新型电力系统：抽水蓄能和新型储能的新机遇新挑战

陈国华 徐伟 赵贵前 马世浩 闫潇潇

摘 要：本文通过阐述国家为推动“双碳”目标的实现，在构建以新能源为主的新型电力系统过程中，储能行业面临的新局面，说明国家连续部署储能新政新规对中国储能事业的推动和促进，分析了传统储能行业抽水蓄能和新型储能面临的前所未有的新机遇和新挑战。

关键词：新型电力系统;抽水蓄能;新型储能;新机遇;新挑战

0引言

温室气体排放对生态环境产生的重大影响和对经济社会发展构成的重大威胁，已成为全人类面临的重大难题。2020年12月21日国新办的《新时代的中国能源发展》白皮书显示，中国已成为全球最大的能源生产国和能源消费国。。为了贯彻2020年习主席在联大庄严宣布了我国举世瞩目的“双碳”目标，2021年3月15日，习主席提出构建以新能源为主体的新型电力系统，而储能作为新型电力系统的一部分，早已成为全球能源战略的核心环节。如果说中国在应对全球气候变化的今天，能源是主战场、电力是主力军、电网是排头兵，而储能则是新型电力系统重要基础和关键支撑技术。当前中国政府坚持以新战略引领新发展格局，中国储能行业迎来了前所未有的新机遇和新挑战。截至2020年底，我国储能累计装机规模3560万千瓦，其中抽水蓄能装机容量3180万千瓦，电化学储能总容量327万千瓦[1]。电化学储能占新型储能的绝大部分。本文将抽水蓄能列为传统储能，将抽水蓄能以外的储能列为新型储能，并据此开展论证。

1构建新型电力系统

1.1新型电力系统是实现“双碳”目标的重要抓手

构建清洁低碳安全高效的能源体系是实现“双碳”目标的一种必然趋势，2020年12月12日，在《气候雄心峰会上的讲话》承诺的2030年风电、光伏发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2030年碳达峰之时，我国的新能源装机占比超过50%，但大规模稳定性不高的新能源上网，给电力系统的安全和电力资源优化配置等造成突出问题，为此，政府此次首倡构建以新能源为主的新型电力系统，从国家层面第一次明确了新能源在未来电力系统中的主体地位。

1.2储能是构建新型电力系统的重要支撑手段

“双碳”新战略引领新发展的今天，新型电力系统面临的“双高”形态（高比例清洁能源、高比例电子设备接入）、“双新”特征（新设备、新技术广泛应用）和“双峰”（迎峰度夏、度冬，早高峰、晚高峰）是当前亟待优先解决的难题。新政新规同步提速且强力推进的储能在消除电力峰谷差，满足新能源发电平稳、安全接入电网等方面发挥着重要作用，是智能电网建设的重要组成部分。储能系统大规模、多场景的应用能深刻改变电能生产、输送和使用同步完成的传统模式，弥补该模式中缺失的“储放”功能。

2储能的新机遇和新挑战

2.1新能源发展新局面

水电水利规划设计总院2021年6月28日发布的《中国可再生能源发展报告2020》显示，我国风电、光伏发电新增装机1.2亿千瓦，创历史新高;利用率水平持续提升，全年风电、光伏发电利用率分别达到97%和98%。截至2020年底，我国风电、光伏发电的总装机容量约为5.3亿千瓦，占比约为24%[2]。自2018年以来，我国新能源占绝大部分的陆上风电和光伏等发电成本持续下降，在内蒙、新疆等地的最环保、最经济的光伏发电成本已下降到低于电煤的0.2元/千瓦时，新能源技术经济性凸显，从供给端来看，中国的光伏产业链具有极强的国际竞争力，这些优势助推“新能源+储能”双轮驱动。

2.2新政新规推出新导向

2021年度，国家发展改革委员会、国家能源局和地方为构建新型电力系统建设，强化规划科学引领作用，统筹推进储能的健康发展，连续颁发诸多新政新规，包括如下：

2.2.1抽水蓄能方面的新政新规

2021年4月30日，国家发改委颁发《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（下称“《意见》”），规定抽水蓄能容量电价纳入输配电价回收，以竞争性方式形成电量电价，完善了容量电价核定机制，促进抽水蓄能电站加快发展，助力构建新型电力系统。国家能源局于2021年9月9日发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（下稱“《发展规划》”），要求加快抽水蓄能电站核准建设，到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上，2030年投产总规模达到1.2亿千瓦左右，2035年，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

