大力发展抽水蓄能是实现我国“双碳”目标的当务之急

2022-01-11张博庭

水电与抽水蓄能 2021年6期

张博庭

（中国水力发电工程学会，北京市 100044）

0 引言

2020年9月，在第75届联合国大会上，习近平主席做出了“中国力争在2030年前二氧化碳排放达峰，努力争取2060年前实现碳中和”（以下简称“双碳”）的庄严承诺。[1]

我们如何实现这一“双碳”目标？最近国家能源局刚刚发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》[2]，与我国“双碳”目标的实现有什么关系？本文的作用和重点，并非是强调抽水蓄能电站的自然机理，而是要阐述加速抽水蓄能电站的开发建设对落实我国双碳目标的必要性、重要性和紧迫性。

1 实现电力“双碳”是社会“双碳”的前提和关键

人类社会实现零碳“碳中和”的出路在于摆脱对化石能源的依赖。从可持续发展的角度来看，实现百分之百使用可再生能源，才是人类的希望所在。然而，目前人类大规模开发和利用水、风、光这些可再生能源的渠道主要是发电。所以，全社会要实现“零碳”（碳中和），首先应该实现电力的“零碳”。然后利用“零碳”的电力，不断地通过电能替代解决交通、建筑、化工、冶金等其他领域的零碳问题。在实现“零碳”电力的过程中，水电（包括抽水蓄能）又是唯一一种可以人为调控的可再生能源，其地位和作用十分特殊[3]。

目前，发达国家普遍把电力“碳中和”的时间，定在社会“碳中和”的前十年到十五年。例如，美国承诺要在2050年实现“碳中和”，为此，他们要求在2035年就实现电力“碳中和”[4]。所以，电力“零碳”是社会“零碳”的前提，不仅是必需的，而且也是世界各国公认的。[5]

由于各国的能源结构不同，对于“碳达峰”的问题，电力是否应该也提前？国际上目前没有统一的结论。但是，我们国家情况，却已经用事实证明这一现象的存在。

2009年，由于我国的煤价高企，国内煤电企业普遍亏损，使得电力企业都不愿意再新建煤电。因此，当时整个电力系统对水电、核电以及当时已经比较成熟的风电开发鼎力支持。虽然后来因为2011年日本福岛核事故，我国的核电大发展没有实现，但是，当时我国水电、风电的大发展，不仅完全满足了社会对电力增长的需求，而且还让我国在2013年首先实现电力“碳达峰”，以及全社会的“碳达峰”[6]。

此后几年，随着我国煤电发电量的减少，我国的全社会碳排放也持续下降。直到2017年由于电力行业中的煤电发电量开始恢复增长，全社会的碳排放量也就随着恢复增长，终结了我国开始减碳的大好势头。

这个“碳达峰”之后又被逆转，主要是由于2012年前后我国煤炭行业由于产能严重过剩，开始了恶性循环的煤炭降价。煤电企业新建煤电的积极性再次高涨，以及2014年我国煤电的审批权下放，大批新建的煤电投产。不过，我国首次“碳达峰”的事实已经证明，电力的“碳达峰”立刻就带动了社会的“碳达峰”。

这一现象似乎也引起了党和国家领导人的高度重视。所以，为了如期实现我国的“双碳”目标，我国国家领导人已经专门为我国电力行业的“双碳”，提出了具体的要求。

如图1所示为中国、美国、欧盟、日本“碳达峰”到“碳中和”时间。

图1 中国、美国、欧盟、日本“碳达峰”到“碳中和”时间Figure 1 The time node of carbon peak & carbon neutrility in China，USA，EU & Japan

2 总书记提出电力“双碳”的关键性指标

2020年12月12日，国家主席习近平在气候雄心峰会上宣布，到2030年，“风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上”。2021年4月22日，习近平在北京以视频方式出席领导人气候峰会上强调：中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少。

根据习主席的指示，中国工程院的相关研究认为：我国实现“双碳”目标面临严峻挑战。建议：电力转型经达峰、深度低碳、“零碳”3个阶段。并强调：在目前的达峰阶段（2021～2030），应该实现“新增电力需求，将全部由清洁能源满足。”[7]

