大力發展抽水蓄能是實現我國“雙碳”目標的當務之急

張博庭

（中國水力發電工程學會，北京市 100044）

0 引言

2020年9月，在第75屆聯合國大會上，習近平主席做出了“中國力爭在2030年前二氧化碳排放達峰，努力爭取2060年前實現碳中和”（以下簡稱“雙碳”）的莊嚴承諾。[1]

我們如何實現這一“雙碳”目標？最近國家能源局剛剛發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021～2035年）》[2]，與我國“雙碳”目標的實現有什么關系？本文的作用和重點，并非是強調抽水蓄能電站的自然機理，而是要闡述加速抽水蓄能電站的開發建設對落實我國雙碳目標的必要性、重要性和緊迫性。

1 實現電力“雙碳”是社會“雙碳”的前提和關鍵

人類社會實現零碳“碳中和”的出路在于擺脫對化石能源的依賴。從可持續發展的角度來看，實現百分之百使用可再生能源，才是人類的希望所在。然而，目前人類大規模開發和利用水、風、光這些可再生能源的渠道主要是發電。所以，全社會要實現“零碳”（碳中和），首先應該實現電力的“零碳”。然后利用“零碳”的電力，不斷地通過電能替代解決交通、建筑、化工、冶金等其他領域的零碳問題。在實現“零碳”電力的過程中，水電（包括抽水蓄能）又是唯一一種可以人為調控的可再生能源，其地位和作用十分特殊[3]。

目前，發達國家普遍把電力“碳中和”的時間，定在社會“碳中和”的前十年到十五年。例如，美國承諾要在2050年實現“碳中和”，為此，他們要求在2035年就實現電力“碳中和”[4]。所以，電力“零碳”是社會“零碳”的前提，不僅是必需的，而且也是世界各國公認的。[5]

由于各國的能源結構不同，對于“碳達峰”的問題，電力是否應該也提前？國際上目前沒有統一的結論。但是，我們國家情況，卻已經用事實證明這一現象的存在。

2009年，由于我國的煤價高企，國內煤電企業普遍虧損，使得電力企業都不愿意再新建煤電。因此，當時整個電力系統對水電、核電以及當時已經比較成熟的風電開發鼎力支持。雖然后來因為2011年日本福島核事故，我國的核電大發展沒有實現，但是，當時我國水電、風電的大發展，不僅完全滿足了社會對電力增長的需求，而且還讓我國在2013年首先實現電力“碳達峰”，以及全社會的“碳達峰”[6]。

此后幾年，隨著我國煤電發電量的減少，我國的全社會碳排放也持續下降。直到2017年由于電力行業中的煤電發電量開始恢復增長，全社會的碳排放量也就隨著恢復增長，終結了我國開始減碳的大好勢頭。

這個“碳達峰”之后又被逆轉，主要是由于2012年前后我國煤炭行業由于產能嚴重過剩，開始了惡性循環的煤炭降價。煤電企業新建煤電的積極性再次高漲，以及2014年我國煤電的審批權下放，大批新建的煤電投產。不過，我國首次“碳達峰”的事實已經證明，電力的“碳達峰”立刻就帶動了社會的“碳達峰”。

這一現象似乎也引起了黨和國家領導人的高度重視。所以，為了如期實現我國的“雙碳”目標，我國國家領導人已經專門為我國電力行業的“雙碳”，提出了具體的要求。

如圖1所示為中國、美國、歐盟、日本“碳達峰”到“碳中和”時間。

圖1 中國、美國、歐盟、日本“碳達峰”到“碳中和”時間Figure 1 The time node of carbon peak & carbon neutrility in China，USA，EU & Japan

2 總書記提出電力“雙碳”的關鍵性指標

2020年12月12日，國家主席習近平在氣候雄心峰會上宣布，到2030年，“風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億kW以上”。2021年4月22日，習近平在北京以視頻方式出席領導人氣候峰會上強調：中國將嚴控煤電項目，“十四五”時期嚴控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少。

根據習主席的指示，中國工程院的相關研究認為：我國實現“雙碳”目標面臨嚴峻挑戰。建議：電力轉型經達峰、深度低碳、“零碳”3個階段。并強調：在目前的達峰階段（2021～2030），應該實現“新增電力需求，將全部由清潔能源滿足。”[7]

3 如何確保電力“雙碳”的指示得到落實

3.1 我國非水可再生能源發電的現狀和前景

我國當前的風、光裝機容量總共才5億多千瓦。然而，為滿足這5億多千瓦風、光裝機容量的入網，我國現有除風、光外的約16億kW裝機容量（其中，11億kW為煤電）幾乎都要為風電、光伏的入網提供調峰服務保障。接下來不到十年，我國風、光的裝機容量要增加近1.3倍，然而，相應其他各類電源顯然都不可能再同比例地增加。

