引言：长时储能性能不只取决于铭牌能量容量

长时储能正在从政策讨论逐步进入项目筛选和工程交付阶段。

2026年6月26日，英国天然气与电力市场管理局（Ofgem）发布了英国长时电力储能收益上限与下限机制首轮申请窗口的拟议决定。拟议项目组合包括16个项目，总功率规模为7,645 MW，但仍需经过公众咨询和最终裁定。

这一政策进展提出了一个重要的项目问题：

当储能系统需要持续运行数小时时，除了标称MW和MWh容量外，还应测量哪些内容？

不同国家、地区和项目机制对长时储能的定义并不完全一致。Ofgem在英国当前机制中采用“不少于8小时”的持续时长标准，而其他政策或项目框架可能采用不同门槛。

一个项目可能被描述为具有特定的功率容量、能量容量和放电时长，但这些铭牌数据本身无法说明：

1. 实际可用能量是多少；
2. 有多少电能进入储能系统；
3. 后续有多少电能被释放；
4. 最终有多少电能送达电网或客户侧；
5. 运行或待机期间消耗了多少电能；
6. 老化或性能衰减后还剩余多少容量；
7. 储能资产是完全可用、部分可用还是不可用；
8. 效率或性能声明采用了哪个计量边界；
9. 多小时调度过程中数据是否保持完整。

因此，长时储能计量应将铭牌容量与实测电气性能、推导得到的能力参数、不同储能技术的运行状态以及清晰界定的合同边界关联起来。

核心原则是：

MW表示功率输送速率，MWh表示能量；持续时长则取决于可用能量、可持续输出功率、运行限制、系统损耗以及所选计量边界。

1. 什么是长时储能

长时储能（Long-Duration Energy Storage，LDES）是指将电能储存起来，并在较长时间后使用，其持续时间通常长于短时平衡、削峰或短时备用应用。

长时储能可以采用多种技术，包括：

1. 电池储能；
2. 抽水蓄能；
3. 压缩空气储能；
4. 液态空气储能；
5. 液流电池；
6. 与电力转换系统耦合的热储能；
7. 重力储能或其他机械储能；
8. 其他电化学、机械或混合储能技术。

虽然不同技术的工作原理存在较大差异，但以下电气测量原则通常具有普遍适用性：

1. 明确充电电能在哪个边界测量；
2. 明确放电输出在哪个边界测量；
3. 测量进口电能和出口电能；
4. 计入辅助用电和站用电；
5. 区分毛输出与净交付电能；
6. 将运行数据与调度周期对齐；
7. 保留时间戳、功率方向约定和数据质量信息。

不同储能技术所需的内部传感器和工艺参数并不相同。

例如：

1. 电池储能可能需要DC电压、DC电流和电池管理系统数据；
2. 抽水蓄能可能需要水库水位、流量和水头数据；
3. 压缩空气或热储能可能需要压力、温度、质量流量或热状态数据。

标准电能表不能替代这些储能技术专用的测量仪器。

2. MW、MWh与放电时长是不同的指标

功率容量、能量容量和持续时长相互关联，但并不代表同一概念。

2.1 功率容量

功率容量通常以MW表示。

它描述储能系统在规定条件下进行充电或放电的功率速率。

例如：

功率容量：100 MW

这表示系统可能达到100 MW的功率水平，但不能说明该功率可以持续多长时间。

2.2 能量容量

能量容量通常以MWh表示。

根据项目定义，它可能指：

1. 铭牌容量；
2. 毛容量；
3. 可用容量；
4. 可调度容量；
5. 实测容量；
6. 初始投运容量；
7. 保证容量；
8. DC侧能量；
9. AC侧可交付能量；
10. POI边界净交付能量。

