长时储能报告：《净零电力——可再生电网长时储能》（三）

三、对未来电力系统的灵活性需求进行建模

长时储能技术需要在未来20年内大幅扩大部署规模，以实现净零的电力系统。

而研究中的建模表明，在净零情景中，到2040年累计的部署长时储能的装机容量可能达到1.5到2.5TW。能源转移、容量提供和输配电优化等服务将占绝大多数。

到2040年，长时储能的市场规模可能超过1万亿美元。长时储能可以在建模中没有考虑的一系列不同的并网和离网应用中创造更多的价值，到2040年累计创造的价值将增长到1.3万亿美元。

长时储能在所有模拟情景中都发挥着重要作用，但对能量的吸收和存储对成本、替代技术的性能以及广泛的脱碳步伐很敏感。在其他假设情景下，长时储能部署可能会降低40%。

长时储能有望在实现大容量电力系统和其他专业应用的经济高效脱碳方面发挥重要作用。本文提供了基于建模结果的长时储能潜在市场的概述。以下概述的潜在市场规模是电力系统遵循成本最优的净零轨迹，并没有考虑已宣布的可再生能源政府目标或政策措施。其数据范围是指中心情景和渐进情景。

1、到2040年，长时储能的潜在市场规模可达到1.5至2.5TW，以实现净零电力系统所需的灵活性

根据预计的成本最优的净零轨迹，建模结果表明，随着电力系统接近净零，长时储能将在提供灵活性方面发挥主导作用。

长时储能可能从2025年开始大规模部署（30GW～40GW或1TWh），随着可再生能源渗透率的提高，到2030年部署量将加速增长(150GW～400GW 或 5到10TWh)。到2025年，95%以上的部署将由非大容量电网应用推动的，例如孤岛电网、远程电网、不可靠的电网以及企业的可再生能源购电协议(PPA)。然而，随着大容量电力系统从2030年起出现高可再生能源渗透率（约60%至70%），长时储能的装机容量可能在2040年加速达到1.5至2.5TW。这将达到当今全球累计部署的总储能容量8到15倍。

在未来五年，全球需要大量投资来促进长时储能的大规模部署，并实现低成本的脱碳途径。据估计，到2025年，全球将需要投资500亿美元来部署数量足够的试点项目和商业化项目，以实现早期脱碳，同时实现降低成本。这笔资金可以来自私人来源以及一些政府部门的资助。总体而言，到2040年实现部署所需的累计投资预计将在全球范围内达到1.5到3万亿美元。虽然这一金额很惊人，但这个数字只是与全球每2到4年对输配电网络的投资相当。

2、长时储能可以在一系列不同的并网和离网应用中创造价值

长时储能预计的技术和经济特性使它们能够服务于各种用途。已经确定了五个创造价值的主要部分

•能源转移、容量提供和输配电优化。

•为电网偏远或不可靠的行业优化能源。

•孤岛电网优化。

•确定电力采购协议（PPA）。

•提供稳定服务

（1）能源转移、容量提供和输配电优化

预计大容量电力系统的能源转移、容量提供和输配电优化将导致最大比例的部署（2040年为80%至90%）；然而，其他应用也可以在确保电力系统完全脱碳的同时增加显著价值（如图15所示）。此外，预计2025年的市场发展将受到偏远/离网或不可靠电网（50GW）行业的供应优化、购电协议（30GW）和孤岛电网优化（15GW）的推动。以下简要介绍不同的应用，而以下将深入解释能源转移、容量提供和输配电优化。

（2）为电网偏远或不可靠的行业优化能源

长时储能对于启用现场可再生能源和确保在需要的地方（例如在工厂生产线中）持续供电至关重要。可能需要清洁、可靠、具有成本效益的电力供应的相关用户，其中包括大型离网用户（如矿山、农业综合企业和军事基地）和电网可靠性较低的工业用户（如经济条件较差的化工厂和钢铁厂）。在这些情况下，长时储能在更短的交货时间和更少的地理限制方面比电网扩展具有优势。

