10月23-25日，由ESPlaza长时储能网主办、湖州工业控制技术研究院+浙江绿储科技有限公司联合主办的2024第二届中国长时储能大会在浙江湖州盛大召开，国家电投集团中央研究院储能所所长白宁出席会议，从技术路线、研究进展、项目应用等方面分享长时储能技术新型解决方案——热泵储能技术。
▲白宁
由于波动性和不确定性的“风光”发电的比例和渗透率逐渐提高，电力系统日间负荷特征已经由之前的“鸭子曲线”转化为“峡谷曲线”，即，负荷反调峰的深度和时间被拉长，使得电力系统面临的波动性越来越大，系统对灵活性要求也逐渐提高，主要表现为：
第一，储能时长在增加。当前，无论是在用户侧还是在电源侧和电源侧，两小时储能越来越难以满足系统需求，尤其是风光大基地建设的繁荣，对长时能量搬运的需求也已经释放出来了。
第二，电网波动性愈发明显。电网波动性增强对储能发挥主动支撑和惯量支撑作用的要求越来越高，亟需加快长时构网型储能的建设。
利用储能调节新能源发电波动性问题和提高利用率是发展储能的底层逻辑，但是，随着火电、水电、核电等调节电源容量占比下降，确保新型电力系统稳定、安全亟需发展新型长时储能技术补齐“缺口”，且潜力巨大。
致力于全球市场研究的HTF Market Intelligence预测，到2030年长时储能市场规模将达到1325亿美元，复合年增长率为42.5%。
从电力企业的角度来看，白宁认为，符合未来需求导向的长时储能技术有几个重要的趋势值得关注。第一，选址灵活，更能契合风光资源、电网关键节点进行灵活部署。第二，低成本，主要表现为扩容边际成本低。短时储能的成本中，储能介质占比不是很大，但是对长时储能而言，随着时长的增加，储能介质的成本占比升高，即，系统建设成本无限趋近于容量成本。而且，未来，长时储能的时长会更长，将很难做到一天多储多放，很有可能会几天一次或者长期一次，其商业模式肯定会发生本质变化。目前来看，低充放次数或者充放频率肯定会对造价有要求。因此，长时储能扩充容量的边际成本一定要低。第三，对电网的主动支撑能力，要能够达到火电、抽水蓄能的能力。第四，高安全、长寿命和环保。
▲新型长时储能系统造价随储能时长的变化情况
长时储能技术路线较多，总体来看，包含热泵储能、压缩空气储能等在内的物理储能技术符合大部分需求导向，有望成为未来长时储能技术的主要部署方式之一。
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热泵储能技术路线及发展现状
热泵储能是一种通过热泵循环消纳谷/弃电，建立高低温差并储热和冷，用电高峰再通过温差驱动热机循环发电的规模化长时储能技术，热泵储能采用闭式循环，无需储存循环工质，也称作卡诺电池技术。
白宁表示，热泵储能技术和压缩空气储能同源不同流。压缩空气储能和热泵储能同属于热力学的范畴，但发展方向不同，压缩空气储能的核心环节为压缩过程和膨胀过程，而热泵储能则是封闭的热力循环，主要分为布雷顿循环和朗肯循环，效率接近甚至高于压缩空气储能。
其优点也很明显。第一，热泵储能是闭式循环，不需要高温高压存储大量的气体，能量依靠高温介质（比如熔盐、水、二氧化碳等）进行存储，能量密度可以达到压缩空气储能的上百倍，在不需要很大的存储空间下可以实现GWh级别的容量规模。第二，热泵的增值空间很大，尤其是在冷热电三联供情况下，系统综合效率会非常高。因为热泵储能是一个封闭的循环系统，所有的不可逆损失不会白白跑掉，比如，它的余热非常高，最高能到200度左右，且占到整个系统的30%-40%，在很多应用场景非常有价值。
国家电投在2107年开始组建热泵储能团队，并将热泵储能列为集团的重点科研计划，目前已经投入大约1.4亿元的科研经费。2023年首套MW级中试项目开工建设。2024年已完成百MW级系统方案，测算热电综合效率90%，综合造价800元/kWh，具备规模化推广条件。。
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国家电投热泵储能技术方案
