数字储能网讯：日前，欧洲电力行业协会（Eurelectric）发布的一份研究报告中指出，长时储能（LDES）技术正日益成为提升欧洲电网灵活性的可行选项。该报告由咨询机构AFRY公司受Eurelectric委托编制，于6月15日发布，其名称为《长时储能市场概览：欧洲创新长时储能前景如何？》。该报告考察了当前可商业化部署、能够提供8小时至多日（数天）放电时长的各类储能技术，涵盖电化学、机械储能、热储能和化学储能等技术路线，但抽水蓄能发电设施（PHES）未被纳入，因其属于成熟技术而不是新兴创新类型。
Invinity Energy Systems.公司在英国部署的20.7MWh全钒液流电池储能项目
随着可再生能源渗透率持续上升及电力需求模式的变化，欧洲电网需要更多系统灵活性资源（如储能系统），以实现电力从发电时段到用电时段的转移。
目前，锂离子电池仍是提供此类灵活性（甚至覆盖数小时时长）成本最低的选择。但液流电池、压缩空气储能（CAES）和熔盐热储能等其他技术正逐步追赶，尽管进展相对缓慢。
AFRY公司在研究中发现，长时储能系统的商业可行性正在增强：一方面，长时储能系统能够减少可再生能源弃电、缓解电网阻塞、为低碳电力系统提供长期调峰能力；另一方面，其自身建设与运营成本持续下降。据测算，每部署1GW长时储能系统，电力系统运营成本每年可降低高达2.5亿欧元（约2.8654亿美元）。对多个欧洲国家的分析显示，每部署1MW长时储能系统，可避免2.5MWh至3.5MWh的可变可再生能源（VRE）发电量被削减。
长时储能系统可在多个市场中提供多样化服务，涵盖光伏发电的日内套利、平衡电网供需的再调度、与可再生能源发电设施的共址部署，以及其他应用场景。
该报告对8小时、12小时和多日时长的储能驱动因素进行了市场概述与深入分析，特别关注英国、德国、伊比利亚半岛、芬兰及希腊的电力市场。主要结论包括：风电占主导的电力系统更适合超24小时长时储能系统运行，而太阳能发电占主导的电网则至少在初期更适合8至12小时时长的储能系统。因此，在太阳能资源丰富的伊比利亚半岛（西班牙和葡萄牙），12小时时长的储能系统在商业应用上将更快成熟；而德国和英国的电网则更快地从24小时以上时长的储能系统中获得价值。
案例研究中，芬兰情况较为特殊：该国已拥有较多的抽水蓄能发电设施（PHES），短期内可能限制新兴长时储能技术的发展机遇，但监管或市场机制的变化未来或将为长时储能系统创造更强的商业前景。
公用事业公司的立场可能具有重要影响
尽管报告的建模与分析工作颇具价值，但其中大部分内容对于长期关注储能行业的利益相关者而言可能并不陌生。更值得关注的是，这份研究来自传统上在技术方面较为保守的公用事业公司——而正是这些公司，最终将决定在其电网上部署乃至拥有并运营这些储能资源。
欧洲电力行业协会（Eurelectric）代表了欧洲电力行业3500多家从事发电、配电和供电的公用事业公司的利益，涵盖欧洲32个国家的34个电力行业协会及主要电力公司。
欧洲电力行业协会（Eurelectric）秘书长Kristian Ruby表示：“欧洲的能源转型需要能够满足电力系统日益增长的灵活性技术需求。令人鼓舞的是，创新型长时储能系统的商业价值正开始显现，并能带来显著效益：减少弃电、降低运营成本、缓解电网拥塞，并提升供电安全性。”
在该报告发布前不久，清洁能源、储能及相关行业的多家行业协会曾向欧盟委员会发出公开信，敦促其“承认长时储能系统的重要作用”。近年来，经过相关行业组织和学术界的长期游说与倡导，欧盟终于认识到储能系统是电网的关键灵活性工具，在脱碳、可再生能源增长、能源安全和电网稳定方面发挥着重要作用。然而，长时储能本身在很大程度上仍被排除在核心政策之外，欧洲储能协会政策专家Jacopo Tosoni认为，这可能反映出缺乏适当的建模与评估。