3 如何确保电力“双碳”的指示得到落实

3.1 我国非水可再生能源发电的现状和前景

我国当前的风、光装机容量总共才5亿多千瓦。然而，为满足这5亿多千瓦风、光装机容量的入网，我国现有除风、光外的约16亿kW装机容量（其中，11亿kW为煤电）几乎都要为风电、光伏的入网提供调峰服务保障。接下来不到十年，我国风、光的装机容量要增加近1.3倍，然而，相应其他各类电源显然都不可能再同比例地增加。

此外，根据研究预测，如我国要如期实现“碳中和”，2050年我国的风、光装机容量必须要超过50亿kW[8]。因此，为满足如此大规模的风、光装机容量的入网需要，我们非常有必要大力发展专门作为储能用的电源。

3.2 各种发电形式接纳新能源发电的能力估算

3.2.1 煤电

假设某电网的峰谷负荷的波动范围是上下30%。煤电机组的压负荷稳定的极限是40%。那么，我们就要在用煤电调峰的电网中，建设130万kW的煤电机组。因为，新能源的随机性可能会在某一时段是出力为零。而这130万kW的煤电机组全都把负荷都压到最低的时候，也要出力52万kW。这时候，如果要想保障新能源发电的全额入网，那么我们只能建设（70kW减去52kW）18万kW的新能源机组。综合起来看，每百万千瓦的煤电机组，最多也只能保证14万kW（18/130≈14/100）的新能源入网。

3.2.2 煤电灵活性改造

假设进行煤电机组的灵活性改造之后，煤电压负荷可以稳定在20%。那么，130万kW煤电机组的最低负荷是26万kW，可以保障的新能源装机容量为44万kW，（44/130≈34/100）这样改造后每百万煤电的最大调峰能力接近34万kW。因此，每百万千瓦煤电改造所增加的调峰能力大约为20万kW。[9]

3.2.3 水电、气电

水电、气电等可以压负荷到0，是随时可以启动的优质调峰电源。同样，假设电网峰谷负荷的波动范围是上下30%，水电、气电机组的压负荷的极限是0。那么，我们也要在电网中建设130万kW的水电（气电）机组。在低谷时期电网的最低的负荷为70%时，我们可以保证70万kW的新能源机组入网。这样用水电、气电调峰的电网，保证新能源入网的极限就是70/130（大约为54%）。

3.2.4 抽水蓄能（包括化学储能）的调峰能力

若装机容量为130万kW，可调节保证200万kW的新能源入网。假定低谷时新能源满发，经抽水蓄能调节后可满足负荷70万kW。当高峰新能源不发电时，抽水蓄能满发，能满足130万kW的高峰用电。所以，200/130≈1.54。不过，由于抽水蓄能的精准调度难度很大，因此，在实际中往往未必总能达到抽水蓄能调度的理想状态。所以，抽水蓄能的调峰能力通常可以表示为100%～154%。

这样，各种传统电源可接纳新能源的调峰能力分别为：煤电（未改造），14%；煤电灵活性改造，20%；水电、气电，54%；抽水蓄能、化学储能，100%～154%。

需要说明的是，由于我国水电的龙头水库建设滞后，导致我国水电的季节性发电能力差距较大，往往不能像欧美那样很好地发挥调蓄作用。欧洲的库容系数是0.9多，美国的库容系数是0.66，我们国家才为0.35左右。水库调节能力的不足，不仅威胁国家的水安全，也威胁着我国的能源安全[10]。目前，我国的几大主要水电基地金沙江（龙盘，未建设）、大渡河（双江口，在建）、雅砻江（两河口，在建）的主要龙头水库，都未能建成投运。所以，我国应该加速龙头水库电站的建设，以保证我国的水安全和能源安全[11]。

3.3 发展何种电源最有利于增加新能源入网

目前我国电网中大约有煤电11亿kW（假定其中有一些完成了灵活性改造），水电、气电总共大约近5亿kW，抽水蓄能0.35亿kW（含化学储能0.032亿kW）。这样计算下来，我们能够保证接纳的新能源极限也就是5亿多千瓦。也就是说，如果我国目前的新能源装机容量要继续增加，就必须要增加调峰能力。

面对大量的新能源需要入网，我们必须要尽快提高电网的调峰接纳能力，以上各种电源的调峰作用，已经非常明显地告诉我们，调峰效率最高的是抽水蓄能（包括化学储能），其次是水电、气电等优质的常规能源，最后才是煤电[12]。