总体而言，到2030年，为相关应用部署的长时储能累计容量可能达到60GW（储能容量为1.5TWh），到2040年将达到110GW（4TWh）左右。

而长时储能创造的价值（减少化石燃料消耗、增加运营正常运行时间，替换化石燃料发电设施等），到2030年可能达到200亿美元至300亿美元，到2040年达到约1200亿美元。

为了估计长时储能市场规模，根据特定的行业和地理范围确定了不同的离网和备用长时储能的价值主张，每个价值主张的规模都经过量身定制的分析。每个应用程序的持续时间很大程度上取决于特定用例和地理特征。气候变化的影响（包括森林火灾风险增加及其对电网可靠性或企业目标的影响）可能会进一步加速部署长时储能系统。

（3）孤岛电网优化

长时储能可以支持离网或微电网设施（包括孤岛运行的电力系统）供电的稳定和安全。例如，这些技术可以通过最大限度地减少对柴油发电机和化石能源的依赖，来帮助岛屿和偏远社区脱碳。此外，连接到孤岛运行电力系统的社区也可以从长时储能惯性提供和其他服务中受益。

到2030年，构建孤岛电网的长时储能累计装机容量可达15GW（150GWh）；到2040年，这可能会增加到90到100GW（大约3TWh）。长时储能的潜在价值来自化石燃料和碳排放的成本节约，到2040年将节省300亿美元。

具有加速脱碳路径孤岛电网可以增加长时储能的部署，并为这些电力系统创造更多价值。离网或孤立社区也可能具有巨大潜力，特别是在电力需求仍未部分或全部满足或依赖柴油发电的发展中国家。

（4）确定可再生能源购电协议

长时储能允许保护具有特定基本负载要求的电力采购协议（PPA）。私营公司和公共组织越来越有兴趣使用可再生能源的电力，以此来降低运营成本、降低波动的化石燃料价格和碳排放成本以及实现企业环境目标。而雄心勃勃地承诺减少碳排放的企业通常依赖可再生能源原产地保证（通常集成到电力采购协议中）来获取零排放电力。然而，可再生能源购电协议通常不足以使其电力脱碳；因此，企业经常用在碳排放市场上购买的碳信用额来抵消剩余的排放量。长时储能使企业能够将其实际可再生能源供电增加到接近100%，同时为电网运营提供弹性。同样，公用事业公司可以使用长时储能向其客户提供此类100%可再生能源购电协议。

到2025年，全球用于固定可再生能源购电协议的长时储能系统累计部署10GW（0.5TWh），到2040年将增加到40GW（2TWh），在可再生能源和碳信用方面的成本节约累计价值高达100亿美元。该应用主要被视为近期机会，因为到2030年之后，大容量电网中的可再生能源渗透率将显著增加，以全天候提供可再生能源电力。因此，企业为确定可再生能源购电协议支付储能储溢价的意愿可能会下降。

为确保近100%的可再生能源的电力供应，这一应用所需的持续放电时间预计将超过24小时。然而，其持续放电时间将取决于电网的现有容量组合。

（5）提供稳定服务（惯性或合成惯性）

长时储能技术可以提供广泛的辅助服务来维持电网稳定性（具体的服务因技术而异）。其中一项服务是惯性，随着可再生能源渗透率的增长，其需求也在增长。长时储能用于传统发电厂的一个不同之处在于，长时储能可以提供惯性，同时确保100%的可再生能源供应。此外，机械储能和热储能技术还可以在没有并网逆变器的情况下提供惯性，这会提高系统的总成本。

合适的长时储能技术可以从惯性中获取价值，并将其与容量提供等其他有偿服务叠加。到2030年，长时储能可利用的惯性创造的总价值估计为5亿美元，到2040年，全球范围内的总价值估计为50亿美元至100亿美元，考虑到采用成本更低的替代方案（即同步冷凝器与飞轮相结合）的成本。然而，惯性和稳定性服务不太可能证明独立部署长时储能是合理的。在独立部署的基础上，同步调压器是更具成本效益的惯性解决方案。