2.2.2新型储能方面新政新规

2021年7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（下称“《指导意见》”），第一阶段（至2025年），新型储能将实现从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模超过3000万千瓦;第二阶段（至2030年）实现新型储能全面市场化发展，新型储能装机规模基本满足新型电力系统相应需求。国家发展改革委、国家能源局于2021年7月29日发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（下称“通知”），规定超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

2.3储能的新机遇

2.3.1抽水蓄能的政策利好分析

上述《意见》从进一步完善抽水蓄能价格形成机制，促进国家政策延续性方面反映出构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，有利于解决影响中国抽水蓄能企业长远发展的最大制约因素。《发展规划》明确至2030年，抽水蓄能电站投产总规模将达到1.2亿千瓦左右，未来抽水蓄能发展空间打开。该《发展规划》将推进抽水蓄能快速发展，确保新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，推进双碳目标的实现。

2.3.2抽水蓄能跨越式发展新突破

抽水蓄能具有一百多年历史，是已知储能技术中最成熟、应用最广泛、经济性最好、安全性最高、规模最大的主流储能技术，是电网安全、经济运行的有效调控手段，长期以来在调峰、填谷、调频、调相、紧急事故备用和大面积停电后系统自恢复以及为系统提供备用容量等方面发挥着不可替代的重要作用。截至目前，中国的抽水蓄能电站在建装机5243万千瓦，是全球抽水蓄能电站规模最大的国家，已建成投产的30余座电站运行稳定，在保障电力安全、推动新能源健康发展中发挥了至关重要的作用[3]。依据上述《发展规划》，2030年，投产总规模将达1.2亿千瓦左右，电网企业立足新起点、把握新局面、落实新政策，多方联动、多措并举、多点发力的抽水蓄能行业将迎来历史上最好的发展新机遇。电网企业以构建新型电力系统为契机，借助政府顶层设计、政策推进，开展科学调度，大力发展以抽水蓄能为主的储能系统，推进配电网成为有源网，推进微电网、分布式能源系统、电网侧储能等发展，与交直流混联的大电网互通互济、运行，将倍增的直流电新能源发电机组和抽水蓄能发电机组组成运行联合体，直接用直流电抽水，形成局部直流电网，实现经济效益最大化。

2.3.3新型储能的政策利好分析

政府新政导向统筹新型储能发展，上述《指导意见》是国家层面首次明确提出量化的储能产业发展目标，以支撑新能源为主体的新型电力系统构建，促进碳达峰碳中和目标实现。该《指导意见》明确到2025年装机容量要达到3000万千瓦，接近2020年新型储能装机规模的10倍。2021年5月国家能源局印发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，提出保障性并网、市场化并网等多元保障机制，上述二个文件形成新型储能政策合力，此系今年国家针对新型储能产业打出的又一波重磅利好政策，明确了在电网企业承担消纳主体责任的基础上，企业自建或购买调峰能力增加并网规模的具体方式。2021年8月31日，国家能源局印发了《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》和《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》（以下二文简称《新办法》），拟对我国辅助服务管理的顶层设计进行重大调整。《新办法》将新型储能纳入提供辅助服务的主体范围，首次在国家层面正式明确新型储能和用户可调节负荷的辅助服务地位，明确参与市场化交易的电力用户与其他并网主体一同分摊辅助服务补偿费用。

2.3.4技术进步加速、成本逐步下降

通过国家颁发新政新规，在全国城乡大面积推广构建高比例、泛在化、可共享、可广域协同的新型储能系统，为电力系统提供毫秒到数天的宽时间尺度上的灵活双向调节能。新型储能中的电化学储能由于受地理空间条件影响小，建设周期短，且具有快速精确的功率响应能力，可在电力系统各环节中灵活部署运用。新型储能技术基本达到了储能系统经济性的拐点，未来仍有较大的成本下降空间，依靠商业模式及应用场景盈利，利用峰谷电价差套利，储能跨界融合應用价值逐渐显现，借助政策引导，参与电力辅助服务收费，新型储能电站具有良好的盈利前景。随着强制配储政策密集落地，新型储能产业体系正在壮大，通过商业化规模应用，将形成一个全新的万亿蓝海市场，正在酝酿大变局和新机遇。

