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作者：李典，編輯：水鏡
在政策與市場強力影響與驅(qū)動下，儲能很有可能將進入長時儲能爭霸時代。
當(dāng)前業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為，當(dāng)新能源發(fā)電量在一個國家/地區(qū)能源結(jié)構(gòu)中的占比超過20%，4小時以上長時儲能成為剛需；裝機占比達到50-80%時，儲能時長需要達到10小時以上。
而根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2024年內(nèi)地可再生能源發(fā)電量達3.46萬億kWh，約占全部發(fā)電量的35%，其中風(fēng)電太陽能發(fā)電量合計達1.83萬億 kWh。我國新能源發(fā)電量占比已經(jīng)遠超20%，但截至2024年底新型儲能項目平均儲能時長僅為2.3小時，4小時及以上新型儲能裝機占比僅為15.4%，2-4小時項目裝機占比卻高達71.2%。
協(xié)鑫集團董事長朱共山此前提到，現(xiàn)有的儲能技術(shù)尤其是長時儲能技術(shù)仍然不足，嚴(yán)重影響新能源產(chǎn)業(yè)的協(xié)同發(fā)展，中國新型儲能的平均儲能時長僅為2.2小時，短時儲能無法單獨應(yīng)對電網(wǎng)穩(wěn)定和電力需求波動的挑戰(zhàn)。
為了破局，目前內(nèi)地已出臺多項政策，促進長時儲能和新型儲能技術(shù)的發(fā)展與應(yīng)用。比如早在2021年8月，國家發(fā)改委、能源局已發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，其中要求超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的新增可再生能源發(fā)電項目，需配建4小時以上的調(diào)峰能力；2023年12月，國家發(fā)改委發(fā)布《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄（2024年本）》，在十四五 “新型電力系統(tǒng)技術(shù)及裝備” 中，明確要發(fā)展長時儲能技術(shù)。2024年3月，新型儲能首次被納入政府工作報告中。
2月27日，國家能源局印發(fā)《2025年能源工作指導(dǎo)意見》。規(guī)劃建設(shè)新型能源體系、指導(dǎo)意見能源安全保障能力、能源綠色低碳轉(zhuǎn)型等將指導(dǎo)整體2025年的能源工作。其中提到，強化新型儲能等技術(shù)，特別是長時儲能技術(shù)創(chuàng)新攻關(guān)和前瞻性布局。
據(jù)24潮產(chǎn)業(yè)研究院(TTIR)了解，在2024年，河南、西藏、內(nèi)蒙古、新疆、寧夏、上海等地明確提出配置4小時以上長時儲能，推動4小時以上儲能技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用。
雖然2025年2月9日國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》，提出不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。引發(fā)市場擔(dān)心，在發(fā)電側(cè)，強制配儲政策的取消使新能源項目擺脫了政策負(fù)擔(dān)，短期內(nèi)儲能項目裝機需求或承壓。
然而持續(xù)增長的風(fēng)光發(fā)電項目導(dǎo)致的棄風(fēng)棄光、電量消納問題依然存在，因此我們認(rèn)為儲能的長期需求不變，儲能需求可能轉(zhuǎn)移到電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。
“中國的資源稟賦決定光伏每天的有效發(fā)電時間是4至5個小時，這意味需要配套長時儲能?！?按照緯景儲能董事長葛群的估算，2025年，中國用電量預(yù)計超過10萬億度，2030年，用電量預(yù)計超過12萬億度。鑒于新能源裝機量仍在上升，預(yù)計需要200GW-300GW儲能配套。
