CESTE2024 | 中能建华北院重力储能副总工史沁鹏：重力储能可为“沙戈荒”大基地新能源大规模消纳提供有力支撑

8月24日，由深圳市发展和改革委员会指导，中国化学与物理电源行业协会与南方科技大学碳中和能源研究院联合主办，100余家机构共同支持的碳中和能源高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛在深圳召开。此次大会主题是“开拓新质生产力，推动储能产业高质量发展”。

在下午的长时储能技术与应用专场论坛上，中国电力顾问工程集团华北电力设计院重力储能公司副总工程师史沁鹏以《重力储能技术发展与工程应用》为题进行了演讲。

中国电力顾问工程集团华北电力设计院重力储能公司副总工程师史沁鹏

以下内容根据大会发言整理，仅供参考。

重力储能技术作为一个新型技术，现在已经不仅停留在理论或者技术研究层面上，它其实已经在工程实践方面拥有落地的可能性，主要包括背景、概述、工程实践和总结。

背景方面，储能的整个背景是在“3060”双碳战略目标要求下的以新能源为主体的新型电力系统建设，要完成双碳战略目标，以风光为代表的新能源的重要性很强。但是由于风光三性或者四性的固有特性，在以其为主体的新型电力系统中无法满足电量和容量平衡的电能基本要求，从能源的安全角度看，本身不能独立成为能源，必须和具有时间和空间转移特性实现电量转移和功率支撑功能的储能来组合。

这里重申这一点，主要是强调储能在新型电力系统中的作用不只是平滑波动这种容量的平衡，在电量平衡方面也要发挥作用，这也是长时储能的价值。所以去年院士的科协大会上把寻找“适用于新型电力系统的长周期储能”作为9个重大工程技术难题之一。

市场规模方面，我们分析新能源电量占比超过20%以后，储能将会成为一种刚需。所谓的电量占比超20%，实际上是总电量占比超20%。这种情况下也就意味着，在某个月、日或者小时的新能源的渗透率要达到60%以上。我在后面有一个分析能看到，如果新能源的电量或者渗透率占比超过60%，电能的输出就不符合电力系统的要求了。

截至2023年，新能源的装机已经达10亿kW。据今年7月刚刚发布的数据显示，新能源的装机已经达12亿kW。按照这个规模去预测，到2030年底，装机规模保守估计应该在16亿-18亿kW，整个电量占比就会超过20%。所以到2030年，储能就已经不只是一种可能性，而成为一种必然的刚需。

从不同储能形式的定位和发展趋势来看，2030年，3-4亿千瓦的新能源装机中，除了2035年中长期规划的1.2亿千瓦的抽蓄储能之外，新型储能至少要占到1-2亿千瓦。按照这个比例，其实包括抽蓄在内的长时储能最起码要占到一半以上的规模。而从电量和整个投资的角度来看，应该占比更大。而且更关键的是，到2035年，比较好的抽蓄选址，也就是比较具有经济性的抽蓄选址可能就不那么多了。在这种情况下，我们需要在十年内找到可类比抽蓄的长时储存形式。因为大家都知道，抽蓄还是目前最主要的储能形式。

长时储能，现在没有明确的定义。从供给角度来说，一般认为超过4小时就是长时储能。但是从需求的角度来讲，我认为长时储能最起码要能跟光伏一起，实现日内的平衡。按照这个要求，应该至少要达到8-10个小时的规模。再有，它还要实现能够跨日、跨周甚至跨月的充电循环间隔尺度。除此之外，作为系统支撑的长时储能最好具有构网能力，能够在新型电力系统中提供稳定、可靠和灵活的电力支持。

需求逻辑，首先我们认为，“长时储能+大型风光项目”将替代化石能源成为基本负荷发电厂。在新型电力系统中，现有的以化石能源为基本负荷和调节电源的局面将不可持续。去年出台的煤电容量电价，大家对这个结论有点怀疑。我个人认为容量电价政策是对现有的电力系统结构和储能技术发展现状的认可。也就是说整体上这个政策对储能的必要性是削弱的。但只要是在双碳背景下，火电加上脱碳的指标，不管脱碳的手段是CCUS，还是掺烧氨，度电成本都要增加到6-8毛以上。从新能源的角度出发，比如内蒙、青海等地，新能源本身的度电成本要到一毛多，储能的成本大概在5毛左右，加在一起也是6-8毛的水平。所以整体来看，火电+脱碳和新能源+储能两者相比的话，新能源+储能的整体综合造价已经具有可比性了。另外，从调节电源来看，新能源+储能比火电的调节性能会更好。

