Industrialization bottlenecks and countermeasures for pumped storage utilization in underground spaces of closed coal mine
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摘要:
传统抽水储能电站作为成熟的规模化储能技术，受地形和土地资源等因素的限制，难以满足快速增长的新能源装机需求。在此背景下，基于关闭矿井地下空间开发抽水储能电站的技术思路逐渐受到关注，并被视为一种具有广阔应用前景的新型储能方式。为助力关闭矿井抽水储能产业化发展，系统梳理了国内外关闭矿井抽水储能电站的工程实践与研究进展，归纳了该技术在工程利用过程中所面临的关键挑战与现实需求。研究聚焦模式设计与选址规划、水循环环境影响机制、地下水库围岩稳定性与密闭性、电站运行多场耦合水力学特性4大核心基础技术领域，剖析了其研究进展与关键科学问题。进一步从技术、经济、政策、环境及社会多重视角，揭示制约产业化的核心矛盾，包括中试平台验证体系缺失、装机容量界定困难、地下空间产权碎片化、环境评估机制缺位及复合型人才短缺等诸多制约瓶颈。针对上述挑战，提出多维度协同发展对策，包括关键技术突破路径、工程经济提升策略、政策标准完善建议、生态环境协同管理及协同创新体系构建。研究旨在为我国关闭煤矿抽水储能技术从理论探索迈向工程产业化应用提供科学依据与技术路线，推动矿区资源绿色转型，助力新型电力系统清洁高效发展。
Abstract:Traditional pumped hydro storage (PHS), as a mature large-scale energy storage technology, is currently constrained by factors such as terrain and land resource availability, making it increasingly challenging to meet the rapidly growing demand for renewable energy capacity integration. Against this backdrop, the concept of utilizing underground spaces in decommissioned coal mines for pumped storage power generation has garnered significant attention and is regarded as a promising alternative energy storage solution. To facilitate the industrialization of pumped storage in abandoned mines, this study systematically reviews engineering practices and research progress in this field both domestically and internationally. The key technical challenges and practical constraints encountered in engineering applications are identified. The research focuses on four fundamental technical domains: system design and site selection, hydrological and environmental impact mechanisms, stability and impermeability of underground reservoirs, and the coupled multi-field hydrodynamic characteristics of power station operation. The study further explores the core barriers to industrialization from five perspectives: technological feasibility, economic viability, policy frameworks, environmental sustainability, and societal acceptance. These barriers include the absence of a pilot validation system, difficulties in accurately determining installed capacity, fragmentation of underground space ownership, lack of comprehensive life-cycle environmental assessment mechanisms, and shortages of interdisciplinary professionals possessing cross-sectoral expertise. To address these challenges, a multidimensional coordinated development