美《长时储能商业起飞之路》概要

2023年3月，美国能源部发表《商业起飞途径》系列报告[1]，旨在就关键清洁能源技术的商业“起飞”途径建立共同的事实基础，并与私营部门进行持续对话，目的是在整个技术价值链上促进更迅速和协调的行动。本文是其《长时储能商业起飞之路》[2]的概要。截至2022年9月29日，麦肯锡公司根据与政府合同号DE-AC02-06CH11357和分包合同2J-60009，为这份报告自定义建模。

长时储能(LDES)简论

为了应对新出现的环境和社会挑战，实现拜登政府2050年净零排放和2035年100%无碳污染电力的目标，电力部门需迅速扩大规模和转型。目前，电力部门的排放量占国内总排放量的三分之一。成功脱碳需要从不受控制的化石燃料发电资产转向无碳能源，如可再生能源(风能、太阳能……)和核能。电力部门需要同时过渡到新的电力资源，并迅速扩大规模，以满足下游新的电气化用途。由于多变的可再生能源不能像基于化石燃料发电资产那样开启/停闭，满足高峰需求，电网需要用新的方式提供灵活性和可靠性。

新的选择，如长时储能(Long Duration Energy Storage, LDES)，将是未来脱碳电力系统中提供这种灵活性和可靠性的关键。LDES包括一系列不同的技术，它们的共同目标是长周期储能，供未来调度。不同的技术，储能和释放能量的形式以及调度的持续时间变化很大。

本报告的重点是LDES系统在电力方面的应用(如储能，之后再以电的形式进行调度)。为了评估LDES在美国的商业可行性，本报告参考了广泛的现有探索[3]，还模拟了美国电力部门的脱碳路径，其中包括不同的脱碳和技术方案，以评估LDES在电力部门的作用以及影响LDES部署路径的各种因素。集成的建模方案有三个目的：

1. 估算“一切照旧”轨迹：一切照旧(BAU)场景代表当前的发展路径，包括2022年《通货膨胀削减法》(IRA)的影响，但不包括额外的商业化干预措施。

2. 预测实现脱碳目标的最低成本途径：净零脱碳方案预报，在不同﹑多变的可再生能源和输电能力的约束下，到2050年实现净零方案所需的条件。它预报了到2035年实现和没有实现过渡期临时清洁电力的各种场景。

3. 探索技术潜力：特定技术敏感性代表不同运行参数和竞争技术条件下(例如，没有LDES的净零排放)，采用不同类型LDES的条件。

根据这个分析，到2060年，美国电网可能需要225～460 吉瓦(百万千瓦)的LDES容量，用于电力市场应用，以实现净零经济，相当于3300亿美元的累积资本。虽然这需要大量的投资，但分析表明，到2050年，与不部署LDES的途径相比，部署LDES的净零途径每年可节省100亿至200亿美元的运营成本，也避免了资本支出。这项商业化工作的重点是了解LDES在2030年前实现技术“起飞”的挑战、解决方案和潜在的长期效益。“起飞”的定义是，LDES行业在很大程度上不依赖于大量的公共资本，而是以广泛的风险吸引私人资本，成为自我维持的市场。“起飞”的特点是技术和运营参数的显著提高，LDES的全部价值得到市场认可，实现工业规模的制造和部署能力。LDES需要这些改进，才能与其他技术竞争。

技术发展趋势

这个报告，按照电力环境调度的持续时间，规定LDES市场的不同部分，这是整个行业定义LDES，讨论不同储能类型最标准的方法。但因许多新技术专注LDES类别，现有的许多分类把储能技术分为两类(日间的和季节性的)，因此本报告使用了四种储能类别(短期、日间、多日/多周以及季节性的LDES)。这个报告专注中间的两个持续时间市场段落，即日间LDES和多日/多周LDES。

·日间LDES定义为电力转换10～36小时，包括几乎所有的机械储能技术和某些电化学技术(例如液流电池)。这类技术把一天的某个时刻产生的多余电力转移到同一天或第二天的另一时刻，以满足市场的日常需求。

