GWh级项目交付，储能开始卷时长了！

（来源：储能盒子）

长时储能赛道，再度迎来新进展。

前段时间，宁德时代向全球能源基础设施投资机构Quinbrook Infrastructure Partners交付首批EnerQB长时储能系统，单台设备容量达到5.64MWh。据悉，该产品专为澳大利亚3GW/24GWh长时储能项目设计，首台设备将部署在昆士兰州中部的Stanwell电站。

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从2小时到8小时

储能开始争夺更长的时间

过去几年，2小时、4小时储能一直是市场上的主流。无论是新能源电站配储，还是独立储能项目，短时储能主要承担调频、削峰填谷等任务，解决的是电力系统在较短时间内的调节需求。

但随着风电、光伏装机规模持续增长，电力系统面临的问题也在发生变化。

光伏发电集中在白天，尤其是中午时段出力较高，而用电高峰却可能出现在傍晚甚至夜间。当新能源发电与实际用电需求在时间上出现错位，2小时储能能够发挥的作用就比较有限。遇到连续阴雨、风力不足等情况，短时储能也很难独立支撑更长时间的电力调节。

这意味着，储能需要承担的任务，正在从短时间内的功率调节，逐步延伸到跨时段的电量转移。长时储能的市场价值，也正是在这样的变化中逐渐显现。

宁德时代此次交付的EnerQB，正是围绕这一需求开发的产品。该系统以天恒长时储能系统为基础，从材料、电芯到系统架构，都针对8小时长时储能应用进行了专门设计。这也意味着，长时储能不再只是停留在技术展示和小规模示范阶段，而是开始进入吉瓦时级项目的实际应用。

更值得关注的是，EnerQB并不只是简单增加电池容量，而是将运行中的衰减、能耗、设备可靠性和运维成本一并纳入考虑。例如，在电芯层面，EnerQB采用了耐高温电芯，通过优化材料活性、抑制副反应，降低电芯在长期运行中的性能衰减。在系统层面，则采用宁德时代的Free Cooling冷却技术，通过无压缩机的循环冷却方案简化热管理结构，减少潜在故障点，同时降低运行能耗和后期维护成本。

这也给行业释放出一个信号，随着新能源电力调节需求不断增加，储能市场的竞争维度正在从容量竞争，进一步走向时长竞争和全生命周期价值竞争。

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长时储能

不止锂电池一条路

当储能时长从2小时、4小时向8小时甚至更长时间延伸，行业面临的问题也随之发生变化，究竟应该选择什么技术路线，才能满足更长时间的储能需求？

过去几年，锂离子电池凭借成熟的产业链、较高的能量密度和快速响应能力，成为新型储能市场的主流选择。

但储能时长越长，需要配置的电芯数量就越多，系统成本也会随之增加。尤其是面对连续放电8小时、10小时甚至更久的应用场景，单纯依靠增加电芯来延长放电时间，未必是最经济的选择。系统效率、设备寿命以及全生命周期成本，都需要纳入考量。

这也为其他技术路线提供了发展空间。

抽水蓄能和压缩空气储能，正在向大规模长时储能延伸。

作为发展相对成熟的储能方式，抽水蓄能利用电力富余时将水抽至高处，在用电需求增加时再通过水轮机发电。它具备储能规模大、使用寿命长等优势，适合承担大规模、长时间的电力调节任务。不过，这一路线对地形、水资源和建设条件要求较高，项目建设周期也相对较长，能够开发的区域受到一定限制。

压缩空气储能则提供了另一种思路，利用富余电力驱动压缩机，将空气压缩后储存在地下空间或专用储气装置中，在需要时释放高压空气，推动膨胀机发电。相比电化学储能，这一路线具备大规模、长时间储能的潜力，但对储气空间、地质条件和系统设备都有较高要求，工程建设的复杂程度也不低。

液流电池等电化学路线，也在探索长时储能的新组合。承德100MW/400MWh独立储能项目EPC中标候选人公示，项目采用90%磷酸铁锂+10%全钒液流电池的技术方案；山西晋北100MW/400MWh项目启动20MW/80MWh全钒液流电池设备采购，同样采用磷酸铁锂与全钒液流电池混合配置的路线。

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技术路线有了

还要算清经济账

技术路线越来越丰富，是长时储能发展的积极信号。但对投资方而言，技术能否实现只是第一步，项目能否获得持续、稳定的收益，才真正决定了这条赛道能走多远。

首先要面对的，就是成本压力。以电化学储能为例，储能时间越长，通常需要配置的电芯和储能介质就越多，电池舱以及热管理、消防等配套系统也需要相应增加，项目初始投资随之上升。抽水蓄能、压缩空气储能虽然具备大规模、长时间储能的优势，但前期同样离不开工程建设、场地开发和配套设施投入，资金门槛并不低。

更关键的是，投入增加并不意味着收益也会同步增长。目前，储能项目的收入主要来自峰谷价差套利、辅助服务、容量补偿以及电力市场交易等渠道。但各地电力市场建设进度和交易规则存在差异，项目能够参与哪些市场、能够获得多少收益，以及这些收益能否长期稳定，都直接影响投资回报。

在容量电价方面，114号文已经首次在国家层面将电网侧独立储能纳入容量电价机制，根据储能满功率连续放电时长与全年最长净负荷高峰持续时长的比值进行折算，最高不超过1。

目前，河北、甘肃、湖北公布的折算上限分别为4小时、6小时和10小时，各地对于“全年最长净负荷高峰持续时长”的取值口径不一致。对于一座8小时储能电站来说，超过地方折算上限的放电时长，能否以及在多大程度上转化为容量电价收益，直接关系到项目的收入预期。

除了初始投资和收益机制，全生命周期成本同样不能忽视。储能项目并不是设备交付、并网投运就算完成，后续还要经历长时间运行。电池循环寿命、系统效率衰减、辅助用电、设备故障率以及日常运维费用，都会不断影响项目的实际收益。

所以评价一套长时储能系统，不能只看每千瓦时的初始投资有多低，还要看它在整个生命周期内能够储存和释放多少电量，运行过程中需要付出多少成本，最终又能带来多少实际收益。

归根结底，长时储能要实现规模化发展，突破口已经不只是技术本身。从技术成熟度、系统成本，到电力市场交易机制、各省容量电价的具体执行口径，再到长期运营能力，每一个环节都关系着项目能否真正落地。

写在最后

储能行业正在进入一个新的发展阶段，但这并不意味着2小时、4小时储能会被淘汰，也不意味着储能时长越长就一定越有价值。

不同的电力系统、不同的应用场景，对储能的功率、时长和成本都有不同要求。

长时储能的市场空间正在打开，但从技术突破走向规模化应用，还有一段路要走。谁能在性能、成本和商业模式之间先找到平衡，谁才更有可能在这场新的行业竞争中占据主动。