中國儲能網(wǎng)訊：國內(nèi)外對長時儲能與短時儲能的劃分尚未形成統(tǒng)一口徑，不同定義主要服務(wù)于不同應(yīng)用場景。本研究將承擔(dān)日間調(diào)節(jié)任務(wù)的儲能定義為長時儲能，不承擔(dān)日間調(diào)節(jié)功能的儲能定義為短時儲能。
長時儲能持續(xù)時間超過24小時，目標(biāo)是解決跨天甚至更長時間的供需平衡。長時儲能覆蓋以日為單位的周期需求，主要用于當(dāng)日內(nèi)無法實現(xiàn)能量平衡、需依賴次日甚至更長周期補(bǔ)能的場景，如連續(xù)少風(fēng)少光、極端天氣等情況下的電力保障，長時儲能面臨火電啟停機(jī)調(diào)峰的競爭。
短時儲能主要解決日內(nèi)調(diào)節(jié)問題，日內(nèi)調(diào)節(jié)需求以10小時及以下為主，4-10小時儲能足夠應(yīng)對日內(nèi)各種工況，10-24小時儲能處境應(yīng)用場景不多。當(dāng)前看，日內(nèi)調(diào)節(jié)場景下，4小時儲能已基本可滿足短時功率波動平抑與負(fù)荷跟蹤需求，兼顧經(jīng)濟(jì)性與響應(yīng)速度；長期看，隨著新能源滲透率提升與負(fù)荷曲線復(fù)雜化，10小時以內(nèi)儲能能夠覆蓋絕大多數(shù)日內(nèi)調(diào)節(jié)任務(wù)，在由風(fēng)光水火核構(gòu)成的多電源電力系統(tǒng)中，由于各類電源已具備較強(qiáng)的跨時段互補(bǔ)與調(diào)度能力，10-24小時儲能利用率偏低，加之投資與運維成本較大，其存在價值相對有限。
總體來看，劃分長時儲能的關(guān)鍵不在于時長本身，而是看它能不能承擔(dān)起跨越周期的調(diào)節(jié)任務(wù)。
01
當(dāng)前業(yè)界對長時儲能的定義及依據(jù)
當(dāng)前國內(nèi)外儲能行業(yè)對長時儲能的定義存在分歧，表面體現(xiàn)為時長門檻差異，實質(zhì)源于應(yīng)用場景和定義依據(jù)的不同。
美國能源部（DOE）按10小時及以上界定長時儲能，下屬先進(jìn)能源研究計劃署（ARPA-E）進(jìn)一步將長時儲能界定為10—100小時存儲時長，主要是為了把長時儲能與主流4小時左右鋰電儲能區(qū)分開來，突出其在更長時段保供和系統(tǒng)靈活性中的作用。
加州能源委員會（CEC）定義長時儲能為8小時及以上，則更多是考慮高比例光伏系統(tǒng)運行需要，強(qiáng)調(diào)夜間、陰天和冬季關(guān)鍵時段的電力支撐。不同機(jī)構(gòu)對長時儲能的定義差異，并非單純由設(shè)備參數(shù)決定，而是與其所面向的系統(tǒng)問題和應(yīng)用場景相關(guān)。
國際長時儲能委員會（LDES）基于超過1萬個技術(shù)成本和性能數(shù)據(jù)樣本，提出8-24小時和24小時以上兩類長時儲能定義口徑，主要是為了把兩類明顯不同的系統(tǒng)任務(wù)分開。因為儲能持續(xù)時長一旦跨越完整日周期，儲能的成本結(jié)構(gòu)、調(diào)用頻率和應(yīng)用場景都會發(fā)生變化。8-24小時主要對應(yīng)日內(nèi)向跨日過渡的能量搬移，解決的是晚高峰延續(xù)、次日清晨支撐等問題；24小時以上則更多對應(yīng)連續(xù)少風(fēng)少光、極端天氣、停電和微網(wǎng)韌性保障等多日場景。24小時這條線的意義在于它標(biāo)志著儲能從日循環(huán)調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)向跨日、多日支撐。
美國國家可再生能源實驗室（NREL）則更加直接的指出，按時長定義長時儲能便于工程分類和概念表達(dá)，但這種定義并不能說明儲能如何被使用，也不能直接反映其對電網(wǎng)的價值。
國內(nèi)研究機(jī)構(gòu)更傾向于結(jié)合工程實踐進(jìn)行界定，通常將4-10小時作為中長時儲能，10小時至1周作為長時儲能，1周以上作為超長時儲能。這一劃分與我國當(dāng)前以2-4小時儲能為主的項目結(jié)構(gòu)相銜接，既反映了技術(shù)分布特征，也便于區(qū)分不同調(diào)節(jié)功能。
