國際金融報
周秭沫
2025-03-26 21:00
在全球能源結(jié)構(gòu)加速向可再生能源轉(zhuǎn)型的進程中，長時儲能正從技術(shù)概念蛻變?yōu)橹厮茈娏ο到y(tǒng)的關鍵變量。當前業(yè)內(nèi)普遍認為，當新能源發(fā)電量在一個國家和地區(qū)能源結(jié)構(gòu)中的占比超過20%，4小時以上長時儲能將成為剛需；當裝機占比達到50%至80%時，儲能時長需要達到10小時以上。
根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2024年我國可再生能源發(fā)電量占比已突破35%，但新型儲能4小時以上項目占比不足16%，平均時長僅2.3小時。這種供需錯配凸顯了新能源消納的深層矛盾——風電、光伏的間歇性與電網(wǎng)穩(wěn)定性需求間的鴻溝，亟須長時儲能來填補，而破解困局有賴于技術(shù)、金融、政策三方面協(xié)同發(fā)力。
在技術(shù)方面，長時儲能主流技術(shù)尚未跨越商業(yè)化“死亡谷”，比如液流電池能量密度低，導致占地面積大；壓縮空氣儲能系統(tǒng)效率徘徊在60%至70%；氫儲能轉(zhuǎn)化效率不足50%……這些問題都需要材料革命與系統(tǒng)集成領域的技術(shù)攻堅。
可喜的是，中國科學院研發(fā)的氯鹽、硝酸鹽混合熔鹽體系將儲熱成本降至800元/噸，華為通過“能源大腦”AI故障預測成功將運維成本降低40%，各領域的技術(shù)突破都在不斷修正和重塑成本曲線。
在經(jīng)濟性層面，長時儲能初始的高額投資也在制約商業(yè)化。目前，液流電池單位成本約為2000元/千瓦時，遠超鋰電的500元/千瓦時，疊加海島等特殊場景的運維成本，項目收益率普遍不及6%。
為此，產(chǎn)業(yè)界努力通過提高系統(tǒng)的性能來降低成本，包括優(yōu)化系統(tǒng)、改進生產(chǎn)制造工藝等。商業(yè)模式創(chuàng)新方面，有公司跳出了設備銷售思維，如上海臨港試點通過共享多用戶儲能池，將儲能利用率從30%提升至65%。
在政策機制層面，容量電價缺失導致儲能收益依賴并不穩(wěn)定的峰谷價差，而碳積分、綠證等環(huán)境權(quán)益又尚未與儲能收益有效掛鉤，一定程度上削弱了市場化動力。下一步，建議能夠提升對液流電池、壓縮空氣等長時儲能的容量補償支持力度和容量租賃比例，并支持參與現(xiàn)貨市場，為儲能提供穩(wěn)定收益錨點。在此基礎上，進一步通過綠證國際互認、隔墻售電等機制創(chuàng)新激活用戶側(cè)需求，形成從技術(shù)溢價到市場收益的正向循環(huán)。
當下，長時儲能正經(jīng)歷從政策驅(qū)動向市場驅(qū)動的關鍵節(jié)點。這場能源革命的考驗在于，如何將實驗室的創(chuàng)新火花轉(zhuǎn)化為規(guī)?；虡I(yè)應用，讓長時儲能真正成為支撐“碳中和”時代的萬億元級基建設施。筆者相信，當技術(shù)突破、金融工具與制度設計形成合力后，長時儲能將晉升為新型電力系統(tǒng)的“壓艙石”，重構(gòu)源網(wǎng)荷儲互動模式，最終實現(xiàn)新能源從補充電源到主力電源的歷史性跨越。
