“善弈者谋局，不善弈者谋子”，最近几年，伴随着各种新能源技术相继兴起，以光伏、风电等新型能源的装机比例以及放电量逐年提升，风光电力波动性、间歇性等对传统电力系统提出了挑战，构建新型的电力系统迫在眉睫，电力储能技术在新型电力系统中将扮演重要角色。尤其是加州、澳大利亚等以风光为主要电力的区域遭遇的大停电事件，引起了人们对长时储能技术（LDES）的价值更多关注，全球主要地区将长时电力储能技术视为新型战略产业，争相布局。其中加州公共事业委员会（California Public Utilities Commission）等将LDES技术定义为一种可以在额定功率下稳定放电不少于8小时的电力储能技术。

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一、主流的长时储能技术

普遍认为可以满足长时储能条件的储能技术主要有：抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池以及其它新型电力储能技术，通常在长时储能技术中并不包括锂离子电池储能技术,典型长时储能技术指标如下表所示。与常规的短时储能相比，这些LDES技术不仅仅在放电时间上存在差异，系统在设计和基本特性上也有显著差异，许多LDES技术的应用涉及电力、运输、供热等多个领域。评估这些储能技术的技术经济性面临很多障碍，基于一手数据北卡罗来纳大学学者对新兴的LDES技术进行了对比，并对一些应用案例进行了讨论。

重力储能技术

以抽水蓄能（PSH）为代表的传统的重力储能技术，尽管没有证据表明对生态环境有严重的影响，但能量密度以及地理环境的限制，促使一些研究者开发出另外一些新型的储能技术，其中包括Gracis city、Energy Vault以及Energozapas公司，Gracis city公司主要利用废弃的矿井，实现地下重力储存系统，用绞车代替抽水蓄能发电机组，根据介绍这家公司可开发技术能够释放重达12000吨重物，已经建成了一个250千瓦的示范项目，另外正在积极的开发一个4兆瓦商业化项目，Energy Vault技术原理与Gracis city相同，主要实现地上重力储能，通过在地上建设塔架，并利用起重机或类似技术实现重物移动，目前该公司正在积极开拓中国市场。Energozapas位于俄罗斯这家公司主要利用轨道位置高低来实现电力的存储与释放，使用轨道将重物在山上和山下移动来实现能量存储，公司已经在加利福尼亚州完成了一个示范项目，另外正在积极推进50 MW商业化项目。相比于PSH这些储能技术，更容易模块化、响应速度较快，且避免了因蒸发带来的能量损失。

压缩空气储能

压缩空气储能主要分绝热与非绝热两大类，其中非绝热压缩空气在发电过程中需要燃烧化石燃料对空气进行加热，绝热压缩空气储能系统将压缩空气过程中产生的热量进行了收集，原理上来看绝热压缩空气储能效率更高。根据报道，当前压缩空气储能效率可达65%以上，随着系统规模的不断增加，效率有所提高。国际上出现了一批从事压缩空气的公司，包括Hydrostor、Highview等公司，并开发了相关示范项目对相关技术进行了验证，国内中科院物理所和清华大学均有相关项目正在建设中，技术上国内处于第一梯队。尽管绝热压缩空气有诸多好处，但相比于非绝热系统维护成本显著增高。

热储能技术

热储能市场规模十分庞大，并不比电力储能技术市场规模小，通常热储能技术可分为显热、潜热和热化学反应三大类。其中显热储热密度从10-50 kWh/ton，潜热为50-150 kWh/ton（50-200 kWh/m3）

热化学储热为120–250 kWh/吨（200–600 kWh/m3）。其中在发电领域应用最多的主要为融盐储热，通常在光热电站中应用的较多，可满足4-10h甚至更长时间能量存储，可保障整个系统实现全天发电。按照现有在运行项目进行评估，光热电站储热效率为67%，系统为1.6MW/16MWh，成本大概在18美元/kwh。美国NREL对这项技术进行了评估，随着系统规模的扩大，成本有望降低至10美元/KWh。

液流电池储能技术

液流电池技术种类较多，包括全钒。全铁、锌铁、铁铬、锌溴等多个体系，液流电池得益于功率和能量单元分离的特征可实现电力长时间纯储，可满足8h以上电力存储。其中钒液流电池技术更成熟，能量密度和充放电效率最高，被视为最具竞争力，但钒液流电池初始投资成本较高，3300元/KWh的投资成本限制了大规模应用，目前行业正在开发一些其它廉价体系的液流电池，比如Primus Power主要开发锌溴电池，我国国电投主要开发铁铬电池，但新化学体系电池相关实证项目较少，运行时间基本都比较短。

P2G技术

电力转化为可燃气体已成为一种潜在的电力转换方式，如通过电制氢，或者转化为其它气体可实现电力大规模长期(季节)性存储，电制气有利于实现能源、电力、交通和热力之间的耦合。限制电制气的主要影响因素包括转化效率较低以及电解槽设备的初始投资较高等因素。目前，全球氢产量中只有4%来自水，全球范围内部分公司正在积极的推进P2G项目，典型的如LG和FuelCell Energy公司，在德国，韦尔特公司使用14.4兆瓦的海上风力发电为6 MW AEL电解槽供电，制备氢气，并与二氧化碳合成甲烷。

二、针对上述长时储能技术进行评价

对不同长时储能进行进行了对比，主要通过占地面积、部署灵活性、效率、投资成本等几个方面对不同的长时储能技术进行了讨论。其中部署灵活和占地面积方面，认为抽水蓄能受到的限制较多，另外压缩空气储能技术也存在相关问题。从效率指标来看，锂离子电池几乎是最高的，但锂离子电池功率单元能能量单元解耦比较困难，随着系统不断增大，电池热管理挑战越来越高，超过一定时间后效率会下降，在季节性时间尺度上，基于物理的电力存储技术（如重力和PSH）具有相对较高的效率和低怠速损耗，甚至超越锂离子电池。其中热储能技术，效率取决于绝热技术，目前项目部署的主要时间尺度有较低，在大多数热力系统的估计损失为3–10%每周，关于氢器存储和运输在现阶段均存在较大的问题，以液氢为例，几乎每天的蒸发量可达5%左右。从成本上来，锂离子电池在4h以下系统中具备较大竞争力，随着时间的延长，储热、重力储能、抽水蓄能、液流电池的优势逐渐显现出来。

三、总结

综合来看，液流电池在长时储能技术中具备一定的优势，通过提高其利用率即使用频次能够显著提升液流电池技术在长时储能中经济性，目前闲置率较低以及初始投资成本较高在一定程度上限制了其应用。在季节性时间尺度上，短期内主要还是以抽水蓄能为主，其它一些新型重力储能技术可能有一定的市场份额，另外短期来看储氢和储热不具备经济价值。