长时储能报告：《净零电力——可再生电网长时储能》（二）

一、简介

1、长时储能在提高电力系统灵活性方面可以发挥重要作用，这对于实现净零排放至关重要

很多国家如今制定了到2040年电力系统实现脱碳的目标，而对于实现净零经济以及将全球气温上升限制在1.5℃至关重要。

可再生能源高渗透率将对电力系统的可靠性和稳定性产生影响。而要使全球的电力部门完全脱碳，需要克服三个关键挑战：

•电力供需失衡。

•输电模式的变化。

•减少电力系统惯性。

这三个挑战可以通过在不同时间跨度内为电力部门引入灵活性来解决：

•日内灵活性（持续放电时间少于12个小时）

•多天和多周的灵活性（12小时～数周）

•季节性灵活性

•应对极端天气事件的灵活性

虽然目前有一些解决方案，但它们或者具有碳排放（例如天然气发电厂），或者是地理位置受限的（例如大型抽水蓄能设施），或者难以满足电力系统的未来需求（例如锂离子电池储能系统）。为了实现具有成本效益的能源转型，需要部署长时储能技术。

2、到2040年电力系统的脱碳将是必不可少的措施，致力实现净零经济，并将全球气温上升限制在1.5℃

占全球GDP约80%的123个国家已经承诺到2050年实现温室气体(GHG)净零排放或碳中和目标。然而目前的努力不足以实现这些目标。人类活动已经导致全球气温上升。

但也有很多国家没有走上降低碳排放，碳排放量在短暂下跌后再次上涨。这是由于发生新冠疫情而导致的，预计未来几年将进一步上升。因此，未来几年到几十年发生严重气候变化的风险越来越大，并在环境和社会经济方面带来严重的后果。

为了实现气候目标并限制气候变化的影响，需要政府和企业立即采取行动。需要采用解决方案组合来实现碳减排，包括更高的脱碳率和各部门能源供应的系统性变化。

电力部门是温室气体的最大排放者之一，其脱碳对于建立到2050年实现净零经济的途径至关重要。2020年，发电部门排放了123亿吨二氧化碳当量(GtCO2eq)，约占全球总排放量的三分之一。受到多种终端用途电气化的推动，例如电动汽车(EV)和住宅供暖，用户对电力的需求正在增长。

新的需求来源与新兴市场和发展中经济体的能源消耗和供应部门的整合（即所谓的“部门耦合”）、人口增长和生活水平提高有关。在深度脱碳情景中，广泛的电气化可能导致到2050年电力消耗增加两倍，为了实现限制升温1.5℃的脱碳目标，该研究报告假设全球电力部门到2040年可以实现净零排放（如图4所示）。为实现这一目标，假设发达国家(MEDC)到2035年实现净零排放，世界其他国家和地区到2040年实现净零排放。这一里程碑与最近的国际能源署(IEA)的净零报告提到的目标相一致。

如今，已经有很多能够大规模部署的低碳发电技术。在许多情况下，它们能够以比化石燃料更低的发电成本部署，从而使电力部门（包括大型电网、孤立电网和小型电网）能够领先于其他部门进行脱碳。

3.电力系统将不得不快速适应大量可再生能源(RE)，这将带来新的系统挑战

为了限制碳排放，电力系统必须加快向可再生能源的过渡。随着现有化石燃料发电厂的退役和电力需求的增长（即使在没有政策支持的情况下），可再生能源的平准化电力成本（LCOE）的下降已经加速了风电和太阳能发电的采用。如果各国政府采取强有力的政策，并采用适当的市场设计，则可以加速能源转型。虽然碳排放解决方案对于实现经济体的全面脱碳至关重要，但在很大程度上受到支持其扩大规模趋势的影响，可能影响到2040年实现脱碳目标。

可再生能源发电量在电力系统中需要快速整合。预计到2030年，仅电力部门每年部署的风力发电和太阳能发电设施将超过1TW，这给电力系统规划者和市场参与者等带来了一些挑战，需要采用新的解决方案容纳更多的可再生能源。

（1）电力供需失衡

根据定义，在电力结构中添加大量可再生能源发电将会造成供需失衡，因为风力发电和太阳能发电量的波动与电力需求不匹配。因此在发电组合中，在地理位置比较集中的风力发电和太阳能发电量增加，将导致电力过剩或电力短缺的情况更频繁。如果没有足够的阳光或风力，这些不平衡的时间可能会持续数天甚至数周。因此，随着可再生能源发电变得越来越普遍，电网运营需要变得更加灵活，以发展维持供需平衡的能力，同时激励可再生能源的部署。

使挑战变得更加复杂的是，由气候变化引起的极端天气事件的频率更高，例如热浪和洪水，也将对以可再生能源发电为主的电网运营造成更大的压力。例如，根据联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)的最新评估报告，预计全球变暖水平超过1.5℃时，洪水和极端降水将会增加。同样，极端高温的发生频率、持续时间、强度也很可能会增加。