strategy is proposed, encompassing pathways for key technological advancements, engineering economic optimization strategies, policy and regulatory improvements, ecological and environmental management frameworks, and interdisciplinary innovation systems. The findings aim to provide a scientific foundation and technical roadmap for transitioning pumped storage technology in abandoned coal mines from theoretical research to large-scale engineering applications, thereby promoting the green transformation of mining regions and supporting the clean and efficient development of modern power systems.
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0. 引 言
2021年，世界各国签署了《格拉斯哥气候公约》，呼吁各国加快向低碳能源体系转型，部署可再生能源体系，降低能效，并逐渐减少煤电[1-2]。一方面，各国构建以新能源为主体的新型电力系统，需要建设配套的储能设施以保障电力系统的稳定运行[3]。另一方面，随着各国积极响应气候变化并减少煤电，全世界正处于大规模的煤矿关闭或即将关闭的趋势，这些矿井依旧蕴含丰富矿井水、地下空间等遗留资源，不加利用将导致海量资源的浪费[4-5]。基于此，利用关闭煤矿及其原有设施改造建设抽水储能电站，逐渐成为业内的关注热点[6-8]。关闭煤矿抽水储能不仅能实现资源的再利用，降低建设成本，而且在区域内具有显著的环境和经济效益，符合当前推动循环经济和绿色低碳发展的政策导向[9-10]。当前德国[11]、西班牙[12]、中国[13-14]都已经规划了相关的地下矿井抽水储能工程建设，显示出该领域巨大的应用潜力和市场前景。
然而，关闭煤矿抽水储能电站技术的产业化进程仍面临诸多挑战[15]。尤其是部分工程建设的失败、基础技术攻关困难以及工程健康运维等问题，致使企业决策层与研究学者对关闭矿井抽水储能的技术与经济可行性产生了较大疑虑，进而阻碍了产业化推广的步伐。为打破认知局限消除顾虑，促进关闭煤矿抽水储能产业的可持续性发展，亟需对现有工程实践中的问题进行系统分析，明确瓶颈因素与攻关路线。
笔者旨在全面梳理国内外矿井抽水储能工程的现状与我国抽水储能发展需求，探讨关闭矿井抽水储能基础技术的现有成果及其仍存在的关键难点，进一步分析影响产业化的多重制约瓶颈，并提出相应的对策与建议，力图为关闭煤矿抽水储能工程产业化突破提供理论支持与参考。
1. 矿井抽水储能工程现状
1.1 国内外工程进展
地下抽水储能电站其历史可追溯至1917年，当时美国无线电先驱雷金纳德·费森登首次提出了这一概念[16]。经近半个世纪的发展，R. D. Harza在1960年提出了利用地下或露天矿山建设抽水储能电站的设想[17]。1975年，美国提出在新泽西州北部启动Mount Hope抽水储能电站项目[18]，计划利用霍普山台地开挖上水库和改造地下760 m深的废弃铁矿为下水库，其有效库容达620万m3。1980年前后，美国规划建设位于Summit半地下式抽水蓄能电站[19]，其上水库为人工开挖的15 km2蓄水池，下水库采用关闭的石灰岩。Mount Hope与Summit均完成可行性分析并获得施工许可，但项目由于电力市场化改革与取消对市场管制政策并未成功。2007年，奥地利在Nassfeld地区建造了世界上首个真正意义上的半地下抽水储能电站，该电站采用2 km长的人工隧道群作为上水库，而下水库则利用了现有的天然湖泊[20]。该电站通过扩建隧道来实现库容增加，用800万欧元开掘16万m3的岩石，建造了1 950 m的椭圆形横截面硐室系统（约7.5 m×14.6 m），使得电站更具经济性[21-22]。南非计划利用Fast West Rand区废弃的深井金矿建设一个大型全地下抽水储能电站，并分析其技术与经济的可行性[23]。德国鲁尔煤炭公司调研鲁尔地区煤矿抽水储能领域的应用[24]，研究表明，Prosper-Haniel矿井抽水储能规模约为800 MWh和最大功率输出为200 MW的预期布局存在技术可行性，并且基本上得到了公众的认可，但由于体制机制、市场及地缘政治问题，并且德国政府在2022宣布将重启燃煤电厂，该项目暂未能实现[25]。德国下萨克森州能源研究中心利用废弃的金属矿Grund Ore Mine的巷道建立全地下的抽水储能电站，预计水头高为700 m，下水库库容约为25万m3，功率能达到100 MW，当前正进行试验型抽水储能电站建设[26]。
当前我国江苏句容石砀山铜矿抽水储能电站项目已签约启动，该项目利用废弃露天采石宕口扩建为上水库，利用石砀山铜矿地下开采矿坑建设下水库，总投资超100亿元[27]。2022年，中国滦平抽水储能电站项目举行开工仪式，其上水库布置在该县平顶山，下水库则采用废弃铁矿的矿坑为载体，规划装机容量为300万kW，上水库总库容
