超长时储能：未来新型能源体系的关键拼图

2021年，美国得克萨斯州遭遇百年一遇的极寒天气，电力系统几近崩溃，近500万人陷入无电可用的困境。这场灾难暴露了高比例新能源系统在极端天气下的脆弱性。

在中国西北的风光资源富集区，另一类矛盾同样尖锐。全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2025年一季度青海、甘肃、新疆等省的风光发电利用率在90%左右，新能源电站仍存在“晒太阳”、“吹风”的现象。

此类事件指向同一症结：随着全球能源绿色转型加速，高比例新能源并网对电力系统的灵活性提出了前所未有的挑战。

储能的爆发式增长与锂电池的盛宴

全球储能市场正经历前所未有的爆发式增长。从存量储能项目来看，当前应用最广泛的储能技术是抽水蓄能和锂离子电池储能。中国等亚洲国家是抽蓄建设的主阵地，而随着符合建设条件的站址资源逐渐减少，世界范围内抽蓄发展已进入相对平稳的阶段。与抽水蓄能相比，以锂离子电池为代表的新型储能建设周期短、选址灵活，是现阶段储能发展的主力。彭博新能源财经（BNEF）数据显示，2024年全球新增储能装机容量达69GW/169GWh，同比增速达76%，其中电化学储能占比超过90%。中国储能市场发展更为迅速，截至2024年底全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达73.8GW/168GWh，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。2024年新型储能的平均储能时长达2.3小时，较2023年提升0.2小时。

值得注意的是，当前绝大多数锂电池项目的储能时长仍在2~4小时区间。造成这一现象的原因主要有三方面。一是系统需求。目前对储能项目的需求仍以日内调节为主，主要用于解决太阳能的昼夜间歇性。如美国NREL的一项研究显示4小时储能可以较好覆盖早晚高峰，已能解决大多数日内调节问题。对于新能源长期波动，仍然主要依靠火电等传统调节资源。二是系统成本。当前处于爆发期的储能技术主要为锂离子电池。基于锂离子电池自身的技术原理，其功率和储电量基本呈线性相关，综合考虑单位造价、循环寿命等，锂离子电池的储能时长控制在4小时内经济性较好。三是政策驱动。如中国多省规定鼓励新能源项目配置10%-20%、2-4小时的储能系统，美国《通胀削减法案》（IRA）为储能项目提供30%的投资税收抵免等。这类激励政策对储能的连续放电时长要求基本都不高于4小时。

未来新型能源体系究竟需要什么样的储能

电力系统在不同时间尺度对灵活调节资源均有相应的需求和应用场景。瞬时尺度（秒级-分钟级）主要包括提高电能质量、一次调频、无功支撑等，短时尺度（连续放电8小时以内）主要包括于二次调频、日内削峰填谷、提供系统备用等，长时尺度（连续放电8-20小时）乃至超长时尺度（连续放电20小时以上）则主要包括周、月内乃至季节性的平衡调节等。传统电力系统中，不同时间尺度的调节能力主要由火电、水电等可控电源提供，本质上也是通过储煤、储油、储气、水库蓄水等储能形式实现能量的跨时间调配。然而随着新型能源体系和新型电力系统的构建，风光新能源发电比例不断增高，对系统灵活调节能力需求增大。另一方面，从中远期来看，未来碳达峰后，火电将不可避免地面临逐步减退，仅靠火电为主的传统调节电源，越来越难以满足系统需求。这也是新型储能逐渐在电力系统走向前台的最主要原因。

电力系统对储能的需求与新能源渗透率密切相关。随着新能源渗透率的提高，系统不仅需要储能提供功率支持，还要求储能的时长不断增加。研究表明，新能源渗透率在20%以内时，系统调节资源的供需矛盾主要体现新能源的波动幅度加大，如上午时段光伏出力的快速增加，传统电源调节速度跟不上，这时候就需要增加配置新型储能，提供短时的快速功率调节能力。而随着新能源的快速发展，截至2024年底，我国已有15个省区的新能源装机在整个电源结构中占比超过火电，逐渐成为主体电源，此时极热无风、极寒无光、长时无风或阴雨等特殊天气将对系统产生越来越大的影响。

以华东区域为例，根据当地35个气象测站1980年-2020年40年的历史监测数据统计，梅雨季节新能源持续低出力天气事件（连续24小时风速低于平均水平的10%且辐照度低于平均水平的20%）达500次以上，其中99次持续时间达到三天以上。这种情况下，系统对于储能的需求就不仅体现在功率调节能力上，还需要储能具备长时间连续放电能力，也就是说，需要长时或超长时的储能。

未来的新型能源体系将前所未有地需求可连续放电20小时以上的超长时储能。在火电等传统调节电源减退的背景下，为有效应对新能源持续低出力天气事件的影响，在大多数情况下，需要储能具备可连续放电20小时或顶峰供电5天以上的能力（以每天顶峰供电4小时计）。另一方面，为平抑高比例风电光伏带来的季节性波动，也需要超长时储能解决跨季节的电力电量平衡问题。

经测算，在保持系统合理经济性的前提下，当新能源渗透率超过30% 以后，仅配置短时储能（4-6小时）难以继续满足系统需求，需要逐渐引入长时储能为系统提供能量调节能力。

随着新能源渗透率的进一步提高，如果仅配置短时储能，系统弃风、弃光率将大幅提高。若遭遇连续阴雨无风天气过程，短时储能资源迅速耗尽，各类可调节电源全部满发后仍无法满足用电需求，需要长时、超长时储能（20小时以上）提高应对极端天气、保障电力可靠供应的能力。通过协同调度发挥各类储能的技术比较优势，确保不同类型储能在最需要的关键时刻被有效利用，能够显著提升电力系统的可靠性、经济性和灵活性。