在这种情况下，电力系统需要能够应对长期的供应中断，并确保有足够的电力容量来保证极端天气事件中的供电安全。

（2）电力传输和流动模式的变化

电力系统也将看到地理供应模式的转变，以及输电线路电力流动的变化。而这些变化是由于技术发展和成本改进（例如住宅太阳能设施和用户侧电池储能系统）推动的分散式可再生能源发电部署增加所致。它们还将反映可再生能源发电的地域依赖性，往往集中在阳光和风能供应充足的地区。

消费者方面的变化将使传统的单向电力线路设计转变为双向流动的电力系统，更多的住宅用户将电力注入电网。这将对电压控制和稳定性等传统配电系统提出挑战。这种趋势的一个例子可以在美国加州看到，在过去十年，激励措施和政府支持导致部署了10GW以上的分布式太阳能发电设施（占其总发电量的10%）。

同样，具有高可再生能源产量潜力的地区可能会成为影响电网运行方式的新一代发电中心。例如，一项研究表明，由于太阳能发电和海上风电的增加，纽约州的历史输电模式可能会发生逆转。随着可再生能源产量在一天和一年中波动，电力流向也会随着时间而变化。

而较长的部署时间和对这些系统变化的缓慢适应可能导致更频繁的电网拥塞，降低电力系统的稳定性，并危及其实现脱碳目标的能力。

（3）系统惯性降低

随着大部分发电从同步技术过渡到异步技术，电力系统的稳定性也面临挑战。传统发电设施（例如化石燃料发电设施和核电设施）通过提供惯性在保障电力系统稳定性方面发挥了至关重要的作用：在系统扰动中，连接电网的化石燃料发电设施可以通过抵抗干扰来帮助所有发电机保持同步。而电网频率将会发生变化。如果不加以纠正，那么可能导致停电，并且造成经济和社会方面的损失。

相比之下，太阳能发电设施和风力发电等新技术缺乏直接提供固有的系统惯性。因此，发电干扰、频率和电压偏差需要部署新的发电设施，可以使用电力电子设备设置正确频率（“人工惯性”）的并网逆变器和同步电容器是当前的技术解决方案。

4.净零电力系统将需要不同持续时间级别的灵活性资源，其中长时储能可以发挥关键作用

已经存在广泛的灵活性杠杆和促成因素来帮助平衡可再生能源发电量。现有的解决方案包括可调度的容量（例如，天然气峰值发电厂或可在电力峰值期间启动的发电厂和抽水蓄能设施）、输电网的扩展，包括内部和跨市场互连、馈电管理，以及部署电池储能系统。

然而，这些传统方法不足以满足电力系统不断变化的需求。最普遍的解决方案（天然气峰值发电厂）需要部署碳捕获和储存(CCS)设施。这增加了其资本密集度。扩大规模可以降低电网拥塞的风险，但成本高昂，交货时间长，并且不适合部署在某些城市中心。此外，为满足峰值需求而建设电力基础设施，往往投资回报率较低。馈电管理和电力削减本质上是低效的，因为它们会导致供应损失。最后，短时储能系统具有技术和经济方面的限制，这意味着它无法满足所需的灵活性持续时间。

因此，新的低碳灵活性资源开始出现，包括需求侧响应机制、氢气储能和长时储能技术。到2040年，可能会部署一套多样化的解决方案，以实现成本最优的电网脱碳，如图6所示。日内灵活性涵盖了持续时间低于12个小时持续放电的灵活性需求，一般来说， 涉及提供电网稳定服务和调峰服务。锂离子电池储能系统是目前最便宜的一种零排放选择，可提供少于4小时的电网平衡服务。在4到8小时持续放电时间范围内，其他储能技术也可以适应负载。这些技术包括长时储能、需求侧响应机制、限电和调峰发电设施。在此范围内，4小时储能的锂离子电池系统的成本目前低于400美元/kWh，预计未来10年将降到200美元/kWh左右。随着可再生能源发电在电力组合中的份额不断增加，预计对8到12小时持续放电时间的需求将会增长，并成为长时储能技术的重要市场。

（1）多天和多周的灵活性

持续时间将从12小时延伸到持续数天或数周。需要解决长期不平衡的可再生能源输出或由输电限制引起的潜在中断。传统上，电力系统依赖于传统发电厂、电力供应缩减和输电网规模的扩张。长时储能技术是一种有前途的零碳解决方案，可以满足这些长期灵活性需求，尤其是那些持续数天的电力需求。

（2）季节性灵活性和极端天气事件

对季节性灵活性的需求源于太阳辐射、风速、温度和降雨在数周和数月内的自然变化，以及潜在的极端天气事件。电网强化、可再生能源超大规模和弃电、可调度资产，包括氢气、沼气以及天然气可以满足这些需求。长时储能系统也可以这些需求，同时还能在面对极端天气条件时提供弹性。

