中國儲能網(wǎng)訊：長時儲能的定義及相關(guān)政策
長時儲能被《麻省理工科技評論》評選為2022年“全球十大突破性技術(shù)”，指出長時電網(wǎng)儲能電池可以幫助分攤可再生能源的供應(yīng)壓力，并擴大清潔能源的使用范圍。長時儲能（long-duration energy storage）備受關(guān)注，但對于長時儲能的時長尚無明確定義。
一、關(guān)于長時儲能定義的探討
2021年底全球長時儲能理事會成立，提出要達到全球碳中和目標，到2040年在全球范圍內(nèi)部署85TWh-140TWh的長時儲能。長時儲能被《麻省理工科技評論》評選為2022年“全球十大突破性技術(shù)”，指出長時電網(wǎng)儲能電池可以幫助分攤可再生能源的供應(yīng)壓力，并擴大清潔能源的使用范圍。
長時儲能（long-duration energy storage）備受關(guān)注，但對于長時儲能的時長尚無明確定義。
按照儲能作用時間的長短，可以將儲能系統(tǒng)分為數(shù)時級以上、分鐘至小時級、秒級等。儲能時長通常用儲能設(shè)備在額定容量下連續(xù)輸出的小時數(shù)來表示。
有研究提出放電時長在4小時以內(nèi)為短時儲能，4-12為中長時，12小時以上為超長時。2021年美國能源部發(fā)布了支持長時儲能的相關(guān)報告，將其定義為額定功率下至少連續(xù)運行（放電）10小時的儲能系統(tǒng)。業(yè)界也有機構(gòu)將其定義為可實現(xiàn)跨天、跨月，乃至跨季節(jié)充放電循環(huán)的儲能系統(tǒng)。
美國可再生能源實驗室發(fā)布了“儲能的未來”系列研究報告，認為定義長時儲能的時長存在挑戰(zhàn)。“長時儲能”通常被用作具有足夠長的持續(xù)放電時間、可以提供穩(wěn)定容量并支撐電網(wǎng)資源充裕度的儲能系統(tǒng)的簡稱。由于討論和分析長時儲能的動機和實踐不同，并不建議對長時儲能使用單一的定義。
二、長時儲能相關(guān)政策
（一）國外支持政策
美國能源部從2018年起就不斷地投入資金，支持長時儲能的技術(shù)研發(fā)，其目標是在2030年把儲能成本降低到5美分/度電以內(nèi)。去年2021年9月份，美國能源部就投入了1790萬美金資金支持4家全釩液流電池廠商開發(fā)其產(chǎn)品。
美國加州是長時儲能市場異常活躍的地區(qū)之一，在2022到2023年的預算中，提供3.8億美金來支持長時儲能的部署。希望用大規(guī)模的長時儲能加上風光發(fā)電，來滿足其總的電量需求。英國政府也為24個不同技術(shù)類型的長時儲能技術(shù)提供了6800萬英鎊的競爭性融資資金支持。
（二）國內(nèi)促進政策
4小時儲能概念在國內(nèi)的首次提出是在2021年7月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，鼓勵市場化并網(wǎng)新能源項目按照裝機容量15%-20%配建時長4小時以上調(diào)峰能力。2022年3月4日，新疆自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《服務(wù)推進自治區(qū)大型風電光伏基地建設(shè)操作指引（1.0版）》，對新建項目和增容改造老舊風場項目均提出按照新建/新增容量25%配置4小時儲能的要求；3月7日，內(nèi)蒙古自治區(qū)政府發(fā)布《關(guān)于推動全區(qū)風電光伏新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的意見》，要求新建項目配建儲能比例不低于裝機容量15%，保障性并網(wǎng)項目儲能時長在2小時以上，市場化并網(wǎng)項目儲能時長在4小時以上。