互连有限的电网系统预计在市场初期特别受关注，因为它们具有较少的电网稳定性替代来源。这项服务的试点已经开始：例如在英国，2020年签订了为期六年的惯性服务招标。

3、深入探讨：能源转移、产能供应和输配电优化

长时储能预计将在大容量电力系统中发挥独特的双重作用，避免使用氢能设施来满足峰值电力需求，同时满足日内和多日充放电需求。在夏季和冬季的需求峰值期间，长时储能可以连续几天释放能量，以提供关键的清洁能源和容量储备；在需求淡季，长时储能可以主要执行日内和多日能量转移。在非常长的持续时间范围内，按照目前预计的系统成本，氢能设施和长时储能的组合可能是成本最优的方案。然而，更快速地降低成本或更慢地降低氢气成本将影响产能组合。

在潜在市场方面，可再生能源密集型电力系统的能源转移和固定容量供应将是长时储能的最大市场，占2040年部署量的80%至90%。输配电扩展优化可产生3000亿美元的额外累积价值到2040年将达到6500亿美元，主要是通过补充、延期或替代投资较高的配电网络。

减少削减的能源和未提供的能源可以进一步增加价值。长时储能还具有提供分布式容量以满足当地需求的潜力，同时还为冗长的输配电建设提供了一种具有成本效益的替代方案。虽然目前未在潜在市场中考虑，但考虑到热储能的能量损失较高，分布式热储能应用可能在同时存在加热需求的情况下特别有吸引力。

如果成本预测按预期展开，长时储能可能会占产能组合的很大一部分。例如在美国，到2040年，长时储能可以存储大约10%到15%的总发电量，取代部分锂离子电池储能系统和氢能设施，并达到比这两种技术更高的份额。灵活性持续时间的平衡组合到2040年将需要长时储能。

（2）为电网偏远或不可靠的行业优化能源

长时储能对于启用现场可再生能源和确保在需要的地方（例如在工厂生产线中）持续供电至关重要。可能需要清洁、可靠、具有成本效益的电力供应的相关用户，其中包括大型离网用户（如矿山、农业综合企业和军事基地）和电网可靠性较低的工业用户（如经济条件较差的化工厂和钢铁厂）。在这些情况下，长时储能在更短的交货时间和更少的地理限制方面比电网扩展具有优势。

总体而言，到2030年，为相关应用部署的长时储能累计容量可能达到60GW（储能容量为1.5TWh），到2040年将达到110GW（4TWh）左右。

而长时储能创造的价值（减少化石燃料消耗、增加运营正常运行时间，替换化石燃料发电设施等），到2030年可能达到200亿美元至300亿美元，到2040年达到约1200亿美元。

为了估计长时储能市场规模，根据特定的行业和地理范围确定了不同的离网和备用长时储能的价值主张，每个价值主张的规模都经过量身定制的分析。每个应用程序的持续时间很大程度上取决于特定用例和地理特征。气候变化的影响（包括森林火灾风险增加及其对电网可靠性或企业目标的影响）可能会进一步加速部署长时储能系统。

（3）孤岛电网优化

长时储能可以支持离网或微电网设施（包括孤岛运行的电力系统）供电的稳定和安全。例如，这些技术可以通过最大限度地减少对柴油发电机和化石能源的依赖，来帮助岛屿和偏远社区脱碳。此外，连接到孤岛运行电力系统的社区也可以从长时储能惯性提供和其他服务中受益。

到2030年，构建孤岛电网的长时储能累计装机容量可达15GW（150GWh）；到2040年，这可能会增加到90到100GW（大约3TWh）。长时储能的潜在价值来自化石燃料和碳排放的成本节约，到2040年将节省300亿美元。

具有加速脱碳路径孤岛电网可以增加长时储能的部署，并为这些电力系统创造更多价值。离网或孤立社区也可能具有巨大潜力，特别是在电力需求仍未部分或全部满足或依赖柴油发电的发展中国家。