这些容量指标不能相互替代。

2.3 额定或声明持续时长

额定或声明持续时长通常按照以下方式计算：

在规定计量边界上的可用能量
÷
同一计量边界、相同运行条件下的持续放电功率

即：

声明持续时长 = 规定边界的可用能量 ÷ 同一边界的持续放电功率

例如：

一个系统在规定边界上具有800 MWh可用能量，并能在相同边界持续输出100 MW，则其名义持续时长为8小时，但前提是起始状态、终止状态和运行条件均已明确。

持续时长计算还应说明：

1. 初始储能状态；
2. 终止储能状态；
3. 环境条件；
4. 功率曲线；
5. 辅助负荷处理方式；
6. 能量转换损耗处理方式；
7. 下游电气损耗；
8. 是否允许中断；
9. 是否要求连续维持输出。

因此，不能自动认为“8小时系统”或“10小时系统”在所有条件下都能够以额定功率持续向POI输出相应时长。

3. 长时储能的四类常见测量边界

电化学电池、抽水蓄能、压缩空气储能、液态空气储能、热介质储能及其他LDES技术，其物理架构并不相同。

以下边界属于常见参考类别，并非所有项目都必须采用的统一架构。

大型、多模块或混合储能项目还可能需要设置：

1. 馈线计量边界；
2. 变压器计量边界；
3. 集电系统边界；
4. 站用电边界；
5. 工艺系统边界；
6. 结算计量边界。

3.1 储能介质或一次转换边界

对于电化学储能，该边界可能位于电池DC侧，相关测量数据可包括：

1. DC电压；
2. DC电流；
3. DC功率；
4. 充电电能；
5. 放电电能；
6. 适用情况下的电池簇或电池串贡献；
7. DC功率流向。

电池管理系统还可能提供：

1. 荷电状态（SOC）；
2. 健康状态（SOH）；
3. 温度；
4. 告警状态；
5. 可用性；
6. 电芯、模组或电池簇状态。

SOC和SOH属于估算或计算得到的运行状态，不应自动视为等同于独立测量的电能。

对于抽水蓄能、压缩空气、液态空气、热储能或机械储能，相应的一次转换边界可能涉及：

1. 水泵输入；
2. 水轮机或发电机输出；
3. 压缩机输入；
4. 膨胀机输出；
5. 热充电输入；
6. 机械能量转换设备；
7. 发电机端子；
8. 其他项目定义的工艺边界。

相关内部运行数据可能包括：

1. 压力；
2. 温度；
3. 液位；
4. 流量；
5. 水头；
6. 转速或机械状态；
7. 热储能状态；
8. 水泵、压缩机、水轮机或膨胀机状态。

这些数据用于描述储能介质状态和转换过程，但不能替代在规定电气输入和输出边界上的电能计量。

3.2 能量转换系统AC侧边界

能量转换系统AC侧边界可能指：

1. PCS AC端子；
2. 发电机端子；
3. 其他规定的电气转换点。

相关测量数据可包括：

1. AC输入电能；
2. AC输出电能；
3. 有功功率；
4. 无功功率；
5. 电压；
6. 电流；
7. 频率；
8. 功率因数；
9. 进口/出口方向；
10. 转换侧性能数据。

设备内部控制器数据对运行控制具有价值，但不应自动视为等同于规定电气边界上的独立计量数据。

3.3 辅助负荷与站用电边界

长时储能设施通常需要大量辅助系统支持。

辅助负荷或站用电可能包括：

1. 冷却；
2. 加热；
3. 水泵；
4. 风机；
5. 压缩机；
6. 控制电源；
7. 消防系统；
8. 照明；
9. 通信设备；
10. 电池加热装置；
11. 水处理设备；
12. 辅助变压器或站用变压器；
13. 工艺辅助系统；
14. 待机设备。

这些负荷可能在以下阶段运行：

1. 充电期间；
2. 放电期间；
3. 待机期间；
4. 全部运行阶段。

主升压变压器、集电系统和送出电缆中的损耗，应按照项目所定义的性能边界单独处理。

3.4 并网点边界

并网点（Point of Interconnection，POI）可能测量：

1. 电网进口电能；
2. 电网出口电能；
3. 净有功功率；
4. 无功功率交换；
5. 电压；
6. 频率；
7. 功率因数；
8. 需量；
9. 调度周期净电能；
10. 可用情况下的连接或断路器状态。

