近几年，储能产业在“双碳”的背景下迎来了爆发性的发展机遇。

储能的核心是实现能量在时间和空间上的移动，本质上是让能量更加可控。

如果我们把各种发电方式的本质归一化，可以发现：火电、核电、生物质发电天然就有相应的介质进行能量的存储，并且介质适宜进行贮存和运输，即本身就配置了储能功能。

而且，随着电力结构不断革新，长时储能这一概念也逐渐受到大家的关注。

未来，长时储能是否会是下一个颠覆性储能技术方向？

什么是长时储能？

目前，世界上对于长时储能的定义一直也没有一个清晰的定论。

2021年，美国能源部的长时储能的相关报告提到，把长时储能定义为至少连续运（放电）时间为10小时，使用寿命在15至20年。

目前，国内的储能电站常规储能时长约为2小时。很多人将4-8小时，也归类为长时储能。

总之，业界将可以实现持续长达高于4小时或者数天、数月的充放电循环的储能系统，都统称为长时储能，可再生能源发电渗透率越高，需要的储能时长就越长。

为什么要发展长时储能？

一直以来，不少研报中都在说，长时储能是碳中和时代下的必然召唤。

那么，为什么全世界都在发展长时储能？

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。

此外，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。

长时储能的推进节奏：先欧美、后国内

欧美方面：

2011年9月，美国能源部率先启动“长时储能攻关”计划，将电化学储能、机械储能、储热、化学储能等纳入考虑，将满足电网灵活性所需的持续时间和成本目标的任何储能技术组合。

2021年11月，由能源技术开发商、终端用户和投资商组建而成的全球长时储能委员会(LDES Council) 宣布成立。委员会表示，其使命是“零碳取代化石燃料，解决能源不平衡”。

目前，以美国加州、德国、澳大利亚南部为代表的欧美地区，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。

中国方面：

在中国，以宁德时代、阳光电源为代表的中国锂电储能行业，正在全球范围内开疆拓土，占领份额。

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。根据此假设情景计算，从2020年到2025年，我国风光发电量占比将从9.5%提升到16.4%。

在“十四五”期间，火电改造与抽水蓄能是灵活性增量的主力，这为新型储能加速发展提供了战略窗口期。

长时储能：百花齐放，百舸争流

根据技术特点和降本情况，长时储能技术可分为机械储能（抽水蓄能、压缩空气储能）、储热（熔岩储热）和化学储能（钠离子电池储能、锂离子电池储能、液流电池储能）三大主线。

我们将针对三大主线的各其中一项技术进行分析。

抽水蓄能：当前最成熟、度电成本最低的储能技术

原理：依靠水的重力势能作为介质储能

抽水蓄能是机械储能的一种：在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电，综合效率在70%到85%之间。

优劣势：储能技术成熟，但选址受限、开发周期较长

优势：当前最成熟的储能技术，度电成本最低。

根据《储能技术全生命周期度电成本分析》中测算，在不考虑充电成本且折现率为0的情况下，抽水蓄能仅有0.207元/kWh的度电成本，在各种储能技术中度电成本最低。

劣势1：地理资源约束明显（只能建在山与丘陵存在的地方，上下水库既要近，还要足够的高度差），远期来看无法足量地满足储能需求。

劣势2：初始投资成本高（120万千万的电站需要60-80亿）、开发建设时间长（7年一周期），在风光建设超预期的时候，储能资源无法及时匹配。

产业链：主要涉及投资、承包、设备商

产业化：最早实现大规模商业化，装机总规模超36GW

中国抽水蓄能装机规模显著增长。根据国际可再生能源机构数据，截至2021年底，我国已投产的抽水蓄能电站总规模为36.39GW，中国抽水蓄能电站总规模占全球的比例，从2010年的17%提升至2021年的28%。

熔盐储热：光热电站的配储系统

原理：依靠熔盐介质储存热能

熔盐储热通过储热介质的温度变化、相态变化或化学反应，实现热能的储存与释放。

储热技术可分为显热储热、相变储热和热化学储热三类。目前，显热储热技术成熟度最高、价格较低、应用较为广泛；变相储热是研究热点；而热化学储热尚未成熟。

优劣势：热发电场景中的储能介质

优势：熔盐作为储热介质，成本较低，工作状态稳定，储热密度高，储热时间长，适合大规模中高温储热，单机可实现100MWh以上的储热容量。

劣势：能量转换方式决定了熔盐储热只有应用在热发电的场景下才会有经济优势。

（1）光热发电：熔盐储热将储热和传热介质合为一体，简化电站系统组成。作为光热发电的配套储能设施，熔盐储热系统可提高太阳能的利用率，减少功率波动，促进电网稳定输出。

（2）清洁供热：熔盐储热系统的热能利用效率高，可实现余热、废热的回收利用，为工业园区的食品加工、纺织等企业提供稳定持续的蒸汽、热风等高品质热源。

（3）火电厂改造：在火电厂加装熔盐储热设备，可将其改造为储能调峰电站，灵活输出电力，储热可转化成蒸汽为用户供热，提高电厂经济效益。

产业链：光热发电市场促储热产业链成熟

液流电池：功率与容量解耦的电化学储能方式

原理：依靠氧化还原液流电池进行储能

液流电池是一种大规模高效电化学储能装置。区别于其他电池储能装置，液流电池将反应活性物质储存于电解质溶液中，可实现电化学反应与能量储存场所的分离，使得电池功率与储能容量设计相对独立，适合大规模蓄电储能需求。

目前典型液流电池体系包括全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池、多硫化钠/溴电池等。

优劣势：容量、功率独立设计，规模易扩展，但成本较高

优势：在长时储能中，液流电池最大的优势为输出功率和储能容量可分开设计，而且循环寿命长。

劣势：成本问题是当前液流电池最大的劣势。全钒液流电池当前的产业化进程较快，但是面临着钒资源约束的问题；铁铬液流电池没有明显的资源约束问题，但是当前产业化推进相对较慢。

产业链：隔膜、电解液为影响性能的核心材料

液流电池主要由电解液、隔膜、电极材料、泵、功率转换系统等部分组成。

这里我要插一句，液流电池一直被认为是具有前途的长时储能技术，同时有好几个液流方案在电化学储能赛道上和锂电池并驾齐驱。其中：

Zinc8, Primus, Invinity等欧美电池创业公司主攻的是锌液流电池，不过目前锌电池不如钒电池更受关注。在亚洲，以钒液流电池为主要方向，中国在钒电池赛道上有不俗表现。

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，在长时储能领域里，来自中国的领跑者们或许也会冲在时代的最前沿。

其中，奥赛普储能产品采用宁德时代高安全电芯，还提供10年质保，再结合智慧互联监控，奥赛普真正让客户的储能更智慧、使用更简单。