1810 万m3，下水库总库容1950 万m3，总投资为82.37亿元。同时山东地矿局与中国华电集团山东公司、山东省科学院等合作，启动废弃矿井抽水储能发电多能互补能源综合体项目，计划利用淄博闭坑煤矿建设分布式矿坑水抽水储能电站及供暖能源站，总投资为33亿元[28]。中煤能源针对大屯煤电公司龙东煤矿开展了《关闭退出矿井抽水储能可行性研究》，项目规划利用采煤沉陷区作为上水库、井下巷道空间作为下水库建设26 MW抽水储能电站，同时依托矿区微电网，建设源网荷储一体化示范项目，但由于装机容量小、成本高，至今没有付诸实施。同时国内北京、河南等地多家投资公司看好利用废弃煤矿地下空间建设抽水储能电站的前景，表达了强烈的投资愿望，但是由于市场准入条件、地下空间权属等问题，投资公司仍在观望中（表1）。表 1 国内外部分建设中的关闭矿井抽水储能电站工程情况[29]Table 1. Engineering design parameters of closed mine pumped storage power station constructed at home and abroad[29]电站 类型 水库巷道长/m 水头高/m 库容/103 m3 功率/MW 状态 主要制约因素 美国Mount Hope发电站 半地下 — 810 6 200 2 040 失败 政策、技术 西班牙Asturian发电站 半地下 5 700 300～600 170 23.52 规划 技术、社会 南非FWR发电站 全地下 67 000 1 200/1 500 1 000 抽955/发1 230 规划 技术、经济 德国Prosper-Haniel发电站 半地下 15 500 560 600 200 暂停 政策、技术 德国Grund ore mine发电站 全地下 25 000 700 240～260 100 规划 政策、经济 中国滦平发电站 全地上 — 470 1 810 300 启动 技术 中国句容石砀山铜矿发电站 半地下 20 460 339 约7 000 1 200 启动 技术 1.2 现实需求
当前我国风能和太阳能迅猛增长(图1)，每年新装机容量总增速不低于15%，预示着未来可再生能源在能源结构中的地位将更加重要。在新能源的波动性日益显著的背景下，如何有效消纳间歇性电源成为能源领域亟待解决的问题。
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图 1 我国风光装机容量变化Figure 1. Evolution of wind and solar power installed capacity in China在当前多元化的储能技术格局中，抽水储能以其独特的优势占据着不可替代的地位。抽水储能作为最具成熟度的规模化储能技术，在能量密度、全生命周期成本及运行寿命等方面显著优于电化学储能和电磁储能[30]。相较同为机械储能的压缩空气储能和飞轮储能，抽水储能凭借高效能量转换效率和毫秒级响应能力，兼具电网调峰、黑启动及可再生能源消纳等多重功能，尤其适合构建以风光为主体的新型电力系统中长周期、大容量储能支撑体系[31]。因此，从综合可持续性和经济效益双重角度来看，抽水储能技术在当前阶段具有无可比拟的优势，是实现电力系统稳定和清洁发展的最优选择。
然而，根据我国“十三五”规划，2020年抽水储能装机目标定于40 GW，但实际装机量仅为32.49 GW，未能实现规划目标。对比“十二五”规划，2015年的30 GW目标同样未能达成，实际装机量为23.05 GW。当前多省市发布了“十四五”期间新型储能装机容量装机目标，如图2所示，北方内蒙古、山西、陕西、宁夏、甘肃等新能源与煤炭资源丰富的大省其新型储能目标尚未完成，其面临着储能发展规模滞后于电力系统需求、资源站点开发难度大、储备与发展目标不匹配等难题，导致储能装机目标难以按照规划实现。随着符合常规抽水储能站址资源逐渐纳规与逐步建设，未来抽水储能电站规划与建设将向新型抽水储能发展，尤其是关闭矿井抽水储能将是北部等煤炭资源丰富省份的新兴储能发展方向[32]。
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图 2 我国24省储能装机容量情况Figure 2. Distribution of energy storage installed capacity across 24 provincial-level administrative units in China2. 关闭矿井地下抽水储能基础技术
2.1 模式设计与选址规划
关闭煤炭矿井抽水储能系统设计方案的科学性与合理性不仅直接影响矿井资源的综合利用效能，更对储能系统运行的可靠性与全生命周期经济性具有决定性作用。据国内外对于地下抽水储能利用探索可知，当前关闭矿井抽水储能电站可分为全地面、半地下以及全地下模式[13]，并可整合风、光、地热等多种可再生能源，形成一体化绿色低碳多能互补利用模式[33]。然而，地下水库载体空间的选择仍存在显著争议：巷道载体方案可通过锚喷与衬砌等技术实现高安全性加固，但其线性拓扑储水特征导致气堵区、能量损耗及库容较小等问题[34]；采空区载体方案虽可利用天然空洞与孔隙结构实现大容量储水，但需解决水头梯度驱动下的流动滞后效应与密闭性等关键问题[9,35]。尽管巷道地下水库因其结构可控性与力学稳定性在工程项目中占据主流地位，但采空区载体方案因其资源复用潜力与成本优势仍可深化探索可行性，同时缺乏考虑巷道−采空区复合储库协同机制的系统性探讨。未来研究亟需通过多物理场耦合仿真与全生命周期运行分析，揭示不同载体方案在复杂工况下的性能边界，以实现关闭矿井抽水储能电站顶层设计。
