重力储能特点：

效率高于抽水蓄能。重力储能是新兴技术，原理不复杂，通过电动机把电能转化为势能，把重力块提至一定高度摆正，电力系统需要电能时放下重力块，带动发电机将势能转化为机械能，转子切割磁力线发出电能。控制是核心技术。

 抽水蓄能首先建立下库，下库河道建坝储水，垂直高度 500 米以上建立上库，一般是从山上挖出上库，利用水泵水轮机抽水，将电能变成位能储存，上库下库间有倾斜的输水道，倾角 60 度以上，系统需要时，通过输水系统把上库的水通过输水道放下，位能转化为动能，冲击水轮机转轮，电机切割磁力线发电。

 重力储能与抽水蓄能原理类似，但是重力储能没有动能过程，而是位能-机械能-电能，抽水蓄能是位能-动能-机械能-电能，能量变换环节越少效率越高，所以重力储能效率高于抽水蓄能，抽水蓄能 75%，天楹引进的重力储能技术效率 85%以上。

重力储能对站址没有特殊要求。抽水蓄能要求地质条件，下方要有河道可建坝，上方要有山坳可以挖出上库。重力储能在需要的地方建立 120~150 米左右的框架式结构，对站址有要求。

与电化学储能相比，重力储能能够为电力系统提供安全支撑，性能稳定，安全性更高。惯性动能的安全支撑：重力储能发电部分是常规发电技术，和现在电力系统内运用的发电机一样，为电力系统提供一样的安全支撑。但是电化学储能对电力系统安全支撑不足，没有电力系统的惯性动能。国家双碳目标要求新能源发电为主体，风光发电方式和传统发电方式不同，无法提供系统需要的安全支撑（电压、频率、惯性动能等），而重力储能可以提供，这是其长远生命力。

性能稳定：重力储能是一套框架式建筑结构的机械系统加上传统电气发电系统，性能稳定。电化学储能使用一段时间后容量和效率大打折扣，性能不稳。

安全性高：电化学储能使用的磷酸铁锂临界温度是 800 度，三元锂临界温度 200 度，超过后爆炸，如果不及时散热会发生事故。重力储能常温常压下运行，安全性高。根据国家新型电力系统发展要求，未来新能源电站适合建设重力储能。

二、问答环节

Q1：重力储能会在哪些场景率先实现突破？

发电侧：新能源配套储能电站。新能源投资运营商要求配套储能，目前大部分储能是电化学储能，电化学寿命短、性能不稳定、安全性存在问题，在低温地区效率大打折扣。工程示范后，重力储能大规模推广具有潜力。

用户侧：重力储能提供辅助服务，化学储能不提供转动惯量，因为没有发电机这一过程，在保障系统频率安全方面有所欠缺。重力储能可以在故障初始瞬间保障频率不下降。此外，在工业园区内可以发挥常规储能作用，还能提供调频、调压、提供转动惯量等辅助服务。电网侧：天楹和国网江苏综合能源签订战略协议，为电网提供支持和服务。

Q2：成本上，重力储能和其他方式的对比？

与抽水蓄能相比：1. 初投资。抽水蓄能每 1kW 投资 5-6k 元，初投资包括电器（水泵水轮机、电动发电机、变压器、输配电）、水轮机械、基建，其中基建是主要部分。重力储能土建成本低，相同容量下初投资大幅下降，有的资料表示降低 50%。2.运行成本。重力储能提

供转动惯量、惯性动能，运行成本低于抽水蓄能。

与电化学储能相比：电化学储能铅酸电池成本低，但是寿命短，还存在回收处理问题，磷酸铁锂电池使用几年后性能下降。折算下来重力储能成本更低。

Q：重力储能的维护费用？

维护费用不高，是常温常压下运行的机械系统，重力块基本没有磨损，机械系统需要维护，但工作量不大。

Q：重力储能的盈利能力？

初投资不高，主要看未来电价政策，如果能像欧洲统一电力市场做好，那盈利能够得到保证。比如可以利用弃电，在低谷时充电，提重力块，高峰时放重力块，这样就有盈利空间。

现在只能压调解电源，如果有了比较好的重力储能，配合电价机制，在中午电价便宜时买电，在晚上需求高峰时卖电，盈利较好。

目前中央提出建设全国统一电力市场，市场要灵活。现在是省里批电价，国家发改委核准，再按核准电价进行。而新型技术需要保证盈利空间。

（注：此为国内储能行业性问题，主要需储能站拥有方考虑）

Q3：重力储能的主要企业和产品项目？

国内没有成形的重力储能，主要做电化学、压缩空气储能。国外，天楹在瑞士投产并网的创新工程，签订合作协议，准备进行第二代动力储能的开发。

工程实践上，国外是 EV 公司，国内承接项目的是天楹，在美国和瑞士有工程实践。

Q：重力储能国内没人研发的原因？

之前一直沿着电化学储能的路径，后来新型电力系统提出，没有转动惯量，系统不稳定成为问题，才促使研发其他方式。常规电力系统内发电机有大的转子，比如转子 100 多吨，