POI可以提供面向电网的主要性能视图，但以下边界不能在未经项目文件确认的情况下被视为相同：

1. POI；
2. 公共连接点（PCC）；
3. 合同交付点；
4. 结算计量点；
5. 正式性能测试边界。

POI数据只显示储能项目与外部电力系统之间的净交换，不能单独解释：

1. 内部转换损耗；
2. 辅助用电；
3. 储能介质损耗；
4. 不同技术的性能衰减；
5. 各储能单元的贡献。

4. 充电电能、放电电能与净交付电能

LDES项目应明确区分不同类型的电能量。

4.1 充电电能

充电电能可能指：

1. 从电网输入的电能；
2. 由现场发电系统提供的电能；
3. 进入能量转换系统的AC电能；
4. 进入电池的DC电能；
5. 水泵、压缩机或加热系统的电气输入；
6. 其他项目定义的充电边界电能。

4.2 放电电能

放电电能可能指：

1. 从储能介质释放的能量；
2. PCS AC输出电能；
3. 发电机输出电能；
4. 电站毛输出电能；
5. 扣除辅助用电前的输出电能；
6. 扣除变压器或电缆损耗前的输出电能。

4.3 净交付电能

净交付电能通常指在规定外部边界上，按照项目约定处理内部用电和损耗后，实际交付的电能。

简化后的性能核算关系可以表示为：

在规定充电边界接收的电能
→ 毛放电电能
→ 单独计量的辅助用电
→ 规定的转换及网络损耗
→ POI净交付电能

这是一种核算关系，并非适用于所有项目的固定物理路径。

实际电气路径和辅助供电方式应根据项目单线图确认。

例如：

1. 充电电能可能来自电网、光伏或其他现场电源；
2. 变压器和电缆损耗可能同时发生在充电和放电过程中；
3. 辅助负荷可能由电网、站用母线或储能系统供电；
4. 部分辅助负荷可能持续运行，而不是只在放电期间运行。

除非“放电电能”与“净交付电能”是在同一边界测量，否则不应将二者视为同一概念。

4.4 可用能量容量与容量保持率

额定或铭牌能量容量不应自动视为可调度或可在POI交付的能量。

LDES项目可能需要区分：

1. 毛能量容量或铭牌容量；
2. 可用能量容量；
3. 运行限制范围内的可调度能量；
4. 规定电气边界上的可交付能量；
5. 在特定放电曲线下测得的容量；
6. 老化、循环或储能介质性能衰减后的保持容量。

容量测试应明确：

1. 测试日期；
2. 初始储能状态；
3. 最低终止储能状态；
4. 充放电功率曲线；
5. 环境条件；
6. 计量边界；
7. 辅助负荷处理方式；
8. 数据周期；
9. 缺失数据处理；
10. 中断处理方式；
11. 要求采用持续功率还是可变功率曲线。

容量保持率应相对于明确的初始容量、实测参考容量或合同基准进行报告，而不能仅根据系统显示的储能状态百分比进行推断。

即使系统仍显示100% SOC，该SOC对应的绝对可用能量也可能已经随着时间推移而下降。

5. 待机损耗、自放电与能量保持能力

LDES性能不仅取决于系统能够持续放电多长时间，还取决于在储存数小时或数天后仍能保留多少可用能量。

相关指标可能包括：

1. 活跃待机功耗；
2. 空闲或休眠待机功耗；
3. 自放电；
4. 储能介质泄漏或损失；
5. 热状态维持能耗；
6. 压力维持能耗；
7. 就绪状态能耗；
8. 控制与通信能耗；
9. 重启能耗；
10. 规定储存周期后的能量保持量。