根據(jù)交銀國際分析，預(yù)計2025年起國內(nèi)長時儲能市場將快速增長，到2025/2030年，4小時以上儲能占比分別提升至21%/50%，2025-2030年4小時以上儲能新增裝機規(guī)模合計超100GW。
而根據(jù)CNESA預(yù)計，我國在2030年長時儲能裝機規(guī)模約2300萬千瓦，約占同期新型儲能裝機總規(guī)模的20%；2060年超長時儲能裝機規(guī)模約1.5億千瓦。
事實上，發(fā)展長時儲能也正在成為全球共識。
美國加州案例顯示，光伏午間過剩，電力需存儲至晚間高峰使用時，4小時系統(tǒng)可覆蓋80%的峰谷調(diào)節(jié)需求。
現(xiàn)階段美國加州是全球唯一連續(xù)3年（即將4年）大規(guī)模采用長時儲能(≥4H)的地區(qū)。8月26日，美國加州公用事業(yè)委員會CPUC就曾表示，加州將征集高達2GW的長時儲能資源，作為2031年至2037年期間部署10.6GW新興清潔能源技術(shù)集中采購的一部分。他們要求其中1GW為多日/周持續(xù)時間儲能(36~160h)，另外1GW為日間長持續(xù)時間儲能(12~36h)。
實際上，隨著歐洲新能源并網(wǎng)比例的增加，電力系統(tǒng)對靈活調(diào)節(jié)能力的需求不斷上升，凸顯長時儲能需求，歐洲大儲項目的配儲時長自2022年以來逐步延長。根據(jù)BloombergNEF預(yù)測，到2030年，意大利的配儲時長將達約5.1小時，相比2024年的2.3小時增長一倍以上。較長的配儲時長使儲能系統(tǒng)能夠更有效地應(yīng)對電力需求高峰和低谷，提升系統(tǒng)的盈利潛力。
從實際應(yīng)用來看，全球儲能市場長時趨勢明顯，但不同地區(qū)發(fā)展階段亦不相同，美國平均儲能時長為3.3h，中國平均儲能時長為2.1h，歐洲及亞非拉新興市場國家平均儲能時長為2h。
國際長時儲能理事會在2021年《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第26次年度峰會上宣布，當(dāng)可再生能源發(fā)電量占比達到60%至70%，長時儲能將成為 “成本最低的靈活性解決方案”，并且預(yù)測到2030年，全球長時儲能的累計裝機將達到150-400GW，到2040年，長時儲能的累計裝機進一步提升到1.5-2.5TW。
國際長時儲能委員會和麥肯錫此前的一份合作評估則顯示，預(yù)期到2030年時長8小時的儲能在功率上占比30%，容量上占比50%，24小時以上的儲能將在2030年以后迅速得到提升。
而回到產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展與競爭層面，不同的儲能技術(shù)適用的應(yīng)用場景也不同。根據(jù)儲能技術(shù)在功率、時間維度分布及應(yīng)用，氫儲能、抽水蓄能、壓縮空氣儲能、熔鹽儲熱以及液流電池，是適合長時大容量儲能的五大技術(shù)。
“尋找一項技術(shù)，最重要的是手中的 ‘尺子’，也就是標(biāo)準(zhǔn)要清晰?！?葛群認(rèn)為長時儲能技術(shù)需要滿足八方面要求，首先是安全，這是一切的基石，其次是成本，關(guān)乎項目的經(jīng)濟可行性，再者是具備足夠的儲能時長，第四是量產(chǎn)能力，確保技術(shù)能夠大規(guī)模落地應(yīng)用，第五是環(huán)保，契合可持續(xù)發(fā)展理念，第六是選址靈活，擺脫地理條件的嚴(yán)苛束縛，第七是建設(shè)周期短，能快速響應(yīng)能源市場需求，第八是儲能的使用壽命能匹配風(fēng)電、光伏電站的使用年限。
綜合考慮技術(shù)成熟度和成本等因素，交銀國際分析認(rèn)為：
1.在日調(diào)節(jié)場景下：抽水蓄能憑借技術(shù)成熟以及成本低等優(yōu)勢成為當(dāng)前主流的儲能技術(shù)，壓縮空氣、液流電池等仍處于商業(yè)化初期。
2.在周調(diào)節(jié)場景下：液流電池、壓縮空氣儲能和熔鹽儲熱技術(shù)成熟度相對較高，將成為長時儲能的主要方式。
3.在季調(diào)節(jié)場景下：氫儲能是最適用的大規(guī)模、長周期儲能方式，但由于轉(zhuǎn)化效率較低，且技術(shù)成熟度不高，預(yù)計商業(yè)化應(yīng)用尚早。
