据能源圈了解到，8月24-26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三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”。

大会主办方邀请6位院士及100位行业专家分别从新型储能系统集成解决方案、长时储能技术及应用、虚拟电厂、工商业储能专场、新型储能电池、新型储能与电力市场、智能微电网、储能标准宣贯、新型储能技术青年科学家论坛等12个专场进行充分讨论交流。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的500余家产业链企业，1012位嘉宾参加了本届大会，其中21家企业展示了储能产品解决方案，在线观众超过4万余人观看了开幕盛况。

本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会和能源圈、数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持！

8月24日下午，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受邀在“长时储能技术及应用专场”分享主题报告，报告题目《重力储能技术发展与工程应用》。

史沁鹏：各位同仁，我今天我交流的题目是《重力储能技术发展与工程实践》。虽然我把工程实践准备了，但是可能时间关系不一定能展开说。主要是想跟大家介绍一下重力储能技术作为一个比较新型的技术，现在已经不是在理论上或者只是在技术研究层面上，它其实已经在工程实践方面有落地的可能性了。主要包括背景、概述、工程实践和总结。

背景方面，大家都知道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，当然这个新型电力系统现在以新能源为主体不谈了，但是要完成这个双碳战略目标，以风光为代表的新能源的重要性还是很强。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，从我们分析来讲的话，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，在某个月或者是日或者是小时的这种渗透率的时候，新能源的渗透率要达到60%以上。我们后面有一个分析就能看到，如果新能源的电量或者渗透率占比超过60%以后，这个电能的输出就不符合电力系统的要求了。

从左下角这个表里面也能看到，到目前为止，或者到去年，去年新能源的装机已经10亿了。到今年7月份，刚刚发布的数据已经12亿了。按照这个规模去预测的话，到30年底，保守估计应该在16亿到18亿左右的装机规模，整个电量占比就会超过20%。所以在这种情况下，储能到2030年的时候，就已经不是像现在今天讨论的，它只是作为一种可能性，而成为一种必然的刚需。

从右下角不同储能形式的定位和发展趋势来看，在2030年的时候，整个3到4亿千瓦的新能源装机理念，除了2035您中长期规划的1.2亿千瓦的抽蓄储能之外，新型储能最起码要占到1到2亿的水平。按照这个比例来说的话，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，到2035年的时候，比较好的抽蓄选址，也就是比较具有经济性的这个抽蓄选址可能就不那么多了。这种情况下要在这十年里面找到可类比抽蓄的长时储存形式。因为大家都知道，现在抽蓄还是最主要的储能形式。

长时储能的定义，现在没有明确的定义。从这个供给角度来讲的话，一般认为超过4个小时就算是长时储能了。但是从需求的角度来讲的话，我觉得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到10个小时的规模。

另外，从右图这里也能看到，它还要实现能够跨日、跨周甚至跨月的这么一个充电循环的尺度。

除此之外，作为新型电力系统的一个必要元素，可能具有构网能力也是对长时储能比较高的一个要求。

需求逻辑，首先我们认为，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。因为去年的煤电容量电价，大家对这个结论有点怀疑。我个人认为容量电价这个政策是对现有的电力系统结构和储能的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一个削弱的作用。但是整体来看，只要是在双碳约束的背景下，火电加上脱碳的指标，不管这个脱碳的手段是这个CCUS，还是掺烧氨，度电成本都要增加到6毛到8毛以上。但是从新能源的角度来讲，现在在一类地区，比如内蒙的风和青海的光，新能源本身的度电成本也要到一毛多，加上储能的成本大概五毛钱左右，也是6毛钱到8毛钱的水平。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。

虽然这一点随着这个国际形势有可能有变化，比如特朗普如果上台之后，双碳是不是还能这么坚决的推下去，这个其实有一点疑问。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，和新能源要去配套的储能，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这种支撑，储能就从目前调节的角色就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。

第二个情况，就是在下面这个图里面看到的，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。

第三个场景，就是在目前新能源大基地+外送电力通道的这种电力系统结构中。最下面右下角这个表，是我们对内蒙一个项目做的测算。在这种电网结构中，其实14%个小时的储能会比22%两个小时的储能，在提升可再生能源的这种电量输送占比、通道的应用水平和降低电网投资方面更有优势。

内蒙最新的实际上细则已经确定，独立储能时长都要求超过4个小时。刚才也说了，为什么只是4个小时，不是6个小时？其实可能更需要的是6个小时、8个小时，但是它只是只规定4个小时，一方面说明这个趋势，另外一方面也是考虑了目前的储能的技术发展的水平。

整个长期储能的技术包括了机械储能、电化学储能。机械储能就包括压缩空气、抽水蓄能、重力储能、电化学储能就包括锂、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到70%；另外一方面它的造价选址存在巡优的空间。

