“超級充電寶”搶瘋了_風聞

中國新聞週刊

2023年03月13日 07:11:50 來自北京

儲能電站正成為

當下中國最火熱的投資領域之一

上海濟邦投資諮詢有限公司工程諮詢部總經理陳偉明顯感到，最近兩年抽水蓄能電站投資熱度上升。“近年，基建投資熱度整體較高，但是市場認可的有效投資項目稀缺，抽蓄電站是為數不多的選擇。”

地方政府是這股熱潮的直接推手。2022年以來，已有多個地方政府宣稱抽蓄電站項目為當地“史上單體投資最大的項目”，看中其帶來税收與帶動就業的能力。如投資額超80億元的湖南炎陵抽蓄電站項目預計可實現年税收超過1億元，帶動約2000人就業。

抽水蓄能電站的原理並不複雜，即利用地勢落差，修建上下兩層水庫，當電力負荷低谷時抽水至上層水庫，待到電力負荷高峯期時再放水至下層水庫發電，利用電能與勢能轉化，實現對電能的儲存。這是一項已有百年曆史的成熟技術，進入中國的歷史也有半個世紀之久。但在國內的發展一直不温不火，其重要性直到近兩年才得以凸顯。

抽水蓄能電站只是“儲能大家族”中的一員。“如果在2030年前實現風電、太陽能發電裝機量跟2022年相比增長3倍，動力、儲能電池產量增長29倍，電動汽車產量增長11倍，那就能在2050年前實現地球能源100％可持續。”在近期馬斯克公佈的“宏圖計劃”中，他認為實現可持續的能源經濟需要配置240太兆瓦的儲能。

“馬斯克的一些超前判斷往往很準確。”有業內人士聽聞這個數字向記者半開玩笑地説。作為佈局未來的基建，儲能電站正成為當下中國最火熱的投資領域之一。

爭奪抽蓄電站項目

2022年，我國核准抽蓄電站數量已從2021年的11個上升至48個，裝機規模則從1380萬千瓦上升至6889.6萬千瓦。

數量大幅躍升，與頂層規劃的推動相關。2021年9月，國家能源局發佈《抽水蓄能中長期發展規劃》（2021年-2035年）（下稱“規劃”），提及中長期規劃佈局重點實施項目340個，總裝機容量約4.21 億千瓦。

2022年4月，國家發改委要求按照“能核盡核、能開盡開”原則，加快推進“十四五”抽水蓄能項目核准工作，確保2022年底前核準一批項目。

2022年12月29日，位於四川省甘孜藏族自治州雅江縣的雅礱江兩河口混合式抽水蓄能項目正式開工建設。兩河口混蓄項目建成後將成為全球最大的混合式抽水蓄能項目。圖/新華

目前，抽蓄電站站址需經國家發展改革委批准，納入國家規劃。“但項目核准權下放至省級政府，站址一旦獲批，便可‘待價而沽’，經過一定競爭性程序出讓開發權。一些省份，如江西，曾發佈招投標信息，招標抽蓄項目業主。”前述儲能產業人士表示，電網公司不會“通吃”，這給其他投資主體帶來機會。

省級政府核准，意味地方平台公司能夠發揮“主場”優勢，更輕易地拿到“路條”。

從2022年年初江西抽蓄項目業主中標情況來看，6家中標單位中既有國電投、華能這樣的發電企業，也有江西省投資集團有限公司這樣的地方國企。“地方國企、平台公司過去承擔一些政府公益性項目，目前正在尋找全新投資方向的他們自然看中抽蓄電站項目。”陳偉告訴《中國新聞週刊》。

此前，抽蓄電站的投資主體是電網企業。據統計，截至2022年年初，國家電網、南方電網的兩家子公司合計佔據在運行抽蓄電站九成以上裝機容量。

如今更多從未投資過抽蓄電站的企業也涉足其中。但業內公認抽蓄電站每千瓦的投資額為五六千元，常見的120萬千瓦抽蓄電站投資額約為70億元，如此投資體量決定其投資主體仍以央企、國企為主。

2022年8月28日，福建周寧抽水蓄能電站（總裝機容量120萬千瓦）全容量投產發電。圖/新華

陳偉告訴記者，近年新進投資主體分為四類：第一類是“五大六小”等發電企業；第二類是新能源發電企業，與第一類有所重疊，有新能源配儲需求；第三類是地方國企，包括平台公司；第四類是基建企業，如過往經常參與水利工程建設的電建、能建，也包括中建、中交等。“儘管投資邏輯不盡相同，但這四類企業都在爭奪抽蓄電站項目。”