《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》提出，推動多時間尺度新型儲能技術(shù)試點示范。針對新能源消納和系統(tǒng)調(diào)峰問題，推動大容量、中長時間尺度儲能技術(shù)示范。國家科技部發(fā)布的《“十四五”國家的重點研發(fā)計劃》提出為代表各種中長時間儲能多種儲能技術(shù)提供了研發(fā)的資金支持，重點包括：低成本長壽命錳基儲能鋰離子電池、有機儲能電池、水系金屬離子儲能電池、百MW級別的鈉離子電池儲能技術(shù)以百兆瓦級先進壓縮空氣儲能技術(shù)，新一代液流電池技術(shù)、寬液體溫域高溫熔鹽儲熱技術(shù)。
長時儲能的技術(shù)特點及對比
長時儲能與短時儲能相比最大優(yōu)勢系就是其容量邊際成本(Marginal Cost per kWh)，其功率和容量可以相對獨立擴展，避免了未使用功率產(chǎn)生的附加成本。長時儲能根據(jù)技術(shù)成熟度基本可以分為三類。雖然“長時儲能”這一概念新生，但適合用于長時場景的儲能技術(shù)及實踐卻有較長的歷史。
一、長時儲能的技術(shù)特點
長時儲能與短時儲能相比最大優(yōu)勢系就是其容量邊際成本(Marginal Cost per kWh)，其功率和容量可以相對獨立擴展，避免了未使用功率產(chǎn)生的附加成本。目前新型儲能中展最為迅速、市場占比最高鋰離子電池并不適合長時儲能，根本原因是其動率和容量的耦合特性，容量和功率不能獨立調(diào)節(jié)，功率確定后其最佳放電時長在4小時以內(nèi)，繼續(xù)增加時長必須增加電池數(shù)量，邊際成本等于整體電池成本。
長時儲能根據(jù)技術(shù)成熟度基本可以分為三類。第一類為基本成熟的技術(shù)，主要包括抽水蓄能和儲熱儲冷。它們技術(shù)研發(fā)的重點在于在原有技術(shù)基礎(chǔ)上如何進一步改進性能，比如抽水蓄能的可變速機組技術(shù)、高溫熔鹽蓄熱技術(shù)等。第二類為集成示范為主的技術(shù)，主要包括液流電池和壓縮空氣儲能。研發(fā)重點為如何突破從集成示范到產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用的特定關(guān)鍵技術(shù)，比如液流電池的低成本技術(shù)、壓縮空氣儲能的高效技術(shù)等。第三類為關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)為主的技術(shù)，主要包括鈉離子電池、液態(tài)金屬、金屬離子電池。研究的重點在于如何突破材料、單體、模塊的關(guān)鍵技術(shù)，實現(xiàn)從實驗室技術(shù)到集成示范的轉(zhuǎn)變。
二、長時儲能的技術(shù)類型
長時儲能涵蓋了一系列儲能技術(shù)，包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、液流電池、高溫熔鹽儲熱、綠色氫能等。雖然“長時儲能”這一概念新生，但適合用于長時場景的儲能技術(shù)及實踐卻有較長的歷史。機械儲能領(lǐng)域中，除了最為經(jīng)濟高效的傳統(tǒng)抽水蓄能外，還涌現(xiàn)了一批專注于壓縮空氣、重力儲能等新興儲能新技術(shù)，將上線百兆瓦級別的示范項目，如Hydrostor，Highview，Energy Vault等。此外，蓄熱儲能（例如熔鹽儲能公司Malta)，化學儲能（氫、氨）等技術(shù)也逐漸進入人們的視野。
全釩液流電池被稱為儲能新貴，與鋰離子電池相比較為安全，電池循環(huán)次數(shù)高，壽命長達20年，能量密度低，體積較大，受釩價高的影響，電解液成本高；壓縮空氣屬于大規(guī)模機械儲能技術(shù)，單機規(guī)?？蛇_100MW級，儲能時間可達4-10小時，壽命30-50年可對標抽水蓄能；熔鹽儲熱技術(shù)儲熱功率可達到百兆瓦級別，實現(xiàn)單日10小時儲熱；氫儲能可實現(xiàn)大規(guī)模長周期儲能，但系統(tǒng)效率為30-40%，比抽水蓄能和電化學儲能要低很多。
