解读长时储能技术路线及在新型电力系统中的应用执行摘要

长时储能没有全球统一定义，这份报告给出了中国口径

长时储能尚处于发展早期阶段，仅有少数国家明确了定义。报告梳理了各国界定：美国将跨日长时储能定为10-36小时、多日或周长时储能为36-160小时、季节性储能160小时以上；澳大利亚将日内长时储能定为12-24小时、多日24-100小时、季节性100小时以上；韩国定为4小时以上；中国暂无官方界定。基于此，报告将适合中国国情的长时储能定义为：在额定功率下能够实现持续放电4小时及以上，或者数天、数月的大规模低成本储能技术。

在此基础上，报告进一步按放电时长划分出三个层次：中长时储能指额定功率下持续放电4-10小时的系统，长时储能指持续放电10小时到1周的系统，超长时储能指持续放电1周以上的系统。这种分层方式与新型电力系统不同发展阶段的灵活性需求相对应，也为后续技术路线选择和市场空间测算提供了统一尺子。

四大类六大技术路线，物理与电化学是主力

报告将长时储能技术分为物理长时储能、电化学长时储能、储热（蓄冷）和化学长时储能四类。物理长时储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能；电化学长时储能包括液流电池、金属空气电池；储热（蓄冷）涵盖显热、潜热和化学储热；化学长时储能指氢储能。报告同时明确，新型储能是指除抽水蓄能外、以输出电力为主要形式的储能技术，因此电能转化为热能或氢能的单向技术应用场景，一般不列为新型长时储能。

抽水蓄能由上水库、下水库、输水道、厂房及开关站等部分组成，通过电能与水势能的相互转换实现储放，目前以定速大型电站为主，变速抽水蓄能是主要研究方向，中小型电站随站址资源减少而增多。压缩空气储能利用低谷电或新能源弃电压缩空气并存储于储气单元和储热单元，在高峰时释放高压空气经透平膨胀做功发电，压缩机和透平膨胀机是核心部件，目前大规模工程应用主要是蓄热式压缩空气储能。

重力储能、液流电池、储热与氢储能各有长短

重力储能原理与抽水蓄能类似，通过固体重物的物理升降牵引发电设施储放电，载体可以是石头、沙子等就地取材的物体，建造地点包括天然山体、矿井、自建塔架和地下洞穴，储能量与落差高度、坡度、重物质量有关。报告指出，百兆瓦时级重力储能塔示范项目已经投运，但成本较高。液流电池的正负极活性物质均为液体，分别储存在独立储液罐中，通过外接管路和流体泵送入电池堆反应，按电极活性物质分为全钒、锌溴、铁铬等路线。

储热技术将太阳能光热、地热、工业余热、低品位废热等储存起来按需释放，分为显热、潜热和热化学三种形式，目前较成熟的是热水、熔融盐、耐火砖等技术，已应用于火电灵活性改造、光热发电、风光加储热、用户侧供热、跨季储热、深冷储冷等领域。氢储能是化学储能，主要包括制氢、氢储运和氢利用三个环节，电解水制氢有碱性电解槽、质子交换膜电解槽和固体氧化物电解槽等技术路线，氢储运包括气态、液态、固态、氨或醇储氢和地下储氢，电力领域主要通过氢燃气轮机、氢内燃机和氢燃料电池发电。

性能各有侧重：抽蓄和重力效率高，液流电池响应快

报告对各类长时储能技术性能做了横向对比。效率方面，抽水蓄能效率75-80%，重力储能70-85%，二者较高；液流电池60-75%，熔盐储热40-50%，氢储能仅25-35%，相对较低。寿命方面，抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能等物理储能寿命较长，抽蓄和压缩空气储能均可达30-50年，液流电池约15000-20000次循环折合约20年，熔盐储热20年，氢储能15-20年。

安全性方面，除氢能外，大部分长时储能安全性较高。环境适应性方面，综合考虑建设选址和运行环境要求，抽水蓄能和压缩空气储能环境适应性一般，重力储能、液流电池、熔盐储热和氢储能表现较好。响应速度方面，液流电池具有明显优势，可达毫秒级，重力储能为秒级，抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热、氢储能均为分钟级。

成本下降可期：2035年多个技术路线度电成本降至0.3-0.5元

基于现阶段及未来储能技术投资成本及性能参数调研，报告对不同储能技术的全生命周期度电成本做了分析。在储能时长为8小时的前提下，目前盐穴压缩空气储能和抽水蓄能度电成本较低。报告预计，随着新型长时储能技术不断成熟以及规模化应用，度电成本将逐渐降低，到2035年压缩空气储能、抽水蓄能、液流电池、熔盐储热等多个长时储能技术在年利用次数250次时，全生命周期度电成本将降至0.3-0.5元每千瓦时。

