8月22-24日，由国家电投&融和元储、新型储能产业联盟、风光储百人会、中国风光储网等单位联合主办的2022中国国际光储充产业大会（简称：金砖光储充论坛）在常州香格里拉大酒店圆满闭幕。本届大会设置“论坛峰会+展示台展示”，既有企业细致入微的分析，也有行业专家为市场发展提出的设想与方案，助力落实国家提出的“碳达峰、碳中和”战略目标要求，积极助力构建“双循环”新发展格局。
国网江苏综合能源服务有限公司储能及产品事业部技术总监王骏出席论坛并发表主题演讲——《新型储能技术比较与重力储能技术探讨》 。
以下为演讲实录：
各位领导、各位专家下午好，首先非常荣幸参加这次会议与各位同仁进行交流，我来自国网江苏综合能源公司的储能及产品事业部，今天和大家分享的议题是新型储能方案比较与重力储能技术探讨。
议题分4个部分，首先是政策市场分析
在双碳目标引领下，新能源发电产业受益于其零排放的优势，得到快速发展
截至2020年末，全国风电、光伏累计装机规模达253.4GW和281.7GW，同比增长24.1%和34.1%。2020年，光伏、风电发电量占比也进一步提高至3.5%和6.3%。
在利好政策推动下，市场正积极探索“新能源 + 储能”模式
2021年7月国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2030年，实现新型储能全面市场化。《指导意见》还从国家层面首次提出装机规模目标：预计到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍。
具体政策上，2021年截止到目前，对于新能源发电项目，共有20省要求配置储能系统，配置比例基本不低于10%，其中河南、陕西部分要求达到20%。配置时间大部分为2h，其中河北市场化并网规模项目要求达到3h。
再说一下江苏的政策：江苏发改委印发《省发改委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》。文件指出，2021年江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力、时长两小时；长江以北地区原则上按照功率10%及以上比例配建调峰能力、时长两小时。储能设施运行期内容量衰减率不应超过20%，交流侧效率不应低于85%，放电深度不应低于90%，电站可用率不应低于90%。
截至2021年底，中国已投运的电力储能项目累计装机规模46.1GW,全球占比22%，同比增长30%，其中抽水蓄能的累计装机规模为38.8GW，同比增长25%，装机占比较去年同期下降3个百分点，而新型储能项目的累计装机规模为5.7GW，新增装机为2.4GW，同比增长75%，是储能市场主要增量。随着电力市场逐渐完善，储能供应链配套、商业模式日臻成熟，预计未来5年我国新型储能新增装机将超过73GW，到2026年累计装机规模达到79.5GW，约为2021年的14倍。
在应用场景上，“新能源+储能”是新型储能的主要应用场景，刚才我们看到目前多个省份提出明确的新能源配储要求，推动储能产业快速扩张，规范性与主体性更强的独立场站在政策引导下加速发展，独立储能场站“一站多用”共享模式有望同时满足发电侧与电网侧储能需求，另外，独立储能场站未来有望通过参与调频辅助服务和容量租赁来进一步增加盈利渠道。随着电力市场的逐渐完善，科技水平的不断进步，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，新型储能将快速进入规模化发展阶段。
下面我们对目前主流的储能技术方案进行比较分析
从储能技术分，大类上分为物理储能和化学储能，物理储能是通过物理变化将能量储存起来，可分为机械储能、热储能、电磁储能等，化学储能是通过化学变化将能量储存于物质中，可分为电化学储能、氢储能等其他类化学储能。
不同形式储能技术的能量转换途径不同，转换效率、技术成熟度、存储规模均不相同。
目前储能行业处于各项技术共同发展的阶段，还没有能够形成绝对优势储能技术。这张表展示的是11种主流储能技术的技术参数及优缺点，各种储能技术在其功率、放电时间、响应速度、效率、使用寿命、环境特性以及成本性能方面均有不同的表现。通过参考这些信息可以对不同储能技术进行比较并根据储能周期与应用场景选择适用技术。
