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刘汉元代表表示,在各类储能方式中,抽水蓄能具有调峰填谷、调频、调相、储能、事故备用、黑启动等多种功能,是目前最成熟、度电成本最低的储能技术,兼具使用寿命长、转换效率高、装机容量大、持续放电时间长等特点,能量转换效率在75%左右。项目建成后,电站坝体可使用100年左右,电机设备使用寿命在50年左右。以前原有的抽水蓄能电站都是偶尔调用,没有每天或每周一定参与调峰调频,因此测算下来储能成本相对较高。随着我国能源结构中可再生能源占比不断提升,未来大部分抽水蓄能电站都会参与日内调节,按每天充放电一次计算,抽水蓄能电站的利用时数将大大提升,储能度电成本将大幅降低。
投资成本方面,普通水电站为9000元/kW左右,大型抽水蓄能电站在6000元/kW左右,中小型抽水蓄能电站(装机容量小于50MW)因技术难度较低,投资成本在5000元/kW以内。通过优化设计,采用小水库容量方案,投资成本还可大幅降低至2000元/kW左右。目前,抽水蓄能度电成本在0.21-0.25元/kWh,低于其他储能技术。如采用小水库方案,同时合理增加每日充放电次数,在现有技术条件下,抽水蓄能度电成本可降低到0.1元/kWh左右。当前,光伏发电在东部地区已降至0.2-0.3元/kWh,西部地区降到0.2元/ kWh以内,二者叠加,光储合计度电成本东部有望降至0.3-0.4元/kWh,西部降至0.3元/ kWh以内,甚至更低,完全具备经济性,真正实现光储一体平价上网。
截止2023年底,中国已投运储能项目累计装机达86.5GW,其中抽水蓄能累计装机51.3GW,占比从2022年77.1%降至59.4%;新型储能累计装机34.5GW,占比提升至39.9%。近十多年来,我国抽水蓄能发展速度整体较慢,建设速度始终不及预期,“十二五”、“十三五”新增装机均未达到规划目标。根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》,到2025年,我国抽水蓄能投产总规模将达到62GW以上,到2030年达到120GW左右。但要匹配可再生能源发展速度,该规划目标还远远不够。根据相关机构预测,我国要实现碳中和目标,按最保守估算,到2025年抽水蓄能电站装机规模需达到130GW,2030年达到250GW。
刘汉元代表指出,制约我国抽水蓄能发展的最核心问题是电价制度不够完善,缺乏合理的回报机制。随着两部制电价落地,阻碍抽水蓄能发展的核心问题有望得到解决,产业预计将迎来爆发式增长。“十四五”期间,我国将核准219个抽水蓄能项目,在200个市、县陆续开工建设200个以上项目,装机规模达到270GW。此外,制约抽水蓄能发展的因素还包括建设周期长,生态环境及地质条件要求严格,审批困难等。事实上,我国抽水蓄能站点资源并不稀缺,2020年12月启动的新一轮站点普查共筛选出资源站点1500余个,总装机规模达1600GW,且分布较广。此外,我国常规水电站改造资源也很丰富,总装机规模达到422GW,是已建成抽蓄电站规模的8倍多。通过对梯级水电及不同规模的常规水电进行改造,可形成混合抽水蓄能电站,不仅改造周期短、投资小,还能提高现有电网利用率,是未来抽水蓄能发展的重要方向之一。
