万亿级抽水蓄能产业:打通新型电力系统的“关键钥匙”

今年4月初,国家发改委、能源局发布通知,要求加快部署 十四五 时期抽水蓄能项目开发建设。

通知指出,加快发展抽水蓄能,对于加快构建新型电力系统、促进可再生能源大规模高比例发展等具有重要作用。请各省(区、市)发展改革委、能源局按照 能核尽核、能开尽开 的原则,加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作,确保2022年底前核准一批项目,并做好与 十四五 后续年度核准工作的衔接,促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。

而在此十天之前,国家发改委、能源局印发的《 十四五 现代能源体系规划》提出,到 十四五 末,抽水蓄能装机容量要达到6200万千瓦以上,实现翻倍增长;到2030年,抽水蓄能投产总规模较 十四五 要再翻一番,达到1.2亿千瓦。

政府主管部门出台的支持政策,为抽水蓄能大发展提供了原动力。在市场层面,投资热潮已在兴起,各大央企积极投入,一个万亿级的大产业正在悄然成型。

作为 新型电力系统 的重要组成部分,抽水蓄能是技术最为成熟的储能方式,也是光伏、风电最重要的调峰手段。目前,抽水蓄能正迎来蓬勃发展的重大历史机遇期,而产业诸多 短板 问题也很明显,这需要政策持续保持力度,将抽蓄产业 扶上马,送一程 。

1

打通新型电力系统的 关键钥匙

落地 碳达峰、碳中和 目标,中央提出加紧构建新型电力系统。何为新型电力系统?

十四五 规划明确了这一概念和目标:新型电力系统首先须以新能源为主体,到2030年,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右;风电、光伏总装机将达12亿千瓦以上,较2020年底跃升126%。

截至2020年底,全国发电总装机容量为22亿千瓦,若以这一数字为静态基数,到2030年风电光伏装机量会占到全国总装机量的一半多。

而放眼2060年碳中和,我国拟以 装机总量60亿至80亿千瓦,风力发电、光伏发电共占比70%,稳定电源占比30% 为目标来规划新型电力系统。即使是按照低数值的60亿千瓦计算,风光装机亦将突破40亿千瓦。

风光前景无限,但与生俱来的的周期性和不稳定性却是 软肋 ,风电在晚上达到峰值而光电是白天达到峰值,同时风电光伏还对气候季节敏感,出力不稳定,负荷曲线跳跃对电网系统安全带来冲击。

一方面需要大力发展新能源,一方面风电光伏又面临诸多问题,这倒逼储能环节要尽快取得突破。伴随着风电光伏渗透率的提升,电网调峰、调频压力也会不断增大,储能日益成为新型电力系统的核心支点,这其中的重中之重便是抽水蓄能。

抽水蓄能的原理非常简单,在山上、山下建两个水库,安装一台既能当抽水机又能当发电机的水轮机,电多的时候就把山下面的水抽到山上,电少的时候就把山上的水放下来发电。抽水蓄能之于新型电力系统的本质,就是抽水耗电,然后再放水发电,以此来平衡电力过剩和电力紧缺的时间段。

相比电化学等新型储能,抽水蓄能有容易上规模的巨大优势。一座抽水蓄能电站,随便几台机组即可实现几百兆瓦储能规模,上千兆瓦的也不少见(大规模的储能非常难得)。难能可贵的是,抽水蓄能的单位成本也不高,大概在500元-1000元/千瓦时(大概只有锂电池的四分之一到一半),使用寿命却可以达到40-60年(锂电池大概只有10年不到)。

此外,相比新兴的电化学储能以及氢能储能,抽水蓄能在技术路线上非常成熟,世界上第一个抽水蓄能电站1882年(清光绪八年)在瑞士就已建成,而我国也早在1968年就建成了第一座抽蓄电站。

目前,抽水蓄能在中国的储能市场上担当了 压舱石 的角色。《储能产业研究白皮书2021》统计,2020年中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW。其中,抽水蓄能占比89%,累计装机31.79GW;新兴的电化学储能占比仅为9.2%,累计装机为3.27GW。两相对比,抽水蓄能的地位和价值非常明显。

2020年12月启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查结果表明,地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术条件等方面均适合的资源站点有1500余个,总装机规模可达1600GW。

2

政策暖风频吹万亿产业启航

抽水蓄能曾一度徘徊于政策尴尬之中。

此前,江苏镇江分布着八座电网侧储能电站构成的电网储能电站群,电网企业希望通过将成本纳入电网输配电价的方式进行摊销,但后来这一模式却被叫停。原因是这一模式与国家降低电网输配电价的大方向相悖,也不属于电网企业的管制性业务。

2019年6月国家发改委出台《输配电定价成本监审办法》,明确将抽水蓄能电站列为与输配电业务无关的资产,排除在输配电价成本之外,这导致增量的抽水蓄能电站成本回收、疏导困难。

