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10月23-25日，由ESPlaza长时储能网主办、湖州工业控制技术研究院+浙江绿储科技有限公司联合主办的2024第二届中国长时储能大会在浙江湖州盛大召开，浙江大学控制学院兼职教授刘亚芳发表研究报告，从多个角度分析了长时储能技术的必要性及发展战略。
1.长时储能发展背景
刘亚芳在报告中指出，风光发电是长时储能发展的推手。
过去，电力系统以“源网荷”三个要素为主要标志，且三者之间的协同是刚性的，就是必须在同一时间完成电力的生产、传输和使用。近年来，在全球气候变化以及国家能源战略的促进下，我国大力发展新能源，使得电源结构出现了很大的变化，风光发电装机规模占比逐年大幅上升。截至2024年8月底，全国风光发电装机总规模已经超过12.3亿千瓦，超过了煤电装机规模。与此同时，近年来，全国发电设备累计平均利用小时数呈逐年下降趋势。截至2024年8月底，全国发电设备累计平均利用小时比2023年同期水平再下降103小时。风光发电装机占总发电装机规模与风光发电量占总发电量两个比例之间的落差，源于电力系统灵活性调节能力不足，无法消纳随机性、波动性和间歇性强的风光发电。
为此，电网企业呼吁需要建设储能，特别是长时储能设施，以便在更长时间维度调节整个系统的电力、电量平衡和频率稳定，避免出现潮流拥堵、系统失稳，提高风光发电并网和消纳能力，增加风光绿电开发消费占比。近年来，多地也陆续出台政策，鼓励或者强制风光发电项目配置长达4小时的储能，比如内蒙古、西藏等。
2。长时储能发展现状
面对新能源增长带来的电力系统急剧变化，必须要进一步快速提高电力系统的灵活性。2021年，国家发改委、国家能源局做出准确战略预判，印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），为新型储能发展构建了国家层面顶层设计。过去3年来，我国新型储能得到快速发展，电力系统的要素从“源网荷”真正进入到了“源网荷储”的时代。截至2024年上半年，全国新型储能新增装机1305万千瓦/3219万千瓦时，累计装机容量达4444万千瓦/9906万千瓦时，全国新增抽水蓄能280万千瓦，抽水蓄能累计装机容量达5439万千瓦。
相比之下，新型储能的机动灵活性在适应我国能源转型特性方面优势明显。预计到2024年底，包含压缩空气储能、液流电池储能等在内的新型储能装机规模将持平或超过抽水蓄能规模。
她强调，以上新型储能装机的数据来自于“全国新型储能大数据平台”，不含大量工商业储能、热储能以及光热发电等复合型储能。
在储能时长方面，刘亚芳介绍，数据显示，我国的平均储能时长近几年一直在悄悄延长。从2024年上半年新增新型储能装机数据来看，平均储能时长已经达到了2.5小时，与2023年底的2.1小时相比，时长明显增加。未来，随着储能时长达到4小时，甚至10小时的压缩空气储能、液流电池储能等新增项目规模的增长，如果再把光热发电等储能路径也纳入到新型储能范围进行统计，平均储能时长将会大大提升。但不得不承认，目前这类储能的整体装机容量还比较小。
关于发展长时储能的必要性，也可以从2023年6月国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》中窥见一二。《蓝皮书》反映了政府和行业对未来发展的预期，提出储能技术发展三大阶段和重点发展方向。
1.2030年之前：储能多应用场景多技术路线规模化发展，重点满足系统日内平衡调节需求。
2.2030～2045年：规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。
3.2045～2060年：重点发展基于液氢和液氨的化学储能、压缩空气储能等长时储能技术路线，在不同时间和空间尺度上满足未来大规模可再生能源调节和存储需求。
3.被误解的长时储能
长时储能的关键技术指标除了时长之外，还有很多其他的要素，比如，安全性、循环寿命、能量密度等。以前长时储能关注比较多的是抽水蓄能，在新型储能领域则有压缩空气储能、液流电池储能、重力储能等一些技术路线正在示范。但现实中还存在光热发电等几种相对成熟的、被误解的长时储能。
▌光热发电