國內(nèi)外現(xiàn)有口徑總體上仍屬于工程分類和統(tǒng)計管理口徑，難以直接界定儲能在電力系統(tǒng)中的真實功能。長時儲能究竟對應(yīng)的是更長的設(shè)備時長，還是更長的系統(tǒng)調(diào)節(jié)周期，仍需結(jié)合系統(tǒng)功能定位進(jìn)一步分析。
02
基于跨日調(diào)節(jié)需求的長時儲能定義
對于電力系統(tǒng)而言，儲能本質(zhì)上是彌補(bǔ)供需時空錯配的能量時移工具。其長短時功能的界定，關(guān)鍵不在設(shè)備自身的物理額定時長，而在于電量搬移所對應(yīng)的調(diào)節(jié)周期。電力系統(tǒng)運行本身具有鮮明的日周期特征：負(fù)荷側(cè)存在穩(wěn)定的晝夜變化節(jié)律，光伏出力受日照條件影響，同樣呈現(xiàn)明顯的日周期波動，且當(dāng)前儲能布局與光伏滲透率提升高度相關(guān)。由此形成的突出矛盾，是午間新能源出力集中與傍晚用電高峰之間的錯配，表現(xiàn)為單日內(nèi)的供需偏差。因此，現(xiàn)階段儲能首先承擔(dān)的是日內(nèi)的能量平衡任務(wù)。
本文將24小時以上界定為長時儲能，關(guān)鍵就在于24小時對應(yīng)一個完整日周期：24小時以上儲能具備跨越完整日周期搬移電量的能力，開始對應(yīng)跨日乃至更長周期調(diào)節(jié)需求。
據(jù)此，可將儲能需求按“能量缺口能否在日內(nèi)實現(xiàn)平衡”進(jìn)行劃分。若單日內(nèi)的凈負(fù)荷缺口能夠通過當(dāng)日其他時段的富余電量轉(zhuǎn)移加以覆蓋，則屬于日內(nèi)調(diào)節(jié)范疇；若當(dāng)日富余電量不足以彌補(bǔ)缺口，必須依賴次日甚至更長時間的能量補(bǔ)充，才構(gòu)成跨日調(diào)節(jié)需求。
按照這一邏輯，24小時以上的長時儲能，不再只是把電量從白天移到夜間，而是把前一日富余電量轉(zhuǎn)移到次日甚至更長時間使用，主要應(yīng)對連續(xù)少風(fēng)少光、極端天氣、弱電網(wǎng)或孤島系統(tǒng)保供等場景。此時，儲能的調(diào)用頻次明顯下降，能量側(cè)成本和容量成本回收能力成為更重要的經(jīng)濟(jì)約束。根據(jù)預(yù)測，到2040年，24小時以上鋰電池儲能功率成本約為10小時儲能的3倍以上，且系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性對效率的敏感性相對降低。也就是說，在24小時這一節(jié)點上，儲能的系統(tǒng)功能、調(diào)用特征和經(jīng)濟(jì)性都會發(fā)生明顯變化，這正是有必要將長時儲能進(jìn)一步分類的關(guān)鍵原因。
從當(dāng)前實際運行情況看，按上述口徑界定的長時儲能是真正面向跨日調(diào)節(jié)的24小時以上儲能，但尚未形成規(guī)?；袌鲂枨?。雖然2025年新增裝機(jī)中，4小時及以上項目的功率占比已達(dá)46%、容量占比達(dá)65.9%，看似儲能時長正在上升，但同期全國新型儲能平均時長僅為2.58小時，約80%的項目仍集中在2—4小時區(qū)間。即便在內(nèi)蒙古、新疆等新能源高滲透地區(qū)，平均時長也僅在4小時左右，4-10小時儲能足夠應(yīng)對日內(nèi)調(diào)節(jié)需求。從技術(shù)路徑看，新增裝機(jī)仍以鋰電為主，而更適合長周期調(diào)節(jié)的熔鹽儲熱、壓縮空氣等技術(shù)占比依然較低。這說明當(dāng)前儲能擴(kuò)容的主線，仍是圍繞日內(nèi)調(diào)節(jié)能力的強(qiáng)化。
因此，現(xiàn)階段將4小時、6小時或8小時儲能直接歸入長時儲能范疇，更多屬于統(tǒng)計口徑的習(xí)慣性外延，而非系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求的實質(zhì)性演變。當(dāng)前“長時儲能”投資的階段性升溫，主要源于4小時儲能項目的加快落地與概念泛化，并不代表跨日調(diào)節(jié)需求已進(jìn)入規(guī)模化釋放期。
03
長時儲能的經(jīng)濟(jì)性約束
從經(jīng)濟(jì)性看，跨日長時儲能之所以尚未進(jìn)入普遍配置階段，并不只是技術(shù)成熟度問題，而主要是由成本結(jié)構(gòu)和調(diào)用特征共同決定的。