2.4储能的新挑战

2.4.1传统抽水蓄能的新挑战

随着新型储能中的电化学中的锂电池储能实现快速增长，长期来看，在储能装机结构中，抽蓄电站占比将呈现减小的趋势。今年随着重大新政利好，各类社会资本深度参与，对抽水蓄能有序发展带来一定的新影响。上述《通知》明确提出了鼓励可再生能源发电企业自建合建、购买调峰资源等方式，改变了一向主要由电网公司通过传统抽水蓄能电站削峰填谷的做法，新能源发电企业开始承担电网调峰责任。2021年7月29日国家发改委印发完善分时电价机制的通知，优化完善分时电价机制，火电通过灵活性改造成为调峰电源后，有望获得更高的调峰收益，经济性进一步增强，这对传统抽水蓄能的主导地位进一步影响。抽水蓄能一次投入大、建设周期长，回收利润时间长，投资回报低，导致投资主体单一，上述《意见》解决了抽蓄企业电费的“疏导”问题，但抽蓄参与市场的方式存在一定的不确定性，电量仅依靠调度进行管控，给后续盈利方式带来不利因素。

2.4.2新型储能的新挑战

（1）盈利模式不清晰

在近十多年技术进步快而且逐步成熟，发展前景良好，成本稳步下降，但其造价、寿命与抽水蓄能相比目前存劣势。国家层面虽已连续出台了多项新型储能的利好政策，但都为引导性政策，尚欠缺核心的价格疏导机制，当前我国的新型储能盈利模式还不够清晰，收益还难以完全收回储能的成本，配套储能建设的盈亏拐点还没有到来，新型储能系统解决方案也有待改进，笔者预计在5年内电网侧新型储能容量电价仍将高于抽水蓄能。

（2）制约因素较多

新型储能尤其是电化学储能的多项技术标准亟待制定，行业相关规范不完善的问题较为突出，随着电化学储能的迅猛发展，引来全球原材料（如锂）价格暴涨，新型储能的矿产资源主要在海外，一些发展中国家的产地政局动荡，地缘政治复杂等多种因素造成原材料的价格不稳定，都将影响新型储能的经济性和竞争力。化学储能电池的回收处理仍存在问题。新型储能的安全性、可用性面临极大挑战。标准不健全和管理不规范引起新型储能电站安全事故频发影响了化学储能的发展。

3结语

传统储能抽水蓄能电站具备的经济性、安全性以及规模效应，在2030年前，仍有望保持储能行业的主导地位，但由于投资回报率低导致社会资本参与积极性不高的问题仍存在，笔者认为近10年，中国抽水蓄能的发展关键是如何通过政策导向解决项目盈利问题。我国新型储能必须通过技术取得重大突破，解决安全性和技术经济性这两个问题，才能成为我国经济高质量发展新的增长点。新型储能企业如何用足政策红利，积极应对挑战，尽快解决新型储能的安全问题是关键所在，新型储能企业尚需解放思想，开拓进取，再铸辉煌。

参考文献：

[1]杨再敏，蒙文川，孙思扬.关于推动储能跨越式发展的思考[N].南方电网报广东.2021

[2]汤广福.未来的电网一定要柔性化.[M]北京国家电网杂志，2021

[3]苏南.国网“十四五”新增2000万千瓦抽蓄，直逼世界最大水电站装机量[N].中国能源报北京.2021

作者简介：

陈国华（1963—）男，副译审，本科，研究方向：经济政策研究、物资管理

徐伟（1974—）男，高级工程师，本科，研究方向：经济政策研究、抽水蓄能工程建设管理、物资管理

赵贵前（1971—）男，本科，高级工程师，主要研究方向：抽水蓄能设备监造、运行等

马世浩（1996—）男，硕士，研究方向：水力学与河流动力学等

闫潇潇（1993—）女，硕士，研究方向：抽水蓄能运行和管理