综合考虑长时储能各项关键技术指标，不难发现光热发电是一项技术成熟的，或者说已经在发挥作用的长时储能技术。只不过由于这种技术本身具有的新能源发电属性，掩盖了它的灵活性和储能属性。事实上，在风光大基地环境下，光热发电技术能够给整个电力系统带来多方面的好处。我们应该承认光热发电技术在储能方面被忽视了的价值，也希望在市场和政策方面让这种项目得到相应的价格实现，让新质生产力有与之相适应的生产关系。
▌火电灵活性改造
从2021年发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，到2024年8月发布的《加快构建新型电力系统行动方案（2021-2027）》，均鼓励和支持火电（煤电）灵活性改造，过去几年里，煤电灵活性改造取得了可喜成绩。据统计，有约3亿千瓦煤电机组实施了改造。
在火电灵活性改造方案中，有一种技术可以通过熔盐储热跟新能源发电进行耦合，这既提高了新能源的消纳，绿电致热，又能够让原有机组以更省煤、更少碳排放的方式，友好地支撑电力系统安全稳定、经济高效地绿色低碳运行。
▌氢（氨）储能
在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）里明确提出，氢（氨）储能属于新型储能，要探索开展氢储能技术的研究和示范应用。从能源系统来讲，氢（氨）储能技术是要把绿电制氢以及下游的制氨生产过程耦合起来。目前，氢（氨）储能在探索中面临一系列问题，有待通过示范推动彻底解决。
▌梯级水电站储能
梯级水电站储能原理是借助梯级水电站之间水资源的循环，一方面，提高电力系统对电站周边风光发电的消纳能力，实现抽水蓄能作用；另一方面，提高水资源的重复利用次数，尤其在面临干旱或洪水等极端气候事件时，有助于实现更灵活的水资源调节。
这个过程不仅促进了太阳能和风能的利用，还给水能赋予更多的利用率、效率。这种方法绿色安全又环保，同时装机规模更大，可以在一定范围之内做很好的平衡，对电力系统非常友好。
4.长时储能技术发展的战略思考
她认为，电力系统源网荷要素特性都在发生深刻变化。电源方面，风光发电装机占比增长带来了电源结构、布局的变化；负荷方面，用电负荷曲线峰谷差进一步拉大。再看电网，一方面，电力生产、消费随机性、波动性、不确定性增大，异常天气状况频发；另一方面，供电可靠性要求不断提高。综合“源网荷”的新特征，电力系统的安全稳定迫切需要安全性、经济性、适用性好的储能技术发挥支撑作用。
基于风光大基地建设和分布式光伏、分散式风电项目建设速度，和支撑性电源、调节性电源、抽水蓄能以及电网输（变）电项目建设速度的差异，考虑到尽快地、最大限度地提高现有煤电机组技术经济效益、适应电力系统调度运行方式、有关标准规范，她对当前长时储能技术发展战略方向提出两点意见。
第一，复合型、耦合型的储能是当前长时储能技术发展的战略方向。
刘亚芳表示，我们并不是排除那些还处于初期研发或示范阶段的一些储能技术。但从产业化应用角度和实际发挥的作用来看，当前所需要的长时储能技术要能够跟大电网进行较好的配合，跟储能产业化的进程能够同步。现阶段，一定要给予复合型、耦合型的长时储能技术充分的发展空间，让它的优势不仅发挥到电力系统转型上，更应该惠及到经济社会资源节约和利用。这类长时储能技术应该具有的特性表现为：
1.技术融合与优势互补：能够与现有发电技术与多种储能技术相结合，便于尽快提供高安全、大规模、长周期的储能功能效果，并且具有很好的技术经济优势和安全可操作性。
2.提高系统灵活性与可靠性：将有关储能技术与电源做好协同。因地制宜耦合风光发电，并针对具体负荷曲线要求，选择合理的运行方式，提高电力系统整体的灵活性、稳定性和经济性。
3.优化资源配置实现资源节约：通过技术创新和模式创新，能够扩展现有电力设施功能，实现长时储能。
第二，数智化新型控制技术将成为复合型、耦合型长时储能项目成败的关键。
她指出，要实现复合型、耦合型长时储能技术的预期功能，关键要有数智化的新型控制技术做支撑。比如，在光热发电中，大规模、高精度、高可靠性的镜场控制，基于云预测的全场调控，电站的运营优化等，均需采用数智化新型控制技术；在火电灵活性改造中，负荷跟踪、优化启停、改进燃烧、实时监测以及优化运营等需要结合先进的数智化新型控制技术，以提升灵活性和整体运行效率、效益。
刘亚芳最后总结道，当前，电力系统迫切需要长时储能，复合型、耦合型储能是长时储能技术发展战略方向，数智化新型控制技术将成为复合型、耦合型长时储能项目良好运行的基础保障。
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