撰文 | 彭立群, 林江, 何钢
专家认为，对中国来说性价比最高的方案是优化利用抽水蓄能和电池储能两种方式。
▲这是黑龙江省荒沟抽水蓄能电站，作者认为，优化为抽水蓄能电站同时扩大电池储能的规模是中国更优的策略。图片来源：Wang Jianwei / Xinhua / Alamy
抽水蓄能可以在风光资源不足时发电来满足电力需求，在中国可再生能源转型中发挥着重要作用。
抽水蓄能在电力需求和电价较低时（通常是夜间），抽水至地势较高的蓄水池，将电能转化为势能，并在电力需求和电价较高的时候将水放出，使其流经涡轮机产生电能，这不仅平衡了电网负荷，还能够在需求高峰时提供稳定电力。虽然抽水蓄能的建设成本较高，但建成后使用周期在60年左右，全生命周期的使用成本相对较低。
近年来，抽水蓄能在中国快速发展，这与中国推出的“双碳”目标紧密相关。从2015年中国通过《巴黎协定》，到2023年，抽水蓄能装机容量翻了一番还多，从22.8吉瓦增至51吉瓦。
根据国家能源局2021年发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，中国希望在2025年之前将抽水蓄能容量增加到超过62吉瓦，并在2030年达到大约120吉瓦。目前，有167吉瓦的抽水蓄能设施正在规划或建设中。
不过，根据笔者近期的研究，单纯建设更多抽水蓄能项目，或许并不是实现零碳电力系统性价比最高的方式。
相反，为了保证电网的稳定性和更好地支持碳中和转型，应该在广泛部署经济性更高的电池储能方案的同时，优化现有抽水蓄能系统。
抽水蓄能 vs 电池储能
国家能源局数据显示，中国的太阳能和风能装机容量大幅增长，从2012年的120吉瓦增长至2024年的1200吉瓦。波动性可再生能源的占比提高将会对现有的电力系统的可靠性带来挑战。而抽水蓄能和大容量电池储能技术，对于提高电网稳定性和电力系统灵活性至关重要。
尽管抽水蓄能具有运营周期长、千瓦时成本低的优点，但其建设周期一般较长 ，需4-5年。相对来看，电池储能建设周期更短，通常不到6个月，而且不依赖于特定的地形或者水源条件，所以更适合大范围应用。
抽水蓄能在大规模、长时间储能方面具有成本效益和效率，而电池储能提供了更大的灵活性和更快的响应速度。因此，这两种技术可以发挥互补作用。截至2023年底，中国电力储能总装机达到86吉瓦，其中抽水蓄能占到59.3%，电池储能占40.6%。
随着电池成本大幅下降，电池储能应用出现了爆发式的增长，新项目数量大幅增加。
电池储能的成本效益
我们希望研究抽水蓄能在中国电力系统中的作用，并核算其2025到2050年间的最佳容量。为此，笔者使用开源软件GridPath构建了一个详细的中国电力系统模型，包括省级小时负载、跨省传输限制、区域风能和太阳能发电特性，以及可再生能源和储能的成本预测。
而我们的研究结果表明，国家能源局到2030年实现抽水蓄能总规模达到120吉瓦的目标，将足以平衡可再生能源的波动性。同时电池储能，尤其是可持续放电不低于四小时的储能电池成本，将继续下降并具有成本竞争力。
什么是长时储能？
长时储能是指持续放电时间4小时以上的储能技术。在风电光伏等可再生能源占比增时，电网有一定波动性，而长时储能能在风电或太阳能不稳定的情况下，为电网提供稳定电力。传统的电池系统一般，只能支持1-2小时的放电，而“放电时长不低于四小时”的储能电池，则能在用电需求高峰或供电不足时，让电网能有较长时间的备用电力，平衡可再生能源的波动性。
笔者研究结果显示，2025年到2050年，电池储能容量将从21吉瓦激增至858吉瓦。这使得电池储能在长期内会成为应对可再生能源波动性和满足日益增长的能源需求的更具成本效益的方式。
中国抽水蓄能的前路
中国已经制定了雄心勃勃的目标，扩大抽水蓄能作为其向清洁电力系统转型战略的一部分，并出台了各种支持政策。例如，内蒙古、北京、山东等多个省市已经免征抽水蓄能项目的水资源税。
▲安徽响水涧抽水蓄能电站里，工人正在检查发电机。图片来源：Cynthia Lee / Alamy
在中央政府层面，国家发改委去年针对抽水蓄能发电站的经营者出台了基于“装机容量”的抽水蓄能固定电价。该“容量电价”机制的设计旨在帮助电站运营者取得合理的回报。“容量电价”是一种基于发电设备的最大输出功率来计算价格的的固定收费模式，不直接以电站的实际发电量为收费依据，而是基于电站对电网的电力支持能力来收费。这一机制考虑到，由于抽水蓄能电站的发电收益不一定稳定，但它们对电网稳定性和可再生能源消纳起到重要作用。因此，容量电价可以确保电站经营者得到稳定的收入，弥补其高建设成本和运营费用。
在当前的政策和目标下，优化抽水蓄能项目变得越来越重要。我们的分析得出以下发现并提出若干建议，为完善中国的抽水蓄能战略提供参考：
首先，抽水蓄能发展的政策和目标应当纳入中国电力体系的总体规划。当前，包括抽水蓄能在内的储能技术在电力系统规划中并未得到充分考虑。抽水蓄能应与其他储能选项、发电技术和传输解决方案进行系统性比较，以找到合适的规模和地点。否则，过度建设或者不匹配的抽水蓄能项目可能会增加电力系统的成本和消费者的电费负担。
重新评估抽水蓄能的定价机制也非常重要。目前由主管部门根据投资成本设定的抽水蓄能定价机制需要改进，因为这可能导致项目成本超支和过度投资，进而不必要地提高电价。通过抽水蓄能项目的公开招标引入竞争，有助于控制项目成本，降低电价。
此外，电力批发市场机制需要进一步完善。尽管储能技术理论上可以参与批发电力市场，但由于相关规则尚不明确，如何保证盈利依然存在挑战。可以通过改革让价格由供求关系决定，并提供技术中性的容量电价，确保储电可以与其他技术公平竞争。
最后，鼓励跨省合作开发抽水蓄能项目可以促进电力和储能共享，提升区域电网的稳定性。政策制定者应当与邻省的同僚合作，建立合作框架并协调法规。这将为抽水蓄能和其他系统资源的优化部署提供支持，从而帮助消费者节约成本。
本文首发于对话地球网站。
■ 彭立群博士是加州大学劳伦斯伯克利国家实验室博士后。
■ 林江博士，加州大学劳伦斯伯克利国家实验室Nat Simons讲席科学家(中国能源政策)。
■ 何钢博士，能源与气候政策研究员
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