“合適的站址數量有限，考慮到已經推出和儲備的站址，未來增量空間不大。”陳偉説。抽蓄電站選址關鍵要考慮山、水資源稟賦。現有抽蓄電站主要分佈於華東、華南這樣的負荷中心。因為資源優勢，目前廣東、浙江、安徽、江蘇四省位列抽蓄電站裝機量前四。

陳偉認為，規劃中的340個項目多為大型抽蓄電站，未來混合型、幾十萬千瓦級別的中小型抽水蓄能電站仍有增長空間。“當下這一輪核准、開工的抽蓄電站多為120萬千瓦裝機容量以上，這一級別抽蓄電站可供選擇的站址確實所剩不多。”

站址有限、投資門檻較高，使得抽水蓄能投資看似火熱，但業內人士普遍認為，短期內不需要擔心過度投資，特別是考慮到新能源裝機量仍在迅速上升。

2022年6月29日，國網新源黑龍江荒溝抽水蓄能電站（總裝機容量120萬千瓦）全面投產發電。圖/新華

“超級充電寶”數量不足

抽水蓄能是目前技術最成熟的大容量儲能方式，大型抽水蓄能電站通常被描述為“超級充電寶”。

例如，位於河北的豐寧電站打造了世界最大“超級充電寶”，一次蓄滿可儲存新能源電量近4000萬度，全年可消納新能源87億度，對於支撐華北電網安全穩定運行、增強電力系統調節能力等發揮大容量儲能作用。

消納新能源，是儲能誕生的最關鍵使命。電力具有供需實時平衡的特點，但是當風、光等可再生能源裝機量提升，使得電源側隨機性、波動性和間歇性增強，電力系統需要更多靈活調節電源。

《“十四五”現代能源體系規劃》提出，到2025年，靈活調節電源佔電力系統裝機量比重達到24％左右。但是當前中國靈活調節資源十分稀缺，截至“十三五”末，即使加上火電靈活性改造裝機量，共佔比約為18.5％，而西方國家的靈活調節資源比例超過30％。

增加靈活調節資源的路徑很多。“比如‘風光互補’是將風電、光伏結合實現電源側穩定輸出，即日間光照充足，光伏出力為主，夜間風力通常比較大，轉為風電出力為主。但實際情況是，傍晚往往無光風小，卻正值負荷高峯。再比如通過火電機組靈活性改造實現風火、光火打捆，但是隻有裝機量‘火電多，風光少’的情況下技術上才可能實現，一旦可再生能源裝機量佔據絕對多數，火電從能力上就難以支撐。”中關村儲能產業技術聯盟理事長陳海生告訴《中國新聞週刊》，只有通過在電力系統中增加儲能等靈活性資源才能從根本解決問題。

但是當下儲能裝機量明顯不足。陳海生表示，根據有關部門預測，2060年可再生能源裝機規模將達到50億千瓦左右，未來近40年每年平均新增裝機規模為1億~1.5億千瓦。高比例可再生能源場景下，需要儲能裝機量佔據整體裝機量的10％~15％，來保障供電穩定和電力系統安全，但目前中國這一比例約為2％，“未來仍有很大增長空間”。

截至2021年底，中國已投運儲能項目中，抽蓄電站佔比86.3％，是絕對主力。但是在2021年之前，中國抽蓄電站的發展一度“失速”。

在能源“十二五”規劃等文件中，曾設定2015年底抽水蓄能裝機規模3000萬千瓦、2020年底達到7000萬千瓦的目標，但是到2020年底，僅完成裝機容量3149萬千瓦，遠遠落後於規劃。

“早在2015年，國家能源局就曾鼓勵更多主體參與抽蓄電站投資。在電網企業作為抽蓄電站投資主體的時代，其更多被定位於電網側基礎設施，投資機制不明確，因而不具備投資屬性。”陳偉告訴記者。

2021年5月，國家發展改革委下發《關於進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（下稱“633號文”），明確“兩部制”電價政策，以競爭性方式形成電量電價，並將容量電價納入電網輸配電價回收，確定容量電價可達6.5％的資本金內部收益率。

這意味着抽蓄電站可以通過電量電價，即一充一放之間的電價差回收運行成本。同時容量電價為固定收入，與發電多寡無關。

“633號文建立起抽蓄電站商業模式，也讓抽蓄電站項目成為‘香餑餑’。”陳偉告訴記者，目前抽蓄項目的融資難度很低，因為其意味着穩定的商業模式和政府背書，銀行風控顧慮較少。