国家电投中央研究院牵头成立国家能源用户侧储能创新研发中心，汇聚我国新型储能技术领域优秀资源，打造产学研用深度创新融合体系，大力推动热泵储能技术的创新研发，同步成立上下游产业联盟，加快推动技术持续降本与示范应用。
目前集团主要针对布雷顿空气介质循环技术的研发。该系统主要由动力系统、换热系统、储热/冷系统组成，各系统涉及的设备分别有电动机、高温压缩机、低温膨胀机，发电机、高温膨胀机、低温压缩机，高温换热器、回热器、低温换热器，以及储存罐和储能介质。
该技术的优势为：
第一，选址灵活。只需要建设储热部分，无需向地下空间延伸。
第二，系统效率高，宽负荷运行效率稳定。百MW级电-电效率在65%以上，综合效率在85%以上，且后期运维成本非常低。
第三，高品质的冷热电三联供。根据实际需求，合理匹配能量输出形式及比例。其中余热可用来冬季供暖，生产的冷量可在夏季供冷，具有良好的社会和经济效益。
第四，物理的转动惯量支撑。长时储能技术不仅能解决容量的问题，还能解决电网稳定性的问题，比如调频、调相。国家电投热泵储能技术团队从2019年开始研究24小时调相，目前基本上已经完成技术攻关。
第五，扩容边际成本低。热泵储能系统功率和能量是解耦的，在长时储能方面，系统成本主要在储能介质（比如熔盐），当前熔盐的价格比较友好，而且随着产能的扩大，未来还有下降空间。随着储能介质成本的下降，储能系统的扩容边际成本则越低。
为了更好地促进热泵储能的推广和应用，国家电投建立了完整的研发体系，涉及到设备、换热、储热、储冷以及整个系统的仿真。目前，系统静态和动态仿真平台都已经完成，模拟的精度完全可以配合工程化的进展。在设备方面，联合陕鼓集团、沈鼓集团、哈汽轮机、东方汽轮机等先进设备制造厂商开展研发、攻关，并取得明显的成果。
为了验证系统可行性、安全性、经济性，2023年12月，国家电投自主研发的MW级中试系统工程在云南陆良开工建设，截至2024年10月，总体验证进度已完成65%，预计到2025年年初机组本体现场安装就位，同步开始调试运行。通过验证系统项目的实施和经验总结，以期实现百MW级系统方案落地的跨越式发展。
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热泵储能系统应用价值
在电源侧，目前，风光资源大基地项目弃风弃光现象较多，热泵储能技术可以作为重要支撑助力解决新能源消纳的问题，提升外送电能力，并且具备一定的经济性。以100MW/6小时规模的热泵储能系统为例，年利用小时数1800h，每天6h储能，在青海电力市场中，根据测算，考虑消纳光伏发电的情况下，能够保证资本金8%的收益，售价为0.34元/kWh，可以对标青海的标杆煤价，初步具备经济可行性。如果再结合青海的政策，共享储能可以享受0.7元的电价补贴，根据前面的测算，内部资本金收益率会更高。
在电网侧，热泵储能可以发挥调峰调频作用，解决电网波动性的问题。在经济性方面，以100MW/6h储能为例进行测算，年等效利用小时数1960h，根据蒙西电力市场，利用容量补偿+现货市场，平均价差为0.51元/kWh，收益率十分可观。
在用户侧，可以应用在高耗能的产业，如电解铝、数据产业等，降低用电成本，提升绿电供给可靠性。
此外，热泵储能系统还可进一步与火电、核电、光热系统进行深度耦合，提升系统的调峰调频能力以及灵活性。
白宁在最后总结道，长时储能技术路线呈现多元化发展趋势，任何一个技术都不可能“包打天下”，只能说在特定领域有一定的优势。热泵储能技术作为其中之一，十分契合电力市场的发展，正在获得各方的关注，具有广阔的产业价值和市场前景。
长期以来，国家电投集团聚焦我国的新型电力系统建设，未来将会重点推进热泵储能的产业化发展，希望在技术示范和应用推广、投融资等方面与业内同仁共同开展紧密合作。同时，也希望在技术规划、产业政策、技术应用推广等顶层设计方面能够为热泵储能提供相关支持，以发挥热泵储能在能源转型方面的作用。