（4）确定可再生能源购电协议

长时储能允许保护具有特定基本负载要求的电力采购协议（PPA）。私营公司和公共组织越来越有兴趣使用可再生能源的电力，以此来降低运营成本、降低波动的化石燃料价格和碳排放成本以及实现企业环境目标。而雄心勃勃地承诺减少碳排放的企业通常依赖可再生能源原产地保证（通常集成到电力采购协议中）来获取零排放电力。然而，可再生能源购电协议通常不足以使其电力脱碳；因此，企业经常用在碳排放市场上购买的碳信用额来抵消剩余的排放量。长时储能使企业能够将其实际可再生能源供电增加到接近100%，同时为电网运营提供弹性。同样，公用事业公司可以使用长时储能向其客户提供此类100%可再生能源购电协议。

到2025年，全球用于固定可再生能源购电协议的长时储能系统累计部署10GW（0.5TWh），到2040年将增加到40GW（2TWh），在可再生能源和碳信用方面的成本节约累计价值高达100亿美元。该应用主要被视为近期机会，因为到2030年之后，大容量电网中的可再生能源渗透率将显著增加，以全天候提供可再生能源电力。因此，企业为确定可再生能源购电协议支付储能储溢价的意愿可能会下降。

为确保近100%的可再生能源的电力供应，这一应用所需的持续放电时间预计将超过24小时。然而，其持续放电时间将取决于电网的现有容量组合。

（5）提供稳定服务（惯性或合成惯性）

长时储能技术可以提供广泛的辅助服务来维持电网稳定性（具体的服务因技术而异）。其中一项服务是惯性，随着可再生能源渗透率的增长，其需求也在增长。长时储能用于传统发电厂的一个不同之处在于，长时储能可以提供惯性，同时确保100%的可再生能源供应。此外，机械储能和热储能技术还可以在没有并网逆变器的情况下提供惯性，这会提高系统的总成本。

合适的长时储能技术可以从惯性中获取价值，并将其与容量提供等其他有偿服务叠加。到2030年，长时储能可利用的惯性创造的总价值估计为5亿美元，到2040年，全球范围内的总价值估计为50亿美元至100亿美元，考虑到采用成本更低的替代方案（即同步冷凝器与飞轮相结合）的成本。然而，惯性和稳定性服务不太可能证明独立部署长时储能是合理的。在独立部署的基础上，同步调压器是更具成本效益的惯性解决方案。

互连有限的电网系统预计在市场初期特别受关注，因为它们具有较少的电网稳定性替代来源。这项服务的试点已经开始：例如在英国，2020年签订了为期六年的惯性服务招标。

3、深入探讨：能源转移、产能供应和输配电优化

长时储能预计将在大容量电力系统中发挥独特的双重作用，避免使用氢能设施来满足峰值电力需求，同时满足日内和多日充放电需求。在夏季和冬季的需求峰值期间，长时储能可以连续几天释放能量，以提供关键的清洁能源和容量储备；在需求淡季，长时储能可以主要执行日内和多日能量转移。在非常长的持续时间范围内，按照目前预计的系统成本，氢能设施和长时储能的组合可能是成本最优的方案。然而，更快速地降低成本或更慢地降低氢气成本将影响产能组合。

在潜在市场方面，可再生能源密集型电力系统的能源转移和固定容量供应将是长时储能的最大市场，占2040年部署量的80%至90%。输配电扩展优化可产生3000亿美元的额外累积价值到2040年将达到6500亿美元，主要是通过补充、延期或替代投资较高的配电网络。

减少削减的能源和未提供的能源可以进一步增加价值。长时储能还具有提供分布式容量以满足当地需求的潜力，同时还为冗长的输配电建设提供了一种具有成本效益的替代方案。虽然目前未在潜在市场中考虑，但考虑到热储能的能量损失较高，分布式热储能应用可能在同时存在加热需求的情况下特别有吸引力。

如果成本预测按预期展开，长时储能可能会占产能组合的很大一部分。例如在美国，到2040年，长时储能可以存储大约10%到15%的总发电量，取代部分锂离子电池储能系统和氢能设施，并达到比这两种技术更高的份额（如图16所示）。灵活性持续时间的平衡组合到2040年将需要长时储能。

