全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元：光储合计度电成本有望降至 0.3 元 /kWh 以下

　　每经记者 胥帅    每经编辑 梁枭    

　　2024 年全国两会开幕在即 。全国人大代表、全国工商联副主席 、通威集团董事局主席刘汉元已连续 27 年参加全国两会 ，积极为中国新能源产业发展“鼓与呼 ”
。今年两会
，刘汉元将针对构建以抽水蓄能
、新型储能为主，电动汽车等其他多种储能形式为辅的综合性储能系统 ，推进低碳中国进程等方面提出相关建议。

　　其中
，刘汉元重点提及了光储度电成本 。他认为，光储合计度电成本东部有望降至 0.34 元 /kWh 至 0.4 元 /kWh ，西部降至 0.3 元 /kWh 以内
，完全具备经济性，真正实现光储一体平价上网
。

　　“缺乏合理回报机制是发展抽水蓄能制约因素
”

　　去年全国两会 ，全国人大代表、全国工商联副主席 、通威集团董事局主席刘汉元针对优先保障硅能源产业用电需求，支撑“双碳”目标落地提出了相关建议。他认为
，硅能源产业的稳健快速发展，对巩固我国在可再生能源领域的全球领先地位 ，助力“双碳 ”目标早日实现
，推动全球能源转型都具有重大的现实和历史意义 。

　　今年两会，刘汉元将针对构建以抽水蓄能
、新型储能为主 ，电动汽车等其他多种储能形式为辅的综合性储能系统
，推进低碳中国进程等方面提出相关建议
。

　　《每日经济新闻》记者于今日（3 月 3 日）获取了刘汉元的建议内容。他表示，在各类储能方式中 ，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、度电成本更低的储能技术，兼具使用寿命长
、转换效率高、装机容量大 、持续放电时间长等特点 ，能量转换效率在 75% 左右 。随着我国能源结构中可再生能源占比不断提升
，未来大部分抽水蓄能电站都会参与日内调节，按每天充放电一次计算 ，抽水蓄能电站的利用时数将大大提升，储能度电成本将大幅降低。

　　刘汉元对投资成本做过一个测算：普通水电站为 9000 元 /kW 左右
，大型抽水蓄能电站在 6000 元 /kW 左右，中小型抽水蓄能电站（装机容量小于 50MW）因技术难度较低 ，投资成本在 5000 元 /kW 以内
。通过优化设计
，采用小水库容量方案，投资成本还可大幅降低至 2000 元 /kW 左右。目前 ，抽水蓄能度电成本在 0.21 元 /kWh 至 0.25 元 /kWh
，低于其他储能技术 。如采用小水库方案，同时合理增加每日充放电次数 ，在现有技术条件下
，抽水蓄能度电成本可降低到 0.1 元 /kWh 左右
。当前，光伏发电在东部地区已降至 0.2 元 /kWh 至 0.3 元 /kWh ，西部地区降到 0.2 元 /kWh 以内
，二者叠加，光储合计度电成本东部有望降至 0.3 至 0.4 元 /kWh ，西部降至 0.3 元 /kWh 以内，甚至更低
，完全具备经济性，真正实现光储一体平价上网。

　　数据显示 ，截至 2023 年底
，中国已投运储能项目累计装机达 86.5GW，其中抽水蓄能累计装机 51.3GW ，占比从 2022 年 77.1% 降至 59.4%；新型储能累计装机 34.5GW
，占比提升至 39.9% 。

　　刘汉元表示，近十多年来 ，我国抽水蓄能发展速度整体较慢
，建设速度始终不及预期，“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
，我国抽水蓄能投产总规模将达到 62GW 以上，到 2030 年达到 120GW 左右。但要匹配可再生能源发展速度 ，该规划目标还远远不够 。根据相关机构预测，我国要实现碳中和目标
，按最保守估算，到 2025 年抽水蓄能电站装机规模需达到 130GW ，2030 年达到 250GW
。

　　“制约我国抽水蓄能发展的最核心问题是电价制度不够完善
，缺乏合理的回报机制。随着两部制电价落地，阻碍抽水蓄能发展的核心问题有望得到解决 ，产业预计将迎来爆发式增长 。 ”刘汉元说
，制约抽水蓄能发展的因素还包括建设周期长，生态环境及地质条件要求严格 ，审批困难等
。通过对梯级水电及不同规模的常规水电进行改造
，可形成混合抽水蓄能电站，不仅改造周期短 、投资小 ，还能提高现有电网利用率
，是未来抽水蓄能发展的重要方向之一。

　　“电动汽车保有量是解决电网储能关键
”

　　抽水蓄能之外，刘汉元还提到锂电池储能 。近年来 ，随着电池价格不断降低，以锂电为主的新型储能获得快速发展
，新增装机规模大幅提升，提前两年完成了“十四五”规划的新型储能装机目标。截至 2023 年底 ，全国已有超过 25 个省（区
、市）出台了“十四五 ”新型储能装机规划
，装机目标超过 70GW
。

　　刘汉元认为，目前 ，锂电池储能的系统建设成本已降到 1000 元 /kWh 以内
，且电池价格还在持续降低，未来不久系统成本大概率会降低到 500 元 /kWh 左右 ，充放电循环寿命可达 8000 至 10000 次
，按年充放电次数 500 次计算，锂电储能的度电成本可以降到 0.1 元 /kWh 左右 ，同样具备了大规模应用的经济性。同时
，随着电动汽车的爆发式增长，车载动力电池也具备了成为储能终端的巨大潜力 。如能有效利用电动汽车大量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，除行驶时间以外
，大部分时间在线，成为电网储能、微网储能 、小区储能
、家用储能的一部分 ，用电高峰时向电网反向售电
，用电低谷时存储过剩电量，不但为电网稳定作出贡献 ，还能以市场化方式通过充放电价差获得相应收益
，分摊购买整车或电池包的成本，实现电动汽车和电网的良性互动
。

　　据刘汉元测算 ，一台价值 30 万元、电池容量 100kWh 的电车
，按每天充放电两次套利计算，大约七到八年时间即可收回全部购车成本。据相关机构预测 ，到 2050 年我国汽车保有量将达到 5 亿辆—10 亿辆
，其中电动汽车占比超过 90% 。届时，仅依靠电动汽车即可满足我国电网 2 天—4 天的储能需要
。

　　结合抽水蓄能 、新型储能各自特点 ，二者优势互补，构建以抽水蓄能
、新型储能为主
，电动汽车等其他多种储能形式为辅的综合性储能系统，为大规模、高比例可再生能源接入形成有力支撑 ，助力新型电力系统打造
，推进低碳中国进程，刘汉元对此建议：一是进一步加大政策驱动力度 ，补齐历史“欠账”
，跟上可再生能源发展速度，集中精力在“十四五
”“十五五”期间 ，大规模开工建设抽水蓄能项目
，尤其是距离负荷中心近 、建设周期短的中小型离河抽水蓄能项目。二是进一步加大力度推动新型储能发展，支持新型储能参与调峰调频的投资和建设 ，引导和鼓励市场主体参与储能业务
，用市场化机制解决储能面临的问题 。鼓励并推动部分局域网、微网
、自备电网率先实现发储用一体化方案解决
。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。加快车网互动技术研发，不断提高电动汽车与电网协调运行的可靠性、经济性 ，引导车主参与智能化有序充放电，推动电动汽车以市场化方式参与电网储能服务 。

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