·多日/多周LDES，指36～160小时以上的电力转移，包括许多热能和电化学技术。某处/时(连续多日低风﹑少太阳能或弹性应用)电力短缺可能会持续很长时间，而且每年可能会出现多次，就需用它来满足这种市场和终端客户的需求。这类LDES还可支持多变的可再生能源，削减必要的弃电/互连“过度”建设。

值得注意的是：这个报告没有直接涵盖另外两个存储市场，即短期和季节性平衡。“短期”定义为电力转移不到10小时，通常通过锂离子电池储能(主要在0～4小时范围内，而其他储能比如抽水储能为4～10小时)。“季节性平衡”定义为一段较长时间内的能量传输，主要在几个月内(例如从夏季到冬季)，可能需要由基于燃料的技术(例如，制氢或具有碳捕获的天然气)填充。无论短期的或者季节性的储能，都被认为是竞争性的技术，必须在日间LDES和多日/多周LDES的各种商业案例加以证明和否定。

“起飞”的价值主张和要求

LDES有潜力在美国电力系统脱碳中发挥重要作用，包括大容量电力的弹性和电表后应用。按照这个报告概述的路径，随着多变可再生能源的发展，LDES技术可能成为为电网提供稳定性和灵活性的成本最低的选择。此外，在极端天气事件日益频繁的情况下，LDES可能是提高当地和区域弹性的最佳解决方案，同时还可以降低电网扩张的成本和风险。考虑所需资本投入的预期规模以及最终用途应用和商业模式的多样性，LDES代表对投资者有吸引力的未来资产类别。最终用途应用足够广泛，可以使多种LDES技术成为净零排放解决方案的一部分。这些技术通常是模块化和灵活的，降低了长期的投资风险。虽然LDES技术为一系列使用案例提供了高潜质的脱碳方法，但也有其他技术在竞争相同的使用案例(例如，锂离子电池用于日间应用，天然气与碳管理技术相结合用于多日使用)。通过节省系统运营成本(减少可再生能源弃电和燃料支出)，减少公司可调度发电的资本投入，部署LDES的路径比不部署LDES的路径便宜100～200亿美元。

要充分发挥LDES的潜力并在净零电网中发挥主导作用，就必须实现其技术“起飞”。如上所述，起飞是由于三方面的发展，达到私人资本可以“接办”的状态：技术成本和运营规范显著改善;通过增加薪酬和其他措施，市场认可LDES全部价值;工业规模的制造和部署能力(详见附图)。

附图：2030-2035年前“起飞”，需要改进技术、降低成本、监管支持并开发供应链。

注：PUC，公用事业公司委员会;RA，资源充足率。1. “起飞”定义为LDES行业在很大程度上成为可“自持”市场的时间点;2. 在两种锂离子方案中，仍然需要多日/多周LDES技术，积极进取的锂离子技术能降低供应链建设的需求;3. $/kW的年度变化因地区而异。

LDES在长期净零经济中的份额取决于近期能否实现重大里程碑，这需要LDES公司、监管机构、投资者和各个组织在整个LDES生态系统中集中与协调的努力。关键的里程碑描述如下：

必须改善技术性能和成本曲线，以吸引持续投资。在商业规模的项目演示和部署中，早期的公共和私人投资支持对于产生规模经济和制造改进是必要的，能推动LDES成本和性能进一步改善，而不仅仅是在实验室中可能实现。到2028～2030年，这些技术的成本曲线必须比目前领先技术的成本下降45～55%，并且LDES技术的性能和工作寿命必须得到改善[4, 5]。到2030年，日间LDES技术必须将成本从$1100～1400/kW降至$650/kW，并将启闭效率(RTE)从2022年同类最佳技术的69%提高到75%左右。同样，到2030年，多日LDES技术必须从目前的成本$1900～2500/kW﹑启闭效率45%提高到$1100/kW和55～60%。示范和部署项目，主要由公用事业公司、开发商、独立电力生产商在外部资金的支持下部署;实现技术性能和成本曲线的改进，并使LDES成为净零途径的竞争选择至关重要(详见第4a i节)。未来十年，这些改进可能来自何处，因技术而异：有些技术，传统的研究和开发可以推动所需的成本下降很大部分。然而，大多数技术会通过开发大型标准化装置和释放制造效率降低成本。这类经验取决于大规模示范和商业化项目。