表1 主要長時儲能類型及技術(shù)參數(shù)
三、國內(nèi)外技術(shù)路線及研發(fā)重點
（一）國外主要技術(shù)路線
全球長時儲能理事會在聯(lián)合國氣候變化框架公約第26次締約方大會上成立，其成員單位包括領(lǐng)先的能源公司、技術(shù)提供商、投資者和最終用戶，主要公司技術(shù)路線如下表所示。
表2 全球長時儲能理事會技術(shù)路線
國際上機械儲能公司雖然不多，但國內(nèi)得力于工程機械的高度發(fā)達，該類型技術(shù)正如火如荼地發(fā)展。蓄熱儲能技術(shù)如只單純用于電力存放，其循環(huán)效率較低；比較適用于熱電結(jié)合的使用場景，總效率可高達90%?；瘜W儲能主要集中在氫燃料電池儲能，因其存放電的循環(huán)效率較低，比較適用于氫電配合的應(yīng)用場景。電化學儲能技術(shù)百花齊放，且涉足的公司最多，是將來逐步替代鋰電池儲能的主要方向。
（二）我國研發(fā)重點
我國也在為各種長儲能技術(shù)提供支持，國家科技部發(fā)布的《“十四五”國家的重點研發(fā)計劃》提出為代表各種長時間儲能多種儲能技術(shù)提供了研發(fā)的資金支持，重點包括超長時間尺度儲能技術(shù)3項：100MW級先進壓縮空氣儲能技術(shù)、新一代液流電池儲能技術(shù)、寬液體溫域高溫熔鹽儲熱技術(shù)。中長時間尺度儲能技術(shù)4項：低成本長壽命錳基儲能鋰離子電池、有機儲能電池、水系金屬離子儲能電池、百兆瓦時級鈉離子電池儲能技術(shù)。《十四五新型儲能發(fā)展實施方案》部署了多種長時儲能技術(shù)的研發(fā)攻關(guān)任務(wù)，包括全釩液流電池、鐵鉻液流電池、壓縮空氣儲能、熔鹽熱儲能、氫儲能等多種類別技術(shù)，反映出碳達峰、碳中和目標對長時儲能的迫切要求。
（三）國內(nèi)外技術(shù)水平對比
經(jīng)過“十二五”和“十三五”期間國家和產(chǎn)業(yè)的持續(xù)投入，中國儲能技術(shù)的水平快速提升，壓縮空氣儲能、儲熱儲冷、鉛蓄電池、鋰離子電池、液流電池和鈉離子電池技術(shù)已達到或接近世界先進水平；抽水蓄能、飛輪儲能、超級電容器和儲能新技術(shù)和世界先進水平還有一定的差距，但總體上差距在逐步縮小。
表3 2021年中國和世界儲能技術(shù)水平對比
長時儲能的應(yīng)用、市場及示范
隨著光能風能不斷深入，其發(fā)電間歇性對電網(wǎng)負面影響將愈發(fā)嚴重，部分水電站也面臨著生態(tài)系統(tǒng)破壞后越來越長的枯水期，無法保證出力。而要解決這個問題，光靠建造更多輸電網(wǎng)絡(luò)遠遠不夠。長時儲能可憑借長周期、大容量特性，在更長時間維度上調(diào)節(jié)新能源發(fā)電波動，在清潔能源過剩時避免電網(wǎng)擁堵，負荷高峰時增加清潔能源消納。
一、應(yīng)用場景
放電時長在數(shù)小時級以上的長時儲能主要應(yīng)用場景是電網(wǎng)削峰填谷、負荷調(diào)節(jié)。在電力系統(tǒng)發(fā)輸配用這四個環(huán)節(jié)長時儲能都有非常廣泛的可應(yīng)用空間。在發(fā)電側(cè)，長時儲能可提供大規(guī)模的削峰填谷以及大規(guī)模的容量存儲，利用長時儲能+光伏發(fā)電來替代火電。在輸電側(cè)，長時儲能配合風光等清潔能源，提高特高壓等輸電網(wǎng)絡(luò)的利用率，有效地推遲輸電投資的投入時間。在配電側(cè)，用作大型的城市產(chǎn)業(yè)園級別的調(diào)峰電源，緩解高峰負荷需求，以及減少網(wǎng)絡(luò)擴容的投入。在用戶側(cè)同樣可以降低峰值用電的成本。