虽然随着国际形势可能发生的变化，比如特朗普如果上台后，双碳是不是还能如此坚决的推进，这一点其实有点存疑。但是整体来看，在双碳的约束条件下，我们认为随着波动性电源比例的逐步扩大，综合考虑气电、输电和电网灵活性各种因素，和新能源配储，必须要实现调节时长，从日内变为日间周月的调节。所以通过提供相关的支撑，储能就从目前调节的角色转变为和风光共同作用来承担基本负荷，长时储能就成为新型电力系统的一个基本的组成，这是一个基本的判断。

第二，日以上天气异常处理波动对长时储能提出需求。在连续长时间低出力和极端天气的条件下，需要储能来实现跨日跨周的调节。

第三，外送通道限制、提升新能源占比及通道利用率需要长时储能。在目前新能源大基地+外送电力通道结构中，长时储能在提升外送通道可再生能源电量输送占比、通道利用率水平及降低电网投资水平方面更有优势。

内蒙最新的细则确定的独立储能时长要求超过4个小时也与说明了此趋势。

长期储能的技术包括了机械储能、电化学储能。机械储能包括压缩空气、抽水蓄能、重力储能，电化学储能包括锂、钠、碳、液流以及氢电耦合。整体来说各种储能技术都有自己的优势，也都有自己的一些局限。比如抽蓄的劣势就是在选址以及建设周期上。压缩空气的劣势一方面是效率目前只能实现70%；另一方面其造价较高，选址不灵活。

以锂电为代表的电化学电池，最主要的问题规模化时的安全性以及长时经济性会差一些。所以我们整体上认为，在安全性、经济性和建设条件等方面，目前还没有能满足所有场景需要的储能技术。

以后储能技术的发展方向，一方面是现有储能技术的技术进步，另一方面就是还需要其他的储能形式。

2022年的重力储能研讨会上，包括两院院士在内的专家，对重力储能进行了探讨，并认为重力储能是一个值得研究的方向。从国家政策角度来看，在2023年出台的《新型电力系统蓝皮书》和《产业结构调整指导目录（2024）》中，都已经把重力储能纳入其中。另外在一些地方政策上，也已经计入了重力储能。

重力储能技术本身比较简单，它实际上就是牛顿运动学定律。因为抽水蓄能本身也是一种重力储能，所以我今天谈的重力储能和抽蓄，它的能量转换路径和基本原理都是完全一样的。

从损耗的角度来讲，把各种损耗，包括摩擦电机损耗、动能损耗、库轮损耗、电流损耗等都考虑在内就会发现，重力储能比抽水蓄能很明显的一个优势，就在于是它能很明确地控制运行的重物速度。抽搐在水流过水泵水轮机之后，速度无办法控制，所以必然会损失一部分水流的动能。但重力储能对这方面的损失控制得比较好。所以从基本原理上看，重力储能比抽水蓄能效率有较好提升。

就整个储能行业的发展而言，目前各种技术路线都进行了一定的验证。但我们研究发现，千瓦级和兆瓦级的项目是完全不一样的，甚至可以说完全是两个行业。所以我们整体判断，目前全球范围内应该没有能完全达到示范效果的工程项目。目前，江苏如东100兆瓦时重力储能示范项目和张家口300兆瓦时重力储能国家级示范项目的建设，在全球范围内对重力储能行业是比较大的促进。

分类上，按照落差实现路径，包括了往地下打落差和在地面平地上建新的落差，以及利用现有山坡或者山体落差。除此之外，从储能介质方面，除了固体，还有重力压缩空气和火灾水泵这种利用液体的重力储能。不同技术路线对比。基于山体的重力储能，它的优势在于投资比较低，结构比较稳定，而且重物选择的范围比较大；但是它的理论效率比较低，据我们测算大概只有70%，另外选址也受到一定限制。

基于构筑物的重力储能，选址非常灵活，而且因为高度有限，所以预期效率会高；但是也由于落差有限，导致重力储能所利用的核心资源很低，单位投资水平和度电成本比较高，且同容量之下占地比较大，再有，十几万吨到三十多万吨的重物，在百米高空运行40年，如果发生安全事故，影响会非常大。基于竖井，包括废弃矿井和新建竖井，废弃矿井的优势是成本比较低，可以对废弃资源进行二次利用；但是选址受到限制。