选址规划构成了废弃矿井抽水储能模式设计的先决条件和基础框架。当前主流研究成果是通过层次分析法[36]、两阶段综合评价模型[37]、多准则决策模型[38]并结合地理信息系统[39]等方法实现不同尺度的定量和定性数据进行关闭矿井抽水储能电站选址。虽已形成多方法融合的技术框架，但仍存在以下问题待研究：一是多数模型研究过程主观性强，其评价体系依赖专家经验赋权，缺乏对不确定性参数的动态敏感性分析；二是矿井多源数据整合不足，地质勘探数据（如岩层渗透性、断层分布）、水文动态监测数据（如含水层厚度）与工程改造参数（如巷道稳定性指标）的时空分辨率差异显著，难以构建高准确性的地下水库选址评价模型；三是动态适应性缺失，现有研究多聚焦静态条件下的选址优化，未充分考虑矿山开采遗留的次生形变、电站建设开挖扰动沉降等对储能库容的持续影响。未来亟需突破的方向包括：① 开发基于机器学习的智能决策系统，实现多源异构数据的实时融合与动态更新；② 建立全生命周期风险评估体系，识别塌陷、渗漏等灾害的级联响应机制，并作为选址系统指标体系；③ 完善可持续性评价指标，通过纳入碳封存量、水资源循环利用率等新兴维度，推动矿井抽水储能技术与生态修复的协同发展。
在选址规划与模式设计的过程中，两者之间存在持续的互动与反馈机制（图3）。初始的选址规划结果为设计方案的初步形成提供了关键的参考依据，而随着设计方案逐步具体化，其反馈信息又对选址规划进行精细化的优化与调整。在选址规划与抽水储能模式设计的过程中，必须融合多学科、跨领域的知识体系，进行系统整合与应用，以确保项目的系统完整性和综合性，最终达成资源价值最大化与效能最优化的双重目标。
2.2 水循环对环境的影响
关闭煤炭矿井抽水储能水循环对环境的影响不仅直接影响矿井水资源循环利用效率与污染物封存可靠性，更对电站全生命周期生态可持续性及区域环境承载力具有决定性作用。当前德国、西班牙、中国等国学者针对矿山抽水储能电站水循环进行相关研究，主要集中于水循环中的污染物聚集特征[40]、泥沙迁移过程[41]、重金属等污染物在水系中迁移机制[42]、矿物质的沉淀溶解及其理化性质变化[43]、水−气−岩耦合作用下流体化学场变化[44]等方面。这些研究共同构成了对废弃矿山抽水储能电站环境影响的基础认识，为未来的环境风险评估与控制策略提供了科学依据。
关闭矿井抽水储能系统中的水循环，是一个涉及多学科理论的综合过程（图4），其核心是电站运行依赖于周期性水力扰动过程，其核心特征体现为上水库排水−下水库抽水的交替循环[10]。由于矿井岩体在采掘影响下普遍存在非均质渗透特性，因此水循环过程中会出现水体−岩体间持续发生微尺度质量交换：在排水工况下水通过裂隙网络向围岩渗透形成暂态渗漏损失；抽水阶段则呈现反向水流循环。主要理论关系为：多孔介质流体动力学为矿井水循环中的渗透与渗漏提供了理论支撑；质量守恒和物质传输原理指导分析重金属等污染物在水循环过程中的迁移和转化规律；化学动力学和生物地球化学原理探究水体自净能力以及污染物的自然衰减过程；系统动力学方法则用于模拟和预测水循环过程中各因素间的相互作用及其对抽水储能系统长期性能的影响。
电站长期的水循环可能导致一系列问题，包括水质下降、生态系统干扰、地质结构不稳定，以及能量效率降低等。特别是赋存于煤系地层中的矿井水作为主要补给水源，其注入排空含水空间后触发了显著的水动力−化学−生物−温度耦合过程（图5），对电站的稳定性与设备运行安全性带来重大考验。未来需进一步研究：① 污染物−围岩界面相互作用机制，建立抽水储能水循环中重金属/有机污染物与水库边界的吸附−解吸动力学统一模型；② 水−岩−应力多场耦合效应，剖析水循环引起的孔隙压力变化及甲烷逸散驱动的气−水两相流导致有效应力重新分布；③ 微生物驱动的生物地球化学循环，建立矿井关闭后的厌氧微生物群落功能基因与环境参数的定量关系；④ 环境风险评估体系完善，构建水环境与围岩健康指数，并模拟量化极端工况下的失效概率。
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图 5 地下水库围岩稳定与密闭性研究体系Figure 5. Research system of surrounding rock stability and tightness of underground reservoir2.3 地下水库围岩稳定与密闭性
地下水库围岩稳定性与密闭性是关闭煤炭矿井抽水储能电站全生命周期健康运维的核心技术瓶颈，其科学机理与工程控制策略直接关系到电站长期运行可靠性、库容保持率及区域地质环境稳定性。地下水库的稳定性与围岩的密闭性受岩体的初始条件、支护措施、开采方式及岩体本身的渗透性影响[45]。相较于传统地面水库，矿井地下水库的岩体多为低强度沉积岩（如砂岩、粉砂岩），且普遍存在断层、节理等构造不连续性，进一步加剧了围岩稳定性与密闭性控制的复杂性。在巷道地下水库稳定性与密闭性方面，当前研究聚焦于复杂地质力学与环境化学交互作用下的系统性挑战，主要涵盖水−岩−热多场作用下围岩变形非线性破坏机制[46]、抽水储能循环过程下围岩长时效稳定性[47]、支护体腐蚀行为与破坏机理[48]、水循环与冲击作用下岩体渗透变化[49]、围岩防渗新材料研发[50]等方向。在采空区地下水库稳定性与密闭性方面，由于当前我国已累计建成35座煤矿地下水库[51]，工程产业化完善，研究成果完善，主要集中于循环冲放水下人工/煤柱坝体弱化特征与失稳机理[52-53]、坝体抗震性能分析[54]、水库渗透机理[55]、储水空间与系数计算[56]、原创试验平台体系研制[57]、安全监测及预警关键技术[58]等诸多方面。