多位儲能業內人士認為，抽水蓄能電價機制能夠迅速理順，很大一部分原因在於電網企業也是重要投資主體，各方意見一致。“容量電價計入輸配電價，電網公司先行支付，但最終向下傳導，由全社會背共擔成本，因為抽水蓄能電站被視為電力系統的基礎設施，具備公益屬性。”

理順商業模式的抽蓄電站的核準、開工都在進入快車道，但是仍難滿足需求。

新型儲能百舸爭流

較長的建設週期通常被視為抽蓄電站的“短板”。

緯景儲能副總裁穀雨告訴《中國新聞週刊》，抽蓄電站建設週期比較長，至少在6~ 7年。加上此前抽蓄電站一度處於投資低谷，2022年集中核準、開工一批的項目，要等到2030年前才會迎來投產高峯，顯然難以匹配近年可再生能源裝機量的增長。“在與一些地方政府交流時對方也提及‘遠水難解近渴’，風光裝機不可能等到抽蓄電站都投產後再進行。”

2020年4月24日，安徽績溪抽水蓄能電站（總裝機容量180萬千瓦）施工現場，工人在進行機組底環與錐管焊縫打磨作業。圖/新華

這也給新型儲能帶來機遇。所謂新型儲能指抽水蓄能以外的其他儲能技術路線，其中以鋰離子電池為代表的電化學儲能為主。截至2022年底，全國新型儲能裝機中，鋰離子電池儲能佔比94.5％、壓縮空氣儲能佔比2.0％、液流電池儲能佔比1.6％、鉛酸（炭）電池儲能佔比1.7％、其他技術路線佔比0.2％。

“預計2028年~2030年迎來在建抽蓄電站項目投運高峯前，新型儲能因選址靈活性強以及安裝調試周期較短，多為2~3個月，個別大型項目為半年左右，預計會迎來快速增長。”中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇告訴《中國新聞週刊》。

“除去‘遠水難解近渴’的因素外，單純依靠抽水蓄能這條成熟的技術路線，也難以滿足未來電力系統對儲能的全部需求。”這是業內共識。據中關村儲能產業技術聯盟統計，電力系統發、輸、配、用等環節對於儲能均有需求，可被細分為18種。不同的儲能技術路線，對應不同的應用場景。

“以鋰離子電池為例，其能量密度高、效率高，適用於分佈式能源系統、用户側儲能，規模相對較小，容量為一兩個小時。反之，抽水蓄能則屬於長時間、大容量儲能，容量基本在4個小時以上，適用於電網側‘削峯填谷’。兩者可以形成優勢互補。”有新型儲能企業負責人告訴《中國新聞週刊》，沒有某一種技術路線可以“一統江山”。

他認為，國家對於抽水蓄能電站的策略是“應建盡建”，因此抽水蓄能電站的裝機規模仍會增長，但是市場份額會逐漸下降。截至2021年年底，國內抽水蓄能電站裝機佔比已經低於90％。“七八年前，這一比例可達99％左右，當時儲能電站等同於抽水蓄能電站。”

當下，地方政府對於新型儲能項目落地與產業佈局的熱情不亞於抽水蓄能，正在“大幹快上”。有新型儲能企業負責人向記者感慨，各地招商引資團隊正在排隊拜訪企業，每週都會接待三四撥招商人員。

2021年7月，國家發改委、能源局發佈《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》（下稱“指導意見”），規劃到2025年，新型儲能裝機規模要達30吉瓦以上，較2020年增長超過8倍。劉勇告訴記者，去年新型儲能新增裝機量達到5.6吉瓦，前年這一數字僅為2吉瓦。對於2025年完成新型儲能新增裝機30吉瓦的目標，目前已經接近完成10吉瓦，完成目標的壓力並不大。

據中關村儲能產業技術聯盟統計，截至2022年12月，全國已有近30個省份出台了“十四五”新型儲能規劃或新能源配置儲能文件，發展目標合計超過60吉瓦，是指導意見中提出的2025年達到30吉瓦目標的兩倍。

“不像抽水蓄能電站選址需要國家發展改革委批准，新型儲能規劃由各省份結合自身實際情況做出，甚至一些地級市也推出規劃，如山東省泰安市就提出打造千萬千瓦級的‘儲能之都’。如果2025年可以達成60吉瓦的目標，地方需要思考如何提升利用效率，避免‘建而不用’，一定要結合當地的電網規劃與電源結構，思考新型儲能能夠發揮怎樣的功能和價值。”劉勇表示。

