长时储能风起，万亿赛道求变

　　存粮以备荒，聚热以御寒，人类规模化储存能量来源的历史可以追溯到数千年前的先民。但对于电力这一支撑着现代社会运行的二次能源来说，如何实现大规模、安全高效地存储，却一直是个难题。

　　在我国电力储能领域，“桶装长江水”的比喻一度广为流传。去年9月，中国工程院院士刘吉臻就曾在全球能源转型高层论坛上表示：“在电力系统的大规模新能源消纳过程中，目前的新型储能就相当于在长江里弄了几个矿泉水桶，并没能发挥什么显著作用。”南方科技大学清洁能源研究院院长刘科也曾有过“电网储能就像用一万个塑料桶装长江水”的说法。

　　钛媒体APP从一位电力从业者处了解到，上述观点均有特定语境，但经过传播后在行业中引起了不小的争议，“这类说法挺形象的，但其实大家也都明白，在电力系统中，储能起到的主要是调节作用，其体量与总体发电量本就相差悬殊，它的目的也不是把长江水全部装入桶中”。不过，他也表示，相比于政策支持力度和市场热度，储能目前发挥的实际作用确实有限，想要兑现期待，破解电力“易输难储”难题，还需突破利用率、成本，尤其是储能时长等关键瓶颈。

　　在我国《“十四五”新型储能发展实施方案》中，明确提出了新型储能到2025年由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件的目标。而根据中国物理与化学电源行业协会的预测，届时我国新型储能产业规模将突破万亿元。时间轴线向前推移，上述节点渐行渐近，除了继续做大“桶”的容量、增加“桶”的数量，行业对如何提升储能时长也倍加关注。

　　时长焦虑

　　储能的发展，与电力系统的更新息息相关。

　　2021年3月15日，我国中央财经委员会第九次会议上明确提出了要“构建以新能源为主体的新型电力系统”。钛媒体APP在清华大学新型电力系统课程中了解到，电力被视为实现“双碳”目标的主力军，发展以光伏、风电为主的新能源是大势所趋，但其波动性、间歇性特质也是建设新型电力系统过程中的最大挑战之一。根据清华大学电机系教授康重庆的总结，新能源发电一直面临着“又多又少”的矛盾：不同时间、季节、地区的光照、风力差别很大，电源侧供应一拥而上时，电网要头疼如何消纳;风光出力少时，又需要担心保供问题。当新能源发电比例提升到60%甚至更高时，如果系统的灵活性调节没做到位，就可能在新能源出力低谷期面临其他电源全开也满足不了负荷需求的窘境。

　　而根据中国电力企业联合会的预测，今年我国并网风电、光伏装机总规模将会超过煤电，占总装机比重升至40%左右，在“以新能源为主体”的规划逐渐落地之际，解决“又多又少”难题变得更加迫切。

　　对于这一问题，康重庆认为，除了政策方面的适当调整，更多还要寄望于新型储能，尤其是长时储能的发展，多时把电存下来，少时把电供上去。

　　电力运行常讲“源网荷储”，有新能源发电、新型电力系统，当然也少不了配套的新型储能。自2021年7月国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》后，蛰伏数载的新型储能迎来爆发式增长，此前在消费电池、动力电池领域已“大展拳脚”的锂离子电池成为了主要技术方向。

　　根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)的统计，我国新型储能市场累计装机规模在2022年就实现了128%的同比增长，2023年更是大增166%。截至2023年底，电力储能装机规模中已有40%的新型储能，在2021年还占据着超过85%市场的传统抽水蓄能，份额则降至60%以下。而在新型储能领域，锂电是绝对主流，截至2023年底，该技术方向在新型储能装机中占比97.3%。

　　虽然相比于控水弄潮、因势利导的传统抽蓄方式，以锂电为主的新型储能在选址灵活性、功能多样性、响应及时性上有诸多优势，更能适应新能源发电场景，但在储能时长上，却也打了不少折扣。中车株洲电力机车研究所综合能源双碳中心副主任黄志国曾表示，锂电技术的储能时长舒适区在1-4小时之间，远低于抽水蓄能平均超过6小时的时长，也难以满足越来越多的长时应用场景。