随着电力结构的转变，一系列灵活性需求可能会发生变化。从现在到2030年的期间内，由于可再生能源的份额仍然有限，电力系统将主要需要日内灵活性。尽管如此，还是会有一些具有高可再生能源份额的特定应用程序，因此需要更长的持续时间，即使在短期内也是如此。建模表明，较长灵活性持续时间的采用曲线在可再生能源渗透率达到60%到70%的水平上加速，这可能会在未来十年内在许多国家和地区实现。为了到2040年实现全球净零电力，需要部署季节性灵活性解决方案，以确保在平衡可再生能源组合潜力有限和区域输电线路有限的地区实现脱碳。

二、长时储能技术表征及现状

1、长时储能技术可以发挥关键而独特的作用，在数小时到数周的时间范围内提供灵活性

长时储能技术与其他形式的储能系统一样，允许在能源供应超过需求时储存能量，并在需求超过供应时释放能量。

相对于其他形式的储能系统，新型长时储能技术具有一些鲜明的特点：

•储存能量的边际成本很低。

•长时储能技术可以存储的能量与其吸收和释放能量的速率是脱钩的。

•它们具有广泛的可部署性和可扩展性，因为它们几乎没有地理位置要求，并且不依赖于稀有元素。

•与输配电电网升级和扩建相比，它们的交货时间相对较短。

全球各地如今已经部署了新的长时储能技术：

•对主要长时储能开发商的总投资已超过25亿美元，并且在过去几年中加速增长。

•不包括抽水蓄能设施，如今部署的长时储能系统的装机容量超过5GW或65GWh。然而，这些部署中的大多数都与用于聚光太阳能(CSP)和压缩空气储能(CAES)技术有关。

如今有多种长时储能术，每种技术都基于不同的储能原理，并具有不同的架构。因此，提供长时储能性能特征的统一观点具有挑战性。然而，一些特性是长时储能技术所固有的，这对于过渡到清洁电网至关重要。

长时储能在优化系统规模和扩大成本方面具有显著优势，包括较低的储能容量资本支出和解耦能力。在不影响充放电循环设计的情况下，能够以较低的增量成本扩展储能容量。因此，这些长时储能系统可以长时间提供电力，并且通常不需要叠加多个服务来收回投资。长时储能的使用寿命可能非常长，大约为30年才需要进行重大升级。而一些长时储能系统即使在高水平运行的情况下的储能容量退化率也非常低。

作为模块化储能解决方案，锂离子电池储能系统的装机容量和储能容量是密切关联的，这种特性限制了它们经济可行地提供长期服务的能力。因此，电池储能系统可以通过降低放电率或降低放电容量（即提供低于额定功率）来长时间保持输出，这是实现更长持续放电时间的次优解决方案。

重要的是，一些长时储能技术的装机容量可以独立于储能容量进行设计，这突出了它们的多功能性和对具有不同供应和负载曲线的生态系统的适应性。例如，一些机械储能系统的充放电过程采用独立设计并具有不同的效率。此外，其不对称性为收入优化开辟了更多可能性。例如，长时储能系统可以通过在电价较低时在夜间充电，并在电价高时在更短的时间内释放能量来优化能源套利。

2、一些长时储能技术的额外操作和部署优势可以为系统增加显著价值

长时储能系统可以提供额外的运营和部署优势，例如与电网升级和扩展具有更短的交付周期，以及更少的大规模部署限制。这些优势由于储能技术的不同而有所不同，有些储能系统仍必须在试点和商业工厂中得到证明。

（1）与输配电(T&D)电网升级和扩建相比，交货时间更短

从历史上看，通过升级现有电力线路来解决发电厂与受限电网的连接问题。但电网的扩容降低拥塞风险，然而这是一个需要长期规划的资本密集型过程。此外，随着分布式发电计划的激增以及项目连接变得不太确定，电网稳定运营变得越来越困难。此外，输电网项目的复杂性和许可要求导致近20%的输电项目被推迟或取消。

长时储能需要一种经济高效的输电优化解决方案，提高电网利用率和虚拟电网容量，同时推迟电网升级。长时储能技术的平均建设时间为一年，与电网升级相比，其许可要求更宽松。同样，它们可以应用于具有多个站点的大型电网，并允许建设新的可再生能源发电设施。

（2）可广泛部署和可扩展

大多数新兴的长时储能技术几乎没有部署限制。例如，这些长时储能系统没有特定的地理位置要求，并且每个装机容量的占地面积较小。根据长时储能技术的不同特点，有些长时储能系统可以建在地下或非常靠近人口稠密的地区，因为它们的安全风险低。

