时会出现一定的饱和效应。而且，新能源渗透率越高，系统利用率天花板就越低，需在规划各地利用率管控目标时统筹考虑。“从碳达峰碳中和的长周期路径来看，越到后期越需要长时储能。”

受访的业内人士表示，新能源发电渗透率占比持续提高，对长时储能的需求与日俱增。相比短时储能，长时储能具有提升新能源消纳能力、为电网提供灵活性、增大峰谷套利空间等综合优势。

在沈阳微控新能源技术有限公司副总裁陈烨看来，短时储能技术与长时储能技术在新能源消纳中的作用不同。短时储能技术虽然储能时间短，但循环寿命长，适合调频、爬坡、顶峰等高频次应用场景，长时储能技术主要解决调峰等电能量时空迁移问题。在新能源消纳中，两种储能技术是互补关系，会长期共存。

市场发展空间广阔

长时储能技术有机械储能、化学储能、熔盐储能热储能以及氢储能四大主线。在众多长时储能技术中，机械储能中的抽水蓄能和压缩空气储能具备大规模运行能力，前景广阔。

在近两年利好政策的刺激下，抽水蓄能、压缩空气储能建设快速增长。《储能产业研究白皮书2023》显示，截至2022年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模达59.8GW，其中抽水蓄能累计装机占比为77.1%。目前我国在建及规划的压缩空气储能项目累计约6.9GW。

“长时储能的主要技术指标是充放电效率、全生命期度电成本等。”陈烨表示，目前抽水蓄能在全生命周期度电成本等方面仍有优势。而且自2021年以来，我国出台了一系列政策推动抽水蓄能发展，近两年抽水蓄能建设呈现加速趋势，在电力储能容量占比方面仍占优势。“空气储能，包括压缩空气储能、二氧化碳储能的发展也比较快，其规模化发展需关注实际充放电效率、储能介质存储方式等。”

目前，陕鼓动力、东方电气、上海电气、中国能建等多家上市公司深度参与压缩空气储能产业链。压缩空气储能设备虽需定制，但随着核心装备国产化、技术迭代，设备规模化生产后，投资成本有望下降，系统效率将进一步提升。

“目前，除抽水蓄能以外的新型长时储能以示范项目为主，未来对新能源消纳的作用会越来越大。未来压缩空气储能应用场景与抽水蓄能类似，主要应用在电网侧和电源侧。”中储国能（北京）技术有限公司总经理纪律表示，如今压缩空气储能技术逐步成熟，后续产业化过程中还需进一步提高系统性能、降低系统造价。“压缩空气储能标准化体系建设工作已经启动，并且全产业链会进一步发展完善。”

期待“同工同酬”

业内人士普遍认为，在新型电力系统中，未来新能源占比达到60%-70%时，长时储能将是成本最低的灵活性解决方案。

在北京和瑞储能科技有限公司副总经理杨林看来，储能是商品，在性能均满足需求的情况下，最后拼的是性价比，谁的成本低谁最可能拿到市场。在长时储能诸多路线中，抽水蓄能和压缩空气储能技术成熟，但这两种技术对地理位置要求较为苛刻，且投资成本高、建设周期长。“这几年，被称为陆上抽水蓄能的液流电池日益凸显，未来液流电池有可能和锂电平分天下。不过，现在也面临着有效降低关键部件生产成本等问题。”

谈及长时储能未来的发展，鲁刚认为，“十五五”末期，新能源市场对长时储能需求较大，建议企业提前布局储备长时储能技术，加快商业化应用。此外，长时储能某种程度上不仅是调节性资源，也是充裕性资源，所以在容量市场、调节市场的设计上，还需要有关部门设计一整套机制。

陈烨认为，长时储能技术应用前景广阔，多种技术路线都在快速发展，但商业化应用加速的基础是其经济价值在度电成本等方面赶超抽水蓄能。如果在容量电价等政策方面有所突破，实现不同储能技术“同工同酬”，将有望推动长时储能商业化应用。