当煤炭矿井地下空间改造为抽水储能电站地下水库时，围岩与坝体系统需承受周期性水文载荷（干湿循环、水力冲击等）与复杂地质力学环境（构造不连续性、岩体渗透各向异性等）的耦合作用[9,59]，同时受到采掘工程等影响导致的裂隙发育，由此引发的围岩劣化、支护结构失效及渗流场异变等问题，可能诱发库容衰减、水力通道堵塞等系统性风险甚至安全事故[10]。因此在稳定性方向，需开展循环流体疲劳载荷、冲击动力、长期蠕变及水−岩化学作用等复杂环境下各类围岩及库坝物理力学性质演变特征研究，构建长时间尺度下的温度−渗流−应力−化学多场耦合模型，揭示围岩及库坝损伤劣化机理与渗流演化机制，探究流变−动载作用下不同锚固方式对损伤岩体的强化程度与时效性，开展基于多相多场的大型三维煤炭巷道空间长期循环蓄放水物理模型与数值模拟研究，分析水库围岩损伤产生、发展全过程时空动态演化特征，提出合理的围岩及库坝加固工艺与稳定性控制技术。在密闭性研究中，应进一步探索各类岩体、支护体的密闭性及其耐久性进行测试分析，建立地下水库支护后围岩裂隙场演化时空特征，研究不同支护与注浆条件下地下水库围岩应力场、位移场、渗流场的演化规律，构建低渗透性岩体劈裂−渗透注浆浆液流动扩散模型，并研发抽水储能地下水库新型密封纳米水泥基注浆材料，探究防水帷幕、注浆加固等工程措施对水库密闭性的作用效果。
2.4 储能电站运行水力学特性
抽水储能电站的水力学特性是其系统设计与运行优化的核心科学问题，直接影响能量转换效率、设备耐久性、库区稳定性与安全性。关闭煤炭矿井地下空间形态的复杂性与支护结构的多样性显著影响水压力分布与波浪传播规律，进而导致水力损失与能量损耗的耦合效应[11]；同时，封闭环境中多相流（气−水−固）的相互作用可能引发气堵、涌浪等极端工况，威胁电站机组效率与系统安全[60]。当前研究已从单一流动参数分析转向多物理场耦合机制探索，如：巷道连接方式的流场特性和能量损失规律[61]、气压波动对混流式水轮机效率影响规律[62]、水体非稳态流动特性[63]、风压对硐室和风井的影响[64]、电站不同几何设计的运行安全性以及电站综合效率[65]、井下巷道涌浪生成机理与防护措施[66]、地下水库水头损失评估等[67]。然而，现有研究仍存在局限性：多物理场耦合机制尚未完善，整体库区运行工况下水−气−机械−围岩整体相互作用机制不明，动态边界条件下的瞬态响应等方面缺乏深入的系统性研究，导致理论模型与工程实践的适应性存在显著差距。
在探讨关闭矿井地下水库的水力学特征时，研究涉及了多个理论领域（图6）。未来研究需突破现有技术瓶颈，聚焦多尺度多物理场耦合理论创新与智能化技术应用：① 水库结构与水力学特性的响应关系。形成的天然地下储水库与人工扩建水库构成非规则几何结构储能系统，需建立库区形态−水力特征分析模型，厘清复杂边界条件下的水流路径，优化空间布局与控制水力损失；② 长周期全过程水力循环特性。抽蓄往复运行导致水位周期性波动，产生涌浪、漩涡等现象并产生水头损失，需构建涌浪动态预测模型，量化水力瞬态对系统稳定性的影响，开发自适应变频调速技术以降低系统损耗；③ 极端工况下的瞬态水力学响应。厘清水流在非规则流道中因压力骤降引发产生的气穴与空化动力学机制，构建水锤压力波在矿井复杂管网中的传播模型，量化矿井水体中悬浮颗粒（如岩屑、泥沙等）输移−沉积动态过程，建立对应的防控体系；④ 多能耦合与智能调控技术。构建多时间尺度“源−网−荷−储”动态匹配优化调度模型，研究抽水/发电工况切换高效策略，建立自适应变频调速与动态补偿系统。
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图 6 关闭矿井抽水储能电站水力学研究架构Figure 6. Hydraulic research framework for pumped storage power stations in abandoned mines3. 关闭煤矿抽水储能产业化瓶颈
在关闭煤矿抽水储能产业化进程中，其阶段演化遵循“技术研发—中试验证—试点工程—规模化推广”的典型路径。然而，目前在技术、经济、政策、环境与社会等方面存在多维瓶颈约束（图7）。
3.1 技术瓶颈
技术因素是矿井抽水储能电站从规划、设计、建设到运营全过程中不可或缺的核心要素，它直接关系到电站的效率、安全性、经济性和长期稳定性。除基础技术存在的科学问题之外，在关闭矿井抽水储能产业化技术因素存在瓶颈如下：
1）中试平台验证体系缺乏。当前针对关闭煤矿抽水储能试验研究主要集中于现有的岩石力学试验系统与煤矿地下水库试验系统，专业化的研究平台仅有德国亚琛工业大学的地下矿井水循环与波浪反射试验台[11]与安徽理工大学的地下空间储能防渗试验台[68]。但这些平台均属于基础技术研究平台，若开展中试验证需采用常规抽水储能中试设施。然而，这些平台缺乏考虑矿井特有的地下空间结构、多孔介质围岩−水体耦合特性、水库空间改造与循环微震响应等内容，导致矿井抽水储能关键技术参数难以在可控环境下验证。
2）大硐室厂房建设困难。地下抽水储能电站大尺度硐室厂房建设面临显著的地质力学与工程稳定性挑战。以常规100 MW级电站为例，其地下主厂房需满足轴向长度40～60 m、跨度15～30 m、净高25～40 m的工程需求，且选址多位于井筒邻近的深埋煤系软岩地层。这类地层具有典型的低强度、高裂隙率和非均质特性，导致围岩自稳能力显著弱化[69]。尤其当硐室轴线穿越多组岩层交界面时（我国主要矿区煤系地层厚度普遍< 20 m），将诱发显著的应力重分布现象。因此大硐室建设会出现塑性区深度过大、顶板沉降量超限等问题，需采取额外的加固措施来确保硐室的结构不会随时间推移而劣化。然而其施工难度大，支护技术要求高，如何保证硐室的开挖、支护与后续维护，是工程技术上的重大挑战。