需要说明的是，报告在成本预测中假设储能时长为8小时、年利用次数为250次，并提示不同储能技术细分技术路线当前成本差异较大，导致各储能技术全生命周期度电成本范围较宽。这也意味着，具体项目的成本水平还需结合所选细分路线和实际运行工况来判断。

应用场景贯穿源网荷储，市场规模2035年最高400GW

报告认为长时储能对于实现碳达峰碳中和目标至关重要，未来有望在电源侧、电网侧、用户侧、源网荷储一体化、新能源大基地等领域发挥作用。电源侧可以提升火电灵活性及运行效率、减少新能源弃电；电网侧可以减少或延缓输配电网升级投资，提供调峰、黑启动、惯量响应、备用等服务；用户侧可以减少电费、改善电能质量、减少紧急停电和电压不稳造成的经济损失；源网荷储一体化场景下可通过能量时移减少供需错配、维持局域电网稳定；新能源大基地场景下可减少弃风弃光电量、提升外送通道利用率和送电可靠性。

根据国家能源局数据，2023年全国风电、太阳能合计发电量14691亿千瓦时，在总发电量中占比15.8%。结合国家及地方抽水蓄能、新能源等发展规划，报告预测十五五期间长时储能需求逐渐凸显，新增时长主要为4-10小时，保守场景规模达180GW、理想场景达250GW，仍以抽水蓄能为主，辅以压缩空气储能、电化学储能等新型长时储能，部分新能源占比高的西北地区省份将首先出现24小时以上长时储能需求。到2035年，保守场景需求达300GW、理想场景达400GW，时长以4-24小时为主，新型长时储能规模逐渐增加。

七条发展建议：从技术路线图到政策机制保障

报告提出了七条发展建议。一是制定长时储能技术路线图，基于中国电网及电力供需结构特点，从场景出发推导长时储能的作用和意义，科学制定中长期目标和实施路径；短期内重点制定日内长时储能成本性能提升目标及推广计划，周、月、季度长时储能以关键技术攻关为主，长期细化源网荷储一体化及Power to X等应用领域的发展目标。二是促进新型长时储能技术攻关，短期加快盐穴或人工硐室压缩空气储能、全钒液流电池、铁铬液流电池、塔式重力储能、熔盐储热等技术工程化突破，长期加大压缩空气储能低成本储罐、多电子转移液流电池、热化学储热、固体氧化物燃料电池等前沿技术研发，同时积极开展国际合作。

三是推动试点示范项目建设，开展不同技术路线、不同应用场景和不同地区的试点示范，加强示范项目监督管理，并对试点示范项目进行政策先行先试，同步创新商业模式。四是促进商业化进程，增强产业化能力，鼓励骨干企业引入战略伙伴、强强联合、兼并重组，引导中小企业走专精特新发展道路，同时建立健全产业统计监测体系、以需定产避免重复建设。五是加强知识产权保护，针对国外专利申请少、专利布局经验不足、原始创新较少等问题，建议加强专利保护意识、系统化做好申请和布局、加大原始创新。六是加快标准体系建设，逐步完善涵盖基础通用、规划设计、设备试验、施工验收、并网运行、检测监测、运行维护、安全应急等领域的标准体系。七是完善政策机制保障，探索成本回收机制，允许长时储能参与现货及爬坡、黑启动、备用等辅助服务市场，建立容量补偿机制并适时调整标准，推动市场化容量成本回收；完善成本疏导机制，按照谁提供谁获利、谁受益谁承担的原则将成本合理疏导至各受益方，并加快绿电、绿证、碳交易政策与市场体系建设，拓宽长时储能收益来源。

这组数据把三国对长时储能的时长界定逐个列出。美国口径最宽，从跨日10-36小时一直延伸到季节性储能160小时以上；澳大利亚分为日内、多日和季节性三档；韩国只给出4小时以上一个门槛。 从表格可以清楚看到，各国之间没有统一标准。报告在此基础上提出中国定义，即额定功率下持续放电4小时及以上，或数天、数月的大规模低成本储能技术，并进一步细分为中长时、长时、超长时三个层次。

这组数据抽取了效率与寿命两个维度，方便横向比较各类技术。效率上，抽水蓄能75-80%、重力储能70-85%位居前列，液流电池60-75%居中，熔盐储热40-50%和氢储能25-35%偏低。寿命上，压缩空气储能30-50年较长，熔盐储热20年，氢储能15-20年，液流电池以15000-20000次循环折算约20年。 需要结合其他维度一起看。安全性方面除氢能外大部分技术较高，环境适应性方面抽水蓄能和压缩空气储能一般，响应速度方面液流电池达到毫秒级、重力储能为秒级，其余多为分钟级。各项指标各有长短，没有一种技术在所有维度上占优。