刘科院士：长时储能将成为实现碳中和的核心技术！附专家PPT、技术路径、重点问答

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8月2日，刘科院士在参加2023第八届储能西部论坛上表示，碳中和核心问题就是要解决风电、太阳能等可再生能源的间歇性问题，而解决这一问题的核心是大规模储能及长时储能技术！

长时储能，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。

今天的文章将为大家深入解读长时储能概念优势、六大技术路径、产业重点问题解答等。

我还汇总了5份专家PPT，对长时储能的技术路径、发展方向、业务实践等内容进行了全面解读，强烈推荐给大家。

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文章目录

1、长时储能专家PPT

2、长时储能概念优势

3、长时储能技术汇总

4、长时储能关键问答

01

长时储能专家PPT

1、长时储能技术对比分析及发展路径探讨PPT

PPT来自国网新疆经研院，共42页，对长时储能的背景现状、发展需求、经济性、发展路径进行了梳理分析，并得出以下结论：

1、2030年起，长时储能容量将达到2-3亿干瓦，需求约占新能源发电量的10-20%，将成为维持系统平衡的重要调节手段。

2、近中期抽蓄度电成本优势明显，将成为长时储能主力军；远期各类储能度电成本趋于同一水平，有利于多元化协同发展。

3、综合考虑技术经济性，建议近期长时储能呈三级梯队发展模式，优先考虑推进抽水蓄能大规模建设，持续推动电化学储能商业化应用。

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2、全钒液流电池储能多重应用技术PPT

PPT来自大连理工大学，主要包含以下内容：

1、液流电池本质安全、寿命长，电解液外置，可根据需要独立扩增储能时长或者功率，适合长时储能。

2、钒液流电池是单相单元素电化学体系，无隔膜渗透带来的正负极电解质交叉污染问题，价态可调整，容量可恢复，保障了储能寿命，工程化推广应用优势明显。

3、目前仍面临材料性能缺陷、能量效率偏低、成本价格偏高、市场收益较低等挑战。

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3、论全钒液流电池产业发展挑战与策略PPT

PPT来自中科院金属研究所，主要包含以下内容：

首先，他对大规模储能及其赛道技术做了详细解读，并预测到2030年我国储能234GW ，抽蓄113GW，市场规模达到1万亿元。

其次，他分析了钒电池技术现状，从电解液、膜、双极板、电极四个方面解读了钒电池的工艺程序。

最后，他对产业现状进行了总结：钒电池技术基本成熟，接近商业要求；其中最大挑战在于当前钒市场与钒电池储能产业不相容，解决的关键措施键措施就是拓展钒源，突破钢铁产能绑定。

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4、抽水蓄能规划及经济性分析PPT

PPT来自中建华东院，主要包含以下内容： 

1、发展现状：2023年3月底，我国抽水蓄能电站已建、在建装机规模分别达到4699万kw和13200万kw。 

2、成本电价：抽水蓄能工程造价水平呈持续攀升趋势，华东地区单位造价最高，达到6442元/kw。

3、适用场景：抽水蓄能凭借容量大、响应速度快的特点，广泛应用于发电侧与电网侧。

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5、盐穴储能业务的实践PPT

PPT来自中盐盐穴，主要包含以下内容：

1、截止2023年4月，我国在建或规划盐穴储气库群12个，在运行盐穴储气库群3个，在运行盐穴共计44个，储气量超15亿立方，均位于金坛盐盆，分别由中石油、中石化和港华燃气运营。

2、大规模盐穴制氢储氢技术符合国家的产业政策，能够推动盐穴新型储能技术快速发展助力实现碳达峰、碳中和，努力构建清洁低碳、安全高效能源体系。

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02

长时储能概念优势

一、长时储能概念

长时储能，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。

整体来看，长时储能具备提升新能源消纳能力、替代传统发电方式的潜力，可以为电网提供充足的灵活性资源，可有效降低电网运行成本，具备更强的峰谷套利和市场盈利潜力。

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。

二、长时储能三大优势

1、提高新能源的利用效率

随着可再生能源发电比例的提高，需要更长时间的储能。可再生能源发电具有间歇性特点，主要发电时段与高峰用电时段不同，因此存在供需差异。

美国加州独立系统运营商（CAISO）在评估加州的电力生产和需求时发现，随着光伏装机容量的逐年增加，一日净负荷的波动性越来越大，这种大幅波动会对电网基础设施造成损害。