　　根据国家能源局今年6月公布的数据，我国新型储能目前的平均储能时长为2.2小时，而长时储能则通常是指持续放电时间能达到4小时以上的储能技术。对于负荷侧来说，时间长短带来的限制还相对较小，但对于电源侧、电网侧来说，储能时长过短，就很难满足新型电力系统灵活性调节的要求，电来了“存不住”，需要用时就可能“供不上”，而电力保供则是关系到能源安全、生产安全、居民生活的大事。

　　目前，储能格局的演变仍在加速。根据CNESA的预测，在新型储能的强势表现下，今年我国抽水蓄能规模占比很有可能降至50%以下。不过，即将拿下半壁江山的新贵，还面临着如何补足时长短板的问题，根据钛媒体APP的梳理，近一年半以来，新型储能累计已投运规模增长了3倍有余，平均储能时长却只提高了4%左右，目前4小时以上项目装机占比仅12.5%。

　　黄志国也提示称，储能行业需要改变“一锂独大”局面，推动不同时间尺度储能技术及应用的多元化发展，满足中长时储能需求。

　　抢滩“4小时”

　　新兴产业中，技术创新往往最引人注目，并常能在热门赛道中催生出新的风口。根据行业垂媒星球储能所的观察，今年以来，市场已喊出了“4小时储能元年”“长时储能起飞”等口号。其中，压缩空气储能、液流电池储能等技术方向受到重点关注。

不同储能技术应用场景，图片来自储能领跑者联盟EESA

　　钛媒体APP也了解到，在国家能源局今年1月公布的56个新型储能试点示范项目中，虽然锂电项目数量仍最多，达到17个，但11个压缩空气储能项目的总规模达到了2650MW/28757.5MWh，高于锂电;液流电池储能也有8个项目，总规模为900MW/4300MWh。

　　今年4月30日，在上述示范项目名单中居首的山东肥城国际首套300MW/1800MWh先进压缩空气储能国家示范电站并网成功完成投运，被视为行业里程碑事件，也进一步拉高了市场期待。

　　钛媒体APP了解到，中储国能(北京)技术有限公司是上述项目的业主，据该公司介绍，山东肥城项目利用当地丰富的地下盐穴资源储气，以空气为介质在电网侧实现大规模电力储能，能够为电网提供调峰、调频、调相、备用、黑启动等功能。在论及该项目对行业的意义时，该公司表示，山东肥城项目的系统单位成本较100MW系统下降了30%以上，装备自主化率达到100%，在技术、产品和商业模式三个维度上都有开创性的突破，也证明了压缩空气储能已具备向规模化、产业化、市场化方向发展的基础。

　　根据CNESA的统计，截至2023年底，我国压缩空气储能装机规模还不到200MW，在新型储能装机中占比0.6%左右。而到了今年，不仅产能迅速爬升，示范项目集中上马，其单机规模也一举跨入了300MW时代。而且，对于这一技术路线来说，系统规模越大，效率就越高，成本则越低，钛媒体APP也从行业人士处了解到，单机600MW以上的压气储能项目已在路上，未来还会继续向千兆瓦规模迈进。中储国能总经理纪律对钛媒体APP表示，压缩空气储能目前已进入了产业化发展快车道，预计今年装机规模有望在原来多年积累的总装机量基础上再提高3倍以上。“这项技术属于长时大规模储能，符合国家能源发展战略，将广泛应用在电网侧、发电侧及高耗能用电企业等场景，并发挥显著作用，接下来有望实现更加快速地增长。”据纪律介绍，中储国能在宁夏中宁、河南信阳等地的先进压缩空气储能项目已在施工建设，在江西、新疆、河北、湖南、陕西、青海、甘肃等地的大规模先进压缩空气储能项目也在逐步启动。

　　在现有条件下能够突破“4小时”瓶颈，并接近规模化发展路口的，还有液流电池储能，目前这一技术路线主要包括全钒液流、铁基液流和锌空液流。

　　根据中国科学院大连化学物理研究所研究员严川伟的介绍，液流是电化学储能技术的主要路线之一，具备寿命长、安全性高、可循环利用等优势，其中的全钒液流电池技术已趋于成熟，并在上中下游基本形成了包括电堆、电解液、离子交换膜等在内的产业链。今年6月26日，第二届液流电池技术发展论坛在上海召开，数十家产业链企业参会。参会企业大连融科储能介绍称，近年来全钒液流电池产业化应用进展迅速，成本持续下降，已有数个百MW级别项目实现投运，预计到2025年装机规模会达到5GWh以上，数倍于当前水平。