首先，化学储能技术全面高速发展，电化学储能具备高可控性、高模块化程度、能量密度大、响应速度快、转换效率高、建设周期短、使用范围广等优势，主要运用于光、风发电等波动较大的可再生能源发电侧、中小型智能变电站和用电侧，铅酸电池、钠硫电池、锂离子电池、液流电池等电池储能已成为电力储能的主流技术，但各类电池容量成本偏高、存在环境污染问题。技术路线上，新增装机中锂离子电池比重超90%，主要应用于可再生能源并网、辅助服务，铅蓄电池其次，主要应用于用户侧。
氢储能技术适用于大规模储能和长周期能量调节但仍存在关键材料与核心部件依赖进口、可靠性和耐久性与国外产品差距大、效率低等问题，需进一步研究，氢储能技术有望在可再生消纳、电网削峰填谷、用户冷热电气联供等场合实现推广应用。
电磁储能具有响应快、比功率高等优势，适用于瞬时停电、电力低频振荡等应用场景，更多应用于工业生产中对电压波动较为敏感的精密制造与电力调频领域，然而，超导磁储能及超级电容器均因造价高昂迄今尚未大规模进入市场，技术可行性与经济价值将是电磁储能系统未来发展面临的重大挑战。
机械储能具有寿命长、环境影响小、安全系数高等显著优势，适用于电力调峰调频及电能质量改善。但是现阶段飞轮储能的成熟度有待提高，暂不具备大规模商业化应用的条件；抽水蓄能以及压缩空气储能技术等主要应用于大电网的输配电环节，压缩空气储能在热能利用市场上拥有更好的经济性；抽水蓄能是应用最广泛、最成熟的储能技术，然而仅有储存容量相对大的电站才是经济可行的，限制技术规模化应用的另一原因在于抽水蓄能系统对地理条件的要求高且损耗较大。相比之下，重力储能度电成本低、选址灵活，同时具有容量大、零自放电率、放电深度高等优势，值得进一步研究。
下面着重跟各位专家探讨一下重力储能技术产品
通过刚才的VCR我们可以看到：重力储能塔的基本技术原理是利用电网、光伏或风能等新能源机组富余发电量通过电机提升重力砖块，将输入电能以重力势能的形式储存起来，待电网或用户需要用电时再将重物放下，由砖块下降带动发电机运行，将之前储存的重力势能转换为电能送出。整个充放电过程，由人工智能算法系统根据电网或用户需求，实现设施储能、供能全程自动运作。
虽然重力储能原理与抽水蓄能原理基本一样，均利用电能 — 位能 — 动能 — 机械能 — 电能的转换原理实现蓄能和发电的功能。但在关键技术和工程上却存在很大差别。
核心技术上，重力储能塔融合了高级轨迹计算、应用计算机视觉、材料科学、废弃物封存技术、专有系统设计等相关技术，具备了一定的技术壁垒：
1) 重力储能的控制系统与人工智能算法。
2) 超高建筑的结构优化。
3) 大宗固废资源化利用的质量块制备方法与工艺。
4) 高效低耗的储能系统布置与集成方法。
5) 关键核心设备机械结构设计与装备制造。
说到储能塔的技术优势，首先：
EVx™由模块化储能单元构成，可根据实际需求调整设施储能规模。
EVx™设施一般高约50-150m，单个储能单元（1MWh）占地小于200㎡。
作为新型储能设施，储能规模和输出功率可灵活配置，可以与电力系统各环节融合发展，EVx储能设施的容量高达数GWh可以不同功率放电2-12小时。
说到新型电力系统的低惯量特征，我们通过数据统计可以知道：
随着新能源发电比例的提升和煤电机组退出运行，电力系统低转动惯量特征将日趋明显，因为常规发电机组在向系统注入电能的同时还注入了巨大的惯性动能。
但在电网发生功率缺额故障初始时刻，系统的惯性动能是抑制频率下降唯一动力。新能源机组包括直流输电系统可以替代煤电发电量，但不能提供系统必须的惯性动能（J=0)。因此，在大量煤电机组退出系统运行后，会因惯性动能支撑不足而导致频率失稳风险剧增。
重力储能与其他新型储能技术最大的不同是，其与抽水蓄能一样利用具有转轴的机械设备 (同步发电机、涡轮机、感应发电机等) 来实现能量转换。因此当系统受到扰动时，发电机可迅速响应负荷变化、释放转子动能，阻止频率发生突变，为系统重建功率平衡争取时间。这对于未来的新能源电力系统来说，是非常宝贵的。
同时它还能够为系统提供必须的自动调频、调压服务，特别是它突出的动态无功支撑能力。
它也能够为系统提供宝贵的短路容量支撑。
重力储能系统中使用最多的产品是储能质量块，如东项目储能块的总体质量超过 25 万吨。我们可以利用固体废弃物，如建筑垃圾、工业固废、渣土等废弃物作为原料来制备储能块。由于重力储能项目的主要原材料为固体废弃物，因此造价相比于化学储能、抽水蓄能较低。