因此，随着可再生能源渗透率的增加，对平衡电力系统的负担也在增加，长时储能可以在更长的时间范围内调节新能源发电的波动，避免电网拥堵，并提高清洁能源的消纳能力。

2、为电网提供灵活性

长时间储能具有调频优势。随着新能源比例的逐步提高，用户负荷、风力发电、光伏发电等不确定性导致电力系统净负荷波动增加。

传统火电机组由于爬坡限制和机组启停限制，难以快速并长期跟踪负荷需求，而长时间储能系统既具备储能系统快速响应特点，又具备长期输出能力，有望成为调频的主要解决方案。

3、峰谷套利空间更大

峰谷套利是工商业储能的一个利润模式。在用电需求低谷时，可以利用较低的电价将储能电池充电；而在用电需求高峰时，储能电池可以向负荷供电，实现用电高峰期的平衡，从而获取利润。

根据目前各省区的电价机制，用电高峰期通常持续时间较长，超过4小时。相比于短时储能系统，长时储能系统更能有效地实现电力平衡，将可再生能源发电系统产生的电力转移到用电高峰期，以平衡电力系统，实现电力的规模化储存。

03

长时储能技术汇总

1、抽水蓄能：

抽水蓄能是目前最成熟且装机规模最大的长时储能技术，通过上下水库的落差实现势能和电能的相互转换：主要优点体现在储能容量大、技术成熟、运行效率高、运行寿命长、维护费用低等方面，但其对地理资源条件要求高、建设周期相对较长。

抽水蓄能电站储能一般时长为4-10小时，单机容量在30-40万千瓦，充分满足长时储能需求。例如，装机容量世界第一的河北丰宁抽水蓄能电站，其总装机达360万千瓦，12台机组满发利用小时数为10.8小时。

2、压缩空气储能：

压缩空气储能主要通过空气的内能与电能之间相互转换实现储能：主要优点体现在储能容量大、储能周期长、系统效率高、运行寿命长、投资相对较小等方面。

我国于2005才开始研究压缩空气储能，历经十余年建设规模已实现从千瓦级到百兆瓦级的重大跨越，在国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》中将百兆瓦级压缩空气储能技术作为“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。

3、熔盐储能：

熔盐储能通过加热熔盐实现对热能的存储，在供电时利用高温熔盐换热产生的高温高压蒸汽推动汽轮机组发电：熔融盐是无机盐的熔融态液体，在高温下熔化后形成离子溶体，一般具有储热密度大、放热工况稳定、价格低等优点。

在实际应用中一般采用槽式、塔式、线性菲涅尔式和碟式四种方式聚光并加热工质，实现光能到热能的转化。

熔盐热储的储热功率可以达到百兆瓦级别，并实现单日十小时以上的储热能力，使用寿命可达30年以上。中广核德令哈光热储一体化项目位于青海省海西州德令哈市光伏(光热)产业园区，项目总装机容量200万千瓦，其中光伏160万千瓦、光热熔盐储能40万千瓦，储能配比率25%、储能时长6小时。在新疆哈密建成的50MW熔盐塔式光热发电，采用熔盐储热可实现12小时连续发电，充分具备长时储能应用潜力。

4、全钒液流电池：

全钒液流电池主要通过钒离子价态的变化实现电能储存和释放：其电解液为水溶液故安全性更高、可扩展性强，反应过程只涉及钒离子价态的变化，电解液可以循环再生，循环次数高可达15000次以上，寿命可长达20年，同时我国钒储量及产量均位居世界第一，发展钒电池所需资源自主可控。

其缺点主要体现在初装成本较高、能量密度和转换效率低于锂电池，可以通过提高电池的功率密度、提升关键材料的有效使用面积、降低材料成本等方式解决电堆成本问题。

5、重力储能：

按照重力储能实施地点的不同可将其分为建筑储能、海洋储能、山地储能、矿井储能等：储能塔结构由EnergyVault公司提出，主要通过起重机将混凝土块堆叠成塔型结构实现储能和释能；海下储能由德国研究人员提出，利用海水静压差通过水泵-水轮机实现，实现对海洋空间的有效利用。

活塞水泵由GravityPower等公司提出，利用活塞的重力势能在密封通道内形成水压实现储能，适合城市中小功率储能。利用山体落差的斜坡机车和斜坡缆车储能主要通过缆绳吊起/吊落重物实现，相对塔式储能结构更稳定。地下竖井储能主要通过重复吊起和放下钻机实现充放电，可以更有效利用废弃矿井资源。