综合来看，新建竖井在同规模容量的情况下，投资和效率比较好，选址比较灵活，运行环境也比较安全稳定。这也是我们选择竖井方式做示范项目的一个原因。而它的问题在于建设周期会比坡式的长，另外，技术和设备的难度会比较大。

我们认为，规模化重力储能电站最大的技术难点，就是重力储能的低能量密度。因为它的能量密度大概一个千瓦时要到十吨、百吨级的能量密度，另外重力储能是离散化的物理场景，和电力系统的大容量以及连续性的需求，这是很明显的矛盾。再有，机械系统运行本身是不确定性的，而且它是分钟级的时间尺度，和电力系统要求的确定性以及毫秒级的时间尺度，这也是一个根本性的矛盾。为了解决这些矛盾，要针对不同的应用场景，从0到1建立对应关系聚焦对象，搭建效率、投资水平等关键指标的模型，从而优化系统结构、工艺程度和损耗等指标。

另外，目前没有相关的产业链，所以要落实和工程化落地的相关解决方案以及供应链。最后，现在没有成型的设备，也没有成型的工程。所以为了降低这种研发的风险，所以要创新一些新的设计手段。在你没有工程的时候，要进行仿真的分析，进行虚拟调试，从而优化我们的技术方案，降低研发周期和研发成本。对于未来的发展方向，我们认为首先是进行工程化商业化的运行示范。

其次是要针对新型电力系统对长时储能的高转换效率，高经济性和构网要求，在大单机容量、大能量通道密度、超大落差构建路径和超大型配套装备，以及系统集成方面进行一些研究。不同的储存类型和技术路线、投资水平、寿命时长、效率等各方面差异都比较大。

对于长时储能来说，电量是它的价值所在，所以全生命周期度电成本是它的最关键指标。从调节性能来讲，重力储能可以实现每分钟级的调节速率和启停时间的调节。另外和其他的储能调节电源来做对比到，在这方面应该重力储能只比电化学储能要差，比其他所有的电源形式调节性能都要好。因此，在安全性、经济性、建设可行性，以及电网和环境友好性等方面来看，重力储能的综合性能比较好。

比如和抽水蓄能相比，它的选址约束比较小，建设周期比较短。在沙戈荒大基地的场景下，和抽水蓄能的经济性方面的差异也会缩小。和其他新型储能相比，运行寿命和转化效率，都是比较优势的地方。华北院是中能建的核心企业之一，我们拥有双综甲以及总承包一级的资质。在储能领域，我们是种类最多、场景最齐全和工程技术最先进的企业。重力储能领域，我们组建了国内首个重力储能专职团队，团队将近20人，还有包括两院院士、全国勘察设计大师等在内的专家团队。

技术创新上，目前已经形成了包括重力储能工艺包和运行及能量管控系统在内的创新工程方案，我们在新建竖井、废弃矿井、山地、构筑物等技术路线方面，均实现了工程技术产业链构建和项目储备方面的一些布局，可以支持相关的项目落地。

竖井式领域，我们在全球首次提出单机容量最大约为16兆瓦，单模块容量最大约为60兆瓦，系统效率约在78%的全国产自主可控产业链的模块化工程方案。整体上的造价，目前短期内应该很难低于1万元每千瓦，按照千瓦时算，大概在2000元左右。

技术方案经过专家评审，认为相关技术已经达到国际的先进水平。依上述技术方案建设的张家口赤城项目，已入选2023年国家能源局新型储能试点示范项目。除此之外，我们与华北电力大学共建了一个物理场景的动模式仿真实验平台，实现了产学研一体化。

重力储能工程实践，最主要是在效率投资、系统运行等方面核心指标的优化。在效率指标方面，我们对损耗进行模型构建之后，经测算，系统综合效率大概在77%-82%。

在规模化产业化上，包括落差、重物输送、重物运行及能量管控，以及电站集成方案等等。对于下一个阶段的研究计划，我们希望单机容量能实现20兆瓦级，系统效率能大于80%，单位造价低于1500每千瓦时。

同时在响应电力系统需求的这种构网特性上面能实现进一步的优化。综上所述，我们认为，在当前新型电力系统建设的背景下，重力储能作为一种长时、大容量、安全性高、具有构网特性的储能形式，因地制宜建设，可为新型储能发展开辟新的方向，尤其适合为“沙戈荒”大基地可再生能源的大规模消纳提供支撑。华北院通过前期的一些技术研究、系统优化和工程化应用，也形成了一些重力储能解决方案，我们希望与各位同行共同促进产业链的发展和行业的进步。

来源：储能网