3）机组设备适配性不足。关闭煤矿抽水储能与现有抽蓄机组设备存在适配性不足，其根本原因源于二者在地质条件、空间结构、运行工况等方面要求的显著差异[70]。目前大量煤矿的开采深度已超过800 m，这些尚未关闭的矿井将成为资源再利用的关键研究对象。因此，机组设备需应对超高压水头、超大变幅、超高转速等挑战，同时由于煤系软岩地层的自稳性较差， 设备将承受更为严重的振动和偏移载荷。常规抽水储能机组的设计基础为均质岩层和高净空标准，难以直接适应矿井的非标准化空间结构。在矿井水作为储能介质的应用场景中，设备面临着酸性/碱性离子成分的复杂水质对水力机械系统的侵蚀效应，以及高浓度悬浮物或磨蚀性颗粒物引发的流道部件损耗问题。值得注意的是，当前常规抽水储能电站机组设备空间尺寸较大，无法通过主副井直接运输，若沿用常规机组需扩大或新凿井筒建立输水通道，这在一定程度上增加工程复杂性。
4）监测与维护体系薄弱。与传统抽水储能电站相比，废弃矿井抽水储能系统的监测与维护面临多重异质性约束。首先，矿井储能特有封闭地质构造为监测工作带来了显著难度。巷道地下水库狭窄且存在瓦斯积聚风险，现有监测设备多数不具备“微型、防爆、防水”一体化功能。其次，关闭煤矿储能系统需构建更为复杂的多源异构参数监测框架。除常规水压、流量监测外，需同步追踪水库周围岩体位移、地下水/气化学组分、微震活动、区域水体渗流等数据以确保电站安全性。最后，矿井特殊工况对维护体系提出颠覆性要求。与传统地面电站相比，关闭矿井内维修空间受限，作业环境恶劣，维修难度大。地下部分的设备维护无法采用传统的开放式检修方法，而需依赖于特殊设计的工具和技术手段。
3.2 经济瓶颈
经济因素是矿井抽水储能电站从规划、设计、建设到运营全过程中不可或缺的核心要素，它直接关系到电站的效率、经济性和长期可持续性。涉及产业化的经济根本因素在于投资运营成本与收益模式，而关键问题在于：
1）有效库容与电站装机容量精确界定困难。在关闭煤矿抽水储能电站产业化进程中，电站装机容量的确定是项目经济性的核心问题。装机容量最重要的影响因素为水头高度差和库容。当前采空区因岩石破碎问题，限制了其作为地下水库的适用性，进而影响了地下煤矿地下水库的有效空间。而巷道系统的复杂拓扑结构易造成水体积聚和气体堵塞，使得进入抽水储能循环系统的水量难以准确预测，进而无法准确评估电站装机容量。煤矿采深直接决定了改造抽水储能电站所能实现的水库水头高度差。在文献[28]中认为采深小于200 m且规模小于3万t/a的煤矿不适宜建设抽水储能电站，因此其统计数据中近19%的关闭煤矿不可使用，一定程度上限制产业化的发展。因此，有效库容的不确定性与部分矿井无法使用增加了投资决策的风险，使得潜在投资者难以准确估算项目的投资成本。
2）可靠性评估与投资回报周期问题。矿井抽水储能技术尚处于示范验证阶段，其商业化进程面临双重风险叠加效应：工程层面的不确定性（暂无成功建设的现场工程）与投资回报风险（如投资成本高、收益周期长）相互交织，显著影响产业化进程。现有研究表明，常规抽水储能电站的度电成本已优化至0.3元/kWh，单位功率投资强度为5 500元/kW，体现了成熟技术的规模经济效益。然而，煤矿地下空间开发呈现明显的非线性成本特征：当库容规模低于30万m3或装机容量小于10 MWh，单位功率投资强度骤增至15 000元/kW。由于有效库容与装机容量的不确定性等因素的影响，项目投资回报周期被延长，且项目可能存在的技术缺陷和性能不稳定问题会增加运营成本，这些显著降低了项目的吸引力，增加了企业财务风险。
3.3 政策瓶颈
政策因素是贯穿关闭煤矿抽水储能电站全生命周期的核心外生变量，通过制度安排与规制工具系统性塑造项目的可行性边界，影响着电站的法律合规性、投资吸引力、市场竞争力以及长期发展潜力。当前现有的相关政策与标准在关闭煤炭矿井抽水储能方面依旧不完善，主要原因为
1）地下空间产权关系不明确。关闭矿井再利用模式下产权的界定，受到多种因素的制约，主要包括：一是复合资源产权界定困难。关闭煤矿遗留资源包含空间资源、地表资产、矿井水等资源，但是受到矿区产业整体规划限制，这些资源的产权边界不清晰，导致资源分配和利用效率低下[71]。关闭矿井空间−资源复合体涉及不同的法律法规和政策，需同时申请矿产、水利、国土等行政许可，使得权限分配和协调成为项目推进的难点。二是多层级权益的制度性摩擦。由于关闭矿井的产权主体复杂，涉及资源产权、债权、股权等多种权益关系，导致原有矿山企业与地方政府、中央政府在资源所有权、经营权、使用权等方面的权属关系错综复杂。因此，在地下空间开发过程中，不同权益主体之间的利益博弈激烈，难以实现投资与收益的合理分配。
2）矿井抽水储能电站政策与标准框架碎片化困境。当前关闭煤矿再利用的政策尚不完善，尚未出台针对性的法律条文进行引导，导致项目在立项、审批、运营等环节面临诸多不确定性。同时，项目涉及的选址、建设施工、安全与环保等环节涉及各类标准体系，缺乏针对性统一标准，导致项目在实施过程中遵循标准化指导困难，增加项目的技术与管理不确定性[72]。
3.4 环境瓶颈
环境因素直接关系到工程审批、周边生态系统平衡和社区接受度。从环境适应性视角分析，关闭煤矿抽水储能电站可通过空间避让策略（规避高附加值土地、地下矿产及文物资源）可显著降低开发阻力，但依旧存在以下问题：
1）项目全生命周期的生态环境影响评估机制尚未健全。当前的评价体系未能充分构建针对电站建设阶段地下水文动态扰动、运营阶段生物多样性、碳排放与地质稳定性的系统性监测框架[73]。评估体系的不完备性，导致了项目全生命周期内环境成本核算的偏差以及风险评估的不确定性，从而对环评通过率产生不利影响。