需要实现经济和可靠性效益补偿的范围。州、地区和国家的干预，可以确保LDES因其为能源市场和基础设施利用提供的效益受到重视：例如，动态容量市场、差异化容量产品，承认储能在发配电系统中的双重作用。LDES系统可以提供许多可靠性和传输优势，但市场尚未完全补偿。LDES资源充足性收益的可预测补偿，是支持投资商业案例的直接途径之一。考虑其他潜在能源市场的支付薪资，到2030年，大约相当于每年增加$50～75/kW[6]。这种报酬可直接来自市场参与，也可作为竞争能源市场之外综合资源规划过程的一部分，在其选择过程中间接加以评价。监管和市场的变化要求，除了货币补偿之外，还需要识别对更长持续时间、可靠、可调度电力的差异化需求。例如，根据市场需求，从4～6小时的稳定容量产品扩展到更长的持续时间，如12小时和24小时。

为了实现这一价值和需求，许多行政辖区要求改变综合资源规划的建模方法(例如，受监管的公用事业公司获得批准，将LDES作为最低成本系统的一部分进行部署)、资源充足性研究及其相关的方法，以评估可靠和可变资源，以及传输规划。可能还需要新的、更透明的市场产品和更公开的采购程序。如要支持LDES经济学，就需发展市场和监管机制;需要优先权干预措施，以增加市场确定性，提高调整风险的回报(详见第4a ii节)。

电力市场，如独立系统运营商(ISO)/区域传输组织(RTO)需要调整补偿和规划方法，以便在其资源充足性研究中评估可靠性资源的不同类型，如每小时能源特性认证、节点和位置的定价。

监管机构，如公用事业委员会(PUC)需要调整系统建模，以说明综合和长期的净零需求，如资源规划、资源充足性研究，以及超越典型的15年的传输规划。它们也可能需要普遍/标准化地确认，储能就是一种发电、传输和配电的资产。

必须遵循上述两个里程碑，快速构建供应链。到2030年，至少具备每年3 吉瓦的LDES制造和部署能力(相比之下，2022年不足1 吉瓦)，到2035年达到10～15 吉瓦。供应链扩张的时机与可再生能源的占比有关。随着美国部分地区可再生能源发电达到拐点，更广泛市场需要增加提供电网整合和灵活性服务，迅速扩大LDES的潜在市场。供应链需要应对2030年代LDES的预期增长，它几乎是2020年代LDES部署数量的10～20倍。规划这个扩张，需要劳动力培训(或再培训)计划，也要当地制造设施的支持。在30年的发展周期内，这种规模的扩展，在工程和建筑等领域，可能需要150～210万个全年“直接”就在现场的就业，而且可能与可再生能源劳动力有很大的重叠，会加速供应链规模扩大。此外，建造吉瓦规模的设施，LDES供应链还需经受融资选择。

要实现这一增长，技术参与者与政府实体和融资人，必须构成吉瓦规模主导技术的供应链，在上述项目演示和部署阶段进行跟踪。降低与供应链形成相关的成本，就要重复部署相同的技术，暗示需要尽早识别主导技术，以实现规模化生产。对于主导技术，需要确定原材料、子组件、制造和组装，以及劳动力开发的供应链风险和干预措施(详见第4a iii节)。

