3月5日，第十四屆全國人民代表大會第二次會議在京開幕。全國人大代表、全國工商聯副主席、通威集團董事局主席劉漢元針對構建以抽水蓄能、新型儲能為主，電動汽車等其他多種儲能形式為輔的綜合性儲能系統，推進低碳中國進程等方面提出相關建議。
劉漢元表示，在各類儲能方式中，抽水蓄能具有調峰填谷、調頻、調相、儲能、事故備用、黑啟動等多種功能，是目前最成熟、度電成本最低的儲能技術，兼具使用壽命長、轉換效率高、裝機容量大、持續放電時間長等特點，能量轉換效率在75%左右。項目建成后，電站壩體可使用100年左右，電機設備使用壽命在50年左右。以前的抽水蓄能電站都是偶爾調用，沒有每天或每周一定參與調峰調頻，因此測算下來儲能成本相對較高。隨著我國能源結構中可再生能源占比不斷提升，未來大部分抽水蓄能電站會參與日內調節，按每天充放電一次計算，抽水蓄能電站的利用時數將大大提升，儲能度電成本將大幅降低。
從投資成本方面來看，目前抽水蓄能度電成本在0.21—0.25元之間，低于其他儲能技術。如采用小水庫方案，同時合理增加每日充放電次數，在現有技術條件下，抽水蓄能度電成本可降低到0.1元左右。當前，光伏發電成本在東部地區已降至0.2—0.3元/千瓦時，西部地區降到0.2元/千瓦時以內，二者疊加，光儲合計度電成本東部有望降至0.3—0.4元，西部降至0.3元以內，甚至更低，完全具備經濟性，真正實現光儲一體平價上網。
據統計，截至2023年年底，中國已投運儲能項目累計裝機達86.5吉瓦，其中抽水蓄能累計裝機51.3吉瓦，占比從2022年的77.1%降至59.4%；新型儲能累計裝機34.5吉瓦，占比提升至39.9%。另據相關機構預測，我國要實現碳中和目標，按最保守估算，到2025年抽水蓄能電站裝機規模需達到130吉瓦，2030年達到250吉瓦。據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》，到2025年，我國抽水蓄能投產總規模將達到62吉瓦以上，到2030年達到120吉瓦左右。很顯然，要匹配可再生能源發展速度，該規劃目標還遠遠不夠。
劉漢元認為，制約我國抽水蓄能發展的最核心問題是電價制度不夠完善，缺乏合理的回報機制。隨著兩部制電價落地，阻礙抽水蓄能發展的核心問題有望得到解決，產業預計將迎來爆發式增長。目前，大多數現有抽水蓄能電站都沿河而建，隨著剩余潛在點位不斷減少，開發難度不斷增大，開發投入不斷攀升。而離河抽水蓄能電站可以遠離河流，不會對徑流產生影響，且無論發生戰爭還是自然災害，電站被破壞后的影響范圍都相對較小，不會造成重大災難。此外，可開發的潛在站點眾多，且完全采用標準技術，與傳統抽水蓄能項目相比，避免了興建防洪設施，降低了建設成本，綜合效率接近80%，系統可以穩定工作50年以上，只需偶爾通過雨水或人工方式彌補水庫的蒸發量。
劉漢元表示，與抽水蓄能相比，鋰電池儲能具有系統效率高、響應速度快、選址靈活性大、建設難度低、建設周期短等特點，但安全性要求較高。近年來，隨著電池價格不斷降低，以鋰電為主的新型儲能獲得快速發展，新增裝機規模大幅提升，提前兩年完成了“十四五”規劃的新型儲能裝機目標。目前，鋰電池儲能的系統建設成本已降到1000元/千瓦時以內，且電池價格還在持續降低，未來不久系統成本大概率會降低到500元/千瓦時左右，充放電循環壽命可達8000—10000次，按年充放電次數500次計算，鋰電儲能的度電成本可以降到0.1元左右，同樣具備了大規模應用的經濟性。同時，隨著電動汽車的爆發式增長，車載動力電池也具備了成為儲能終端的巨大潛力。如能有效利用電動汽車大量閑置時間和冗余充放電次數，作為分布式儲能單元接入系統，除行駛時間以外，大部分時間在線，成為電網儲能、微網儲能、小區儲能、家用儲能的一部分，用電高峰時向電網反向售電，用電低谷時存儲過剩電量，不但為電網穩定作出貢獻，還能以市場化方式通過充放電價差獲得相應收益，分攤購買整車或電池包的成本，實現電動汽車和電網的良性互動。
基于上述分析，結合抽水蓄能、新型儲能各自特點，二者優勢互補，構建以抽水蓄能、新型儲能為主，電動汽車等其他多種儲能形式為輔的綜合性儲能系統，為大規模、高比例可再生能源接入形成有力支撐，助力新型電力系統打造，推進低碳中國進程，劉漢元提出建議：
一是進一步加大政策驅動力度，補齊歷史“欠賬”，跟上可再生能源發展速度，集中精力在“十四五”“十五五”期間，大規模開工建設抽水蓄能項目，尤其是距離負荷中心近、建設周期短的中小型離河抽水蓄能項目。用5到10年時間基本完成，同步甚至適度超前于電網的改造升級。同時，繼續開展抽水蓄能站點勘測工作，加大優勢資源儲備力度。
二是進一步加大力度推動新型儲能發展，支持新型儲能參與調峰調頻的投資和建設，引導和鼓勵經營主體參與儲能業務，用市場化機制解決儲能面臨的問題。鼓勵并推動部分局域網、微網、自備電網率先實現發儲用一體化方案解決。