度电成本是储能方案比选的评估因素之一。因Energy Vault尚无在国内建设的案例，因此使用其在国外建设和运营的数据与抽水蓄能、电池储能项目数据比较。从项目建设成本上看，重力储能项目的初始建设投资较低（约合3000万美元），其平准化度电成本（LCOS）仅为0.05美元/千瓦时，大大低于其他两类储能形式的平准化度电成本（锂电储能、抽水储能、EV重力储能的度电成本分别为1.16、0.67、0.26元/度（即1800、1040、40美元/万度），EV重力储能成本优势显著）。
因此，Energy Vault的储能技术与现行的储能技术相比，初始投资压力较低，运营期间的经济性较好。
关于具体的产品解决方案，重力储能塔共经历两代的演变。
EV1：主要由定制砖、六臂支撑起重机、电动机/发电机、传感器、控制软件组成。混凝土砌砖 (总重 35 吨) 堆积成塔，六臂支撑起重机位于 33 层楼高的塔顶，砌块在升高时储存重力势能并在下降时将产生的动能转化为电能。
EVx&EVRC：基于最初塔式设计的优化升级版本EVx(核心设施与 EVRC 相同) 。新产品为公司成熟技术的自然进化，其利用相同技术移动复合砖并具有以下性能属性：
1) 平台高度比塔式设计产品低约40%；
2) 往返效率约 85%-90%，略低于EV1系统；
3) 35年以上的存储介质零退化寿命，优于 EV1 系统；
4) 适应恶劣条件及较高环境工作温度，无化学火灾风险；
5) 移动物料依托于本地的可持续供应链，且可由渣土、建筑垃圾及有偿废弃材料制造，产品满足国际建筑标准；
6) 满足更高功率和自定义持续时间 (2-4 小时或 4-12+小时) 的需求；
7) 使用先进的算法系统控制设施运行，更具稳定性和安全性。
EV 固体重力储能技术也于2020 年完成了第一个 5MWh 级别的商业示范项目 (EV1) ， 实现了与瑞士国家电网的并网。
谈到未来的规划构想，国外的有西弗吉尼亚州约翰阿莫斯燃煤发电厂
利用光伏电站+EVx储能设施替代现有的化石燃料电站
二氧化硫、二氧化氮和二氧化碳年减排量分别为：5265t、6285t和1501万t
位于迪拜 穆罕默德本拉希德阿尔马克图姆太阳能公园
为设计规模为5GW光伏电站配合建造1GWh的弹性能源设施EVx
实现了太阳能光伏电厂的24h不间断供电
国内的规划构想主要是为西部大型新能源发电站提供配套的储能系统（像内蒙古卓资县风光互补电站、新疆哈密风力电站、敦煌光热电站）。
国内重力储能项目拓展：国内除了如东100MWh 重力储能项目，中国天楹也在跟踪江阴、阜阳、伊兰等地重力储能项目落地情况。此外EVx 技术还能为西部大型新能源发电站提供配套的储能系统。西北区域是我国重要的新能源基地，预计到2022年西北电网的新能源装机将超过1.7亿千瓦。重力储能由于具有功率大、效率高、寿命长、选址不受限等优势适用于西部可再生能源的大规模消纳利用。重力储能塔可以作为实现大规模“西电东送”灵活调节能源的重要选项。
国外重力储能技术拓展：除了中国，EV 公司重力储能技术将在美国、波兰、澳大利亚、迪拜等国家建设示范项目，部分规划建设中案例如下：美国得克萨斯州的项目80MWh 项目已完成基础设计，建设工作已启动；西弗吉尼亚州约翰阿莫斯燃煤发电厂将利用光伏电站+ EVx 储能设施替代现有的化石燃料电站，实现二氧化硫、二氧化氮和二氧化碳年减排量巨大；迪拜穆罕默德本拉希德阿尔马克图姆太阳能公园，将设计规模为 5GW 光 伏电站配合建造 1GWh 的弹性能源设施 EVx，实现太阳能光伏电厂的24h 不间断供电。
最后是项目示范
如东项目重力储能容量100MWh，发电功率26MW，主要系统有100MWh储能系统、传动系统、26MW发电系统、控制系统以及变电站等其他公辅配套系统。拟建放能高度为100m。根据能量转化原则，储存100MWh电力对应的重力势能约为4.2x1011J（总体能量损耗15%），需要约324000t重物作为储能模块，共计12000块。
如东建设100MWh重力储能项目总投资 36,074.15 万元，其中建筑工程费用 20,020.56 万元，设备购置费为 14,162.00万元，安装工程费734.00万元，工程建设其他费用为 987.47 万元。
项目的主要技术经济指标可以参见右边的表。
选定区域预计规划厂区总用地面积147580平方米，该项目建（构）筑物占地面积77562平方米；规划总建筑面积72980平方米。
这是如东GESS示范工程效果图，可以看到是一个全钢结构可拓展的型式。
结合该项目建设的实际工作情况，项目公司将项目工程的建设周期确定为20个周，其工作内容包括：项目前期准备、工程勘察与设计、土建工程施工、设备采购、设备安装调试、试车投产等。
预计2022年4季度投产。