损耗来源因技术而异。

对于电池储能，损耗可能包括：

1. 电池自放电；
2. 热管理系统用电；
3. 电池加热系统用电；
4. PCS待机功耗；
5. 控制与通信负荷。

对于其他LDES技术，损耗可能包括：

1. 压力衰减；
2. 热泄漏；
3. 流体循环；
4. 泵送或压缩辅助用电；
5. 机械摩擦；
6. 工艺状态维持能耗。

能量保持测试应明确：

1. 初始储能状态；
2. 储存时长；
3. 环境条件；
4. 待机运行模式；
5. 辅助供电方式；
6. 最终储能状态；
7. 重启要求；
8. 计量边界。

一个系统在刚完成充电后可能能够持续输出10小时，但在经历长时间待机后，如果未考虑能量保持损耗，可能无法输出相同的能量。

6. 为什么长时间调度中的辅助用电至关重要

辅助用电对所有储能项目都有影响，但在长时间运行期间，其累计影响更加明显。

例如：

平均辅助负荷：1.5 MW
调度时长：10小时
辅助用电量：15 MWh

这15 MWh可能显著影响：

1. 净出口电能；
2. 可用持续时长；
3. 往返效率；
4. 调度经济性；
5. 性能保证。

项目应明确辅助负荷是否：

1. 由储能系统供电；
2. 由电网供电；
3. 由独立站用电连接供电；
4. 包含在POI测量中；
5. 单独计量；
6. 纳入容量或效率保证。

如果项目仅报告PCS或发电机毛输出，可能会高估实际可向电网或客户交付的电能。

7. 可用率、储能状态与计量电能不是同一概念

这些概念相互关联，但应作为独立的数据类别处理。

7.1 可用率

可用率描述储能系统能否按照规定的技术要求或合同要求提供服务。

可用率应在明确的报告周期内进行定义，并说明如何处理：

1. 计划停运；
2. 强迫停运；
3. 部分降额；
4. 外部电网限制；
5. 能量限制；
6. 环境限制；
7. 遥测或数据不可用；
8. 排除事件；
9. 合同例外情况。

相关报告字段可能包括：

1. 报告周期；
2. 可用MW；
3. 可用MWh；
4. 部分降额水平；
5. 计划停运处理；
6. 强迫停运处理；
7. 外部约束处理；
8. 排除事件定义；
9. 基于时间的加权计算；
10. 适用情况下基于能量的加权计算。

系统可能处于以下状态：

1. 完全可用；
2. 完全不可用；
3. 以较低MW容量可用；
4. 可按额定MW运行，但持续时长下降；
5. 技术上可用，但受外部系统限制；
6. 能量已准备就绪，但缺少有效遥测数据；
7. 已并网，但不可调度。

可用率不是单一电表数值。

7.2 储能状态

储能状态可能通过以下参数表示：

1. 电池SOC；
2. 水库水位；
3. 压力；
4. 温度；
5. 储存热能估算值；
6. 材料状态；
7. 机械位置；
8. 其他储能技术专用状态变量。

这些参数可支持调度计划，但不能替代实测电气输入和输出。

7.3 计量电能

计量电能记录电能穿过规定测量点时的数值。

它可以支持：

1. 运行监测；
2. 电能核算；
3. 效率计算；
4. 计费；
5. 结算；
6. 合同验证。

系统即使显示较高的储能状态，也可能因能量转换设备故障而无法提供服务。

8. 可用功率与可用能量属于推导得到的能力参数

EMS和SCADA平台可能显示：

1. 控制器上报的可用功率；
2. 控制器上报的可用能量；
3. 预计剩余持续时长；
4. 可调度裕量；
5. 与储能状态相关的功率限制。

这些通常属于推导值或声明值。

它们可能由以下系统计算：

1. BMS；
2. PCS；
3. 工艺控制系统；
4. EMS；
5. 电站控制器；
6. 性能模型。

可用功率和可用能量通常不是标准电能表的直接输出值。

这些数据的来源、假设条件、更新方法和验证状态，应与直接计量的电气参数分别记录。

相关计算假设可能包括：

1. 当前储能状态；
2. 温度；
3. 运行限制；
4. 性能衰减；
5. 备用要求；
6. 爬坡限制；
7. 能量转换系统可用性；
8. 辅助负荷；
9. 合同限制。

项目的权威数据源层级应明确各项参数由哪个系统提供。

9. 调度周期与区间数据

长时调度可能持续数小时，但在整个运行期间，区间数据仍然十分重要。

仅使用起始读数和结束读数，可以得到总电能，但无法说明：

1. 爬坡过程；
2. 功率波动；
3. 部分降额；
4. 短时中断；
5. 辅助负荷变化；
6. 进口/出口方向反转；
7. 放电末期降额；
8. 数据缺失周期；
9. 故障后恢复过程。