為了實現(xiàn)碳中和目標，火電廠將逐步退出。預計火力發(fā)電將占發(fā)電總量為10%甚至更少。當這類穩(wěn)定的基礎(chǔ)負載發(fā)電資源日益減少，長時儲能+大型風光項目將大概率替換化石能源成為基礎(chǔ)負載發(fā)電廠，對零碳電力系統(tǒng)中后期建設(shè)的影響深遠。
隨著光能風能不斷深入，其發(fā)電間歇性對電網(wǎng)負面影響將愈發(fā)嚴重，部分水電站也面臨著生態(tài)系統(tǒng)破壞后越來越長的枯水期，無法保證出力。而要解決這個問題，光靠建造更多輸電網(wǎng)絡(luò)遠遠不夠。長時儲能可憑借長周期、大容量特性，在更長時間維度上調(diào)節(jié)新能源發(fā)電波動，在清潔能源過剩時避免電網(wǎng)擁堵，負荷高峰時增加清潔能源消納。
頻繁的自然災(zāi)害，不僅會造成大規(guī)模停電影響日常生活，還會加速輸配電設(shè)備老化，增加電網(wǎng)運營成本。其他外部不可抗因素如天然氣管道運輸阻塞、煤炭供應(yīng)短缺等能源資源多日乃至季節(jié)性的供應(yīng)緊張，也會導致電價上漲。長時儲能能夠在極端天氣下保障電力供應(yīng)，降低社會用電成本。
二、市場展望
根據(jù)全球長時儲能理事會發(fā)布的白皮書顯示，要達到全球碳中和目標，到2040年在全球范圍內(nèi)部署85TWh-140TWh的長時儲能，使可再生能源取代化石燃料，減少電力部門的排放10-15%，每年減少2.3萬噸二氧化碳排放。實現(xiàn)這一目標所需的投資可能在1.5~3萬億美元之間。
對標中國，由于中國一次能源占全球比例為26%，因此中國將需要部署22TWh~36TWh的長時儲能。當然這中間包含抽水蓄能，目前發(fā)改委公布的中國的抽水蓄能資源規(guī)劃，在2035年大概能做到3TWh左右的容量。對照標準，還需要有90%長時儲能。需要有其他各種新興技術(shù)，包括液流電池、蓄熱儲能、壓縮空氣儲能等等來滿足，市場增長空間將達到數(shù)萬億人民幣。
三、示范工程
（一）國外“長時儲能+光伏”來替代火電
在國外，已經(jīng)出現(xiàn)“長時儲能+光伏”來替代火電的案例。美國巴菲特投資的公用事業(yè)公司NVenergry最近收購了總計600兆瓦的太陽能光伏和480兆瓦電池儲能的資源組合，并且還與一個690兆瓦太陽能光伏與380MW/1400MWh的儲能項目一起簽訂了一份25年的購電協(xié)議。這些項目都是為了替代一個即將退役的火力發(fā)電站。另外一家超長時儲能公司Form Energry與迷你蘇達州的Georgia Power公司合作，建立了一套1MW/150MWh儲能系統(tǒng)，參與替代一個1150MW的火力發(fā)電廠。澳大利亞OriginEnergy正在計劃用700MW的長時儲能加光伏去替代一個2880MW的一個火力發(fā)電站。
由于歐美的電價機制，現(xiàn)階段基本上可以用某些長時儲能加光伏來替代火電。在中國，也由于電價政策的不同，需要更低的儲能成本才能實現(xiàn)用儲能加風光清潔電源去替代火電。如果長時儲能LCOS降低到2角/度電以內(nèi)，目前我國西部風光發(fā)電的成本在2角以內(nèi)，這個時候儲能加上光伏，總成本在三毛多一度電，那么在電價上“長時儲能+風光發(fā)電”就具有與火力發(fā)電相競爭的優(yōu)勢。
（二）國內(nèi)典型長時儲能的示范工程及應(yīng)用
2021年我國主要儲能技術(shù)的集成示范均取得了重要進展，綜合分析大致可以分為三類。我國儲能示范分為第一類為系統(tǒng)規(guī)模提升或者性能提升的集成示范，主要包括抽水蓄能、鋰離子電池、壓縮空氣儲能和儲熱儲冷等。第二類為驗證關(guān)鍵技術(shù)突破的集成示范，主要包括鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。第三類為該類技術(shù)的首次集成示范，主要包括鈉離子電池、超級電容器等。
