專題：專題|劉漢元代表2024兩會議案：建議進一步加快抽蓄、新型儲能等多種儲能建設

經濟觀察網 記者 鄭晨燁?2024年全國兩會開幕在即，新能源產業如何進一步高質量發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及推動清潔電力資源大范圍優化配置已成為我國未來能源行業發展“主線”任務的背景下，3月3日，全國人大代表、全國工商聯副主席、通威集團董事局主席劉漢元在接受經濟觀察網記者采訪時表示，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，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，能為大規模、高比例可再生能源接入形成有力支撐，助力新型電力系統打造，推進低碳中國的建設進程。

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

抽蓄的建設速度始終不及預期

縱觀近年來儲能產業的發展趨勢，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儲能高上不少。

根據中國能源研究會儲能專委會、中關村儲能產業技術聯盟的不完全統計，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模 21.5GW/46.6GWh，功率和能量規模同比增長均超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，抽水蓄能具有調峰填谷、調頻、調相、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用，沒有每天或每周一定參與調峰調頻，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調節，按每天充放電一次計算，抽水蓄能電站的利用時數將大幅提升，儲能度電成本將大幅降低。”劉漢元說。

“成本問題”一直是能源行業發展的關鍵問題之一，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。他認為，通過優化設計，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，在現有技術條件下，抽水蓄能度電成本可降低到0.1元/kWh左右。

“光伏發電在東部地區已降至0.2-0.3元/kWh，西部地區降到0.2元/ kWh以內，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，甚至更低，完全具備經濟性，真正實現光儲一體平價上網。”劉漢元說。

在此背景下，兼具多項優勢的抽水蓄能，近年來在發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劃目標。根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》，到2025年，我國抽水蓄能投產總規模將達到62GW以上，到2030年達到120GW左右。

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

據其分析，制約我國抽水蓄能發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，生態環境及地質條件要求嚴格，審批困難等。但隨著兩部制電價落地，阻礙抽水蓄能發展的核心問題有望得到解決，產業預計將迎來爆發式增長。

“‘十四五’期間，我國將核準219個抽水蓄能項目，在200個市、縣陸續開工建設200個以上項目，裝機規模達到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，總裝機規模達1600GW，且分布較廣。此外，我國常規水電站改造資源也很豐富，總裝機規模達到422GW，是已建成抽蓄電站規模的8倍多。通過對梯級水電及不同規模的常規水電進行改造，可形成混合抽水蓄能電站，不僅改造周期短、投資小，還能提高現有電網利用率，是未來抽水蓄能發展的重要方向之一。

劉漢元同時表示，目前，我國大多數現有抽水蓄能電站都沿河而建，隨著剩余潛在點位不斷減少，開發難度不斷增大，開發投入不斷攀升。而離河抽水蓄能電站可以遠離河流，不會對徑流產生影響，且無論發生戰爭還是自然災害，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%，系統可以穩定工作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，可調節水庫周圍的大氣，具有增濕作用，夏天降溫、冬天增溫，對改善當地生態環境有積極作用。

“根據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。”劉漢元說。

鋰電儲能已具備大規模應用的經濟性

談及以鋰電池儲能為代表的新型儲能系統，劉漢元認為，該類儲能模式具有系統效率高、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展，新增裝機規模大幅提升，提前兩年完成了“十四五”規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）出臺了“十四五”新型儲能裝機規劃，裝機目標超過70GW。

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

他還強調，隨著電動汽車的爆發式增長，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，作為分布式儲能單元接入系統，除行駛時間以外，大部分時間在線，成為電網儲能、微網儲能、小區儲能、家用儲能的一部分，用電高峰時向電網反向售電，用電低谷時存儲過剩電量，不但為電網穩定作出貢獻，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，實現電動汽車和電網的良性互動。

“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，關于儲能產業的發展，近年來行業內外一直有著“過熱”的看法，“配而不用”成為當前儲能產業發展的一大突出問題。

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

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”，跟上可再生能源發展速度，集中精力在“十四五”“十五五”期間，大規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的改造升級。同時，繼續開展抽水蓄能站點勘測工作，強化優勢資源儲備力度。

二是建議進一步加大力度推動新型儲能發展，支持新型儲能參與調峰調頻的投資和建設，引導和鼓勵市場主體參與儲能業務，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、微網、自備電網率先實現發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儲能的相關配套政策措施。加快車網互動技術研發，不斷提高電動汽車與電網協調運行的可靠性、經濟性，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儲能服務。

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