相关数据周期可能包括：

1. 电表记录周期；
2. EMS轮询周期；
3. SCADA上报周期；
4. 合同调度周期；
5. 计费或结算周期；
6. 性能测试周期；
7. 内部工艺控制周期。

这些周期可能并不相同。

“10小时性能”可能表示：

1. 连续以额定功率输出10小时；
2. 在10小时内按照可变调度曲线运行；
3. 在10小时窗口内交付规定的MWh；
4. 按调度周期平均功率进行评价；
5. 允许有限次数或时长的中断。

上述含义不能相互替代。

性能声明应明确：

1. 是否要求连续维持输出；
2. 是否允许中断；
3. 是否需要遵循规定功率曲线；
4. 评价平均功率还是最低功率；
5. 起始和终止条件；
6. 测量周期；
7. 数据修正规则。

网关每秒轮询一次，并不意味着系统能够提供经过验证的一秒级合同履约数据。

10. EMS和SCADA应采集哪些数据

EMS和SCADA的数据要求应按照实际用途进行组织。

10.1 电气能量数据

相关数据可能包括：

1. 进口电能；
2. 出口电能；
3. 充电电能；
4. 放电电能；
5. 有功功率；
6. 无功功率；
7. 电压；
8. 电流；
9. 频率；
10. 功率因数；
11. 最大需量；
12. 辅助用电；
13. 毛输出；
14. 净输出。

10.2 储能状态与能力数据

根据储能技术，可能包括：

1. 电池SOC；
2. 电池SOH；
3. 水库水位；
4. 压力；
5. 温度；
6. 热状态；
7. 储存能量估算值；
8. 控制器或模型上报的可用功率；
9. 控制器或模型上报的可用能量；
10. 最小和最大运行限制；
11. 预计剩余持续时长。

可用功率和可用能量应明确标识为推导得到的能力参数，而不是直接计量的电气量。

10.3 可用性与运行状态

相关数据可能包括：

1. 可用；
2. 不可用；
3. 部分降额；
4. 充电；
5. 放电；
6. 待机；
7. 维护；
8. 故障；
9. 与电网断开；
10. 能量受限；
11. 调度受限；
12. 遥测和数据可用性。

10.4 数据质量和上下文信息

每条数据记录还可能需要包含：

1. 时间戳；
2. 设备标识；
3. 测量点标识；
4. 数据来源；
5. 单位；
6. 倍率；
7. 功率方向约定；
8. 验证状态；
9. 缺失数据标识；
10. 估算或替代数据标识；
11. 修正记录引用；
12. 通信状态；
13. 固件版本；
14. 寄存器表版本；
15. 数据处理方法。

可靠的系统架构应明确每项参数的权威数据源。

11. 长时储能效率应如何报告

往返效率用于比较有效输出能量与输入能量，但计算结果取决于所选计量边界。

可能的效率表达包括：

1. 规定电池或能量转换边界的DC往返效率；
2. 规定转换系统端子处的AC往返效率；
3. POI到POI往返效率；
4. 电站毛效率；
5. 包含规定辅助用电的电站净效率；
6. 调度周期效率；
7. 年度或季节运行效率。

性能声明应明确：

1. 充电边界；
2. 放电边界；
3. 输入电能；
4. 输出电能；
5. 初始和终止储能状态；
6. 辅助负荷处理方式；
7. 变压器和电缆损耗处理方式；
8. 待机损耗处理方式；
9. 环境条件；
10. 调度功率；
11. 调度时长；
12. 数据周期；
13. 缺失数据处理方式。

