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赵宏:“双碳”目标下抽水蓄能迎来重大发展机遇

2021年05月08日 18:50   来源:经济日报-中国经济网   

  我国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,力争2060年前实现碳中和。2020年,中央经济工作会议对做好“碳达峰、碳中和”工作作出部署,要求“加快调整优化产业结构、能源结构,推动煤炭消费尽早达峰,大力发展新能源”。中央财经委员会第九次会议提出,把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局,要构建以新能源为主体的新型电力系统。未来我国能源结构中,风电、光伏等新能源的比重将大幅提升,电网安全运行面临巨大挑战。抽水蓄能电站是电力系统的主要调节电源,对确保电网安全、促进新能源消纳、推动能源绿色低碳转型具有重要意义。在“碳达峰、碳中和”目标的引领下,积极发展壮大抽水蓄能恰逢其时、势在必行。

  保障国家能源安全要求提升电力系统灵活性

  能源结构调整,低碳能源占比稳步提升。2019年和2020年,全国并网风电和光电设备容量占总发电设备容量比重分别为20.39%、24.09%,电源中清洁低碳能源占比持续增加。《中国电力行业年度发展报告2020》显示,2019年,国家电网经营区域新能源利用率为96.8%,比上年提高2.7个百分点,调峰弃水电量比上年减少12.1%。南方电网经营区域弃风率、弃光率均为0.2%,云南弃水电量减少90%。但是,风电和光电等低碳清洁能源固有的反调峰特性,将对电网安全提出更大挑战,对电力系统灵活调节提出更高要求。

  电力需求总量不断增长,峰谷差持续扩大。据国家统计局数据,2017~2019年全国发电量逐年增加,分别为66044.47亿千瓦时、71661.33亿千瓦时、75034.28亿千瓦时。我国电力电量平衡格局总体呈现“电量平衡有余,季节性用电高峰期间电力平衡能力偏紧”的特点,峰谷差持续加大。以华东电网为例,2019年峰谷差高达9520万千瓦,比2017年增加1885万千瓦,增长24.7%。峰谷差不断加大,给电网安全运行带来更大压力。

  电力用户对高质量电能的需求不断提高。随着经济社会的快速发展,人们对电能质量的要求日益提高。如果电能质量恶化,会引起用电设备的效率和功率因数降低,损耗增加,寿命缩短,产品品质下降,电子和自动化设备失灵等问题,会对安全生产、经济效益和人民生活造成较大影响。电能具有即发即用的特点,电力负荷在随时波动,电网运行要维持稳定的频率和电压,需要有灵活的调节电源供调度使用。为满足电力用户对高质量电能的需要,电网对调节电源的需求在不断增加。

  电网紧急安全事件明显增多。2020年度,国网电力调度机构紧急调用需求7442次,同比增加64.61%,累计时长19800小时,同比增长113.2%。2021年1月,受经济复苏、大范围寒潮等因素影响,对国内电网安全运行提出了更高强度的临时性调节需求。今年2月美国德克萨斯州出现大范围寒潮,导致包括居民在内的电力用户轮流停电、电力现货价格持续高涨和大面积、长时间停电事故,我们应引以为戒。电力系统应急响应不到位、备用容量不足、跨区互济能力较弱、市场机制设计存在短板等,是发生电网安全事故和市场价格剧烈波动的主要原因。

  抽水蓄能电站是保障电网安全的优质调节电源

  抽水蓄能是技术成熟、调节能力强、经济性好的安全调节电源。除具备其他常规电源和储能设施具有的调峰、调频功能作用外,还具有其他常规电源和储能设施不具备的填谷、调相、事故备用和“黑启动”等功能。与常规电源和储能设施相比,抽水蓄能电源在技术性、经济性上具有绝对领先优势。抽水蓄能比常规电源调节手段多、容量大、效率高,比储能设施转换效率高、容量大、寿命长、安全性高。

  抽水蓄能还通过发挥紧急事故备用和“黑启动”功能保障电网安全。抽水蓄能电源从启动到满负荷发电仅需2分钟,可在5分钟内实现发电与抽水工况的紧急转换,且几乎不发生额外直接成本。与常规发电电源相比,性能较好的煤电机组启动到满负荷一般至少需要8小时;燃气机组热态情况下从启动到满负荷约2小时,热态情况下启动一次成本约10万元。

  抽水蓄能电源调峰容量大,单个电站规模可达到120~360万千瓦;能量转换效率75%~85%;日调节一般为5~6小时;使用寿命长,设计寿命30年,水工建筑物50年以上。与储能设施相比,技术相对比较成熟的化学储能虽然调节能力强,但容量难以达到系统级调峰的规模,大规模使用还存在困难。一般化学储能满功率连续充放电时间在1~4小时之间,寿命周期较短多为10年左右,防火安全性问题比较突出。化学储能造价较高,是抽水蓄能的4到6倍左右。

  根据中关村储能产业技术联盟的统计,截至2019年底,全球已投运具备储能功能的项目累计装机规模184.6GW,同比增长1.9%;其中抽水蓄能累计装机占比最大,为92.6%,同比增长0.2%,占据绝对主导地位。截止到2019年底,我国在运行的抽水蓄能电站3029万千瓦,在建容量达到4635万千瓦,均远超投运的170万千瓦化学储能。化学储能等其他储能设施目前仅适合作为电网调峰的补充措施。

  大力发展抽水蓄能势在必行

  从世界角度来看,抽水蓄能电站是被广泛接受且认可的综合性安全调节电源。国际可再生能源署(IRENA)的相关研究也反映了各国的抽水蓄能建设意向,IRENA展望报告《电力储存与可再生能源:2030年的成本与市场》的基本预测情景中提出,到2030年,全球抽水蓄能装机与2017年相比增长幅度约为40%~50%。目前,虽然我国抽水蓄能电站装机容量居世界第一,但抽水蓄能装机容量占电源总装机容量比例仅为1.5%,与发达国家相比尚有较大差距。

  随着新能源发展速度的加快和装机规模的扩大,电网运行的安全调节问题日益突出。建设合理规模的抽水蓄能电站,是解决电网调峰调频问题、保障电网运行安全、促进新能源消纳及实现各类电源经济运行的重要手段。在我国向世界承诺实现“碳达峰、碳中和”的背景下,预计“十四五”期间全国抽水蓄能发展规模将在现有抽水蓄能运营总容量的基础上再增加一倍左右。近日,国家发改委发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格[2021]633号),将对促进抽水蓄能电站加快发展营造更好的政策环境。

  总之,随着我国电力需求和能源结构变化、低碳清洁能源快速发展,在现有抽水蓄能占电源装机容量比例较低的情况下,凭借抽水蓄能成熟的技术优势和优越的经济、社会、环保效益,“双碳”目标下抽水蓄能迎来重大发展机遇。(国家发改委价格成本调查中心 赵宏)

(责任编辑:符仲明)

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2021-05-08 18:50 来源:经济日报-中国经济网
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