此外，根據研究預測，如我國要如期實現“碳中和”，2050年我國的風、光裝機容量必須要超過50億kW[8]。因此，為滿足如此大規模的風、光裝機容量的入網需要，我們非常有必要大力發展專門作為儲能用的電源。

3.2 各種發電形式接納新能源發電的能力估算

3.2.1 煤電

假設某電網的峰谷負荷的波動范圍是上下30%。煤電機組的壓負荷穩定的極限是40%。那么，我們就要在用煤電調峰的電網中，建設130萬kW的煤電機組。因為，新能源的隨機性可能會在某一時段是出力為零。而這130萬kW的煤電機組全都把負荷都壓到最低的時候，也要出力52萬kW。這時候，如果要想保障新能源發電的全額入網，那么我們只能建設（70kW減去52kW）18萬kW的新能源機組。綜合起來看，每百萬千瓦的煤電機組，最多也只能保證14萬kW（18/130≈14/100）的新能源入網。

3.2.2 煤電靈活性改造

假設進行煤電機組的靈活性改造之后，煤電壓負荷可以穩定在20%。那么，130萬kW煤電機組的最低負荷是26萬kW，可以保障的新能源裝機容量為44萬kW，（44/130≈34/100）這樣改造后每百萬煤電的最大調峰能力接近34萬kW。因此，每百萬千瓦煤電改造所增加的調峰能力大約為20萬kW。[9]

3.2.3 水電、氣電

水電、氣電等可以壓負荷到0，是隨時可以啟動的優質調峰電源。同樣，假設電網峰谷負荷的波動范圍是上下30%，水電、氣電機組的壓負荷的極限是0。那么，我們也要在電網中建設130萬kW的水電（氣電）機組。在低谷時期電網的最低的負荷為70%時，我們可以保證70萬kW的新能源機組入網。這樣用水電、氣電調峰的電網，保證新能源入網的極限就是70/130（大約為54%）。

3.2.4 抽水蓄能（包括化學儲能）的調峰能力

若裝機容量為130萬kW，可調節保證200萬kW的新能源入網。假定低谷時新能源滿發，經抽水蓄能調節后可滿足負荷70萬kW。當高峰新能源不發電時，抽水蓄能滿發，能滿足130萬kW的高峰用電。所以，200/130≈1.54。不過，由于抽水蓄能的精準調度難度很大，因此，在實際中往往未必總能達到抽水蓄能調度的理想狀態。所以，抽水蓄能的調峰能力通常可以表示為100%～154%。

這樣，各種傳統電源可接納新能源的調峰能力分別為：煤電（未改造），14%；煤電靈活性改造 ，20%；水電、氣電，54%；抽水蓄能、化學儲能，100%～154%。

需要說明的是，由于我國水電的龍頭水庫建設滯后，導致我國水電的季節性發電能力差距較大，往往不能像歐美那樣很好地發揮調蓄作用。歐洲的庫容系數是0.9多，美國的庫容系數是0.66，我們國家才為0.35左右。水庫調節能力的不足，不僅威脅國家的水安全，也威脅著我國的能源安全[10]。目前，我國的幾大主要水電基地金沙江（龍盤，未建設）、大渡河（雙江口，在建）、雅礱江（兩河口，在建）的主要龍頭水庫，都未能建成投運。所以，我國應該加速龍頭水庫電站的建設，以保證我國的水安全和能源安全[11]。

3.3 發展何種電源最有利于增加新能源入網

目前我國電網中大約有煤電11億kW（假定其中有一些完成了靈活性改造），水電、氣電總共大約近5億kW，抽水蓄能0.35億kW（含化學儲能0.032億kW）。這樣計算下來，我們能夠保證接納的新能源極限也就是5億多千瓦。也就是說，如果我國目前的新能源裝機容量要繼續增加，就必須要增加調峰能力。

面對大量的新能源需要入網，我們必須要盡快提高電網的調峰接納能力，以上各種電源的調峰作用，已經非常明顯地告訴我們，調峰效率最高的是抽水蓄能（包括化學儲能），其次是水電、氣電等優質的常規能源，最后才是煤電[12]。

不過，客觀地說，由于我國電力行業的主流（煤電）是有非常大的話語權的。因此，以往不僅社會主流的宣傳論調，幾乎都是倡導增加煤電的裝機容量，而且實際情況也大都是增加煤電裝機容量來解決新能源入網的難題[13]。但是，由于最近習近平主席已經給出了“‘十四五’嚴控煤電，‘十五五’要逐年下降”的指示，所以，再想通過增加煤電來滿足新能源入網的路，顯然已經走不通了。