只有在计量边界和测试条件等效的情况下，两个效率值才具有可比性。

12. 储能技术不同，但测量原则保持一致

不同LDES技术使用不同的内部测量和控制系统。

电池储能可能需要：

1. DC电压和电流；
2. AC电能计量；
3. SOC和SOH；
4. 热状态数据；
5. 电池簇或电池串状态。

抽水蓄能可能需要：

1. 水泵输入电能；
2. 发电机输出电能；
3. 水库水位；
4. 水流量；
5. 水头；
6. 水轮机和水泵状态。

压缩空气或液态空气储能可能需要：

1. 压缩机输入电能；
2. 发电机或膨胀机输出电能；
3. 压力；
4. 温度；
5. 质量流量；
6. 热系统状态。

热储能或工艺型储能可能需要：

1. 电气充电输入；
2. 热状态测量；
3. 温度；
4. 流量；
5. 转换系统输出；
6. 工艺损耗。

尽管技术不同，项目仍需回答以下共同问题：

1. 充电电能从哪里进入；
2. 输出电能从哪里离开；
3. 哪些辅助负荷被纳入；
4. 内部系统与POI之间存在哪些损耗；
5. 哪个系统提供储能状态；
6. 哪只电表记录外部电能；
7. 可用容量如何确定；
8. 待机损耗如何测量；
9. 使用哪个数据周期和时间戳；
10. 缺失和修正记录如何处理。

13. 运行计量不等同于完整性能验证

标准电能表可以支持：

1. 累计电能；
2. 区间电能；
3. 有功功率；
4. 无功功率；
5. 电压；
6. 电流；
7. 频率；
8. 功率因数；
9. 进口/出口跟踪；
10. EMS和SCADA数据采集。

完整的LDES性能评估还可能需要：

1. 容量测试；
2. 容量保持率测试；
3. 自放电测试；
4. 能量保持测试；
5. 储能技术专用状态测量；
6. 性能衰减分析；
7. 热性能测试；
8. 压力或流量测试；
9. 机械性能测试；
10. 动态响应测试；
11. 保护和故障事件记录；
12. 可用率和停运分析；
13. 合同专用计算。

常规电气计量与专业储能性能测试互为补充，不能相互替代。

测试条件、仪器、采样率和验收指标，应由以下主体或文件定义：

1. 储能技术供应商；
2. 项目工程师；
3. 测试机构；
4. 项目合同；
5. 适用标准。

14. 长时储能项目常见测量风险

常见风险包括：

1. 将MW和MWh视为同一概念；
2. 使用毛容量而不是可用能量计算持续时长；
3. 使用来自不同边界的功率和电能数据；
4. 将毛输出作为净交付电能；
5. 忽略辅助用电；
6. 忽略待机或就绪状态能耗；
7. 未测量能量保持能力；
8. 使用SOC替代实测电能；
9. 将可用率简化为单一状态标识；
10. 忽略部分降额；
11. 比较不同边界下的效率；
12. 忽略变压器或集电系统损耗；
13. 颠倒充电/放电或进口/出口方向；
14. 使用错误的CT、分流器或倍率；
15. 混淆EMS轮询频率与经过验证的区间数据；
16. 使用不一致的时间戳；
17. 未区分实测、估算和修正数据；
18. 将推导得到的可用能量视为电表直接测量值；
19. 报告持续时长时未定义放电曲线；
20. 仅使用电能表数据作为容量保持率或最终验收依据。

15. 长时储能计量架构检查清单

计量架构应在选择电表和数据接口之前明确。

16. YTL如何支持前期电表评估

浙江永泰隆电子股份有限公司（YTL）可以为储能和配电应用，对部分AC电能表、DC电能表、CT接入式电能表、面板式仪表及支持通信的计量产品开展前期评估。

根据所选型号和客户要求，YTL可以支持：

1. 电表型号初步筛选；
2. 电压和电流范围核对；
3. 对客户提出的电气测量点和预期计量边界开展初步技术讨论；
4. 核对客户提出的CT变比、分流器输入及电表侧兼容传感器要求；
5. 进口/出口和充电/放电方向核对；
6. RS485和Modbus选项确认；
7. 寄存器表、单位、倍率和数据格式核对；
8. 样品测试支持；
9. 对拟采用的电表至网关或电表至EMS数据接口进行评估。

