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我國抽水蓄能裝機規模增長及“十四五”、遠期裝機規劃(GW)

發布時間:2022-07-29  來源:立鼎產業研究網  點擊量: 314 

抽水蓄能電站水輪機雙向可逆,相較于常規水電站水輪機功能更多技術更復雜。抽水蓄能電站水輪機與常規水電站水輪機同屬于水輪機,存在異同。抽水蓄能電站與常規水電站水輪機都有上水庫,上水庫水流向下方的水輪發電機,推動水輪發電機發電;不同的是,抽水蓄能電站使用的水輪機是雙向可逆的,既可作為水輪機使用也可作為水泵使用,又稱之為水泵水輪機,相較于常規水電站水輪機功能更多更復雜。抽水蓄能電站推動水輪發電機發電后的水儲存在下水庫,將下水庫的水泵到上水庫,水流雙向運行。

抽水蓄能既可直接尋找合適廠址建設,也可由常規水電改造而成,我國水能資源非常豐富,水電裝機是全世界第一,大部分梯級開發的水電站都可以進行加泵和擴機,經過改造后很多常規水電都可以變成抽水蓄能。

源網荷儲四種方式中,儲能是唯一可以實現“填谷”和能源空間轉移的方式,發揮能量調節功能,實現低密度、波動性能源的高密度、可控性利用,達到“類常規電源”的效果。在儲能的各類形式中,抽水蓄能經濟性最佳。根據《儲能的度電成本和里程成本》,假設抽水蓄能電站使用壽命50年,每天抽放一次,系統能量成本在120-170萬元/MW·h,電站運維成本約120萬元/MW·h,其他成本20萬元/MW·h,系統能量效率76%,年運行比例約為1年的90%,則測算可得抽水蓄能的度電成本為0.21-0.25/kW·h,遠低于電化學儲能的0.6-0.8/kW·h。

幾種典型儲能技術的度電成本(元/千瓦時)


資料來源:CNKI

目前我國抽水蓄能電站均由電網進行統一調度,電網作為我國電力系統的調度主體,對抽蓄進行統一調度能夠避免功能發揮相互沖突而帶來的評價難題,引導調度的合理調用,最大化發揮抽水蓄能能力。在調度主體和功能定位明確之后,抽蓄費用即能進入容量市場,按照容量電費機制獲取收益。

兩部制電價保障盈利水平,打開抽水蓄能發展空間。20214月,發改委發文進一步完善抽水蓄能價格形成機制,提出以競爭性方式形成電量電價,將容量電價納入輸配電價回收。容量電價按照偏計劃的方式定價,容量電價電網支付并納入輸配電價回收(實際等于是由下游電力用戶共同負擔);電量電價按照偏市場化的方式定價,未來抽水蓄能電站將成為現貨市場、輔助服務市場的重要參與者。輸配電價回收政策理順抽蓄行業成本傳導機制,并為企業合理利潤兜底,這種相對穩健的類固收模式對外部資本具備一定吸引力,有望打開抽蓄行業發展空間。

隨著需求快速釋放和盈利模式逐步清晰,抽水蓄能出貨量有望迎來快速增長,預計2021-2030年新增裝機90GW,為目前裝機規模的3倍。根據國際可再生能源機構數據,截至2020年底,我國已投運儲能項目累計裝機規模為35.6GW,其中抽水蓄能為.GW。根據國家能源局《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035年)》,預計我國2025年累計裝機62GW,較2020年翻一番;2030年累計裝機120GW,較2025年再翻一番。2021-2030年新增裝機90GW,為目前裝機規模32GW3倍。

我國抽水蓄能裝機規模及規劃(GW


資料來源:國家能源局


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