陳海生向記者介紹，60吉瓦的儲能規劃是各省在考慮火電靈活性改造、需求側響應等資源以後，提出的儲能新增裝機量，反映了各省對儲能的重大需求。另一方面，各地要避免在商業模式不成熟情況下的“一哄而上”，要切實選擇合適的技術路線發展方式，確保儲能行業規劃落地實施。

目前各省紛紛推出示範項目，一方面是在探索一些新型儲能技術百兆瓦級、吉瓦級的系統集成等技術問題，另一方面便是探索商業模式。

市場決定未來技術路線

穀雨認為，當初鋰電之所以成為新型儲能市場的生力軍，是因為鋰電產品更為成熟。

但鋰電主導新型儲能市場九成的格局可能正面臨衝擊。“在一些西方國家，已經將長時儲能作為重點發展方向。在COP 26氣候談判期間，長時儲能理事會成立，其中的電化學儲能公司，無一選擇鋰離子電池技術路徑，重要原因便是鋰電成本過高。”上海璞鈉能源科技有限公司總經理陳經寧告訴《中國新聞週刊》，儲能市場對於電池的需求是動力電池市場的十倍以上，龐大的需求量使得儲能對於成本極為敏感。

而伴隨鋰電主要原材料碳酸鋰價格的攀升，這樣的矛盾愈發尖鋭。

鋰電應用於新能源汽車爆發於2014年下半年，而在2020年之前，碳酸鋰的價格穩定在3萬~5萬元/噸之間，但是近兩年已經穩定在40萬元/噸以上。鋰離子儲能電池的售價約為0.9元/瓦時，低於新能源汽車的1.1~1.2元/瓦時，更多感受到原材料成本上漲帶來的壓力。

“目前技術路線很多，但是產能遠遠不足。”穀雨告訴記者，今年最缺的不是訂單而是產能，無論國內還是國外，諮詢訂單的人很多，都是有項目在手，但是在尋找產品。公司正在鹽城、珠海等地加緊佈局液流電池工廠。

2021年11月16日，安徽響水澗抽水蓄能電站（總裝機容量100萬千瓦）正在運行中的發電機組。圖/新華

市場對於鋰電以外的新型儲能的投資熱情也在升温。“已經有央企、國企願意投資壓縮空氣儲能電站，相比早前幾年已經逐步認可這一技術方向。壓縮空氣儲能電站屬於重資產項目，較高的資金成本使得央企、國企成為投資主力。但是也有一些民營企業希望在項目建設期短期投入，項目推進到一定階段再轉讓給央企、國企。”一位壓縮空氣儲能企業負責人告訴《中國新聞週刊》。

不過他仍然羨慕抽蓄電站已經建立起完善的價格機制。“實事求是地講，包括壓縮空氣儲能在內的新型儲能項目前期債權融資的難度很大，因為其電價政策尚不明晰，能否形成有穩定收益的商業模式難以判斷。”

2022年5月26日，江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能電站正式併網投運。攝影/胡平

2022年6月，國家發展改革委、國家能源局下發《關於進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，進一步明確新型儲能市場定位，推動獨立儲能參與市場。

各地也在結合示範項目探索可能的商業模式。山東已經推出兩批示範項目，儲能電站的收益來自幾個方面：一是參與電力市場現貨交易。2021年12月，山東推出電力市場現貨交易，與股票一樣，電價隨行就市，儲能電站可以“低買高賣”。二是山東既是產能大省，也是用能大省，但是調節手段匱乏，兩批示範項目地儲能電站提供調峯服務時可以獲得小額補貼。三是儲能指標租賃收益，山東強制要求新能源電站配建裝機量20％的儲能，但是未必是新能源電站自建，而是可以共享儲能，從而獲得指標租賃收益。

劉勇認為，“目前儲能電站的裝機速度難以匹配新能源裝機進程，重要原因在於儲能電站的商業模式仍在探索，並未完全建立成本疏導機制。”

如同633號文改變抽水蓄能電站的命運一樣，在高度受到政策左右的儲能市場，不少從業者仍然在等待。“在各種新型儲能技術路線的競逐中，監管的態度很清晰，就是交由市場選擇。安全、環保、成本可控是能源系統的‘不可能三角’，儲能的作用就是讓其變為‘可能三角’。只要一項儲能技術可以滿足這三個條件，市場一定有位置接納。”穀雨認為，當下中國的儲能市場是“百舸爭流”，而非“你死我活”。

發於2023.3.13總第1083期《中國新聞週刊》雜誌

雜誌標題：儲能“狂飆”