测量周期、准确度、通信功能、认证范围和平台兼容性，必须根据具体型号和项目要求进行确认。

YTL主要支持现场级电气测量和数据输出层。

YTL不定义或保证：

1. 储能毛容量；
2. 可用储能容量；
3. 可交付储能容量；
4. 可用率计算方法；
5. 储能介质状态；
6. 容量保持率；
7. 自放电性能；
8. 能量保持性能；
9. 调度能力；
10. 性能测试程序；
11. 收益上限与下限机制准入资格；
12. 项目最终验收。

上述事项仍应由以下参与方负责：

1. 储能技术供应商；
2. PCS或能量转换系统供应商；
3. EMS供应商；
4. 系统集成商；
5. 项目工程师；
6. 项目业主；
7. 测试机构；
8. 相关监管或合同主体。

17. 常见问题

MW、MWh与放电时长有什么区别

MW表示功率，即能量传输速率；MWh表示能量。持续时长表示系统使用同一边界上的可用能量，能够维持规定功率输出多长时间。

800 MWh、100 MW的系统一定能持续运行8小时吗

不一定。

只有当800 MWh可用能量和100 MW持续功率采用相同边界及相同运行条件时，这一计算才成立。实际持续时长还可能受到损耗、辅助用电、备用限制和性能衰减影响。

什么是可用能量容量

可用能量容量是指在规定运行限制内可用于充放电或调度的能量，通常低于毛容量或铭牌容量。

什么是容量保持率

容量保持率是指储能系统在经历老化、循环或性能衰减后，实测可用容量或可交付容量与规定初始容量或合同参考容量之间的比值。

长时储能的净交付电能应如何测量

净交付电能应在清晰规定的交付边界上测量，例如POI，并按照项目方法处理辅助用电和规定损耗。

SOC可以替代电能表吗

不能。

SOC属于估算的储能状态，电能表记录的是穿过规定计量边界的电能。

为什么待机损耗很重要

系统在等待调度期间可能因自放电、热状态维持、压力维持或就绪状态用电而损失能量。

可用率应如何报告

可用率应采用明确的报告周期，并说明如何处理部分降额、计划停运、强迫停运、外部约束和能量限制。

可用功率和可用能量是电表测量值吗

通常不是。

它们一般是由控制器、BMS、工艺系统、EMS或性能模型计算得到的能力参数。

标准电能表能否验证所有LDES性能声明

不能。

标准电能表可以测量其所支持的电气参数，但容量保持率、自放电、内部储能状态和技术专用性能仍需其他系统和测试方法进行验证。

18. 结论

长时储能不能仅根据MWh容量进行评价。

完整的测量和性能架构应区分：

1. 功率容量；
2. 毛能量容量；
3. 可用能量容量；
4. 可交付能量；
5. 容量保持率；
6. 额定持续时长；
7. 实际交付持续时长；
8. 充电电能；
9. 放电电能；
10. 净交付电能；
11. 辅助用电；
12. 待机损耗；
13. 能量保持能力；
14. 储能状态；
15. 可用功率；
16. 可用能量；
17. 部分降额；
18. 可用率；
19. 毛效率与净效率。

核心设计原则是：

每一项性能声明都应明确计量边界、运行条件、报告周期、数据来源，以及损耗、辅助用电和性能衰减的处理方式。

电能表提供电气测量基础。

控制器、BMS、工艺系统、EMS、SCADA和专用测试设备，则提供完成LDES综合评估所需的状态、能力和验证信息。

参考资料

1. Ofgem, “Ofgem boosts long duration storage to secure more homegrown energy for customers,” 26 June 2026.
2. Ofgem, “Long duration electricity storage window 1: minded-to decisions,” consultation published 26 June 2026.
3. Ofgem and the UK Government, Long Duration Electricity Storage: Technical Decision, 2025.
4. Sandia National Laboratories, Protocol for Uniformly Measuring and Expressing the Performance of Energy Storage Systems.
5. U.S. Department of Energy Office of Electricity, Energy Storage Handbook, Chapter 16: Energy Storage Performance Testing.
6. National Laboratory of the Rockies, Performance and Health Test Procedure for Grid Energy Storage Systems.
7. IEEE 762-2023, Standard Definitions for Use in Reporting Electric Generating and Storage Unit Reliability, Availability, and Productivity.