　　在该公司总经理王晓丽眼中，液流电池是目前行业内为数不多的具有产业化能力的长时储能技术路线之一，而且，我国钒矿储量占到全球23%之多，具备雄厚的资源支撑。今年以来，越来越多的电力企业、化工企业加入这一赛道，让行业颇为热闹。

　　碳贝司管理咨询(上海)有限公司联合创始人单瑞博士在与钛媒体APP交流时表示，在长时储能技术中，他更看好一些能够先在其他场景中快速积累经验的技术，例如液流电池，不论是铁空还是锌空电池，成本都相对便宜，安全性也有保障，可以先抢占园区、别墅等规模较小的分布式场景，再去大规模应用于长时储能领域。他还表示，压缩空气储能和液化空气储能等技术也可以与工业废热管理进行深度融合，抢占工业储能市场，进一步拓宽应用场景。

　　曲线救“锂”

　　新技术的崛起往往会重塑产业格局，但对目前依托锂电起家、已形成一定优势的主流储能企业来说，长时储能风起或许并非坏事。

　　实际上，面对渐成气候的长时市场，锂电头部企业早有布局。2023年12月以来，已有包括亿纬锂能、海辰储能在内的至少9家锂电公司发布了电芯容量在600Ah以上的大电池新品，“为大规模、长时储能量身打造”“实现1至8小时储能场景的全覆盖应用”“满足电力储能调峰需求”等成为了相关产品的关键词，其中最高的电芯容量高达1130Ah，是当前市场主流产品的4倍有余。据钛媒体APP了解，这些长时储能专用电池多数在今年三季度到年末就会陆续投入市场。

　　不过，对于锂电能否突破4小时瓶颈，并在长时赛道形成规模效应，目前仍有争议。从事储能电站投资的杨殷对钛媒体APP表示，锂电池近来在能量密度、循环次数等方面确实进步显著，但从其技术本征来讲，肯定不如液流电池或压缩空气、抽水蓄能等适合长时储能。目前锂电产品在长时市场中的优势还是在成本、价格方面，毕竟其他技术路线还在商业化、规模化的门前排队。不过，对于锂电长时产品最终使用起来表现如何，目前还难有定论。单瑞博士则强调，他并不认为长时储能技术能靠单一场景实现快速规模化迭代进而降低成本，在各类技术中，锂电池不仅能用于储能，也能用于电动车等场景，虽然在电网侧长时储能场景中一开始并不占优势，但随着电动车产业链不断成熟，经验不断积累，成本快速下降，也可能最终取得综合的比较优势。

　　也有声音认为，新型储能的大盘在不断增长，长时储能的爆发、其他技术形态的发展，反而会推动锂电流向更适合自己的领域。实际上，今年以来“工商业储能元年”的说法就风行一时，刘吉臻也曾提及，锂电新型储能更适合大型商场、分布式屋顶光伏等用户侧需求场景。

　　甚至，储能技术多元化、长时储能的发展，还可能为锂电储能破解“价格战”“盈利失血”困局助上一臂之力。

　　近两年来，热钱涌入锂电赛道，随之而来的“扩产潮”引发了行业“低价混战”，根据大东时代智库的统计，去年至今方形磷酸铁锂储能电芯均价降了6成以上。储能系统方面，今年6月17日，中国华电集团磷酸铁锂电化学储能系统框架采购开标，出现0.495元/Wh的报价，再次刷新最低纪录，与去年相比直接打了对折。此外，行业还面临着产能利用率低、企业盈利受损等困境，科陆电子储能海外业务中心总经理张韶文曾表示，国内新型储能目前处于一个高度内卷的阶段，多数企业失血严重，今年年底前，可能就会有不少企业出局。而同质化产能过多、放弃技术创新“卷”价格往往被认为是造成当前困局的重要原因。杨殷认为，没有外部的刺激，“内卷”终将演变成“剩者生存”的“肉搏战”，对行业和企业都有极大的风险和损害，而技术的多元化发展正有利于刺激“卷”着的企业改变现状，去求新求变，近来锂电头部企业已愈发关注大容量、高功率、长寿命方面的技术突破和应用落地。钛媒体APP还关注到，工信部官网于6月19日发布了征求意见后定稿的《锂电池行业规范条件(2024年本)》和《锂电池行业规范公告管理办法(2024年本)》，其中着重提及要引导锂电企业减少单纯扩大产能的制造项目，加强技术创新，对储能电池的能量密度、循环寿命等也都提出了具体要求。