目前,大多数现有抽水蓄能电站都沿河而建,随着剩余潜在点位不断减少,开发难度不断增大,开发投入不断攀升。而离河抽水蓄能电站可以远离河流,不会对径流产生影响,且无论发生战争还是自然灾害,电站被破坏后的影响范围都相对较小,不会造成重大灾难。此外,可开发的潜在站点众多,且完全采用标准技术,与传统抽水蓄能项目相比,避免了兴建防洪措施,降低了建设成本,而且通常水头更好,综合效率接近80%,系统可以稳定工作50年以上,只需偶尔通过雨水或人工方式弥补水库的蒸发量。项目建成后,还能起到类似湿地公园的效果,可调节水库周围的大气,具有增湿作用,夏天降温、冬天增温,对改善当地生态环境有积极作用。根据澳大利亚国立大学的研究,占中国国土面积仅1%的浙江省就有大约3200个潜在站点,具备1.1万GWh储能容量,足以支撑我国构建100%可再生能源电力系统。
刘汉元代表表示,与抽水蓄能相比,锂电池储能具有系统效率高、响应速度快、选址灵活性大、建设难度低、建设周期短等特点,但安全性要求较高。近年来,随着电池价格不断降低,以锂电为主的新型储能获得快速发展,新增装机规模大幅提升,提前两年完成了“十四五”规划的新型储能装机目标。截止2023年底,全国已有超过25个省(市、区)出台了“十四五”新型储能装机规划,装机目标超过70GW。目前,锂电池储能的系统建设成本已降到1000元/kWh以内,且电池价格还在持续降低,未来不久系统成本大概率会降低到500元/kWh左右,充放电循环寿命可达8000-10000次,按年充放电次数500次计算,锂电储能的度电成本可以降到0.1元/kWh左右,同样具备了大规模应用的经济性。同时,随着电动汽车的爆发式增长,车载动力电池也具备了成为储能终端的巨大潜力。如能有效利用电动汽车大量闲置时间和冗余充放电次数,作为分布式储能单元接入系统,除行驶时间以外,大部分时间在线,成为电网储能、微网储能、小区储能、家用储能的一部分,用电高峰时向电网反向售电,用电低谷时存储过剩电量,不但为电网稳定作出贡献,还能以市场化方式通过充放电价差获得相应收益,分摊购买整车或电池包的成本,实现电动汽车和电网的良性互动。根据测算,一台价值30万元、电池容量100kWh的电车,按每天充放电两次套利计算,大约七到八年时间即可收回全部购车成本。据相关机构预测,到2050年我国汽车保有量将达到5亿-10亿辆,其中电动汽车占比超过90%。届时,仅依靠电动汽车即可满足我国电网2-4天的储能需要。
因此,刘汉元代表认为,未来,储能所扮演的角色绝不能与现在进行简单类推类比,今天的配储只是偶尔调用甚至从来没有调用,今后的储能应当成为智慧电网、新型电力系统中一个独立且重要的组成部分,维持发电端与用电端之间的平衡,成为市场机制下的一项重要产业。
基于上述分析,结合抽水蓄能、新型储能各自特点,二者优势互补,构建以抽水蓄能、新型储能为主,电动汽车等其他多种储能形式为辅的综合性储能系统,为大规模、高比例可再生能源接入形成有力支撑,助力新型电力系统打造,推进低碳中国进程,刘汉元代表今年有以下建议:
一是建议进一步加大政策驱动力度,补齐历史“欠账”,跟上可再生能源发展速度,集中精力在“十四五”“十五五”期间,大规模开工建设抽水蓄能项目,尤其是距离负荷中心近、建设周期短的中小型离河抽水蓄能项目。用5到10年时间基本全部完成,同步甚至适度超前于电网的改造升级。同时,继续开展抽水蓄能站点勘测工作,强化优势资源储备力度。
二是建议进一步加大力度推动新型储能发展,支持新型储能参与调峰调频的投资和建设,引导和鼓励市场主体参与储能业务,用市场化机制解决储能面临的问题。鼓励并推动部分局域网、微网、自备电网率先实现发储用一体化方案解决。
三是建议加快研究制定电动汽车参与电网储能的相关配套政策措施。加快车网互动技术研发,不断提高电动汽车与电网协调运行的可靠性、经济性,引导车主参与智能化有序充放电,推动电动汽车以市场化方式参与电网储能服务。
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