每經記者 胥帥    每經編輯 梁梟    

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，積極為中國新能源產業(yè)發(fā)展“鼓與呼”。今年兩會，劉漢元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。

其中，劉漢元重點提及了光儲度電成本。他認為，光儲合計度電成本東部有望降至0.3元/kWh至0.4元/kWh，西部降至0.3元/kWh以內，完全具備經濟性，真正實現(xiàn)光儲一體平價上網。

劉漢元 受訪者供圖

“缺乏合理回報機制是發(fā)展抽水蓄能制約因素”

去年全國兩會，劉漢元針對優(yōu)先保障硅能源產業(yè)用電需求，支撐“雙碳”目標落地提出了相關建議。他認為，硅能源產業(yè)的穩(wěn)健快速發(fā)展，對鞏固我國在可再生能源領域的全球領先地位，助力“雙碳”目標早日實現(xiàn)，推動全球能源轉型都具有重大的現(xiàn)實和歷史意義。

今年兩會，劉漢元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。

《每日經濟新聞》記者于3月3日獲取了劉漢元的建議內容。他表示，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。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將大大提升，儲能度電成本將大幅降低。

劉漢元對投資成本作過一個測算：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。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元/ kWh至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(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元/kWh至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至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。

數據顯示，截至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%。

劉漢元表示，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《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。

“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。”劉漢元說，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。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。

“電動汽車保有量是解決電網儲能關鍵”

抽水蓄能之外，劉漢元還提到鋰電池儲能。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。截至2023年底，全國已有超過25個?。▍^(qū)、市）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，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至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(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，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。

據劉漢元測算，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。據相關機構預測，到2050年我國汽車保有量將達到5億輛~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天~4天的儲能需要。

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，劉漢元對此建議：

一是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。

二是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。