以锂电为代表的电化学电池，最主要的就是在做规模化，电力系统所需要的规模化时候的安全性以及长时的经济性会差一些。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，另外一方面就是还需要一个其他的储能形式。

这是前年关于重力储能的一个研讨会，会上包括两院院士在内的专家，对重力储能进行了一个研究后，认为重力储能是一个值得研究的方向。

从国家政策角度来讲的话，包括去年的蓝皮书和产业结构调整目录，都已经把重力储能纳入了试验。另外在一些地方政策上，也都已经计入了重力储能。而且重力储能作为一种新型技术，我们在做项目推荐的时候，某些地方把储能作为一种产业来引入，而不是作为一个项目。所以这也是一个比较好的地方。

重力储能技术本身比较简单，它实际上就是咱们初中物理所学的牛顿运动学定律它的整体。因为抽水蓄能本身也是一种重力储能，所以我今天谈的这个重力储能和抽蓄，它的能量转换路径和基本原理都是完全一样的。时间关系就不展开了。

刚才说它们两个的基本原理是一样的，从损耗的角度来讲，把它的各种损耗，包括摩擦电机损耗、动能损耗、库轮损耗、电流损耗这些损耗都考虑在里面之后就会发现，其实重力储能比抽水蓄能很明显的一个优势，就是它能很明确地控制它所运行的重物速度。也就是说抽搐在水流过了水泵水轮机之后，速度是没办法控制的。所以必然会有一部分水流的动能损失掉了。但是重力储能在这方面的损失会做的比较好。所以整体来看的话，重力储能会比抽水蓄能效率有一个比较好的提升，这个是从基本的原理上来讨论的。

整个行业发展阶段，目前各种技术路线都有一定的验证。但是从我们研究下来发现，千瓦级的项目和兆瓦级的项目是完全不一样的，恨不得可以说完全就是两个行业。所以从这方面来看的话，我们整体判断，目前全球范围内应该没有能达到完全示范效果的这种工程项目。所以从这方面来看的话，天银做的这个100兆瓦时项目和我们公司在张家口做的300兆瓦时项目，应该在全球范围内对重力储能行业都是一个比较大的促进。

它的分类，按照落差时间路径，包括了往地下打落差和在地面平地上建新的落差。再一个就是利用现有的山坡或者山体落差。

除此之外，从储能介质方面，除了固体之外，还有比如重力压缩空气和火灾水泵这种利用液体的重力储能。

不同技术路线对比的话，我们认为基于山地的重力储能，它的优势在于它的投资比较低，结构也比较稳定，而且重物选择的范围是比较大的，从散料到大块都可以。但是它的限制就是它的理论效率比较低，大概我们测算下来只有70%。另外它的选址可能也受到一定限制，这是一个最大的问题。构筑物的选址是非常灵活，基本上没有任何的限制。而且因为它的高度比较有限，所以它的预期效率会高。但是它的问题也在于它的落差有限，就导致重力储能所利用的核心资源很低，所以导致单位投资水平和度电成本比较高，而且同容量的情况下占地也比较大。再一个，十几万吨到三十多万吨的重物，在100米的高空要运行40年，如果万一发生安全事故的时候，这个影响会非常大。所以这是两种情况。

基于竖井，包括废弃矿井和新建竖井，废弃矿井的优势还是成本比较低。另外一个可以对废弃资源进行二次利用，但是它的问题也是选址会受到限制。综合来看，新建数据在同规模容量的情况，投资和效率都是比较好的，选址也比较灵活，运行环境也比较安全稳定。所以这也是它的优势，这也是我们选择这个竖井方式做示范项目的一个原因。当然它的问题在于它的建设周期会比坡式的长，另外，它的技术和设备的这个难度会比较高比较大一些。

右边这个表是不同技术路线所需要考虑的一些因素，就不再展开了。（见PPT）

整体上我们认为规模化重力储能电站一个最大的技术难点，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。另外它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，这是一个很明显的矛盾。

再一个的话，机械系统运行本身是不确定性的，而且它是分钟级的一个时间尺度，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。所以为了解决这些矛盾，要针对不同的应用场景，从0到1去建立并聚焦这种对象，建立效率、投资水平等关键指标的巡游模型，从而优化系统结构、工艺程和损耗等指标。另外，目前没有相关的这个产业链，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。

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。

跟其他储能形式的对比，因为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。前我们测算下来的重力储能的LCOE大概在0.4元钱左右。当然这个也是有一定的边界，比如要考虑到45年的运行寿命，一天两次的循环调用。但是整体上来看，它作为示范项目的时候，就已经比较有竞争力了。

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就能看到，它在这方面应该只比这个电化学储能要差，比其他所有的电源形式调节性能都要好。