超长时储能的技术图谱与关键瓶颈

那么什么样的储能技术路线可以满足未来超长时（长时）储能的需求？液流电池、压缩空气储能等曾被寄予厚望，但无论从放电时长还是造价看，这些技术往往难以胜任超长时储能。能实现超长时、长时能量存储一般要求储能的功率和电量可解耦，随着储能时长的提升其单位能量成本呈下降趋势。如锂离子电池的特性决定了增加储能时长需等比例扩展电芯规模，故锂离子电池储能系统的成本随时长增加几乎线性增长，作为长时储能的经济性较差。而全钒液流电池，其容量与电解液相关，电池的功率则由电堆决定，功率和容量相互独立，是长时储能的可选技术，但受限于能量密度低、循环效率也相对不高，作为长时储能其经济性较差。

氢储能系统由电制氢、储氢容器、氢发电设备等联合构成，其功率由电制氢和氢发电设备决定，容量与储氢容器规模相关，随着储能时长的增加氢储能系统能量成本显著下降。在当前技术水平下，氢储能与压缩空气、抽水蓄能等储能手段相比，在放电时长方面优势明显且不受特定的地理条件的限制，是未来发展前景最好的长时或超长时储能技术之一。但其短板同样突出：电-氢-电全流程的能量转化效率仅在30%左右，远低于抽水蓄能、锂离子电池等储能技术；储氢罐、氢燃料电池等关键设备成本仍较高，推高了氢储能的系统成本；氢储能标准体系尚不完善，缺乏相应的政策支持，电力市场尚未建立针对长时储能的补偿机制，由于长时储能系统年利用率低，回收投资难，抑制了社会资本投入。以可连续放电20小时的氢储能系统为例，其能量成本大约只有锂电池一半，但功率成本是锂电池的2~3倍。考虑到长时储能利用率远低于短时储能，氢储能电量电价可达2元/kWh以上，是锂电池储能的6~7倍。氢储能距离大规模应用仍需跨越技术与市场机制的双重鸿沟。

除氢储能外，合成零碳燃气（如绿色甲烷）、储热、大容量混合式抽蓄也是长时或超长时储能的可选技术路线。甲烷等合成零碳燃气相比氢气更易于存储，但合成过程能耗高，全周期能量转化效率往往也更低。储热部署灵活，更适合热能的跨季节存储，可用于工业供热、民用供暖等场景。大容量混合式抽蓄技术成熟，能量转化效率高，但其开发建设周期长，也更受地理环境限制。

未来的超长时（长时）储能也需要用户侧的广泛参与，充分发掘电动汽车、温控负荷、工业负荷等负荷侧的调节潜力。电动汽车通过有序充电、车网互动（V2G）可参与削峰填谷，提高电网的稳定性和可靠性。冶金、化工等生产高载能产品的产业可灵活调节生产节奏，产品借助成熟的工业仓储、物流体系进行存储，同样有望解决新能源季节性的大幅波动给电力系统带来的长周期灵活调节资源稀缺问题，实现广义上的超长时储能。

推动超长时储能发展的建议

一是开展技术攻关，降低储能系统的成本。如优化制氢电解槽制造工艺，进一步降低成本、提高制氢效率；研发低成本、高可靠的高压气态和低温液态储氢设备，研究新型有机液体储氢技术；发展重型纯氢燃气轮机的设计制造技术，降低氢燃料电池关键零部件的成本、提高氢燃料电池发电效率；优化甲烷化工艺，充分利用反应热、降低能耗；开发新型高性能相变材料，开发储热智能化控制系统等。

二是创新氢能应用模式，推动电氢协同发展。需要完善顶层设计，统筹规划电氢协同生产配置网络布局和电力、化工、交通等领域用能发展规划。同时强化政策支持，给予绿氢生产补贴，完善全国碳市场建设，促进氢能产业规模化发展。从而充分发挥电与氢各自的独特优势，实现“1+1>2”。

三是创新储能体系调度、应用模式，发挥超长时储能长周期能量存储功能。建立中长期风光出力概率预测模型，根据预测结果动态配置各类储能规模，优化短时、长时、超长时储能调用策略，让短时储能“轻装上阵”、长时储能“精准发力”、超长时储能“兜底维稳”。同时，着眼于广义的超长时储能，推动化工、冶金等高载能产业与新能源发电的联动，激活负荷侧潜在的灵活调节潜力。

四是完善顶层设计和储能市场机制，为超长时储能提供政策支持。建立超长时储能能量补偿机制，如对于储能时长超过20小时的超长时储能项目按能量给予补偿和输配电价优惠，综合储能时长和容量折算新能源项目的配储比例，支持超长时、长时储能试点项目参与电力现货市场等。此外，还应完善氢储能相关标准体系，强化对这一领域的技术创新支持，鼓励开展氢储能全链条示范。

超长时储能的发展注定是一场马拉松。短期看，技术成熟度低、经济性不足仍是主要障碍；但长期看，能源革命逐渐进入深水区，超长时储能已不是单纯的技术选项，而是新型电力系统存续发展的生命线，随着技术成熟和市场机制的健全，其经济优势也将逐渐显现。这场关乎能源安全的攻坚战，需要政策制定者、技术研发者与市场参与者共同落子。（作者单位：全球能源互联网经济技术研究院）