大规模长时储能成为刚需

长时储能是建设“新能源+储能”的新型储能系统，实现“双碳”目标的关键核心技术，必须引起高度重视。

长时储能系统的部署可能在未来几年加快进行，尤其是在各国继续扩大可再生能源部署的情况下。一旦可再生能源发电量达到电力系统60%至70%的市场份额，长时储能系统将会成为“成本最低的灵活性解决方案”。

长时储能的定义是什么

在2021年，美国能源部发布了支持长时储能的相关报告，把长时储能定义为至少连续运行(放电)时间为10小时，使用寿命在15至20年。

如何深挖大规模长时储能项目的经济性

在电网中增加储能系统，无论是电网侧、电源侧还是用户侧，都需要增加投入，就和当年做环保一样，需要增加成本。首先，储能设备制造商应该加大研发投入，开发出高安全性、生命周期中性价比高、环境友好(包括电池报废后的无害化处理)的储能装备，降低设备成本。

截至2021年10月底，我国可再生能源发电累计装机容量达到10.02亿千瓦，突破10亿千瓦大关，比2015年底实现翻番，占全国发电总装机容量的比重达到43.5%。要在2030年实现碳达峰目标，预计到2030年，可再生能源发电总装机容量将达到60%以上，会超越火电成为绝对的主力电源。

既然储能是国家实现“双碳”目标的重大需求，国家刻意像发展新能源汽车、太阳能电池等产业一样，制定出可有效执行的价格补偿机制和相应的长时储能产业政策，例如抽水储能的两部电价政策，推进长时储能产业的健康发展，让储能技术为建立新型电力系统，实现“双碳”目标保驾护航。另外，国家应重点支持综合能量转换效率应对标抽水储能，综合能量转换效率应大于70%，使用寿命大于15年，考虑长时储能系统的成本时，必须包括电池报废后的无害化处理成本。

据中研普华研究院报告《2022-2027年中国新型储能行业市场全景调研及投资价值评估研究报告》分析

随着储能行业关键技术的攻破，新型储能将进入快速发展阶段。拥有规模和成本优势，且技术水平领先的头部公司有望在行业高速成长期获得更大市场份额。

相比海外市场，国内新型储能的装机规模仍处于低位。据数据，2020年全球电化学储能累计装机16.9GW，海外市场装机份额达83%;其中，美国、欧洲、日本、韩国、澳大利亚是海外主要的装机国家或地区，合计占据海外累计装机量94%。

我国的电化学储能装机容量90%为锂离子电池技术，但目前的锂离子电池储能技术难以满足“新能源+储能”的新型储能系统对长时储能的需求。

到2025年，我国储能投资市场空间将达到0.45万亿元，2030年增长到1.30万亿元左右。据《储能产业研究白皮书2021》，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，包括其他新型储能装机3.9GW。其中，锂离子电池累计装机规模为2902.4MW。

2022年该行业前景趋势怎么样?想要知道更多行业详细分析，请点击查看中研普华研究院出版的《2022-2027年中国新型储能行业市场全景调研及投资价值评估研究报告》。