　　在技术多元化发展的预期下，近期飞轮储能、重力储能等技术路线也引起了关注，此前早已“声名在外”的钠电储能更是备受瞩目，前述国家能源局新型储能试点示范项目名单中就包括2个钠电储能项目。今年6月30日，全国首个100MWh级钠电储能项目—大唐湖北100MW/200MWh钠离子新型储能电站科技创新示范项目一期工程建成投运，成为全球最大的钠电储能项目。为该项目提供钠离子电芯的中科海钠对钛媒体APP介绍称，我国钠电储能已成功跨越了从理论探索到实际应用的关键门槛，构建起了相对完整的产业链体系，目前钠离子电池的产能正以前所未有的速度扩张，今年MWh级钠电储能系统在实际应用中的成功落地，已为未来更大规模的商业化应用奠定了坚实基础。

　　锂电与钠电的比较，一度是行业热门话题。钛媒体APP从储能领跑者联盟(EESA)处了解到，钠电在在性能、技术原理和应用场景上与锂电类似，虽然能量密度相对较底，但因成本、安全性和高低温性能上的优势而被视为电化学储能领域下一个有潜力的技术。根据中科海钠的介绍，相比于锂电，钠电原材料储量丰富、全球分布广泛，而且成本低廉、自主可控，有助于从根本上打破锂资源储量有限、分布不均及价格波动带来的供应链瓶颈与“卡脖子”风险。在电力储能领域，钠电能够更有效地平衡电网的供需矛盾，增强电力系统的韧性与灵活性，显著提升能源的综合利用效率。

　　不过，EESA的相关研究也指出，去年起锂电产业链价格大跌，导致钠电的预期成本优势和性价比还无法完全体现出来，产业化程度仍有待提高。目前也有观点认为，锂电企业经营“失血”愈发严重之时，也是钠电发展的难得机遇。根据中投产业研究院的统计，今年上半年已有20个以上的钠电项目完成了签约、备案或开工，总投资额逼近400亿元大关。在中科海钠的展望中，钠电储能系统也将在2025年实现质的飞跃，迈入GWh级别应用的新时代。

　　此外，在更长时间尺度上，氢储能近来也颇受关注，被认为是跨季节、长周期储能的最佳技术选择，虽然这一方案在降低运行成本、突破技术瓶颈、明晰商业定位上还有较长的路要走，但国内也已有相关示范项目投运，布局或试水的企业、资本亦不在少数(详见氢储能“前哨战”：一场事先张扬的技术路线变革)。

　　对于新型储能未来格局的演变，纪律认为市场很可能会保持长时间“百花齐放”的状态，几种主流储能技术路线因特点、功能及应用场景不同而各有市场空间，未来多种技术相结合的综合型储能电站也是一种发展趋势。

　　跨过“元年槛”

　　作为新能源领域近两年风头最劲的赛道，新型储能发展速度很快，热门概念很多，但与此同时，行业遇到的挫折同样不少，想兑现争相涌现的“风口”“元年”，让不同技术路线、应用市场进入商业化、规模化发展阶段，也并不那么容易。

　　对于离产业化“高速路入口”最近的压缩空气储能来说，除了政策支持、空间利用等技术继续发展外，还需进一步压低生产成本，打造更成熟的产业链供应链，建立更完善的标准体系，并扩宽应用场景，更要紧的则是形成可见可靠的商业价值。