三是加快研究制定電動汽車參與電網儲能的相關配套政策措施。加快車網互動技術研發，不斷提高電動汽車與電網協調運行的可靠性、經濟性，引導車主參與智能化有序充放電，推動電動汽車以市場化方式參與電網儲能服務。
劉漢元表示，在各類儲能方式中，抽水蓄能具有調峰填谷、調頻、調相、儲能、事故備用、黑啟動等多種功能，是目前最成熟、度電成本最低的儲能技術，兼具使用壽命長、轉換效率高、裝機容量大、持續放電時間長等特點，能量轉換效率在75%左右。項目建成后，電站壩體可使用100年左右，電機設備使用壽命在50年左右。以前的抽水蓄能電站都是偶爾調用，沒有每天或每周一定參與調峰調頻，因此測算下來儲能成本相對較高。隨著我國能源結構中可再生能源占比不斷提升，未來大部分抽水蓄能電站會參與日內調節，按每天充放電一次計算，抽水蓄能電站的利用時數將大大提升，儲能度電成本將大幅降低。
從投資成本方面來看，目前抽水蓄能度電成本在0.21—0.25元之間，低于其他儲能技術。如采用小水庫方案，同時合理增加每日充放電次數，在現有技術條件下，抽水蓄能度電成本可降低到0.1元左右。當前，光伏發電成本在東部地區已降至0.2—0.3元/千瓦時，西部地區降到0.2元/千瓦時以內，二者疊加，光儲合計度電成本東部有望降至0.3—0.4元，西部降至0.3元以內，甚至更低，完全具備經濟性，真正實現光儲一體平價上網。
據統計，截至2023年年底，中國已投運儲能項目累計裝機達86.5吉瓦，其中抽水蓄能累計裝機51.3吉瓦，占比從2022年的77.1%降至59.4%；新型儲能累計裝機34.5吉瓦，占比提升至39.9%。另據相關機構預測，我國要實現碳中和目標，按最保守估算，到2025年抽水蓄能電站裝機規模需達到130吉瓦，2030年達到250吉瓦。據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》，到2025年，我國抽水蓄能投產總規模將達到62吉瓦以上，到2030年達到120吉瓦左右。很顯然，要匹配可再生能源發展速度，該規劃目標還遠遠不夠。
劉漢元認為，制約我國抽水蓄能發展的最核心問題是電價制度不夠完善，缺乏合理的回報機制。隨著兩部制電價落地，阻礙抽水蓄能發展的核心問題有望得到解決，產業預計將迎來爆發式增長。目前，大多數現有抽水蓄能電站都沿河而建，隨著剩余潛在點位不斷減少，開發難度不斷增大，開發投入不斷攀升。而離河抽水蓄能電站可以遠離河流，不會對徑流產生影響，且無論發生戰爭還是自然災害，電站被破壞后的影響范圍都相對較小，不會造成重大災難。此外，可開發的潛在站點眾多，且完全采用標準技術，與傳統抽水蓄能項目相比，避免了興建防洪設施，降低了建設成本，綜合效率接近80%，系統可以穩定工作50年以上，只需偶爾通過雨水或人工方式彌補水庫的蒸發量。
劉漢元表示，與抽水蓄能相比，鋰電池儲能具有系統效率高、響應速度快、選址靈活性大、建設難度低、建設周期短等特點，但安全性要求較高。近年來，隨著電池價格不斷降低，以鋰電為主的新型儲能獲得快速發展，新增裝機規模大幅提升，提前兩年完成了“十四五”規劃的新型儲能裝機目標。目前，鋰電池儲能的系統建設成本已降到1000元/千瓦時以內，且電池價格還在持續降低，未來不久系統成本大概率會降低到500元/千瓦時左右，充放電循環壽命可達8000—10000次，按年充放電次數500次計算，鋰電儲能的度電成本可以降到0.1元左右，同樣具備了大規模應用的經濟性。同時，隨著電動汽車的爆發式增長，車載動力電池也具備了成為儲能終端的巨大潛力。如能有效利用電動汽車大量閑置時間和冗余充放電次數，作為分布式儲能單元接入系統，除行駛時間以外，大部分時間在線，成為電網儲能、微網儲能、小區儲能、家用儲能的一部分，用電高峰時向電網反向售電，用電低谷時存儲過剩電量，不但為電網穩定作出貢獻，還能以市場化方式通過充放電價差獲得相應收益，分攤購買整車或電池包的成本，實現電動汽車和電網的良性互動。
基于上述分析，結合抽水蓄能、新型儲能各自特點，二者優勢互補，構建以抽水蓄能、新型儲能為主，電動汽車等其他多種儲能形式為輔的綜合性儲能系統，為大規模、高比例可再生能源接入形成有力支撐，助力新型電力系統打造，推進低碳中國進程，劉漢元提出建議：
一是進一步加大政策驅動力度，補齊歷史“欠賬”，跟上可再生能源發展速度，集中精力在“十四五”“十五五”期間，大規模開工建設抽水蓄能項目，尤其是距離負荷中心近、建設周期短的中小型離河抽水蓄能項目。用5到10年時間基本完成，同步甚至適度超前于電網的改造升級。同時，繼續開展抽水蓄能站點勘測工作，加大優勢資源儲備力度。
二是進一步加大力度推動新型儲能發展，支持新型儲能參與調峰調頻的投資和建設，引導和鼓勵經營主體參與儲能業務，用市場化機制解決儲能面臨的問題。鼓勵并推動部分局域網、微網、自備電網率先實現發儲用一體化方案解決。
三是加快研究制定電動汽車參與電網儲能的相關配套政策措施。加快車網互動技術研發，不斷提高電動汽車與電網協調運行的可靠性、經濟性，引導車主參與智能化有序充放電，推動電動汽車以市場化方式參與電網儲能服務。