6、氢储能：

储氢方面，车载储氢产业发展相对成熟，大容量储氢产业方兴未艾：现有储氢技术中，高压气态储氢技术较为成熟，液态储氢和固态储氢仍处于示范应用阶段。

京城股份、亚普股份、中材科技、国富氢能等公司均在储氢瓶方面均有布局，相关技术已用于氢能源汽车产业。由于高压气态储氢技术中储氢密度低，针对氢能发电场景下的大规模储氢需求同时存在一定的安全问题，预计随着液氢、固氢存储技术突破，大容量发电用储氢能力有望进一步发展。

04

长时储能关键问答

下方观点来自国际著名燃料电池和液流电池专家、中科院大连化学物理研究所首席研究员及博士生导师张华民教授。

1、哪些场景对于四小时以上的长时储能需求更大呢？

首先是新能源占比比较高的地区，比如青海、新疆、内蒙、西藏等，两小时的储能不能满足他们的需求。

比如风能、太阳能都是典型的间歇性能源，波动发电。要保证电网运行，波谷时候可以补充，发电高峰时候可以消纳，这就需要长时储能来平衡。

发电侧场景下更需要长时储能，电网对于发电侧提出了更高的要求，但目前电网在储能投入的意愿还需继续加强。

2、抽水蓄能目前发展情况怎样？在抽水储能和电化学储能上该怎样选择？

1）环境需要有水；

2）抽水储能电站上下水库，最好要有50米以上的高差，在南方水源比较充足情况下可行，但是在北方水源不够，东北、西北、华北水资源都是不够的，基本上很少有发展抽水储能的空间；

3）三北地区也是风能、太阳能发电是最集中的地方，但没有抽水储能的条件，只能靠电化学储能。但目前即便是在有条件的地区，抽水储能建站的搬迁、占地成本也越来越高。

3、像水泥、钢铁等用电大户企业，这类企业的储能需求是怎样的？

这类高耗能的企业，目前国家已经有一些要求，以前使用火电的用电大户要求它们配备一定的绿色能源储备系统，一般会有4小时以上的长时储能需求。

对于一些想要利用峰谷电价进行套利的工商业主体，目前首先需要最少电价差在0.8元以上，这一般在南方地区有一定的可行性。这类企业的储能需求是否需要四个小时以上的储能系统还不确定，这里面的初始投入成本也是一个重要因素。

4、目前钒液流电池的成本还比较高，什么时候会迎来大规模市场份额增长的转折点呢？

需随着风能、太阳能发电在电网中的占比增加，更多的单位配备四小时以上的储能系统。

因为随着时间的增长，电池的安全性会更加凸显。目前锂电储能时间一长，积累的热能不容易被散发出去。同时储能规模做大以后，对电池的均匀性要求也会更高。

5、如何看待目前钒液流电池的能量转换效率还不够高的问题？

各个电池的特点不一样，不能拿锂电的优点同钒电的缺点来比较。应该同抽水储能这个最常规的东西去比对标，传统的抽水储能能量转换效率是70到75之间，所以液流电池国家标准电堆能量效率要大于80%，系统的效率大于70%。

锂电的优势就是能量转化效率高，但它的弱点是第一年可能衰减6%，此后逐年衰减2%-3%，所以锂电寿命是五到八年的时间，这属于短跑选手，而钒电是马拉松选手。

6、怎么看待钒的生产过程中的环节污染问题？

钢铁生产钒没有特殊的污染，但石煤提钒确实会产生污染，要能够做到废气达标排放，废水循环使用，目前生产成本是8万。

之前我们咨询了提钒企业和专家，他们都表示若保证废水不排放、废气达标排放，环保成本会增加，五氧化二钒的售价可能就要在10万以上。我们判断五氧化二钒的价格将来不会低于10万。

7、如何降低钒液流电池的主要成本？

整个全钒液流电池成本下降其实不仅是靠核心原材料去降本，还要围绕降低电池电堆里的电阻，提高电流密度来开展。

提高电流密度要确保能量转换效率能达到80%，需要从电堆设计和材料创新这两个方向发力，如果电堆的成本下降以后，整个系统成本都降下来，再加上电解液作为金融租赁产品的商业模式，成本会有很大下降。

8、如何看待氢储能的发展前景？

氢储能理论上的能量转换效率才30%（电解1标准立方米的氢气通常需要耗电4.3-4.5度电，1标准立方米的氢气用燃料电池发电通常只能发1.3度电），就算设备不要钱，四度电能换一度电，那电价就涨了四倍，没有经济性。

但氢气是重要的化工原料。如何降低氢能的运输成本和安全风险也是一个大问题，总体而言，我认为氢是有能源属性的，但是真正氢的属性是重要的化工原料，作为储能是不太合适的，没有经济性。

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