經(jīng)濟觀察網(wǎng) 記者 鄭晨燁 2024年全國兩會開幕在即，新能源產(chǎn)業(yè)如何進一步高質(zhì)量發(fā)展依然是社會關注的熱點。

在構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)及推動清潔電力資源大范圍優(yōu)化配置已成為我國未來能源行業(yè)發(fā)展“主線”任務的背景下，3月3日，全國人大代表、全國工商聯(lián)副主席、通威集團董事局主席劉漢元在接受經(jīng)濟觀察網(wǎng)記者采訪時表示，今年其將針對構建以抽水蓄能、新型儲能為主，電動汽車等其他多種儲能形式為輔的綜合性儲能系統(tǒng)，推進低碳中國進程等方面提出相關建議。

劉漢元認為，未來，儲能所扮演的角色絕不能與現(xiàn)在進行簡單類推類比，構建以抽水蓄能、新型儲能為主，電動汽車等其他多種儲能形式為輔的綜合性儲能系統(tǒng)，能為大規(guī)模、高比例可再生能源接入形成有力支撐，助力新型電力系統(tǒng)打造，推進低碳中國的建設進程。

“今天的配儲只是偶爾調(diào)用甚至從來沒有調(diào)用，今后的儲能應當成為智慧電網(wǎng)、新型電力系統(tǒng)中一個獨立且重要的組成部分，維持發(fā)電端與用電端之間的平衡，成為市場機制下的一項重要產(chǎn)業(yè)。”劉漢元說。

抽蓄的建設速度始終不及預期

縱觀近年來儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展趨勢，以電化學為主的新型儲能增速一直較以抽水蓄能為主的傳統(tǒng)儲能高上不少。

根據(jù)中國能源研究會儲能專委會、中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟的不完全統(tǒng)計，截至2023年底，中國已投運的電力儲能項目累計裝機達86.5GW，同比增長45%。其中，抽水蓄能累計裝機達51.3GW，占比從2022年77.1%降至59.4%。新型儲能累計裝機34.5GW/74.5GWh，同比增長18.2個百分點。

2023年，中國新增投運新型儲能項目裝機規(guī)模 21.5GW/46.6GWh，功率和能量規(guī)模同比增長均超150%，首次超過抽水蓄能新增投運近四倍之多。

但在劉漢元看來，在各類儲能方式中，抽水蓄能具有調(diào)峰填谷、調(diào)頻、調(diào)相、儲能、事故備用、黑啟動等多種功能，是目前最成熟、度電成本最低的儲能技術，兼具使用壽命長、轉換效率高、裝機容量大、持續(xù)放電時間長等特點，能量轉換效率在75%左右。

“（抽水蓄能）項目建成后，電站壩體可使用100年左右，電機設備使用壽命在50年左右。以前原有的抽水蓄能電站都是偶爾調(diào)用，沒有每天或每周一定參與調(diào)峰調(diào)頻，因此測算下來儲能成本相對較高。隨著我國能源結構中可再生能源占比不斷提升，未來大部分抽水蓄能電站都會參與日內(nèi)調(diào)節(jié)，按每天充放電一次計算，抽水蓄能電站的利用時數(shù)將大幅提升，儲能度電成本將大幅降低。”劉漢元說。

“成本問題”一直是能源行業(yè)發(fā)展的關鍵問題之一，對于抽水蓄能建設的投資成本，劉漢元進行了詳細調(diào)研與核算：普通水電站為9000元/kW左右，大型抽水蓄能電站在6000元/kW左右，中小型抽水蓄能電站（裝機容量小于50MW）因技術難度較低，投資成本在5000元/kW以內(nèi)。他認為，通過優(yōu)化設計，采用小水庫容量方案，投資成本還可大幅降低至2000元/kW左右。目前，抽水蓄能度電成本在0.21-0.25元/kWh，低于其他儲能技術。如采用小水庫方案，同時合理增加每日充放電次數(shù)，在現(xiàn)有技術條件下，抽水蓄能度電成本可降低到0.1元/kWh左右。

