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抽水蓄能重磅专家交流会议纪要

来源:洛奇马的能源转型日记 时间:2023-04-18 11:00:39

1.行业发展趋势


(相关资料图)

抽水蓄能对实现能源转型非常重要。目前世界上公认电化学储能是不成熟的,锂电的大规模应用在具有安全问题,氢能的成本比较高,所以从经济性和安全性上来讲,只有依靠水电,包括抽水蓄能和常规水电,配合风光,才能实现100%依靠可再生能源。世界上水、风、光的自然资源比例是1:100:10000。

限制抽水蓄能发展的主要因素是煤电。国家对抽水蓄能是非常重视的,国家能源局一直要求建设抽水蓄能,但抽水蓄能的规划始终没有完成,主要的限制因素是煤电。一方面,我国的煤电装机很多,煤电的利益产品太多,国家没有把国际社会公认的煤电必须退出作为减碳要求。另一方面,由于我国现行的厂网分开体制,煤电调控费用由发电企业负担,抽水蓄能需要电网自己花钱建设,所以电网在经济利益驱动下,更倾向于让发电企业多建煤电。

要实现碳达峰和碳中和,煤电就必须退出,这是国际社会公认的。未来我们国家 发现这一点后,煤电就不会再作为调峰电源,到时只能依靠抽水蓄能和常规水电。我 国13年实现过碳达峰,因为09年煤价高企,发电企业使用煤电会造成亏损,所以更 倾向于水电核电和风电,13年的时候我国依靠水电和风电完全满足了社会增长需求。2013-2016连续四年碳排放量都在下降,但09年以后煤价下降,13年之后煤电又成 为主要方向,2017年碳也开始回升。

常规水电也可以调节风和光。比如龙羊峡水库,自身就有很大调节余地,配置了 180万的水电装机和100万左右的光伏,基本能够实现水光互补,满足电网需求。

煤电只能单向调峰,抽水蓄能可以双向调节。当负荷很低、风光量很大时,煤电 调节就会有浪费,而抽水蓄能可以把能量储存起来,进行双向调控。

预计混合式抽水蓄能未来会有很大发展。抽水蓄能有两种方式,现在建的大部分 都是纯抽水蓄能,比如广蓄、十三陵,专门为抽水蓄能发电建一个库;另一种是混合 式抽水蓄能,是在电站的上库和下库安装抽水蓄能机组,既可以作为常规水电站,又 可以作为抽水蓄能电站。我国水能资源非常丰富,水电装机是全世界第一,大部分梯 级开发的水电站都可以进行加泵和扩机,经过改造后很多常规水电都可以变成抽水蓄 能,未来最有发展的应该是混合式抽水蓄能。

小水电发展潜力很大。目前存在的问题是大的设计院更倾向于做大型纯抽水蓄能 项目,因为能赚取更高的设计费,但对抽水蓄能改造项目不感兴趣。最近各地对小水 电的排斥态度非常强烈,根本问题在于能源局在给煤电控制市场,这与国际社会能源 转型是背道而驰的。小水电也可以改造成小型抽水蓄能。夏季洪水期水量大可以发 电,枯水期发挥抽水蓄能作用调节风光。

3亿千瓦的抽水蓄能是可以实现的,加上常规水电和小水电改造,最终可能不止3亿。根据能见报道,国家能源局近期对抽水蓄能中长期发展规划征求意见,根据本 次意见稿,预计到2035年底抽水蓄能规模达到300GW(尚待证实)。目前行业的转 变还没有到来,要实现能源转型煤电一定要退出,煤电退出后一定会有大量水电改造 成抽水蓄能,同时有大量新建的抽水蓄能。抽水蓄能未来必然有很大发展,但推进过 程仍存在阻力,现在已经逐渐好转。 2.传统水电站改造成混合式抽水蓄能资源量有多大? 目前常规水电装机有3亿多千瓦,预计未来最终能达到5-6亿千瓦,能改造成混合式的有2-3亿千瓦,纯抽水蓄能有3亿千瓦,合计能建成的抽水蓄能资源量有5亿多。 3.抽水蓄能成本和电化学储能成本比较 锂电成本不是很高,但危险性很大。氢能储能安全性比较好,但成本也很高。 4.混合式抽水蓄能改造是否有地理条件限制? 很多电站都是梯级开发的,上下水库是联通的,大部分都能进行改造。以白山水库改造为例,除了增加可进机组之外,还在下水库上做了一些工作。 5.运营成本占比大概有多少? 最主要的运营成本是电量损失,消耗4度电只能发3度电,其他的运行成本很小。 6.改造混合式需要多久?2035年能完成3亿千瓦吗? 抽水蓄能改造比较快,并且改造成本比新建低很多。从国家发展角度应该先进行抽水蓄能改造,用便宜的方式和煤电竞争。 7.目前70-80%抽水蓄能是由中国电建建设的,未来市场份额能够保持吗?中国电建在设计方面非常强,掌握很多设计资料,在设计业务方面其他人很难与之竞争,但施工需要进行招标,公平竞争。业主主要是电网公司,对于改造项目,业主具有主动权。 8.改造项目对生态有何影响?

改造对生态影响很小,水量基本不动,只是在有限范围内进行循环。但现在很多抽水蓄能的点都在保护区红线之内,不能开发。目前勘测了2亿多千瓦的抽水蓄能资源可能有1亿多都红线内,很难开展工作。处于保护区内的电站也很难进行改造。

9.风光成本0.1-0.15元是指什么?

是指电网把风光发电调节成电源侧电的成本,每度电要花费0.1-0.15元。假定风光发出的电 一半是符合荷载的,另一半是不符合的,那平均一度电就要多花0.1-0.15元。

10.抽水蓄能适用什么环境,选址有什么限制?

抽水蓄能选点是受地形限制的,纯抽水蓄能的要求非常高,要有一定高度和容量,但小型化 之后要求就比较低了,而且目前常规水电站都可以进行改造。

11.大型抽水蓄能建设成本大概是多少?成本结构是什么样的?

4000-5000元/千瓦。一般土建和机械各占一半,设计费用很少,只占1%-2%。

12.水电可开发空间情况

目前水电装机3亿多千瓦,预计未来装机能达到5-6亿。国家发改委十三五规划公布的水能 资源可开发量是年发电量3万亿千瓦时,现在开发量是1.3万亿,还有翻一倍的空间。很多龙 头电站还没有建设起来,龙头电站建成后,下游增加的发电量比龙头电站本身发电量还大, 常规水电还有很大余地。实际上装机容量的概念不太准确,应该按照年发电量来计算。

13.抽水蓄能资源是否还存在很大的未勘测出来的空间?

应该说还有。目前勘测出来的2亿资源量是条件比较好的,如果把条件放低一些,比如装机 小一点或者高层差矮一点,至少还能增加一倍。

14.内蒙新疆发电要输送给广东用电,在广东建抽水蓄能电站、购买储能服务,这样的模式 可行吗?

这种模式不太可行。因为从新疆到广东距离很远,输电成本非常高。最好在周边地区购买储 能,能够充分利用输电线路。

15.对电价上涨的预期有什么看法?

未来电价肯定会上涨一些。国家电网去年国内亏损了160亿,主要是在国外盈利,居民用电 亏损的是最多的。但对于居民用电不赞同涨价,建议推行分时电价,居民更容易接受。

16.储能的盈利情况

储能现在基本不赚钱,过去煤电装机少,储能电站的经济性体现在建储能以后能够增加煤电 的运营时间。但现在建了大量煤电给可再生能源调峰,储能没有市场和收益。

发布人:文涛

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