长时储能系列1——长时储能的推进节奏

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接下来的时间，我们将为大家分享长时储能系列的相关知识，大纲如下：

一、长时储能的推进节奏

二、抽水蓄能优劣势和产业链

三、压缩空气储能优劣势和产业链

四、锂离子电池优劣势和产业链

五、钠离子电池优劣势和产业链

六、液流电池优劣势和产业链

七、熔盐储热优劣势和产业链

八、储能全生命周期成本计算

今天分享第一部分：长时储能的推进节奏

长时储能（long-duration energy storage)，一般指 4 小时以上的储能技术。长时储能系统是可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统，以满足电力系统的长期稳定。可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。随渗透率上升，平衡电力系统的负荷要求增加。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。

对于长时储能而言，最重要的是为电力系统的灵活性调节提供支撑。在电力系统中，灵活性资源的需求方主要是风力、光伏发电设施。电力系统的灵活性主要来自于两个方面，一方面是原有发电机组的灵活发电，另一方面就是储能设施的配置。

长时储能技术可分为机械储能、储热和化学储能三大主线。其中，机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能；储热主要为熔盐储热；化学储能包括锂离子电池储能、钠离子电池储能以及液流电池储能。

我们在分析推进节奏时，将灵活性提供方简化为三部分：存量机组；成熟的储能方式——抽水蓄能；新型储能技术。通过这种方式，可大致勾勒出随着风光发电量占比的逐步提升，储能的推进节奏。

具体可分为三个阶段：

阶段 1：风光发电量 10%左右的水平（对应中国 2021 年前后所处的阶段）

新型长时储能技术发展的战略窗口期在此阶段，存量的发电机组（煤电、气电）可以进行改造，提供更多的灵活性资源支持；传统的储能方式抽水蓄能由于建设周期较长（6-8 年），需尽快规划上马；新型储能项目成本仍然过高，但是如果仍存在灵活性缺口，需要新型储能项目尽快补上。 

阶段 2：风光发电量 20%左右的水平（对应中国约 2025 年前后所处的阶段）

新型长时储能技术产业化降本的决战期在此阶段，存量的发电机组改造基本完成，无法提供更多的增量灵活性；抽水蓄能项目逐渐落成，与存量机组一同成为灵活性调节主力；而此时，对于新型储能的需求量也进一步提升。 

阶段 3：风光发电量 30%左右的水平（对应中国约 2030 年的阶段，对应美国加州约 2020 年所处的阶段）

成本最优的长时储能技术装机量快速增长期在此阶段，存量机组无改进空间且逐步淘汰；抽水蓄能受限于地理资源约束无法 继续上量；只能依靠新型长时储能技术提供增量的灵活性资源。

以美国加州、德国、澳大利亚南部为代表的欧美地区，当前风光发电量占比已经很高，对于长时储能的需求也愈发迫切。考虑到当前各类新型储能的经济性，他们更多的选择配置锂电储能系统。

预计从 2020 年到 2025 年，我国风光发电量占比将从 9.5%提升到 16.4%。

根据《“十四五”可再生能源发展规划》的目标：2025 年可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时，“十四五”期间可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到 33%左右。 “十四五”期间，风电和太阳能发电量实现翻倍，到 2025 年可再生能源电力非水电消纳责任权重达到 18%左右。 

我们假设： 

（1）火电年利用小时数从 2020 年的 4290 小时下降到 4000 小时

（2）2025 年燃气、其他火电、生物质发电占比与 2020 年保持一致

（3）水电利用小时数不变

（4）风电年均新增 50GW，利用小时数提升至 1700 小时

（5）光伏年均新增 90GW，利用小时数提升至 1050 小时。

在此假设情况下，可以满足《“十四五”可再生能源发展规划》中的目标。

长时储能系列的第一部分的内容就分享到这里，明天和大家分享第二部分的内容：抽水蓄能优劣势和产业链

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