全国人大代表刘汉元：进一步加快我国多种储能建设 推进低碳中国进程

2024年全国两会开幕在即，新能源产业如何进一步高质量发展依然是社会关注的热点。

在构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统及推动清洁电力资源大范围优化配置已成为我国未来能源行业发展“主线”任务的背景下，3月3日，全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元在接受经济观察网记者采访时表示，今年其将针对构建以抽水蓄能、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，推进低碳中国进程等方面提出相关建议。

刘汉元认为，未来，储能所扮演的角色绝不能与现在进行简单类推类比，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，能为大规模、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，推进低碳中国的建设进程。

“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。”刘汉元说。

抽蓄的建设速度始终不及预期

纵观近年来储能产业的发展趋势，以电化学为主的新型储能增速一直较以抽水蓄能为主的传统储能高上不少。

根据中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟的不完全统计，截至2023年底，中国已投运的电力储能项目累计装机达86.5GW，同比增长45%。其中，抽水蓄能累计装机达51.3GW，占比从2022年77.1%降至59.4%。新型储能累计装机34.5GW/74.5GWh，同比增长18.2个百分点。

2023年，中国新增投运新型储能项目装机规模 21.5GW/46.6GWh，功率和能量规模同比增长均超150%，首次超过抽水蓄能新增投运近四倍之多。

但在刘汉元看来，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。

“（抽水蓄能）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幅提升，储能度电成本将大幅降低。”刘汉元说。

“成本问题”一直是能源行业发展的关键问题之一，对于抽水蓄能建设的投资成本，刘汉元进行了详细调研与核算：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。他认为，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。

“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。”刘汉元说。

在此背景下，兼具多项优势的抽水蓄能，近年来在发展势头上却远远比不上新型储能。

刘汉元指出，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。

“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。”刘汉元强调。

据其分析，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，其次是建设周期长，生态环境及地质条件要求严格，审批困难等。但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。”刘汉元表示。

而关于地理条件限制方面，在刘汉元看来，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。

刘汉元同时表示，目前，我国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。

他进一步分析称，混合抽水蓄能电站完全采用标准技术，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。混合抽水蓄能电站项目建成后，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一项研究，占中国国土面积仅1%的浙江省就有大约3200个潜在混合抽水蓄能电站建设站点，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。”刘汉元说。

锂电储能已具备大规模应用的经济性

谈及以锂电池储能为代表的新型储能系统，刘汉元认为，该类储能模式具有系统效率高、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。

他表示，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。

记者亦注意到，截至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。

刘汉元认为，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。

他还强调，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。

“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。”刘汉元说。

补齐历史“欠账”

实际上，关于储能产业的发展，近年来行业内外一直有着“过热”的看法，“配而不用”成为当前储能产业发展的一大突出问题。

对此，刘汉元认为，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。

对此，刘汉元提出了促进我国多种储能建设的三项建议：

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。