华北院重力储能公司副总工史沁鹏：重力储能商业模式

一、从发电背景方面，大家知道储能的发电背景是双碳战略目标确定的以新能源为主体的新型电力系统，风光发电的特性特点导致它没办法完成整个电能的容量平衡的需求，从根本上来说，风光本身从能源的安全角度来看不能独立成为一种能源，它必须和储能的时间转移和空间转移的特性相结合来满足电能的电量转移和功率支撑的需求。这里主要强调一点，在以新能源为主体的新型电力系统中，储能发挥的作用不止是平衡波动的功率特性，更多时候要起到体现电量价值，这也是长时储能的一个价值所在。

目前从长时储能的定义来讲，从设备角度和系统角度来讲是有不同需求，定义不明确，一般认为单循环时长要超过4小时，像右边图上所说的，它能实现跨日、跨周，甚至跨月，当然跨季的是不是还算储能，这有争议，但是循环间隔尺度比日内条件更长。这个需求的逻辑一方面是在新型电力系统中，现有化石能源作为基本负荷和调整电源的局面不可持续，从右边的表上看到，现有的火电增加碳捕捉之后，价格超过6毛，考虑到碳封存要到8毛以上。如果一个火电项目从初投资的时候就认为它是调节电站，它的总体综合成本水平和风光再加储能相比并没有什么优势。

左下角这个图是国网风光组做的实验，新能源和储能的占比大概要到3比2的时候才能实现电能比较稳定平滑输出，所以随着新波动性电网绿网比例扩大，综合考虑多种因素之后，实际上储能需要实现调节时长从日内到日间、周、月的需求。所以通过提升这种多种支撑，储能要和风光共同承担基本负荷，这种情况下长时储能成为新型电力系统的基本组成。

第二个需求逻辑是从左边和右边的图上看到，在连续多日低触地的波动中，储能需要长时的调节需求。另外是极端天气和自然灾害环境下需要长时储能发挥作用。

第三个需求是下面这张条是我们做的内蒙的两个项目和储能配制不同功率和不同时长情况下，新能源消纳的分析。从这个分析上看到，在当前新能源大基地和外增通道的结构中，新能源占比利用水平和降低电网投资水平方面更有优势。

市场规模方面，根据分析，新能源电量占比超20+长时储能成为刚需，2030年达到临界，不同阶段储能电池的定位和作用分析长时储能在3-4亿千瓦的规模内要占到一半以上，如果从电量和投资角度看占比更大，更关键是在这10年以内达到抽蓄的长时储能能力。

二、技术路线及商业模式。这是大型储能电站现有的运营模式，有新能源配建共享储能租赁、两部制电价、辅助服务收益、现货市场交易，容量补偿电价等，容量补偿是在部分省份或者地区作为一个补充。因为储能的商业模式来自多元化价值，另外一方面也要给它提供确定的收益来源，我们国家的新型储能电力政策很好了，为什么不能发展？就是在调度的价格和频次方面给予它一个确定性，所以从这一方面来看，目前国内做的比较好的省份，像广东、湖南、山东、宁夏，也是因为自身发展的情况倒逼部分解决了确定性的问题。从大的逻辑上来分析，整个电力行业所有的拟收益来源都来自电力用户的终端电价，在电力发展、工程公司、设备商的层面进行转移。在这个之外根据产业政策的变化，有一些产业补贴，比如之前的新能源补贴，保证现在储能免收税费电价和政府资金。但是现在好一点的趋势是国家征收碳税方面，我们国家的绿政和国外的机制，从这些方面看，政策的出台在电力用户、发电企业的相关收益和费用之间做一个调整，就像之前新能源通过技术进步投资发生了比较大幅度下降，但是这部分的下降空间不会给新能源提高它的收益，而是一方面降低绿网电价达到评价，另一方面需要它配储，可能还需要配储方面实现平价，所以这需要一个动态调整。

储能行业总体的发展需要政策支持，更需要的还是经济发展能承受更高的电价，在这个基础上，电网安全运行稳定水平，新能源传统发电企业的规模化发展和将本空间，包括储能行业本身的技术进步，都是储能行业发展的关键要素。具体到长时储能，长时储能具有初投资大，寿命长，受益方不具体特点，要按照谁提供、谁获利、谁受益、谁承担的原则解决确定性问题。大家都承认储能是风光项目，它的系统成本、非技术成本和开发成本，它的非技术成本当中的并网成本是可以找到获利方，相同的服务市场可以解决并网问题。但是开发成本没有实际受益方，这方面的储能与风光项目解耦获得独立市场地位，让风光项目进行市场化竞价，这其中的降本空间作为储能基本收益来源，同时叠加绿证、碳税等绿色收益来解决储能投资成本来源问题。

