中国储能网讯：12月30日，国家电网全资子公司国网新源下属的河北丰宁抽水蓄能电站正式投产。丰宁电站安装12台单机容量30万千瓦机组，总装机规模360万千瓦，年设计发电量66.12亿千瓦时，年抽水电量87.16亿千瓦时，是服务北京冬奥会实现100%绿电供应的重点工程，紧邻京津冀负荷中心和冀北千万千瓦级新能源基地。

这是目前全球最大的抽水蓄能电站，总投资187.34亿，单次最大储电4000万度。对标目前新型储能的标准参数指标就是：3.6GW/40GWh。

通过以上参数，我们概略计算出该抽水蓄能的部分指标：

1、储能时长：11.11小时

2、功率单价：5200元/KW

3、容量单价：468.35元/KWh

4、循环效率：75.86%

5、总建设期：11年

国网新源控股是国家电网旗下负责抽水蓄能的主要公司，我们统计了国网新源旗下总投资额接近3800亿的56个抽水蓄能项目如下表所示。

以上抽水蓄能项目均有如下特点：

1、建设周期长，基本为6-10年；

2、建设成本逐年增加，规模越大成本越低。在建项目最高装机功率成本为7000元/KW，其中在建项目平均功率成本为6200元/KW，已投产的项目平均功率成本为4400元/KW；

3、循环效率稳定在75%左右；

上述分析可以给未来新型长时储能的发展带来如下启示：

1、目前已投运的储能装机里面，抽水蓄能占比接近90%，所有的抽水蓄能都是大于4小时的长时储能，所以储能的未来还是会主要依赖于长时储能。

2、从装机和建设规模来看，电网对长时储能的需求是非常大的，所以新型长时储能成本降低后会存在非常大的市场机会。

3、储能的本质是电力交易，技术发展的方向最终要落实到度电成本的降低。如果功率部分的成本很高，那么可以通过扩张容量来降低成本，这个必须依靠功率和容量解耦的技术才能实现。将来，容量成本能降低到1000元/KWh以内的技术将拥有万亿级别的市场。

4、建设周期快，对环境友好的技术更容易跑出来。

我们参考一下全球长时储能理事会首批会员公司的技术路线。

目前在国内发展得比较快的长时储能技术路线除抽水蓄能以外，主要是液流电池（包含全钒、铁铬、铁锌、全铁、锌溴、硫铁等），和压缩空气储能。这两项技术也是国外储能领域公司成立最早的方向。

根据麦肯锡发布的《全球长时储能理事会发布长时储能白皮书》报告指出：为实现全球气候目标，2040年需达到净零排放。为实现这一目标，电力行业需要借助创新技术来解决三个关键问题：

1、将现有发电量提升三倍已满足未来全球用电的需求；

2、发电技术完成从化石燃料向可再生能源的转变；

3、维持社会和经济成本在可接受范围内。

为实现这个目标，到2040年全球需要的长时储能总装机量为85-140TWh。而根据中国在全球一次能源消耗占比为26%这一比例估算，中国届时所需的长时储能装机为22-36TWh。

根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2035年，中国抽水蓄能的装机规模约为300GW，以8小时储能计算，抽水蓄能能满足的长时储能为2.4TWh，占中国所需长时储能的10%左右，所以未来近90%的长时储能需求都将依靠新型储能技术来实现。

另外，中国科学院欧阳明高院士预估了电网调峰对储能的需求如下：

2030年：200GW/2TWh-600GW/4TWh

2035年：800GW/6TWh-1TW/8TWh

2040年：1.2TGW/12TWh-1.5TW/15TWh

从这个预估数据也可以看出，国内市场需要更多的长时储能。

要实现长时储能技术的快速发展，需要更多行业内专业人士的推动与政府层面的统筹，概括起来包含以下三点：

1、长远的系统规划；

2、 早期补偿机制，以在市场处于起步阶段时降低投资者的风险；

3、支持性政策、法规和市场机制的设计。

目前国内要求配置长时储能的政策也在频繁出台，从国家发改委2021年8月10号的鼓励配储4小时以上，到今年1月10日上海发改委要求必须配备4小时以上储能，而且附带了配套储能不按期投产，则降低风电并网价格的惩罚机制。随着风光发电渗透率越来越高，相信对配储时长的要求越来越长。

中国目前在新型长时储能领域做技术开发的公司并不多，中和储能正致力于开发低成本的4-12小时储能技术。