盡管隨著放電時長增加，儲能單位千瓦時造價呈現(xiàn)下降趨勢，但在現(xiàn)貨市場環(huán)境下，長時儲能的資產(chǎn)利用率極低。以山東省電力現(xiàn)貨市場為例，10小時以上儲能的全年有效放電頻次不足10次，長時儲能更少，而4小時儲能則可達(dá)到220次以上。在此條件下，即便單位容量成本有所下降，長時儲能的固定成本仍難以通過有限的收益頻次有效攤薄，導(dǎo)致其動態(tài)投資回收能力遠(yuǎn)不及短時儲能資源。
這種成本回收難度在容量電價需求上得到了直觀體現(xiàn)。測算顯示，在現(xiàn)貨套利場景下，若要維持8%的投資收益率，10小時鋰電儲能所需的容量電價約為730元/千瓦·年，顯著高于抽水蓄能（500元/千瓦·年，采用豐寧抽蓄實際數(shù)據(jù)）及壓縮空氣（580元/千瓦·年，鹽穴壓縮空氣）的水平，更遠(yuǎn)超煤電（約330元/千瓦·年）。若進(jìn)一步將時長拓展至24小時以上的跨日尺度，鋰電儲能容量電價需求將超過1200元/千瓦·年，經(jīng)濟(jì)性壓力陡增。
當(dāng)調(diào)節(jié)周期延伸至多日乃至周尺度時，儲能的競爭維度已不再限于各類儲能技術(shù)路徑之爭，而是面臨整個系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源的競爭。在日以上長時保供場景中，煤電輔以CCUS（碳捕集與封存）技術(shù)進(jìn)行日內(nèi)啟停機(jī)調(diào)峰展現(xiàn)出更優(yōu)的經(jīng)濟(jì)競爭力?？紤]碳排放成本后，煤電+CCUS的容量電價需求約為1080元/千瓦·年，優(yōu)于24小時鋰電儲能水平；而針對360小時以上的超長時調(diào)節(jié)，鋰電儲能的容量電價需求將突破3000元/千瓦·年，與傳統(tǒng)調(diào)節(jié)資源的成本差距進(jìn)一步拉大?？紤]鹽穴資源和抽水蓄能資源的稀缺性，鋰電儲能還將是長時儲能的主流技術(shù)路線。綜上，在跨日及更長周期領(lǐng)域，長時儲能尚面臨煤電+CCUS的有力競爭。
從系統(tǒng)層面看，盲目追求長時配置可能造成邊際效用遞減。在90%綠電新能源大基地場景中，將儲能時長從4小時提升至10小時，綜合電價由0.5906元/千瓦時上升至0.6041元/千瓦時，繼續(xù)延長時長，系統(tǒng)成本上升更加明顯。在缺乏跨日需求支撐的情況下，這類配置更多體現(xiàn)為冗余投入，而非效率提升。
04
長時儲能的發(fā)展建議
長時儲能的經(jīng)濟(jì)邊界，本質(zhì)上由兩個約束共同決定：一是跨日調(diào)節(jié)需求的觸發(fā)頻率較低，導(dǎo)致資產(chǎn)有效利用小時數(shù)不足；二是系統(tǒng)替代資源體系中仍存在低成本選項，使得長時儲能難以在系統(tǒng)優(yōu)化中獲得優(yōu)先順位?；诖?，提出以下三點建議：
一是客觀研判長時儲能市場需求?，F(xiàn)階段不宜將4小時左右儲能規(guī)模的增長簡單解讀為長時儲能需求的全面爆發(fā)。必須清晰認(rèn)識到兩者在系統(tǒng)職能與經(jīng)濟(jì)屬性上的本質(zhì)區(qū)別，防止因統(tǒng)計口徑泛化而導(dǎo)致的投資決策失誤。
二是精準(zhǔn)定位特定保供場景。長時儲能應(yīng)優(yōu)先布局于能量平衡壓力突出的特定區(qū)域，如高比例新能源構(gòu)成的孤島系統(tǒng)、弱聯(lián)網(wǎng)送端基地以及極端天氣頻發(fā)的電力保供重點區(qū)域，而非將其作為新型電力系統(tǒng)的標(biāo)準(zhǔn)配置。
三是構(gòu)建以日內(nèi)調(diào)節(jié)為核心的體系閉環(huán)。在更大時空范圍內(nèi)，當(dāng)前的建設(shè)重心仍應(yīng)聚焦于構(gòu)建高性能的短時儲能體系。通過提升調(diào)用頻次與系統(tǒng)適配性，優(yōu)先在日內(nèi)調(diào)節(jié)周期內(nèi)實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)閉環(huán)，為未來向長周期支撐資源的平穩(wěn)過渡積蓄技術(shù)與市場經(jīng)驗。
