【EDF】前沿产业发展现状、挑战及机遇系列报告之-长时储能篇_17页_5mb

前沿产业：长时储能发展总结

核心内容

长时储能技术是实现能源转型和构建新型电力系统的重要支撑，能够提供数小时至数周甚至更长时间的电力供应，有效解决新能源系统波动性和间歇性问题，提升电力系统效率、稳定性和清洁能源消纳能力。

主要观点

1. 战略意义
   随着全球可再生能源装机容量的迅速提升，储能技术特别是长时储能成为关键支撑。中国可再生能源装机容量已超过煤电，占全部发电总装机的47.3%，储能技术的快速发展成为必然趋势。

2. 技术路线多样
   长时储能技术种类繁多，包括机械储能（如抽水蓄能、压缩空气储能）、电化学储能（如全钒液流电池、锂离子电池）、化学储能（如氢储能）和热储能（如熔盐储能）。不同技术路线适用于不同应用场景，具有各自的技术优势和局限性。

3. 政策支持强劲
   中国和多国政府均出台多项政策支持长时储能技术发展。中国已发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”能源领域科技创新规划》《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策，推动技术示范和商业化进程。美国、英国、德国等国家也在资金和政策上给予长时储能技术大力支持。

关键信息

中国现状与政策

• 截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模达59.8GW，占全球市场的25%。
• 《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出到2025年实现累计装机容量3000万千瓦的目标。
• 《“十四五”新型储能发展实施方案》强调发展大容量、中长时间尺度储能技术，试点压缩空气、液流电池、高效储热、可再生能源制氢等技术。
• 《“十四五”可再生能源发展规划》明确指出需发展更大容量的长时储能技术以应对新能源消纳和系统调峰问题。

国际现状与政策

• 美国能源部2021年启动“长时储能攻关计划”，目标是将储能系统成本降低90%，提供10小时以上的储能时间。
• 2022年《通胀削减法案》将独立储能纳入投资税收抵免范围，最高可获得70%的补贴，延长补贴退坡周期至2033年。
• 英国2022年拨款3960万英镑支持创新性长时储能技术项目，2023年再投入2980万英镑用于前沿技术研发示范。
• 德国、法国、意大利等国家也对长时储能提供资金和政策支持。

技术发展现状

• 压缩空气储能：具有规模大、寿命长、成本低等优势，可实现调峰、调频、调相等功能。中国已建成100MW新型压缩空气储能系统，系统效率达70.2%，处于国际领先地位。
• 全钒液流电池：技术成熟度高，商业化进程快，是长时储能领域首选的电化学储能技术。国内已建成百兆瓦级全钒液流电池储能调峰电站，但成本仍较高，需进一步优化。
• 锂离子电池：储能密度高、响应速度快，但存在成本高、体积小、安全风险等问题。中国正在探索大容量专用电池技术，如锂浆料电池和半开放锂浆储能电池。
• 氢储能：具有高能量密度和长周期储能优势，适用于大规模调峰和跨季节储能。固态储氢技术（如镁基固态储氢）因体积储氢密度高、安全性好、运输成本低，受到广泛关注。

挑战

1. 储能成本较高
   新型长时储能技术仍处于发展初期，投资建设成本高，缺乏清晰的成本回收机制和盈利模式，制约其商业化发展。

2. 储能项目利用率偏低
   2021年中国电化学储能项目平均等效利用系数仅为12.2%，新能源配储仅为6.1%，表明储能设施在实际运行中存在大量闲置现象。

3. 技术瓶颈仍存
   多数长时储能技术面临效率、寿命、安全性等方面的挑战，需要加强基础研究和关键共性技术研发，推动技术集成和示范应用。

机遇及建议

机遇

• “十四五”时期是实现碳达峰目标的关键期，新型储能迎来重要发展机遇。
• 多项国家政策和市场机制陆续出台，为长时储能市场化发展提供了政策支持和市场空间。

建议

1. 建立成本回收机制

   • 推行“两部制”电价政策，让电网侧大型长时储能项目作为独立市场主体参与市场交易，提高经济性。
   • 完善电力现货市场和辅助市场政策，增加储能收益来源，提升项目经济性。

2. 提高储能利用率

   • 根据地区风光资源、电网结构、负荷特性等因地制宜配置储能规模和型式。
   • 推广“共享储能”商业模式，实现储能设施的多用户共享，提高利用率，实现多方共赢。

3. 推动技术示范与创新

   • 通过技术示范推动长时储能多元化、产业化发展，突破技术瓶颈。
   • 加强国际合作，提升储能技术和产业的国际竞争力。

参考文献

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