此外，许多储能系统具有模块化架构，允许以更短的持续时间或更小的装机容量实施长时储能系统的初始部署，并且可以根据需求扩大规模。

长时储能还可以为现有发电设施重新供电或扩大规模，这将随着可再生能源发电量的增加而变得越来越重要。这将优化土地使用，并允许可再生能源设施利用并网许可。此外，一些长时储能技术为重新利用可能搁浅的化石燃料发电设施提供了机会。例如，废弃矿场可以用于压缩空气储能（CAES）系统，或者可以将煤炭和天然气发电厂转换为储热设施。热储能解决方案可以通过耦合热力和电力部门，并支持依赖于依赖的最终用途的脱碳来提供额外的灵活性。

在实用性方面，一些长时储能技术依赖于现有的供应链，其中大部分使用大量可用的储量丰富的材料，无论是在核心技术还是工厂平衡(BoP)系统中。这可以防止锂离子电池（例如采用镍、锰和钴的三元锂电池）未来潜在的供应链短缺：全球65%以上的钴来自刚果民主共和国。然而，这并不是所有长时储能系统都是如此，因为有些储能产品使用某些稀有金属（例如钒）和带有稀土磁性材料的电动机或发电机。虽然这些产品现在没有面临供应限制，但未来可能会出现短缺的情况。

2、新型长时储能技术呈现出截然不同的特性，使其适用于不同的应用

（1）近年来，投资者对长时储能的兴趣有所增加，对长时储能开发商的投资超过25亿美元

长时储能技术可以整合风力发电和太阳能发电设施，并降低脱碳电力系统成本，其潜力促使新的商业举措和研发(R&D措施激增。2021年，全球对主要长时储能开发商的累计投资超过25亿美元，在过去四年中增长了近两倍

已经投入运营或已宣布部署的长时储能系统超过5GW和65GWh ，全球范围内已宣布超过260个处于不同商业阶段的长时储能项目。

（2）5GW以上的长时储能系统已经投入运营或已宣布

根据美国能源部发布的调查数据，迄今为止，不包括抽水蓄电设施的长时储能项目总装机容量为5GW（65GWh），大约有230个长时储能项目。

然而，大部分储能容量与传统的熔盐和压缩空气储能系统（CAES）技术相关，与新型长时储能技术相比，它们具有一些部署限制（例如规模巨大和模块化有限）。热储能系统占已公布的长时储能系统装机容量的最大份额（60%），这主要归功部署的许多电网规模的聚光太阳能(CSP)熔盐储能设施。压缩空气储能系统（CAES）名列第二（约30%），但平均部署规模最大（80MW）。液流电池储能项目的数量最多（100多个），但平均装机容量要低得多，每个约为4MW。这意味着，虽然其他长时储能技术的潜力很大，但它们的广泛采用取决于商业演示和成本开发。

就地区而言，美国、西班牙和德国报告的装机容量和项目数量最多。美国部署的长时储能系统大多是机械储能、热储能和电化学储能项目，约占全球长时储能总装机容量的30%。西班牙的大多数长时储能项目（占全球长时储能总装机容量的的20%）都是热储能系统。德国还有两个超过200MW以上的压缩空气储能系统（CAES），占全球长时储能总装机容量的10%。而在亚洲，日本和中国已经宣布了至少30个电化学储能项目，主要采用液流电池和金属阳极电池的组合。

抽水蓄能发电设施通常由两个不同高度的水库组成，当水从上游水库流经水力涡轮机流向下游水库时可以发电。

大型抽水蓄能发电设施由于其技术成熟、效率高、单位投资成本低，成为全球储能容量最大的解决方案。全球各地目前已经安装约160G抽水蓄能发电设施，另有130GW计划建设或正在建设中。未来的部署主要集中在亚洲，中国占全球已经宣布、计划或在建产能的60%左右。现有和已宣布的水蓄能发电设施的持续放电时间通常为10到24小时（但在某些情况下会达到数天），项目规模平均为3GW。

全球在过去10年对抽水蓄能发电设施的总投资约为1000～1500亿美元，到2030年还将增加2300～3200亿美元。其成本因地点而异，这由于EPC成本和系统设计（包括系统的持续时间和技术）各不相同。抽水蓄能发电设施的平均支出成本高于2,000美元/kW。然而，在EPC成本非常低的地区（如印度），短期独立设计的价值可以达到1,000美元/kW。

大型抽水蓄能发电设施可以提供低成本、可调度的电力，并且由于其快速响应时间而作为电网稳定性的主要解决方案。它的主要限制是缺乏可用场地、交货时间长、建设成本高以及环境问题。尽管如此，它仍有潜力满足日益增长的电气化需求和对零碳能源的需求，并促进难以减排的行业脱碳，特别是在拥有大部分未开发自然潜力且电力需求可能成倍增加的新兴经济体中。

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