长时储能是实现“双碳”目标、实现高比例可再生能源发电并网的必然选择，其可跨天、跨月储存电能的优势可满足电力系统稳定运行需求，助力我国新型电力系统建设。不过，鉴于长时储能技术多元并存在局限性，大规模应用仍需时日。

“可再生能源渗透率提升，催生长时储能需求”“长时储能产业化发展趋势明显”“预计至2050年，长时储能储电量占比将达95%”……长时储能在我国才刚刚起步，未来还有很长一段路要走，可再生能源发电渗透率越高，所需的储能时长就越长。构建新型电力系统，需要规模化、选址灵活、低成本、长寿命的储能技术，更需要不同时长的储能技术，以满足各场景的用电需求。

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提升新能源消纳、降低电网运行成本

长时储能具有提升新能源消纳能力、替代传统火力发电、为电网提供灵活性电能资源、降低电网运行成本、使企业有更强的峰谷套利能力等优势。

目前锂电储能每千瓦时投资成本为1500元，寿命为10年，而长时储能初装时成本偏高，以全钒液流电池为例，1小时储能的投资成本在7500元左右。长时储能每千瓦时投资成本随储能时长增加而下降。全钒液流电池调峰时长若达4小时，投资成本可降至3000元，调峰时长若达8小时，投资成本可进一步降至2200元左右。此外，压缩空气储能的使用寿命可达30年，液流储能的充放电次数可达15000次以上。对于具有较长使用寿命的储能技术，若将其成本分摊到度电，成本将更具优势。

长时储能将成为降低输电成本和网络升级扩容投资的极具性价比的选择。更长时间尺度的储能意味着对电力削峰填谷的能力更强，据测算，为实现4000兆瓦的高峰负荷削减，采用持续时长为2小时的储能系统所需的装机功率接近8000兆瓦，而采用持续时长为4小时以上的长时储能仅需4000兆瓦装机，在同等装机规模下选择更长持续时间的储能可以更好缩减电网峰谷差，保障系统高效运行。

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储能企业要持续创新，技术仍需突破

虽然长时储能技术多元，但各种储能方式都存在不同局限性，导致这一技术目前仍难大规模普及应用。以液流电池为例，其特点是安全、可根据需求灵活扩展、使用寿命长，但其高成本是最大挑战。长时储能的技术缺口较大，应加大投入，补足缺口。

谈及如何促进长时储能健康快速发展，安全是储能产业发展的重中之重。储能企业要守住安全底线，从顶层系统出发，构建全链条高安全性的系统设计方案，保障电站安全、高效运行。此外，降本增效是储能系统的永恒追求，储能企业要持续创新技术，延长电池寿命，缩短运维时间，从全生命周期提升综合能效，实现降本。

目前我国还没有建立成熟的容量市场机制，新型储能的容量价值难以通过市场得到收益。建议在过渡阶段，建议接受系统统一调用的规模化长时储能，按照“同工同酬”原则，通过科学的容量折算方法给予与时长相应的容量价格或容量补偿，同时可以细化市场品种，推动长时储能参与备用等辅助市场，以支撑高比例可再生能源消纳和降碳。

到2040年全球长时储能累计装机容量可达1.5~2.5TW，到2050年，长时储能储电量将占全部储电量的95%。在长时储能的场景下，液流电池的潜力非常大，2023年会是液流电池产业转折的关键一年。不同于锂电池的原材料，高度依赖进口，中国钒资源非常丰富。数据显示，当前全球范围内已经探明的钒矿总金属储量约为2200万吨，其中中国的钒矿总金属储量约为950万吨，大概占到了全世界已探明储量的43%，位居第一。

原标题：行业动态 | 长时储能“正当红”