（1）壓縮空氣儲能
國外壓縮空氣儲能工程已投入商業(yè)運行。壓縮空氣儲能技術(shù)從上世紀50年代發(fā)展起來的，世界上最先商業(yè)運行的兩個大型壓縮空氣儲能電站分別是德國的Huntorf電站、美國Mcintosh電站，均采用天然地下鹽穴作為儲氣裝置。加拿大Hydrostor公司于2015年在多倫多建成了首個600kW的水下壓縮空氣儲能示范工程。
2021年，國內(nèi)壓縮空氣儲能示范項目取得了多個里程碑式的進展。中國科學院工程熱物理所于2021年8月在山東肥城建成了國際首套10MW鹽穴先進壓縮空氣儲能商業(yè)示范電站，順利通過項目驗收，并正式并網(wǎng)發(fā)電商業(yè)運行，系統(tǒng)效率達到60.7%，創(chuàng)造了新的世界紀錄。位于貴州畢節(jié)的集氣裝置儲氣10MW先進壓縮空氣儲能系統(tǒng)于2021年10月完成并網(wǎng)發(fā)電。江蘇金壇建設(shè)了60MW/300MWh鹽穴壓縮空氣儲能示范項目，并于2021年10月開展了并網(wǎng)試驗。中國科學院工程熱物理所在張家口市建設(shè)的國際首套100MW先進壓縮空氣儲能國家示范項目，已經(jīng)完成關(guān)鍵部件研制和系統(tǒng)集成安裝，并于2021年12月底順利并網(wǎng)，開始進入系統(tǒng)帶電調(diào)試階段，成為我國壓縮空氣儲能技術(shù)新的里程碑。
（2）蓄熱儲能
與壓縮空氣儲能和抽水蓄能電站相比，獨立熔鹽儲熱電站具有占地面積小、不受地理條件限制、可建在城市內(nèi)部等優(yōu)點，另外建在城市的大規(guī)模高溫蓄熱電站還可與城市供熱相結(jié)合，建成大規(guī)模的高溫蓄熱電聯(lián)供電站。
在儲熱集成示范方面，2021年度在敦煌建成了采用熔鹽儲熱的50MW線性菲涅爾式太陽能熱發(fā)電站，熱熔鹽溫度550℃，冷熔鹽溫度290℃，熔鹽儲熱可發(fā)電750MWh；在新疆哈密建成了50MW熔鹽塔式光熱發(fā)電，采用熔鹽儲熱可實現(xiàn)12h連續(xù)發(fā)電；在河北黃帝城建成1.06萬m3水體儲熱的太陽能儲熱采暖項目，在北京建立了50kW/500kWh中低溫熱化學儲熱中試系統(tǒng)；在張家口建成100MW亞臨界水蓄熱子系統(tǒng)應(yīng)用于100MW先進壓縮空氣儲能系統(tǒng)；在張家口應(yīng)用水合鹽相變材料實現(xiàn)為冬奧會轉(zhuǎn)播中心供暖。江蘇金合公司己實現(xiàn)中高溫復合相變材料及其系統(tǒng)技術(shù)(450～750℃)的規(guī)?；瘧?yīng)用。
（3）液流電池儲能
液流電池具有安全性高、壽命長、規(guī)模大等優(yōu)點，在大規(guī)模儲能領(lǐng)域具有良好的應(yīng)用前景。據(jù)美國DOE預計，在儲能時長為4～10h的電網(wǎng)規(guī)模儲能方面，液流電池儲能技術(shù)將具有比較優(yōu)勢。
近年來國內(nèi)完成了多個標志性全釩液流電池儲能電站示范項目，其中，融科儲能兩套10MW/40MWh網(wǎng)源友好型風場項目投運，北京普能交付了一套光伏、儲能戶外實證實驗平臺國家光伏、儲能實證實驗平臺(大慶基地)的全釩液流電池儲能系統(tǒng)，大連200MW/800MWh全釩液流電池儲能調(diào)峰電站一期工程完成主體工程建設(shè)，進入單體模塊調(diào)試階段。此外，近期國內(nèi)簽約落地多個100MW級全釩液流電池電站，國電投集團襄陽100MW/500MWh，中廣核100MW/200MWh全釩液流電池儲能電站等。
長時儲能將成為必須要部署的設(shè)備，然而長時儲能的商業(yè)化進行仍然面臨種種挑戰(zhàn)，多種長時儲能技術(shù)都有不同的研究和發(fā)展，但還沒有一種技術(shù)能同時滿足長壽命、安全、經(jīng)濟、效率高、大規(guī)模儲能等多項指標，布局和應(yīng)用長時儲能需要重點解決幾個關(guān)鍵問題。
