劉漢元：進一步加快我國多種儲能建設 推進低碳中國進程

　　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已連續(xù)27年參加全國兩會，履職盡責，建言資政，積極為中國新能源產業(yè)發(fā)展“鼓與呼”。今年兩會，劉漢元代表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。

　　劉漢元代表表示，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(xù)放電時間長等特點，能量轉換效率在75%左右。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(jié)，按每天充放電一次計算，抽水蓄能電站的利用時數(shù)將大大提升，儲能度電成本將大幅降低。

　　投資成本方面，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。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。當前，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，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(xiàn)光儲一體平價上網。

　　截止2023年底，中國已投運儲能項目累計裝機達86.5GW，其中抽水蓄能累計裝機51.3GW，占比從2022年77.1%降至59.4%;新型儲能累計裝機34.5GW，占比提升至39.9%。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，我國抽水蓄能投產總規(guī)模將達到62GW以上，到2030年達到120GW左右。但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。

　　劉漢元代表指出，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。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。此外，制約抽水蓄能發(fā)展的因素還包括建設周期長，生態(tài)環(huán)境及地質條件要求嚴格，審批困難等。事實上，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)有電網利用率，是未來抽水蓄能發(fā)展的重要方向之一。

　　目前，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。此外，可開發(fā)的潛在站點眾多，且完全采用標準技術，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。項目建成后，還能起到類似濕地公園的效果，可調節(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研究，占中國國土面積僅1%的浙江省就有大約3200個潛在站點，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)。

　　劉漢元代表表示，與抽水蓄能相比，鋰電池儲能具有系統(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。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。截止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。目前，鋰電池儲能的系統(tǒng)建設成本已降到1000元/kWh以內，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)模應用的經濟性。同時，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，成為電網儲能、微網儲能、小區(qū)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(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)電動汽車和電網的良性互動。根據(jù)測算，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2-4天的儲能需要。

　　因此，劉漢元代表認為，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(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業(yè)。

　　基于上述分析，結合抽水蓄能、新型儲能各自特點，二者優(yōu)勢互補，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)，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，推進低碳中國進程，劉漢元代表今年有以下建議：

　　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峰調頻的投資和建設，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、微網、自備電網率先實現(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儲能的相關配套政策措施。加快車網互動技術研發(fā)，不斷提高電動汽車與電網協(xié)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。

　　來源：中國日報網