2）生态修复技术路径与工程管理的协同机制可能存在时序错位。现有矿区普遍存在“先开采后修复”的滞后效应，而根据国家相关规定，抽水储能电站项目必须先纳入抽水储能电站建设选点规划后才开展后续前期工作，因此关闭矿井抽水储能需在停产前完成技术方案设计并同时考虑生态修复，形成开发与修复并行的路径。对于已关闭矿区，若生态修复已完成，则面临储能设施改造对已修复生态系统的二次扰动风险。
3.5 社会瓶颈
社会因素对关闭矿井抽水储能电站的制约本质上是技术理性与人文价值、个体利益与公共利益、短期目标与长期发展之间的多维博弈。当前存在以下问题：
1）人才储备导致技术推广受限。关闭煤矿抽水储能涉及矿山工程、水电工程、储能技术等多学科交叉，但当前产学研协同创新机制不完善，复合型人才短缺问题突出。现有教育体系和人才培养机制尚未形成跨学科协同，导致技术研发与工程实践脱节，制约技术扩散速度。
2）公众风险感知与接受度不足。关闭煤炭矿井抽水储能电站的高投资风险和长回报周期导致公众对其经济效益存在疑虑，同时工程涉及地下空间改造、长期生态影响与工程安全性，在未有成功案例的前提下，公众对技术安全性和环境友好性的信任度较低，易导致“邻避效应”。
4. 产业化瓶颈问题对策与建议
一个工程项目从技术研发到产业化需要经历漫长的过程，尤其是关闭煤矿抽水储能这一新兴研究。要推动其产业化发展，势必需要对其制约因素采取针对性措施，以确保可持续发展（图8）。
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图 8 关闭煤矿抽水储能产业化发展路径Figure 8. Industrialization development path for pumped storage systems in closed coal mines4.1 关键技术突破路径
技术突破是推动关闭煤矿抽水储能产业化的核心。针对矿井特殊环境改建抽水储能电站，必须在底层技术研究、实验平台建设、围岩安全控制、设备与监测系统开发等方面取得关键进展。① 加强技术底层技术的研究。针对现有提出的关键基础科学问题，深化其微观结构及演化机理研究，基于现场试验、物理试验、数值模拟等多种方法，突破现有技术枷锁，为后续工程应用提供坚实的理论支撑。② 建立专业性矿井抽水储能实验平台体系。建设关键技术类实验平台，实现基础技术领域的微观研究。进而推动建设涵盖矿井抽水储能电站水力学、地下库容结构优化、电站运行微震监测等核心领域的矿井抽水储能物理缩尺实验平台，填补现有中试平台的空白，以验证水库改造、运行工况等过程中的关键参数，提高工程可行性评估的精准度。③ 研究地下空间围岩安全控制技术。开发适用于煤系软岩地层的地下空间特别是大型硐室开挖加固与稳定控制技术，包括新型高强度支护材料、全空间协同支护技术、大范围注浆加固技术等。同时结合关闭矿井地质条件与电站空间建设模式优化硐室设计，提升围岩自稳能力，降低施工与运营风险。④ 研发专业设备与监测系统。开发适应矿井环境的专用机组设备，包括适应“三超三耐”（即超高水头、超大变幅、超高转速、耐气蚀、耐磨蚀、耐腐蚀）的高效水轮水泵机组与管道系统、适应矿井井筒运输的小型化与模块化机组等[74]。同时，构建矿井抽水储能专属的智能监测与维护系统，开发矿用地下水库维修无人设备，确保维护过程的可靠性与安全性[75]。
4.2 工程经济提升策略
提升经济性是推动矿井抽水储能项目可持续发展的关键。通过提升装机容量、设计多元化收益模式、降低建设与运维成本等策略，可以使项目更加具有经济可行性。① 提高有效库容利用率与优化电站装机容量。在确保电站运行安全性和长时效性的框架下，基于矿井巷道−采空区拓扑结构优化，最大化利用地下空间存储水，扩充水库库容。同时深入研究工程经济适宜性，寻求合理的地下空间再开挖策略以提升库容量，提升单位投资回报率，增加电站装机规模。② 设计多元化收益模式。探索多渠道收益模式，如参与电力调峰市场、碳交易市场等，提高电站经济收益能力[76]。结合智慧能源系统，实现矿井储能电站与风光等新能源协同运营，提高矿区综合资源利用率。③ 降低工程建设与运维成本。通过模块化机组设计、标准化施工技术、智能运维系统等手段降低建设与运维成本，实现降本增效。
4.3 政策标准完善建议
政策标准的完善对矿井抽水储能产业的发展具有决定性作用。通过明确产权归属、建立标准体系、加大政策支持力度，可以营造有利的政策环境，促进产业健康发展[77]。① 明确地下空间产权归属。推进煤矿关闭后资源再利用的立法工作，制定明确的矿井遗留资源的产权界定、收益分配与管理办法，简化矿井再利用的各部门审批流程，增强投资者信心。② 构建统一的标准体系。废弃煤矿抽水储能电站建设选址团体标准已立项，有望近期发布。应进一步制定针对矿井抽水储能的技术标准、安全规范、环保要求等，涵盖机组设备、库容设计、运行管理、监测预警等方面的行业标准与国家标准，保障项目安全性与可持续发展。③ 加大政策支持力度。建议从政府层面尽快制定出台关闭/生产矿井转型利用的中长期规划，制定一套完善的政策体系，包括但不限于财政补贴、税收优惠等措施，促进企业和社会资本进入矿井抽水储能领域。通过行业协会、煤炭领军企业与电网企业积极开展前期调研、基础研究与应用示范，形成较为成熟的技术路线与技术标准，再向国家能源行政管理部门争取将关闭矿井抽水储能利用纳入储能电站建设规划，引导矿企、社会资本、科研机构建设关闭煤矿抽水储能电站，并为社会创造新的收益和贡献。
4.4 生态环境协同管理