鉴于可再生能源在总发电组合中的份额较低，在2030年之前，灵活性需求的最大份额可能会来自持续时间为24小时以下的储能系统。尽管如此，在24小时或更长时间范围内的长时储能系统的早期部署也将受到当地条件和特定应用（例如低电网可靠性区域的备份或高可用性电力采购协议）的推动。两种储能系统都可能在不久的将来出现商业需求。

（1）到2040年，长时储能灵活性持续时间的平衡组合将是必要的

到2030年，预计部署的持续放电时间为8到24小时长时储能的装机容量可能占长时储能总装机容量的80%以上。提供超过24小时灵活性的长时储能可能会在2030年后出现显著增长，这主要是由于可再生能源发电量的增加。到2040年，持续时间更长的长时储能技术可能占总储能容量的80%。由于这样的长时储能系统在能总成本中的权重更大，预计不同持续时间的储能系统所需的投资将遵循与电力容量部署类似的模式。

（2）可再生能源增长和电气化可能导致所有市场对长时储能系统的需求增加

长时储能有可能支持所有市场的大容量电力的成本优化脱碳。在模拟的地点中，美国对长时储能系统的需求最大，这主要是由于美国的输电连接有限。在这个市场中，长时储能将有助于减少弃电和电网拥塞，同时提高输电效率。欧洲和日本的需求可能主要受到2035年至2040年的峰值容量驱动，平均持续时间更长（超过50小时）。澳大利亚和智利等可再生能源资源丰富且太阳能普及率高的地区，可能主要需要持续时间较短的大容量电力服务。

新兴市场的长时储能需求不仅受到可再生能源发电设施替代化石燃料发电设施的推动，还受到电力需求增加的推动，预计未来几年电力需求将显著增长。然而，长时储能系统将提供全方位的灵活性持续时间，包括日内和多日需求，随着可再生能源发电量的增加，短期内需要更短的持续时间的储能系统。

政策措施和政府目标可能会影响部署速度，并导致比预期更早的部署。例如，印度到2030年部署450GW可再生能源的目标可能会在2030年之前导致对储能容量的高需求，从而加速长时储能的部署。同样，美国到2035年实现零排放电力的新承诺，以及中国到2030年实现1,200GW可再生能源的目标，也可能会产生积极影响。

4、潜在市场对成本和性能、替代技术和脱碳发展最敏感

根据定义，电力市场的未来是不确定的。公共和私人参与者的承诺和行动、新的市场设计和技术发展，都是高度相互关联的，并将最终决定是否实现气候目标。长时储能也存在类似的不可预测性，此外还存在技术成熟度的风险。

因此，长时储能部署的预测对不同的假设高度敏感。

预计的潜在市场对于预计的长时储能成本和性能发展最为敏感。如果企业仅满足平均投资降低的轨迹，则可以通过进一步部署锂离子电池储能系统和氢能设施（到2040年在美国达到120 GW至250GW）来减少长时储能的使用量。如果8到24小时长时储能系统的充放电效率(RTE)不超过70%，则可能需要部署大约65GW的锂离子电池储能系统。另一方面，对更长持续时间的影响将是最小的，只有15GW的长时储能系统被氢能设施取代。

替代品成本预测的偏差可能会显著影响长时储能的采用。如果氢气成本降低，则可以额外产生90TWh的氢能，取代超过170GW的长时储能容量。然而，鉴于低成本氢气需要可能受到高度限制的基础设施或地理条件，预计这将有局限性。更激进的锂离子电池储能方案将取代大约40GW持续时间较短的长时储能系统（即8至24小时的长时储能系统）。与其相反，成本降低较慢的锂离子电池储能将使长时储能的市场规模在24小时以下增加约50GW。

最后，长时储能的部署与脱碳率和可变可再生能源发电的部署密切相关。到2050年缓慢过渡到净零电力或到2040年减排90%，到2040年可能只部署了1.5至2.5TW的长时储能的25%至40%。尽管在这种情况下，长时储能系统的部署可能会被推迟而不是完全消除。

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