所以，交銀證券判斷 “在中短期內(nèi)，鋰離子電池、壓縮空氣、液流電池三者將直接參與長時儲能的競爭?！?/p>
事實也確實如此。根據(jù)ESPLAZA長時儲能數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計，截至2024年底，內(nèi)地新型長時儲能累計裝機達2.3GW ，2024年實現(xiàn)新增新型長時儲能并網(wǎng)/投運裝機規(guī)模約1.3GW/8.1GWh。其中，壓縮氣體儲能新增裝機規(guī)模同比增長超70倍至711MW，容量占比約53%；液流電池增長超10倍至368MW，容量占比約28%；熔鹽儲能增長250%至250MW，容量占比約19%。
根據(jù)高工產(chǎn)研儲能研究所(GGII)預(yù)計，2024年中國內(nèi)地液流電池儲能裝機量達1.81GWh，其中全釩液流電池占比超80%。
我們認(rèn)為當(dāng)前投資儲能，初始投資成本是重要考量因素。
根據(jù)交銀國際對鋰離子電池、壓縮空氣、液流電池三種儲能技術(shù)的初始投資成本測算：在碳酸鋰價格下降后，鋰離子儲能系統(tǒng)的初始投資成本已經(jīng)降至500元/kWh，初始投資成本最低；其次是壓縮空氣儲能的1250元/kWh；而液流電池的初始投資成本最高，約為2000元/kWh。
同時，交銀國際還對三種儲能技術(shù)的LCOE（度電成本）進行了測算，鋰離子電池的LCOE已經(jīng)和壓縮空氣儲能接近（0.26元/kWh VS 0.24元/kWh）。
若是從技術(shù)成熟度看，鋰離子電池在產(chǎn)業(yè)配套上大幅領(lǐng)先其他新型儲能。技術(shù)方面，314Ah大容量鋰電池儲能電芯的滲透率已超40%，各家鋰電企業(yè)正在研發(fā)更大容量的儲能系統(tǒng)，未來將向著600Ah，甚至700+Ah邁進，配套儲能系統(tǒng)能量達到6MWh以上。循環(huán)壽命方面，最新發(fā)布的鋰離子儲能產(chǎn)品理論上可以做到10000次以上循環(huán)。因此我們預(yù)計短期內(nèi)鋰電儲能主流市場地位仍是不可撼動的。
但從中長期角度觀察，隨著新能源發(fā)電占比逐步提升，4小時儲能無法滿足儲能要求，交銀國際分析認(rèn)為液流電池和壓縮空氣儲能在長時儲能的優(yōu)勢將更為顯著。
這一階段，壓縮空氣儲能和液流電池的競爭更為直接。從LCOE角度來看，當(dāng)前壓縮空氣儲能也更具優(yōu)勢（0.24元/kWh VS 0.67元/kWh）。隨著儲能時長的增加，交銀國際分析預(yù)測全釩液流電池和壓縮空氣儲能的成本均有望繼續(xù)下降，未來初始投資成本和LCOE的變化是兩者比拼的核心。
根據(jù)GGII數(shù)據(jù)，2024年液流電池招投標(biāo)超3GW，其中混合儲能占比超過71.8%。全釩液流電池+磷酸鐵鋰電池(LFP)混合儲能項目占比近六成，兩者結(jié)合后，既發(fā)揮液流電池長時儲能和高功率的特性，又借助磷酸鐵鋰電池提升整體能量密度，彌補了單一儲能技術(shù)在不同應(yīng)用場景下的缺陷。
據(jù)全國電力設(shè)備管理網(wǎng)(CPEM)不完全統(tǒng)計，截至2024年9月，內(nèi)地投運并網(wǎng)/在建/擬建的壓縮空氣儲能項目共有105個，已投運的壓縮空氣儲能項目共11個，在建壓縮空氣儲能項目共計18個，擬建/待建壓縮空氣儲能項目共計76個。
當(dāng)然，無論是壓縮空氣儲能與液流電池目前都存在產(chǎn)業(yè)化痛點。比如系統(tǒng)效率低是壓縮空氣儲能的最大缺點。2022年以前，壓縮空氣儲能的效率為40-60%，遠低于電池的90%以上。近年來壓縮空氣儲能的系統(tǒng)效率提升至75%，未來壓縮空氣儲能要實現(xiàn)大規(guī)模儲能應(yīng)用，系統(tǒng)效率需要進一步提升。
時下，儲能產(chǎn)業(yè)已進入新一輪的技術(shù)迭代期，又到了決定下一個5年產(chǎn)業(yè)新格局的歷史關(guān)鍵節(jié)點?？梢灶A(yù)見，未來誰能解決行業(yè)痛點，誰就擁有改變或重塑產(chǎn)業(yè)新格局的力量與歷史機遇。
參考致謝
·?交銀國際—新型儲能技術(shù)百花齊放，液流電池商業(yè)化正在加速