这一局面,直到2021年5月迎来转机。

2021年5月7日,国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,明确政府核定的抽水蓄能容量电费由电网企业向抽水蓄能主体支付,购买抽水蓄能服务,然后再纳入省级电网输配电价回收。同理,如果电网企业自己做抽水蓄能电站,其成本也将摊销进电价中。新的电价机制的实施,很好地解决了抽水蓄能成本疏导问题,使得抽水蓄能迎来盈利拐点。

此后,2021年9月9日,国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》,要求加快抽水蓄能电站核准建设。

具体来说,到2025年,抽水蓄能投产总规模要较 十三五 翻一番,达到6200万千瓦以上;到2030年,抽水蓄能投产总规模较 十四五 再翻一番,达到1.2亿千瓦左右;到2035年,形成满足新能源高比例大规模发展需求的,技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业,培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

据不完全统计,为加快储能产业快速发展,2022年以来,全国就已有超过20个省市出台了63项储能政策,其中就包括鼓励发展抽水蓄能及新型储能。政策利好之下,国家电网等各路央企大玩家开始行动,产业大格局开始显现。

国家电网计划投资1000亿元,在 十四五 期间新增开工2000万千瓦抽水蓄能电站,南方电网计划投资2000亿元,在 十四五 十五五 期间上马2000万千瓦抽水蓄能电站。中国电建成立了10余家公司来发展抽水蓄能项目,中国建筑亦在推动抽水蓄能项目发展。

数据显示,截至2020年底,抽水蓄能累计装机3179万千瓦。以1万千瓦一个亿的投资成本来计算, 十四五 期间市场规模从3179万千瓦增至6200万千瓦,所需总投资3000亿元左右; 十五五 期间再翻一番达到1.2亿千瓦,总投资6000亿元左右。也就是说,未来十年间抽水蓄能总投资规模有望逼近万亿元。

另据光大证券预测,到2025年,我国储能投资市场空间将达到0.45万亿元,2030年增长到1.30万亿元左右。

3

诸多难点仍在行业呼吁 补短板

3月17日,国家电网位于浙江泰顺、江西奉新的两座抽水蓄能电站开工建设,工程建设总投资147.73亿元。其中,浙江泰顺抽水蓄能电站,位于浙江省温州市泰顺县,总装机容量120万千瓦;江西奉新抽水蓄能电站,位于江西省宜春市奉新县,总装机容量120万千瓦。

国家电网的这两大项目,在抽水蓄能发展新时期具有典型代表意义。不过,细究这两大项目的历史,也可见产业发展面临的难题之大。

浙江泰顺抽水蓄能电站早在1997年就开始谋划,历时24年才 修成正果 。江西奉新县抽水蓄能电站在2013年就确定为江西省推荐站点,建设规划及前期勘测设计等工作已开展多年,直到如今才开建。两座电站竣工投产,还需要再耗时8年到2030年后开始发电。

这样长的建设周期,审批流程如此之长,也只有国家电网这样的大型央国企能够做得来。上百亿的投资不是小数目,投资回报算是稳定但总算账下来并不高,一般的企业更愿意选建设周期更短的电化学储能项目。 业内人士坦言道。

投资规模大,建设周期长,生态环境及地质条件要求严格,审批困难等等难题的存在,注定了抽水蓄能产业的发展不会 一帆风顺 。对于这样一个万亿规模的新兴市场,需要政策持续护航,多举措并举确保其稳步驶上快车道。

针对抽水蓄能亟需补齐的诸多 短板 ,业界大咖大声呼吁并积极建言献策,这代表了行业心声:

全国政协委员、哈电集团党委书记、董事长曹志安呼吁:要立项开展关键技术开发与标准制定,国家层面充分利用抽水蓄能发展的良好时机,建立重大科技项目与标准化工作联动机制,增强国际标准话语权,加快主导制定或完善水电行业国际标准以及国内标准国际化,大力推进中外标准互认。

全国政协委员、国家电网有限公司副总经济师兼华中分部主任陈修言认为,要加快健全完善能源电力价格形成机制和辅助服务成本疏导机制,进一步理顺输配电价,由全社会共担能源清洁低碳转型和绿色发展的责任挑战。加大抽水蓄能建设力度,在区域电网层面统一配置抽蓄资源,提升抽蓄投资效益。

全国人大代表、国网新源控股有限公司董事长、党委书记侯清国则表示,在抽水蓄能加快开发建设过程中,加强电力系统需求论证,完善抽水蓄能电站核准机制,规范开发建设基本程序,确保抽水蓄能科学有序高质量发展。

来源:华夏能源网 作者:刘洋
责任编辑:江晓蓓

© 版权声明
THE END
喜欢就支持一下吧
点赞12 分享
评论 抢沙发

请登录后发表评论