不过，客观地说，由于我国电力行业的主流（煤电）是有非常大的话语权的。因此，以往不仅社会主流的宣传论调，几乎都是倡导增加煤电的装机容量，而且实际情况也大都是增加煤电装机容量来解决新能源入网的难题[13]。但是，由于最近习近平主席已经给出了“‘十四五’严控煤电，‘十五五’要逐年下降”的指示，所以，再想通过增加煤电来满足新能源入网的路，显然已经走不通了。

然而，即便如此，业内还是有不少人强调，应该把重点放在对现有的煤电机组进行灵活性改造，从而满足大量新能源入网的需求。其理由是，“煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本为500～1500元，其调峰的成本要比建抽水蓄能电站低很多。”

需要指出的是，这种说法是有问题的。事实上，每千瓦煤电灵活性改造所获得的调峰能力，只有0.2千瓦。所以，煤电改造的实际费用，通常要比新建抽水蓄能更高。此外，如果考虑抽水蓄能的双向调峰作用，每增加100kW抽水蓄能可让电网增加154kW的新能源接纳能力。也就是说，煤电灵活性改造的实际调峰作用还不及抽水蓄能的1/7。所以，即使从经济上看，通过煤电灵活性改造增加调峰能力，也是各种方案中比较昂贵的方式。

3.4 当前最高效、最经济的储能还是抽水蓄能

如前所述，提高电网对新能源接纳能力的最优方式，显然是建设抽水蓄能或者电化学储能。不过，目前我们的电化学储能技术水平还难以满足电网大规模使用的需求。锂电池技术虽然成本上已经问题不大，但其安全性和耐久性还难以满足大规模电网的储能要求，例如，北京的丰台储能电站曾发生火灾，澳洲最大的化学储能也同样发生过火灾事故（见图2）。氢能也是一种很好的储能方式，不过目前电解水制氢能的成本还比较高，大规模的利用也存在着巨大障碍。

图2 化学储能火灾事故示例Figure 2 Examples of chemical energy storage fire accidents

也许到未来的某一天，锂电池储能技术能出现重大突破，解决了安全性和耐久性的致命弱点，或者氢能的储能成本出现大幅下降。但是，就目前而言，电网中最经济、最有效的储能方式，还是抽水蓄能[12]。这也是国际社会一致的结论。

在这种情况下就会发现，国家能源局最新发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》对于我们实现“双碳”目标，是多么的必要、重要，多么的及时。

4 须特别重视常规水电站蓄能改造

《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》中所提到的常规水电站的抽水蓄能改造，非常重要[12]。首先，混合式的抽水蓄能对于服务新能源非常具有优势。以往传统的抽水蓄能主要是为煤电、核电调峰的，所以，功率大、作用单一纯抽水蓄能的优势非常明显。不过如果要是为新能源服务，有些特点就需要注意。例如，新能源发电可能由于天气的变化，偶尔出现较长时间电力短缺，面对这种局面，纯抽水蓄能能不能保证长时间的供电，是一个大问题。为此，现在各国的科技界都在探讨“长时蓄能”问题，事实上，混合式的抽水蓄能就是一种非常理想的“长时蓄能”方式。

其次，现阶段由于我们电网中还有大量的过剩煤电机组，在很多地方新建抽水蓄能电站的经济性很难予以保证。而由常规水电站改造的混合式抽水蓄能电站，往往运行成本比较低。因为，其运行人员和送出线路等都可以利用原有水电站的，无须增加额外费用。所以，其经济竞争力肯定会好于新建的纯抽水蓄能电站。

此外，所有水、风、光互补的发电系统的最后发展趋势，一般都需要加装抽水蓄能功能，提高整个系统对风、光的接纳能力。龙羊峡是全球水光互补的典型样板，他们对常规水电站抽水蓄能改造的愿望就十分迫切，这其实非常有代表性。今后所有具备条件的水、风、光互补基地，发展到了一定程度之后，几乎都会提出这种要求。再加上我国的水能资源非常丰富，已开发的梯级水电站众多，所以，这种抽水蓄能改造的作用将会非常巨大。特别是在冬季的枯水期，虽然常规水电站的发电能力普遍会有所下降，但却是发挥其抽水蓄能功能的大好时机。

总之，“服务于新能源发电的随机性和不确定性”与“服务于传统煤电、核电”的调峰特点有所不同，对于前者，混合式抽水蓄能的优势将会非常明显。因此，大家都应该非常重视《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》中倡导的常规水电站抽水蓄能改造工作。