转速 3000 转，转动惯量有一个参数，参数乘上转速的平方为提供系统抗扰动能力，新能源无法提供转动惯量，所以新能源大幅配储后重力储能才开始研发。电化学仍然是一个方向，但是一直没有形成一致的技术路线。

Q：哪些公司对重力储能兴趣更大？

储能对全社会是开放的。天楹比较敏感，较早发现废弃金属纤维等可以加强重力块，这个技术在国内还有很多没认识到，未来会向这个方向集中。

Q4：重力储能在全球目前还没有成熟的商业化项目，具体的难度在哪里？是技术上还是其他方面？

EV 公司在瑞士建成并网的是一个商业化的项目，但是容量比较小。美国有一个州在建光伏替代煤电项目，配套重力储能，没有正式投产。国内是如东项目。

主要需要解决的是盈利模式，需要政府批合理电价，保证投资回收盈利。很多省也在出台鼓励新型储能投资建设，政府批电价，电力系统完善后，可以低谷买电，高峰卖电，这是

一种盈利模式。

Q：重力储能目前技术难点？

重力块的控制算法。重力块是离散的，输出功率是连续的，如何优化控制重力块使得输出平滑连续是重要问题，这是全自动化过程，人不能干预，如东项目只需要 15 个人。

Q：重力储能硬件设备都能国产吗？

能，硬件设备成熟。厂房结构就是钢结构，重力块是混凝土和钢筋，工业废弃物像碳纤维也可以加入增加强度，发电机技术成熟。软件控制系统是关键技术。

Q：软件控制系统国内有机会实现自主突破吗？

天楹和 EV 还成立了合资公司，利益共享，而且有技术协议，后续新技术自动转让过来。技术上，工程引进后技术消化吸收不难，但是机制不如国外灵活，国内技术转化为生产力的激励机制还需完善。

Q：重力储能什么时候能够达到较大规模？

重力储能工程量小，立项开工当年就能投产。但是，目前储能电价机制还在解决，电力市场不够完善，如果能够解决，盈利模式成形就没有太大问题，比如抽水蓄能三年合一次打到输配电价内。

Q5：重力储能的具体形式，重力块如何转化为电能？

系统里的电能把系统介质（重力块）搬到一定高度，形成位能，根据需要放下重力块，带动发电机发电。

项目厂房不高，占地不大，重力块一块 1-2 吨。瑞士使用钢架，形似铁塔，天楹和 EV 在如东的项目改变这一架构，建立 140 米高类似大楼的架构，装配 4 台电动发电机，核心是重力块的智能控制。

Q：重力储能对场地的要求，会不会是大型基建项目？

场地很小，有地方能放重力块就行，建筑物最高是 140m，配套风光电站很灵活。

Q：重力储能容量可以做到多大？

如东项目是 100MWh，25MW，4 台电动发电机，因为是模块化的，还可以扩建。100MWh是目前最大的，技术刚引进，开发时间不长。

Q6：重力储能效率和压缩空气储能相比？

压缩空气储能如果有矿洞效率能够提升，比如江苏一个项目利用岩洞的效率很高。如果没有矿洞，国网和清华在安徽的压缩空气储能利用罐子，容量不大，用电能压缩空气再发电，电与电的转换效率只有 33%。压缩空气储能对站址条件要求高。

Q7：储能有长时、短时区别，您看重力储能是否适合长时储能？

现在储能多为日内调节，包括抽水蓄能、电化学储能，重力储能也是日内调节。目前储能技术也无法解决季节分配不均，氢能可以在春天大风期压缩氢气大规模储存，在夏秋冬使用，但是氢安全性存在问题。新型电力系统如何保障跨季节能量补充仍是问题。

Q8：和抽水蓄能、电化学储能相比，反应速度如何？

重力储能比抽水蓄能快，调频方面达到秒级，在低负荷运行时需要升功率可以很快达到，和常规的气轮发电机相比也如此。与电化学相比，电化学反应速度更快，电化学是变电子元器，更快一些，但电化学不能提供转动惯量，转动惯量提供惯性动能，抑制频率下降。

Q9：五大四小探索的储能技术路径有什么不同？长期技术路径格局如何？

目前国家和民间对抽水蓄能一致认同。储能总装机内抽水蓄能占到 90%，其他只占 10%，电化学在 10%中占 7%-8%，我国比例稍高。新型储能中还没有像抽水蓄能这样公认的路径，个人认为未来重力储能在新型电力建设过程中形成绝对优势。

Q10：怎么看未来几年国内储能需求的节奏，如果终端电价不能传导的话，储能的需求会不会受到压制？

国家双碳目标具体明确，新能源开发速度快，而并网又有储能要求，储能是硬需求，没有弹性，而且上储能后低谷时储存，白天发电上网，按上网电价售，具有营利性。欧洲对于惯性动能进行交易，未来如果做到能够获得更高的盈利，惯性动能不可以消费，但是能够提供频率支撑，把报废燃气轮机拆除，再用发电机旋转调压，提供转动惯量。

Q11：国网这两年预计建设重力储能的速度节奏？

国网是电网专业，之前重力储能没有足够重视，在国家发布的新型储能内也没有列入，等重力储能第一个示范项目建成后会扩大影响。