　　对于液流电池储能来说，王晓丽曾表示，在通向规模化发展的道路上，除了技术迭代，还需解决初始投资成本过高，产业链链供需、价格波动大等问题。

　　此外，对于锂电头部企业来说，出海已成为绕不开的选择。而根据证券日报的报道，锂电储能龙头宁德时代曾在近期分析行业趋势时称，目前国内配储时长有逐渐增长之势，而海外配储时长需求则多已达4-6小时。张韶文也曾对钛媒体APP表示，未来除了北美储能市场会继续增长外，欧洲、中东北非等市场预计将以更快的复合增长率迎来爆发。而这些地区的大储项目，尤其是中东北非地区，往往都需要匹配长时储能。

　　钛媒体APP了解到，除了锂电企业外，其他技术方向，尤其是能满足长时储能需求的技术，也很有可能逐渐加码布局出海业务。根据伍德麦肯锡的预测，2025年全球长时储能装机和市场会迎来显著增长，累计投资额达到500亿美元左右;2030年左右可能会进一步增至2000-5000亿美元。纪律也对钛媒体APP透露，海外市场对于大规模长时储能有一定需求，且项目的利润率相对较高，目前公司也在积极寻找海外的项目机会，希望联合合作单位一同拓展海外市场。他还表示，我国新型储能技术在规模、成本、性能等方面具有优势，但海外市场对知识产权、工程建设、设备质量等均有较高要求，在出海企业充分参与国际市场竞争的同时，也需注意相关问题。

　　着眼国内市场，对于大部分还处在爬坡或初创阶段的储能企业来说，想顺利步入产业化发展之路，最关键的还是形成明晰、稳定的商业模式。而这更多要依赖我国电力市场化的进一步改革。根据杨殷的介绍，储能项目的盈利模式并不复杂，核心逻辑是在电价波谷时储电，在波峰时发电，以峰谷价差形成利润，但以往我国电价机制缺乏弹性，储能电站的经济效益也难以显现。他也表示，相信在这一轮电力市场化改革中，储能会迎来新的发展机遇。

　　单瑞博士则提示，电改的进一步深化首先会拉大日内电价差，相对更利好短时储能。在长时储能场景中，改革可能会带来更大的季节价格差异，进一步提高其经济性，但同时，想要真正体现长时储能的商业价值，还需要更复杂、全面的考量。

　　“我个人更倾向于认为，长时储能系统应依靠容量市场或类似的机制，来获得可能更低但也更为稳定的收益。”单瑞博士对长时储能的商业化方向给出了自己的判断，他还对钛媒体APP举例说明称，假设某地大量依赖太阳能，但出现了长期的阴天，如果在完全市场化的情况下，电力价格就会飙升，长时储能系统会在短期内攫取大量收益，然而这样的高电价并不符合社会期望，也会给缺乏市场敏感性的群体带来很多不必要的负担，而从长期来看，这样的不确定性也可能抑制当地经济活动，导致工厂搬迁或需求承压，当下次出现类似长阴天时，生产、需求反而下降，电价也不再上升，最终影响的是储能收益的稳定性。

　　聚焦当下，值得注意的是，我国电改近来有提速迹象，推动储能等新型主体融入电力市场也是其中重要一环。

　　国家能源局近一年来数次强调将研究建立新型储能价格机制，指导地方进一步完善峰谷分时电价机制。今年7月1日，国家发改委发布的《电力市场运行基本规则》正式施行，其中明确提及储能企业、虚拟电厂等是我国电力市场的新型经营主体，高工产业研究院分析称，储能项目的商业价值将由此得到提升，行业上下游都会受益。钛媒体APP也注意到，近一年来，广东、陕西、贵州等多地都印发了新型储能参与电力市场交易的实施方案，7月初陕西电力交易中心发布《陕西电力市场新型储能参与交易实施细则》，成为了全国首个发布相关细则的省份，其中明确了储能调度运行规则，要求调度机构优先按照市场出清结果安排新型储能运行。

　　今年5月23日，在山东省济南市召开的企业和专家座谈会上，再次释放出进一步深入推动电力体制改革的信号。电改、储能、虚拟电厂等概念在行业、市场中愈发受到关注。新型电力系统加速转型之际，长时储能等技术也期待着跨过“元年槛”，实现规模化，让时间真正成为电的朋友。

　　本文首发于钛媒体APP，作者|胡珈萌