長時儲能的發(fā)展挑戰(zhàn)及展望
一、發(fā)展挑戰(zhàn)
隨著風光發(fā)電率滲透率越來越高，儲能產(chǎn)品和市場機逐漸明朗，長時儲能將成為必須要部署的設(shè)備，然而長時儲能的商業(yè)化進行仍然面臨種種挑戰(zhàn)，比如長時儲能的初始投資規(guī)模巨大、商業(yè)模式并不清晰、技術(shù)成熟度有待提升。
長時儲能的經(jīng)濟效益不明朗。長時儲能單單沿用短時儲能的盈利模式，則經(jīng)濟效益有限。而目前大部分電力輔助服務(wù)市場、峰谷電價套利空間，對2-4小時短時儲能系統(tǒng)基本足夠。因此，長時儲能要想突破短時儲能的商業(yè)壁壘，必須要解決短時儲能技術(shù)當前所無法解決的痛點，展示其在更長時間維度的經(jīng)濟價值。
長時儲能的成本制約商業(yè)化進程。研究表明長時儲能的價格至少要達到$50/kWh才會被更廣泛地應(yīng)用；如要大幅降低整體發(fā)電成本(>10%)，成本必須落在$1/kWh-$10/kWh這個區(qū)間。除了長時儲能本身的充放電效率和造價，還有眾多可以提供穩(wěn)定電力服務(wù)的能源組合（核能、化石能源+碳捕捉與封存技術(shù)、氫能等）與之競爭，這些技術(shù)未來發(fā)展和成本，也會左右長時儲能在電網(wǎng)中可以占有多大的位置。
長時儲能商業(yè)模式仍不明晰。目前風光發(fā)電企業(yè)配置的2小時以內(nèi)的儲能基本都是發(fā)電企業(yè)成本。長時儲能也不例外，初始投資規(guī)模巨大。長時儲能市場目前仍處于探索階段，其商業(yè)模式并不清晰。其中南方電網(wǎng)嘗試把儲能作為獨立的市場主體，由最終用戶來承擔儲能成本。國家電投的長時儲能則通過參與現(xiàn)貨交易市場來獲取收益。
二、總結(jié)展望
長時儲能與短時儲能相比最大優(yōu)勢系就是其容量邊際成本，長時儲能技術(shù)需要功率和容量解耦和，其功率和容量可以相對獨立擴展，容量部分成本越低越有利于長時儲能發(fā)展應(yīng)用。多種長時儲能技術(shù)都有不同的研究和發(fā)展，但還沒有一種技術(shù)能同時滿足長壽命、安全、經(jīng)濟、效率高、大規(guī)模儲能等多項指標，布局和應(yīng)用長時儲能需要重點解決以下關(guān)鍵問題。
1、合理測算長時儲能的經(jīng)濟效益，甄選電源儲能配置方案。面臨一個跨區(qū)域、多種發(fā)電類型、市場與計劃雙軌并行、分布式集中式混合的復雜電力系統(tǒng)，電力規(guī)劃分析模型中考慮更多持續(xù)性極端天氣，給儲能設(shè)定合理的經(jīng)濟技術(shù)參數(shù)，進行持續(xù)模擬，并以模型數(shù)據(jù)開源、學術(shù)產(chǎn)業(yè)結(jié)合等方式集思廣益，甄選出最經(jīng)濟可靠的電源儲能配置方案。
2、以電網(wǎng)需求核定儲能時長與價格聯(lián)動機制，針對不同應(yīng)用場景儲能制定與之相適應(yīng)的標準和要求。“長時儲能”通常被用作具有足夠長的持續(xù)放電時間、可以提供穩(wěn)定容量并支撐電網(wǎng)資源充裕度的儲能系統(tǒng)。根據(jù)長時儲能的電網(wǎng)應(yīng)用場景進行頂層設(shè)計，提前分類布局相關(guān)技術(shù)標準和管理要求。
3、以政策要求促進長時儲能布局和發(fā)展，在風光發(fā)電優(yōu)勢地區(qū)結(jié)合低成本儲能進行火電替代試點。大容量、長周期儲能是實現(xiàn)零碳目標的重要保障，選取優(yōu)勢地域開展火電替代試點工程，以風光發(fā)電＋長時儲能助力局部電網(wǎng)優(yōu)先脫碳。