“光伏發(fā)電在東部地區(qū)已降至0.2-0.3元/kWh，西部地區(qū)降到0.2元/ kWh以內(nèi)，二者疊加，光儲合計度電成本東部有望降至0.3-0.4元/kWh，西部降至0.3元/ kWh以內(nèi)，甚至更低，完全具備經(jīng)濟性，真正實現(xiàn)光儲一體平價上網(wǎng)。”劉漢元說。

在此背景下，兼具多項優(yōu)勢的抽水蓄能，近年來在發(fā)展勢頭上卻遠遠比不上新型儲能。

劉漢元指出，近十多年來，我國抽水蓄能發(fā)展速度整體較慢，建設速度始終不及預期，“十二五”“十三五”新增裝機均未達到規(guī)劃目標。根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021—2035年）》，到2025年，我國抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模將達到62GW以上，到2030年達到120GW左右。

“要匹配可再生能源發(fā)展速度，該規(guī)劃目標還遠遠不夠。根據(jù)相關機構預測，我國要實現(xiàn)碳中和目標，按最保守估算，到2025年抽水蓄能電站裝機規(guī)模需達到130GW，2030年達到250GW。”劉漢元強調(diào)。

據(jù)其分析，制約我國抽水蓄能發(fā)展的最核心問題是電價制度不夠完善，缺乏合理的回報機制，其次是建設周期長，生態(tài)環(huán)境及地質(zhì)條件要求嚴格，審批困難等。但隨著兩部制電價落地，阻礙抽水蓄能發(fā)展的核心問題有望得到解決，產(chǎn)業(yè)預計將迎來爆發(fā)式增長。

“‘十四五’期間，我國將核準219個抽水蓄能項目，在200個市、縣陸續(xù)開工建設200個以上項目，裝機規(guī)模達到270GW。”劉漢元表示。

而關于地理條件限制方面，在劉漢元看來，我國抽水蓄能站點資源并不稀缺，2020年12月啟動的新一輪站點普查共篩選出資源站點1500余個，總裝機規(guī)模達1600GW，且分布較廣。此外，我國常規(guī)水電站改造資源也很豐富，總裝機規(guī)模達到422GW，是已建成抽蓄電站規(guī)模的8倍多。通過對梯級水電及不同規(guī)模的常規(guī)水電進行改造，可形成混合抽水蓄能電站，不僅改造周期短、投資小，還能提高現(xiàn)有電網(wǎng)利用率，是未來抽水蓄能發(fā)展的重要方向之一。

劉漢元同時表示，目前，我國大多數(shù)現(xiàn)有抽水蓄能電站都沿河而建，隨著剩余潛在點位不斷減少，開發(fā)難度不斷增大，開發(fā)投入不斷攀升。而離河抽水蓄能電站可以遠離河流，不會對徑流產(chǎn)生影響，且無論發(fā)生戰(zhàn)爭還是自然災害，電站被破壞后的影響范圍都相對較小，不會造成重大災難。

他進一步分析稱，混合抽水蓄能電站完全采用標準技術，與傳統(tǒng)抽水蓄能項目相比，避免了興建防洪措施，降低了建設成本，而且通常水頭更好，綜合效率接近80%，系統(tǒng)可以穩(wěn)定工作50年以上，只需偶爾通過雨水或人工方式彌補水庫的蒸發(fā)量。混合抽水蓄能電站項目建成后，還能起到類似濕地公園的效果，可調(diào)節(jié)水庫周圍的大氣，具有增濕作用，夏天降溫、冬天增溫，對改善當?shù)厣鷳B(tài)環(huán)境有積極作用。

“根據(jù)澳大利亞國立大學的一項研究，占中國國土面積僅1%的浙江省就有大約3200個潛在混合抽水蓄能電站建設站點，具備1.1萬GWh儲能容量，足以支撐我國構建100%可再生能源電力系統(tǒng)。”劉漢元說。

鋰電儲能已具備大規(guī)模應用的經(jīng)濟性

談及以鋰電池儲能為代表的新型儲能系統(tǒng)，劉漢元認為，該類儲能模式具有系統(tǒng)效率高、響應速度快、選址靈活性大、建設難度低、建設周期短等特點，但安全性要求較高。

