▶ 本报记者 叶伟
12月7日，新筑股份发布公告称，该公司与内江投资控股集团有限公司、大连融科储能技术发展有限公司、四川省兴欣钒科技有限公司签订《战略合作框架协议》。四方将在四川内江建设中国西部最大的钒电池电解液生产基地、中国西部最大的钒电池（电站）系统集成基地、川渝能源一体化应急调峰基地和全国钒储能应用场景示范城市。
业内人士表示，以全钒液流电池为代表的长时储能技术，是新型储能发展的重要技术方向。未来，随着可再生能源发电占比持续提升，长时储能需求将实现快速增长，助力新型电力体系建设。
市场需求旺盛
近年来，在“双碳”目标的指引下，全国可再生能源发电装机规模再创新高，截至10月底突破14亿千瓦，达到14.04亿千瓦，同比增长20.8%，约占全国发电总装机的49.9%。其中，风电4.04亿千瓦、光伏发电5.36亿千瓦。
“新能源具有波动性、间歇性、随机性特点，难以持续稳定保障电力供应，给电力系统带来了新的运行挑战。‘新能源+储能’成为重要发展路径，储能成为新型电力系统的‘必需品’。”国网新疆经研院副总工程师宋新甫表示。
宋新甫说，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。根据不同时长的储能需求，储能的应用场景可以分为容量型(≥4小时)、能量型(1-2小时)、功率型(≤30分钟)以及备用型(≥15分钟)，目前以新能源侧配置储能为主，多为功率型、能量型，主要起到平滑功率波动的作用。未来，新能源大规模高比例发展，单一类型的储能已不能支撑电网形态、运行方式愈加复杂的系统，需通过多时间尺度储能技术规模化应用，适应新型电力系统发展，为规划构建新型能源系统、新型电力系统建设保驾护航。
“随着新能源战略地位提高，长时储能需求将成为刚需。”大连融科储能总经理王晓丽表示，过往实施的储能项目有半个小时、1小时的，现在的储能时长要求大都在2小时。在西北新能源发展快速、装机量比较高的地区已经发展到4个小时的需求。未来，随着新能源进一步演进，6个小时、8个小时、10个小时，甚至日级、周级、季度级这类长时储能需求也会出现。
宋新甫预计，长时储能将从2025年大规模增长，全球规模可达3000-4000万千瓦;2030年起全球可再生能源占比将超过60%，长时储能容量将达到2-3亿千瓦，长时储能需求约占新能源发电量的10%-20%。
技术百花齐放
长时储能一般指持续放电时间不低于4小时的储能技术。随着新能源的高速增长，新能源渗透率越高，从国家到地方越来越重视长时储能技术的发展。
国家发改委能源研究所副研究员刘坚表示，新型储能相关支持政策越来越多强调长时储能技术，如，2022年出台的《“十四五”新型储能发展实施方案》中提到，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设；今年6月国家能源局印发的《新型电力系统发展蓝皮书》中提出，压缩空气储能、氢储能和储热等长时储能技术是未来发展的主力。
同时，各地也纷纷抢占长时储能赛道。比如，山东省发布《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，这是我国首个就长时储能出台的专项支持政策；12月，广东省发改委正式发布《广东省新型储能重大应用场景机会清单》，加快新型储能领域新技术、新产品、新模式在广东省的推广应用，其中涉及液流电池技术等多个新型长时储能技术。
在政策支持和市场需求催动下，阳光电源、新筑股份、晶科能源、融科储能、昱能科技等相关企业纷纷瞄准长时储能赛道，竞相布局，推动电化学储能、压缩空气储能、超级电容储能等各类长时储能技术路线“百花齐放”，其中全钒液流电池储能技术颇受业内青睐。
王晓丽介绍说，全钒液流电池储能技术优点突出。首先，其本质安全，水基体系，无起火、爆炸风险；其次，日历寿命20余年，充放电循环2万次以上，与风电场、光伏电场同期；第三，电池上游资源丰富，我国钒储量和产量居世界首位，且钒电解液可无限循环使用。此外，环境友好，主要体现在电池材料回收、处理非常简单，生命周期内无环境负担。
需要降本增效
虽然长时储能更有优势，应用场景广泛。但目前长时储能初装成本更高，技术水平有待提高。
刘坚说，经济性层面，由于长时储能的调峰需求是次尖峰、次低谷的差值，因此其带来的收益较小。特别是在季节性的调峰上，因其充放电的频次有限，导致折旧成本大幅增加。
那么，如何降本增效，推动长时储能高质量发展？刘坚表示，要开发低成本、高安全、环境友好的长时储能核心技术、装备，加快液流电池、压缩空气、重力储能、储热（冷）、氢储能等多类型长时储能工程示范。同时，对于配套建设长时储能的新能源发电项目，应该在竞争性配置、项目核准、并网时序、电力辅助服务考核方面给予政策倾斜。
王晓丽说，企业要深化与高校、科研院所的产学研合作，围绕降低成本、提升能量密度等核心指标，加快长时储能技术研发。同时要积极推动长时储能工程示范项目、商业化项目的实施，推动长时储能规模化发展。