劳动力会成为部署的最大风险，因为大多数的LDES都是工程和建造高度密集型的。这种劳动力时间安排要与2050年实现净零排放，满足可再生能源、核能、碳捕集利用与封存(CCUS)、制氢和其他清洁技术建设所需工作进展保持一致。积极规划以消除这类的“差距”，如扩大在职培训和注册学徒计划、项目混合和模块化项目部署是必要的，以支持这种规模项目需求LDES所需的年度建造工作。

结论

LDES可以在美国脱碳能源系统中发挥关键作用。LDES技术是一种选择，可以补充易变的可再生能源的扩展，提高当地和区域的弹性，同时降低电网扩张的成本和风险。为了实现这个未来的愿景，需要采取许多干预措施，而且必须反映现有市场支持、物质资源和基础设施方面的区域差异。尽管存在这些差异，但仍需要为每个利益相关者提供一套相对较小的优先行动，以支持LDES的项目部署、收益机制和供应链扩展。

除了继续为LDES技术提供研发资金外，联邦政府还可在以下三个方面提供可能的帮助：(1) 从基于实验室的新型技术研究到商业规模进行的示范项目，为单个项目提供有针对性的财政支持(赠款/贷款);(2) 为监管机构、国际标准化组织和商业客户提供教育课程、建模工具和评估框架，以评估其电表后和电网规模的应用;(3) 提高技术成本和性能的透明度，以便投资者、监管者和决策者快速调整他们的投资组合。在DOE，从“储能的严重挑战”、“长时储能尝试”到“清洁能源示范办公室”，首个帮助已经启动。后两个方面，将得到国家实验室的大力支持，其中包括技术审核和部署就绪认证研究。除了政府公开可用的工具和市场补偿标准之外，还可为生态系统中的所有其他参与者提供“真相来源”。

见解与思考

1. 应对新的环境和社会挑战，实现政府的净零排放和100%无碳污染电力的目标，电力部门需迅速扩大规模和转型。由于多变的可再生能源逐渐转变成为国家的主要发电资产，但不能像基于化石燃料那样开启/停闭，满足峰期需求，需要用新的方式提供灵活性和可靠性，这是储能特别是“长时储能”的使命。

2. 能源，特别是电力行业固有“垄断”或“半垄断”特质，储能系统建模﹑基础科学与技术研发以及设施部署应以“国有”和“地方国有”为主，而且不能完全按照行政区域分割。这是政府主管部门的责任，但“供应链”建设应走“市场化”道路，充分发挥民营资产的作用。

3. 我国的可再生能源建设走在世界先列，储能产业是能源结构转型的关键和推手。加快储能产业开发，对推动经济发展和建设健康的能源产出与消费体系具有重要意义[7]。

4. 不同时期，“长时储能”的时间范围和采用的技术要做出调整。可再生能源发电占比越高，所需储能时长越长。“风光”与“长时储能”是一场“双向奔赴”，只有这样，才能破解“结构性错配”的难题[8]。

注释与参考资料

[1] US DOE, DOE Releases New Reports on Pathways to Commercial Liftoff to Accelerate Clean Energy Technologies, MARCH 21, 2023.

[2] US DOE, Pathways to Commercial Liftoff: Long Duration Energy Storage, March 2023.

[3] 包括能源部和国家实验室的研究以及交叉技术研究报告，如白宫净零之路、普林斯顿净零美国、国家可再生能源实验室(NREL)清洁电力以及长时储能 (LDES) 委员会的报告。

[4] 报告中概述的技术改进与补偿目标与现有的能源部储能大挑战 (ESGC) 目标一致，长期固定应用为0.05/kWh。

[5] 相对于2021年报告的成本，更新的公司可能需要降低成本高达75%。

[6] 基于15～20%无杠杆内部收益率(IRR)计算的。有关模型的更多详情，请参阅原文附录4。

[7] 徐锭明，我国能源规划重点问题思考和解析，零碳智库，2023-07-24。

[8] 存不下，送不出，青海绿电如何破解“结构性错配”难题?储能研究院，2024-01-11。