中央政治局对新能源技术和中国能源安全进行第十二次集体学习

2月29日下午，中共中央政治局对新能源技术和中国能源安全进行了第十二次集体学习。习近平总书记在主持学习时强调，能源安全关系到经济社会发展的全局。积极发展清洁能源，促进经济社会绿色低碳转型，已成为国际社会应对全球气候变化的共识。我们应该利用这一趋势，利用这一趋势，更加努力地促进中国新能源的高质量发展，为中国现代化建设提供安全可靠的能源保障，为共同建设一个干净美丽的世界做出更大的贡献。2024年全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事长刘汉元连续27年参加全国人大两会，履行职责，建议资产管理，积极为中国新能源产业发展“鼓鼓呼呼”。在今年的两会上，刘汉元代表将就建设以抽水蓄能、新型蓄能为主、电动汽车等多种储能形式为辅的综合性储能系统，推动低碳中国进程提出相关建议。

图片来源：通威集团

刘汉源代表说，在各种储能方式中，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、耗电成本最低的储能技术，具有使用寿命长、转换效率高、装机容量大、连续放电时间长等特点，能量转换效率约为75%。项目建成后，电站坝体可使用100年左右，电机设备可使用50年左右。以前原来的抽水蓄能电站是偶尔调用的，每天或每周都没有参与调峰调频，所以储能成本相对较高。随着我国能源结构中可再生能源比例的不断提高，未来大部分抽水蓄能电站将参与日内调整。按日充放电计算，抽水蓄能电站的使用时间将大大提高，储能成本将大大降低。

在投资成本方面，普通水电站约9000元/kW，大型抽水蓄能电站约6000元/kW。由于技术难度低，中小型抽水蓄能电站的投资成本低于5000元/kW。通过优化设计，采用小水库容量方案，投资成本也可以大大降低到2000元/kW左右。当前，抽水蓄能度电的成本为0.21-0.25元/kWh，低于其它储能技术。如果采用小水库方案，合理增加日充放电次数，在现有技术条件下，抽水蓄能成本可降低到0.1元/kWh左右。目前，东部地区光伏发电已降至0.2-0.3元/kWh，下降到0.2元/元/西部地区 两者叠加在kWh以内，光储总计度电成本有望降至0.3-0.4元/kWh，西部降至0.3元//元/西部 在kWh以内，甚至更低，完全经济，真正实现光储一体化、平价上网。

截至2023年底，中国已投产储能项目86.5GW，抽水蓄能累计装机51.33GW，2022年77.1%的比例降至59.4%；新型储能累积装机34.5.5GW，比例提高到39.9%。近十年来，我国抽水蓄能总体发展速度较慢，建设速度始终低于预期，“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，我国抽水蓄能总规模将达到62GW以上，到2030年将达到120GW左右。但规划目标远远不足以匹配可再生能源的发展速度。据有关机构预测，到2025年，抽水蓄能电站装机规模将达到130GW，2030年将达到250GW，中国将实现碳中和目标。

刘汉元代表指出，制约我国抽水蓄能发展的核心问题是电价体系不完善，缺乏合理的回报机制。随着两部制电价的实施，预计将解决阻碍抽水蓄能发展的核心问题，预计行业将迎来爆炸性增长。“十四五”期间，中国将批准219个抽水蓄能项目，200多个市县开工建设，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、生态环境和地质条件严格、审批困难等。事实上，我国抽水蓄能站资源并不稀缺。2020年12月启动的新一轮网站普查筛选出1500多个资源网站，总装机规模1600GW，分布广泛。此外，我国常规水电站改造资源丰富，总装机规模达到422GW，是已建成抽蓄电站规模的8倍多。混合抽水蓄能电站可以通过对梯级水电和不同规模的常规水电进行改造形成，不仅改造周期短，投资小，而且可以提高现有电网的利用率，是未来抽水蓄能发展的重要方向之一。

目前，大多数现有的抽水蓄能电站都是沿河建造的。随着剩余潜在点的减少，开发难度越来越大，开发投资也越来越大。离河抽水蓄能电站可以远离河流，不会影响径流。无论发生战争还是自然灾害，电站被破坏后的影响范围都比较小，不会造成重大灾害。此外，还有许多潜在的网站可以开发，并完全采用标准技术。与传统抽水蓄能项目相比，避免了防洪措施的建设，降低了施工成本。此外，水头通常更好，综合效率接近80%。该系统可以稳定工作50年以上，只需偶尔用雨水或人工方法弥补水库的蒸发。项目建成后，还可以起到类似湿地公园的作用，可以调节水库周围的大气，增湿、夏季降温、冬季降温，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，浙江省约有3200个潜在站点，占中国土地面积的1%，储能容量1.1万GWh，足以支持中国建设100%可再生能源和电力系统。

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、选址灵活性高、施工难度低、施工周期短等特点，但安全要求高。近年来，随着电池价格的不断下降，以锂电池为主的新型储能发展迅速，新型装机规模大幅提升，“十四五”规划新型储能装机目标提前两年完成。截至2023年底，全国已有25多个省(市、区)发布了“十四五”新型储能装机计划，装机目标超过70GW。目前锂电池储能系统建设成本已降至1000元/kWh以内，电池价格仍在持续降低。未来很快，系统成本将降至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，锂电池储能成本可降至0.1元/kWh左右，也具有大规模应用的经济性。与此同时，随着电动汽车的爆炸式增长，车载动力电池也有很大的潜力成为储能终端。如果电动汽车可以有效利用大量的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，除了驾驶时间，大部分时间在线，成为电网储能、微网储能、社区储能、家庭储能、电力高峰反向电网、电力储存过剩，不仅有助于电网稳定，而且通过市场充放电价差获得相应的收入，分担购买整车或电池组的成本，实现电动汽车与电网的良性互动。根据计算，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，购车成本约7-8年即可收回。据估计，一辆价值30万元、电池容量100kWh的电车，按每天充放电两次套利计算，购车成本可在7-8年左右收回。据有关机构预测，到2050年，中国的汽车数量将达到5亿-10亿辆，其中电动汽车占90%以上。届时，仅依靠电动汽车就能满足中国电网2-4天的储能需求。

图片来源：通威集团

因此，刘汉元代表认为，在未来，储能的作用不能简单地类比于现在，今天的储能只是偶尔甚至从不调用，未来的储能应该成为智能电网、新电力系统的独立和重要组成部分，保持发电端与用电端之间的平衡，成为市场机制下的重要产业。

基于以上分析，结合抽水储能和新储能的特点，两者优势互补，构建以抽水储能、新储能为主、电动汽车等多种储能形式为辅的综合性储能系统，为大规模、高比例的可再生能源接入形成有力支撑，帮助构建新的电力系统，推动低碳中国进程。刘汉元代表今年提出以下建议:

一是建议进一步加强政策驱动力，弥补历史“债务”，跟上可再生能源发展速度，重点关注“十四五”、“十五五”期间抽水蓄能项目的大规模建设，特别是接近负荷中心、建设周期短的中小型抽水蓄能项目。基本完成5-10年，同步甚至适度超前电网改造升级。同时，继续开展抽水蓄能站勘察，加强优势资源储备。

二是建议进一步加大推进新型储能发展力度，支持新型储能参与高峰调频投资建设，引导和鼓励市场实体参与储能业务，利用市场化机制解决储能问题。鼓励和推动部分局域网、微网和自备电网率先实现存储一体化解决方案。

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。加快汽车网络互动技术研发，不断提高电动汽车与电网协调运行的可靠性和经济性，引导车主参与智能有序充放电，推动电动汽车以市场化的方式参与电网储能服务。