他表示，近年來，隨著電池價格不斷降低，以鋰電為主的新型儲能獲得快速發(fā)展，新增裝機規(guī)模大幅提升，提前兩年完成了“十四五”規(guī)劃的新型儲能裝機目標。

記者亦注意到，截至2023年底，全國已有超過25個省（市、區(qū)）出臺了“十四五”新型儲能裝機規(guī)劃，裝機目標超過70GW。

劉漢元認為，目前，鋰電池儲能的系統(tǒng)建設成本已降到1000元/kWh以內(nèi)，且電池價格還在持續(xù)降低，未來不久系統(tǒng)成本大概率會降低到500元/kWh左右，充放電循環(huán)壽命可達8000—10000次，按年充放電次數(shù)500次計算，鋰電儲能的度電成本可以降到0.1元/kWh左右，同樣具備了大規(guī)模應用的經(jīng)濟性。

他還強調(diào)，隨著電動汽車的爆發(fā)式增長，車載動力電池也具備了成為儲能終端的巨大潛力。如能有效利用電動汽車大量閑置時間和冗余充放電次數(shù)，作為分布式儲能單元接入系統(tǒng)，除行駛時間以外，大部分時間在線，成為電網(wǎng)儲能、微網(wǎng)儲能、小區(qū)儲能、家用儲能的一部分，用電高峰時向電網(wǎng)反向售電，用電低谷時存儲過剩電量，不但為電網(wǎng)穩(wěn)定作出貢獻，還能以市場化方式通過充放電價差獲得相應收益，分攤購買整車或電池包的成本，實現(xiàn)電動汽車和電網(wǎng)的良性互動。

“一臺價值30萬元、電池容量100kWh的電車，按每天充放電兩次套利計算，大約七到八年時間即可收回全部購車成本。據(jù)相關機構預測，到2050年我國汽車保有量將達到5億-10億輛，其中電動汽車占比超過90%。屆時，僅依靠電動汽車即可滿足我國電網(wǎng)2—4天的儲能需要。”劉漢元說。

補齊歷史“欠賬”

實際上，關于儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，近年來行業(yè)內(nèi)外一直有著“過熱”的看法，“配而不用”成為當前儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的一大突出問題。

對此，劉漢元認為，未來，儲能所扮演的角色絕不能與現(xiàn)在進行簡單類推類比，今天的配儲只是偶爾調(diào)用甚至從來沒有調(diào)用，今后的儲能應當成為智慧電網(wǎng)、新型電力系統(tǒng)中一個獨立且重要的組成部分，維持發(fā)電端與用電端之間的平衡，成為市場機制下的一項重要產(chǎn)業(yè)。

對此，劉漢元提出了促進我國多種儲能建設的三項建議：

一是建議進一步加大政策驅動力度，補齊歷史“欠賬”，跟上可再生能源發(fā)展速度，集中精力在“十四五”“十五五”期間，大規(guī)模開工建設抽水蓄能項目，尤其是距離負荷中心近、建設周期短的中小型離河抽水蓄能項目。用5到10年時間基本全部完成，同步甚至適度超前于電網(wǎng)的改造升級。同時，繼續(xù)開展抽水蓄能站點勘測工作，強化優(yōu)勢資源儲備力度。

二是建議進一步加大力度推動新型儲能發(fā)展，支持新型儲能參與調(diào)峰調(diào)頻的投資和建設，引導和鼓勵市場主體參與儲能業(yè)務，用市場化機制解決儲能面臨的問題。鼓勵并推動部分局域網(wǎng)、微網(wǎng)、自備電網(wǎng)率先實現(xiàn)發(fā)儲用一體化方案解決。

三是建議加快研究制定電動汽車參與電網(wǎng)儲能的相關配套政策措施。加快車網(wǎng)互動技術研發(fā)，不斷提高電動汽車與電網(wǎng)協(xié)調(diào)運行的可靠性、經(jīng)濟性，引導車主參與智能化有序充放電，推動電動汽車以市場化方式參與電網(wǎng)儲能服務。