矿井抽水储能工程的生态环境决定项目可持续性与规模推广。通过建立生态环境影响评估机制，优化生态修复与储能工程的协同路径，减少环境风险，实现绿色可持续发展。① 健全生态环境影响评估机制。确保在抽水储能项目规划初期，制定并实施生态补偿机制，对受影响区域进行生态修复。在工程建设中建立健全环境监测体系，对项目全过程中的水质、土壤、大气、物种多样性等指标进行实时监控， 确保项目与矿区生态治理目标相协调。② 优化生态修复与储能工程的协同路径。在拟闭坑矿井，启动储能工程开发与生态修复方案，建立“关闭−修复−储能”协同模型，实现矿区提前规划，避免二次扰动等负面影响。对于已修复矿区，采用最小扰动原则，采用“原位修复+功能置换”双轨模式，利用现有基础设施降低改造成本，如：通过微地形改造技术实现新能源阵列与原有植被群落的空间耦合、塌陷区改造为地表水库并结合光伏渔业等领域等，提高储能项目的环境适应性。
4.5 协同创新体系构建
关闭煤矿抽水储能产业的发展需要依托创新体系的完善。通过产学研合作、建立示范工程、推动多方协同发展，可有效促进产业化进程[78]。① 强化产学研合作机制。建立高校、科研机构、企业联合研发平台，推动技术创新与产业应用融合。鼓励多学科交叉研究，培养专业型人才，提高矿井储能关键技术突破能力。② 建立示范工程与推广机制。基于现有的项目基础，联合打造关闭煤炭矿井抽水储能示范项目，验证技术可行性，积累工程经验，形成可推广的标准化方案。通过示范效应吸引投资，提高社会认可度。③ 构建多方协同发展机制推动政府、企业、金融机构、社会资本的多方合作，促进政策、资金、技术的有效对接，形成闭环支持体系。加强国际合作，联合攻关基础技术领域和工程应用，加快产业化进程。
5. 结 论
1）阐述了国内外关闭矿井抽水储能工程的发展现状与建设经验，剖析我国抽水储能的现实需求，指出关闭煤矿抽水储能工程在我国北部多省份具有广阔的战略应用潜力。
2）从模式设计与选址规划、水循环对环境影响、地下水库围岩稳定与密闭性以及电站运行水力学特性4个方面，概括了关闭矿井抽水储能基础技术的研究进展、核心要点与技术攻关路径。
3）基于“技术−经济−政策−环境−社会”多重视角，剖析了关闭煤矿抽水储能利用产业化过程中存在的瓶颈， 并提出了相应的对策和建议，包括关键技术突破路径、工程经济提升策略、政策标准完善建议、生态环境协同管理、协同创新体系构建。
4）伴随煤矿关闭数量的持续增加与新能源储能需求的不断攀升，关闭矿井抽水储能配套的关键技术研发、政策规范和市场机制将逐步成熟。未来在多方协同努力下，关闭煤矿抽水储能有望形成可持续的产业化发展模式，为矿区转型升级和国家清洁低碳能源体系建设提供强有力的支撑，实现经济、社会与生态效益的多赢局面。
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图 1 我国风光装机容量变化
Figure 1. Evolution of wind and solar power installed capacity in China
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图 2 我国24省储能装机容量情况
Figure 2. Distribution of energy storage installed capacity across 24 provincial-level administrative units in China
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图 5 地下水库围岩稳定与密闭性研究体系
Figure 5. Research system of surrounding rock stability and tightness of underground reservoir
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图 6 关闭矿井抽水储能电站水力学研究架构
Figure 6. Hydraulic research framework for pumped storage power stations in abandoned mines
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图 8 关闭煤矿抽水储能产业化发展路径
Figure 8. Industrialization development path for pumped storage systems in closed coal mines
表 1 国内外部分建设中的关闭矿井抽水储能电站工程情况[29]
Table 1 Engineering design parameters of closed mine pumped storage power station constructed at home and abroad[29]
电站 类型 水库巷道长/m 水头高/m 库容/103 m3 功率/MW 状态 主要制约因素 美国Mount Hope发电站 半地下 — 810 6 200 2 040 失败 政策、技术 西班牙Asturian发电站 半地下 5 700 300～600 170 23.52 规划 技术、社会 南非FWR发电站 全地下 67 000 1 200/1 500 1 000 抽955/发1 230 规划 技术、经济 德国Prosper-Haniel发电站 半地下 15 500 560 600 200 暂停 政策、技术 德国Grund ore mine发电站 全地下 25 000 700 240～260 100 规划 政策、经济 中国滦平发电站 全地上 — 470 1 810 300 启动 技术 中国句容石砀山铜矿发电站 半地下 20 460 339 约7 000 1 200 启动 技术 
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