然而，即便如此，業內還是有不少人強調，應該把重點放在對現有的煤電機組進行靈活性改造，從而滿足大量新能源入網的需求。其理由是，“煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本為500～1500元，其調峰的成本要比建抽水蓄能電站低很多。”

需要指出的是，這種說法是有問題的。事實上，每千瓦煤電靈活性改造所獲得的調峰能力，只有0.2千瓦。所以，煤電改造的實際費用，通常要比新建抽水蓄能更高。此外，如果考慮抽水蓄能的雙向調峰作用，每增加100kW抽水蓄能可讓電網增加154kW的新能源接納能力。也就是說，煤電靈活性改造的實際調峰作用還不及抽水蓄能的1/7。所以，即使從經濟上看，通過煤電靈活性改造增加調峰能力，也是各種方案中比較昂貴的方式。

3.4 當前最高效、最經濟的儲能還是抽水蓄能

如前所述，提高電網對新能源接納能力的最優方式，顯然是建設抽水蓄能或者電化學儲能。不過，目前我們的電化學儲能技術水平還難以滿足電網大規模使用的需求。鋰電池技術雖然成本上已經問題不大，但其安全性和耐久性還難以滿足大規模電網的儲能要求，例如，北京的豐臺儲能電站曾發生火災，澳洲最大的化學儲能也同樣發生過火災事故（見圖2）。氫能也是一種很好的儲能方式，不過目前電解水制氫能的成本還比較高，大規模的利用也存在著巨大障礙。

圖2 化學儲能火災事故示例Figure 2 Examples of chemical energy storage fire accidents

也許到未來的某一天，鋰電池儲能技術能出現重大突破，解決了安全性和耐久性的致命弱點，或者氫能的儲能成本出現大幅下降。但是，就目前而言，電網中最經濟、最有效的儲能方式，還是抽水蓄能[12]。這也是國際社會一致的結論。

在這種情況下就會發現，國家能源局最新發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021～2035年）》對于我們實現“雙碳”目標，是多么的必要、重要，多么的及時。

4 須特別重視常規水電站蓄能改造

《抽水蓄能中長期發展規劃（2021～2035年）》中所提到的常規水電站的抽水蓄能改造，非常重要[12]。首先，混合式的抽水蓄能對于服務新能源非常具有優勢。以往傳統的抽水蓄能主要是為煤電、核電調峰的，所以，功率大、作用單一純抽水蓄能的優勢非常明顯。不過如果要是為新能源服務，有些特點就需要注意。例如，新能源發電可能由于天氣的變化，偶爾出現較長時間電力短缺，面對這種局面，純抽水蓄能能不能保證長時間的供電，是一個大問題。為此，現在各國的科技界都在探討“長時蓄能”問題，事實上，混合式的抽水蓄能就是一種非常理想的“長時蓄能”方式。

其次，現階段由于我們電網中還有大量的過剩煤電機組，在很多地方新建抽水蓄能電站的經濟性很難予以保證。而由常規水電站改造的混合式抽水蓄能電站，往往運行成本比較低。因為，其運行人員和送出線路等都可以利用原有水電站的，無須增加額外費用。所以，其經濟競爭力肯定會好于新建的純抽水蓄能電站。

此外，所有水、風、光互補的發電系統的最后發展趨勢，一般都需要加裝抽水蓄能功能，提高整個系統對風、光的接納能力。龍羊峽是全球水光互補的典型樣板，他們對常規水電站抽水蓄能改造的愿望就十分迫切，這其實非常有代表性。今后所有具備條件的水、風、光互補基地，發展到了一定程度之后，幾乎都會提出這種要求。再加上我國的水能資源非常豐富，已開發的梯級水電站眾多，所以，這種抽水蓄能改造的作用將會非常巨大。特別是在冬季的枯水期，雖然常規水電站的發電能力普遍會有所下降，但卻是發揮其抽水蓄能功能的大好時機。

總之，“服務于新能源發電的隨機性和不確定性”與“服務于傳統煤電、核電”的調峰特點有所不同，對于前者，混合式抽水蓄能的優勢將會非常明顯。因此，大家都應該非常重視《抽水蓄能中長期發展規劃（2021～2035年）》中倡導的常規水電站抽水蓄能改造工作。

5 結論

根據上述的分析，本文得到的結論主要有3點：

（1）電力“雙碳”是全社會“雙碳”的前提、關鍵。

（2）當前最高效、最經濟的儲能方式是開發建設抽水蓄能電站。

（3）要解決風電、光伏等新能源入網的調峰難題，還須重視龍頭水庫電站的建設和常規水電站的抽水蓄能改造。