所以综合重力储能在安全性、经济性、建设可行性，以及电网和环境友好性这些方面来看，它的综合性能还是比较好的。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。另外在沙戈荒大基地的这种场景下，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的话，它的运行寿命和它的转化效率，包括它具有构网特性，因为它是以同步电机为基础的物理储能，也是一个比较优势的地方。

华北院的工程实践方面，首先请允许我介绍一下华北院。华北院是能建的一个核心企业，我们拥有双综甲以及总承包一级的资质。另外我们在储能方面的优势，我们是种类最多、场景最齐全和工程技术最先进。种类最多，目前所有能想到的储能形式，包括氢我们都在做。场景最齐全，包括最早的电网侧和发电侧，都是我们公司做的。工程技术最先进方面，现在大家认为储能没有工程技术，但是是因为现在是粗放的发展时期，所以大家不太讲究工程技术。但从储能的安全性和经济性来讲的话，工程技术是一个比较重要的方面。

重力储能方面，我们组建了国内首个重力储能的专职团队，我们是一个大概将近20人的团队。包括我们这个团队里面也包括了外部的，包括两院院士、全国勘察设计大师等在内的专家团队。我们在技术创新和产业链方面都做了一些工作。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。

竖井式方面，全球第一个提出了单机容量最大大概能到16兆瓦，单模块容量最大大概在60兆瓦左右。然后系统效率大概78%，全国产自主可控产业链的这么一个基于新建竖井的模块化工程方案，形成了十余项的基础和工程技术。整体上的造价，目前短期内应该很难低于1万块钱每千瓦，如果算到千瓦时的话，大概在2000左右。

整体上的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。依托我们的技术方案的张家口赤城项 目，也入选了去年的国家能源局新型储能试点示范项目。除此之外在这个项目建设前，我们也跟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。就像刚才提到的，千瓦级的项目和兆瓦级的储能项目，它的差异非常大。所以为了在一个动模实验平台上面能模拟出实际工程的场景，这个动模实验平台的复杂程度也还是比较高的。

这是我们对重力储能技术的分析，包括不同技术路线，我们对它的基础性技术、紧迫性技术和前沿性技术都进行了一定的分析。时间关系就不再展开了。

重力储能工程实践，最主要是在效率投资、系统运行这些方面核心指标的优化。另外一个就是它的产业链塑造构建。

然后在效率指标方面，我们对它的损耗进行了模型构建之后，我们测算下来，系统综合效率大概在77到82。

规模化产业链的问题，包括了落差、重物输送、重物运行及能量管控，以及电站集成方案等等。

落差构建方面，主要说一下竖井式重力储能，竖井式重力储能，它的落差构建要建设一条竖井，至少在目前来看，它不决定重力储能项目的可行性。但是它是决定这个重力储能项目本身优劣的一个因素。因为它目前影响整个项目投资造价大概在1亿元左右的水平。

机电转换设备，包括轮机电机以及调速设备。

上下仓方面，经济合理的上下仓包括影响了土地空间利用和地下的工程量，同时它也影响实际电转换系统、重物输送系统的研究方向。而重物输送系统，要根据重物储能项目总体的要求来确定它运行的节拍。另外根据节拍来确定输送系统的设备能力和数量。

组合式重物块的特点，首先就是它的数量很大，刚才也说十几万到几十万吨。另外它的参数直接影响机组运行和安全。所以它要根据重物投资及残值回收价值、重物块的材质和尺寸、结构强度和规格等各方面的因素，来寻优确定组合式重物块以及它配套的这些附属设施。

除了这些之外，还要以提高能量转换路径、能量转换效率、降低成本、增强电网适应性等为目标，来建立重力储能电站的多目标寻优的模型。在此基础上再去对机电协调、多变流器并网运行和多电机调配功率进行优化，来实现电站的集成。

这是我们针对重力储能需求自主开发的一个重力储能仿真平台，通过这个平台，不光能实现方案展示的作用，还可以实现工艺优化设计、策略验证，包括模拟调试的一些功能，从而减少这设计开发的成本，提高工程效率和可靠性。

这是厂区的一个总平面，这个不再提了。

下一个阶段的研究计划，是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。

这是斜坡式的一个方案，斜坡式的方案目前做到最大的单机容量，我们目前做下来可能只有大概五个兆瓦级左右，当然它的单位投资成本会低一些，大概不到8000的这么一个水平。但是因为它的效率会比较低，只有70出头。整体看下来，它的经济性和竖井式是类似的。它的应用场景的话，基本上在15到60度左右的坡度都是可以的。这是我们一些项目布局的情况。

总结下来，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过网特性的储能形式，因地制宜的建设，可以为这种新型储能的发展开辟新的方向。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。而我们院通过前期的一些系统优化和工程化应用，也形成了一些解决方案。我们也希望与各位同行一起来共同促进这种产业链的发展和行业的进步。

谢谢大家！