另外一方面现在储能行业的发展更多的是沾了电动汽车发展的红利，我们觉得它不用扶持就可以发展，我们参考火电不同历史时期和市场供求的时候，它的电价和抽蓄两部制电价的机制是存在可能性，在阶段性采取经营型电价和两部制电价形式解决储能投资最关键的确定性问题，在行业发展初期，给这种行业的不同技术路线提供一个战略性的支持，同时通过这种不同技术示范和政策的刺激来实现不同技术路线的优胜劣汰。

从不同形式来相比的话，各优缺点，抽水的劣势主要是它选址和建设周期的问题，压缩空气是效率和选址和投资的时间。氢电耦合是产业技术链是技术不成熟地投资比较高，电化学储能是在规模化安全性和长时技术性差一些。现在看来当前还没有安全性、经济性、建设条件的满足新型电力储能的技术。这是去年的重力储能研讨会上一些院士专家对重力储能的探讨。从政策方面来说，今年的蓝皮书首次将重力储能列为大力推动和开展关键技术研究及示范的储能技术，河南、山东、江苏、新疆都对重力储能进行鼓励政策。它的技术原理和转化率和抽蓄是类似的。

它的行业发展路线，我们来看千瓦级和兆瓦级不是一个项目，恨不得是两个行业，这种情况下，实际上目前我们认为在全球范围内不存在具有明确示范效果的示范项目，目前走的比较快的是如东的300兆瓦时示范项目，另外是我们在张家口300兆瓦时的项目。他们项目是基于竖井、基于山体，基于构筑物和其他形式。从它的技术性能上来比较，跟抽蓄比，最关键的效率这方面，因为时间关系我不再详细说，最主要的一点是重力储能可以通过精确的控制来实现更少的动能损失，从而获得比这个抽蓄更高的效率。这从理论上是这样，从目前实际工程的测算上应该跟这个结论也差不多，因为在前面势能到机械能、机械能到电能，目前重力储能采用的设备效率指标和技术路线形式都可以达到跟抽蓄是类比的水平。

因为不同储能类型和技术路线的投资水平、时长、效率等指标差异化较大，因此当前对各种储能经济性对比，从综合来看，重力储能在安全性、经济性、建设可行性、环境及系统友好型方面，多维度相比较都是综合性能会比较好一些，比如跟抽蓄比，它的优势是选址没有约束，建设周期比较短，环境友好，经济性好一些，寿命、转化效率，长时储能的这种做跨日、周、月时候的能量损失基本上没有。

三、华北院创新方案。我们是中国能源的建设股份有限公司，我们是在国家电网、火电方面的工程建设。在储能方面总体优势是我们接触的储能类型最全，场景最全，全早最高的发电侧、电网侧项目基本都是我们做的，我们在供电方面也有比较多的积累。这是我们一些典型项目的情况，时间关系不再赘述。

重力储能的优势是我们投入了一些资源，建立团队，我们目前研究团队包括院士、侯选院士，开展研究在高科技技术创新和产业链的构建上面都取得了一定的成果，具有完全自主知识产权的工具包和运行管控系统，在工程应用和示范方面也开展了一些工作。像刚才说的，我们其实目前在竖井式、废弃矿井式，山地式，构筑物时等技术路线均实现了工程技术、产业链设备、项目选址的储备，可支持项目落地，山坡是它的投资比较低，效率比较低，选址受限制。竖井的优势是各方面比较均衡，构筑物的优势在于选址灵活，预期效率高，它的限制是可实现的落差有限，只能到600多米，这个投容量占地比较大，如果发生安全事故影响比较大。

张家口项目全球首创性提出了单机容量最大，单模块容量最大，推出了300兆时，创新设备应用多，系统效率高，系统效率在78到80之间，经济性优，基本上经济性可以做到3毛出头，一般情况是4毛。整体投资单日千瓦时造价在1500，全国产资助可控供应链的竖井式模块化工程方案，它还是具有共网特性，这是和抽蓄最大的差异。它可以通过模块叠加实现整个G瓦之间的项目。

山坡的方案目前单机容量会小一点，单机容量只能做到5兆瓦级，可以实现多模块、集成化运行支撑G瓦级的工程。单位千瓦造价比较低，1000出头，最理想的情况下比75高一些，整体的经济性、用电成本在3-4毛之间，整体山坡的应用场景比较难找，总体上来说从15度到60度的坡都是可以建设的。这是我们工程项目在全国布局的方向，工程建设、效率、投资水平、工程布局都有投入。