万亿级抽水蓄能产业:打通新型电力系统的“关键钥匙”
壹点网| 2022-04-27 15:41:54

4月2日,国家发改委、能源局再发通知,部署加快“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。

在此之前10天,国家发改委、能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》提出,“十四五”末,抽水蓄能装机容量达6200万千瓦以上,将实现乎翻倍增长;而到2030年,抽水蓄能投产规模较“十四五”再翻一番,达到1.2亿千瓦。

政府主管部门出的支持政策,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”。

 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装机量的一半多。

而放眼2060年碳中和,我国拟以“装机量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和不稳定却是“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,装机规模可达1600GW。

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业务。

2019年6月国家发改委出《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,所需投资3000亿元左右;“十五五”期间再翻一番达到1.2亿千瓦,投资6000亿元左右。也就是说,未来十年间抽水蓄能投资规模有望逼万亿元。

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。

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,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,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。

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