抽水蓄能電站減碳效益研究

李長健

（華東天荒坪抽水蓄能有限責任公司，浙江省湖州市 313302）

0 引言

自20世紀60年代后期研究開發抽水蓄能，到20世紀90年代開始建設大型抽水蓄能電站，抽水蓄能在我國從認知、應用、爭議，直至當前需要加快發展的急迫呼聲中跌宕曲折，一路向前。

多重影響中，價格機制是抽水蓄能發展的重大制約因素。

反映抽水蓄能收益的價格機制主要經歷了三個階段：一是“未實行獨立價格機制”階段，以“發改能源〔2004〕71號”文件為遵循；二是“明確了獨立價格機制，但成本傳導渠道尚未理順”階段，以“發改價格〔2014〕1763號”文件為遵循；三是“市場競價過渡定價機制和成本傳導機制確立”階段，以“發改價格〔2021〕633號”文件為遵循[1]。

以國家發展改革委“發改價格〔2021〕633號”文發布為標志，抽水蓄能價格機制得以進一步優化完善，形成了較好的當前結果。

電量電價+容量電價+收費輔助服務是當前抽水蓄能電站基本的收益格局。

抽水蓄能電站的環境正效益一直被提及但未能被量化。在加快發展抽水蓄能、深化電力市場化、“雙碳”目標及碳排放市場交易等經濟社會大背景下，厘清抽水蓄能電站的價格機制、利益來源并尋求將抽水蓄能電站的減碳效益量化核算是本文研究之目的。

1 減碳行動

1948年12月，著眼于人類發展進步，聯合國頒布《世界人權宣言》，對地球人類如何爭取、維護、改善和發展自身權益提出指導，形成遵循。該宣言指出，建設一個人人免于匱乏的世界乃是普通人的最高愿望之一。

近代科學技術的迅猛發展催生了工業革命，工業革命極大地提高了社會生產力。科技進步與工業發展為建設一個人人免于匱乏的世界打下了基礎，提供了保障。

和科技進步與工業發展相伴隨的是，人類空前規模地利用能源，改造和利用環境。

利用能源，改造和利用環境帶來的負面效應，逐漸被人們所認知。“在現代，如果人類明智地改造環境，可以給各國人民帶來利益和提高生活質量；如果使用不當，就會給人類和人類環境造成無法估量的損害”。

1972年6月，聯合國發布《聯合國人類環境會議宣言》，形成七點共同看法和二十六項原則，環境問題由此上升為國際問題并形成全球共識。

在環境問題上，除了空氣、水源、土壤污染之外，大量利用化石能源，從而導致溫室氣體增加的危害最具有全球普遍性和相互聯系。

1992年5月，150多個國家以及歐洲經濟共同體共同簽署形成了《聯合國氣候變化框架公約》（以下簡稱《公約》）。《公約》明確要將大氣溫室氣體濃度維持在一個穩定的水平，在該水平上確保人類活動對氣候系統的災難性干擾不會發生。

工業發達國家較早開始碳排放并積累至今。作為發展中國家，中國于1992年11月批準《聯合國氣候變化框架公約》。1994年3月《公約》生效后，中國同步開始履行《公約》規定的義務。

20世紀中葉以來，全球平均溫度的升高主要是由化石燃料燃燒和土地利用變化等人類活動增排的溫室氣體導致的。當前，全球變暖趨勢仍在持續，中國北方地區極端降雨天氣正在增加。

氣象監測數據表明，2020年，全球平均溫度較工業化前水平（1850～1900年平均值）高出1.2℃。2011～2020年，是1850年以來最暖的十年。2020年，亞洲陸地表面平均氣溫比常年值偏高1.06℃，是20世紀初以來的最暖年份。

按照1997年國際簽署的《京都議定書》的約定，二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亞氮（N2O）、氫氟碳化物（HFCs）、全氟碳化物（PFCs）及六氟化硫（SF6）等六種氣體是人類需要共同削減的溫室氣體。在這六種溫室氣體中，二氧化碳是人類活動排放的主體，是全球升溫的最大影響因子。控制溫室氣體排放主要就是要減排二氧化碳。

當前，我國已是全球最大的能源生產國與消費國。自2006年起，我國已成為全球最大的碳排放國。

2019年，中國一次能源生產總量達39.7億t標準煤，煤炭消費占能源消費總量的57.7%，碳排放處于高位。圖1為中國能源生產情況（數據來源：國家統計局）。

圖1 中國能源生產情況（2012～2019年）Figure 1 Energy production in China （2012 ～ 2019）

習近平主席在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上宣布，中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。

減碳國策既是中國對國際社會與地球環境的承諾，也是對我國經濟轉型升級、提質增效的倒逼。在達成目標與保持發展矛盾中，中國的減排減碳任務迫切而艱巨。

2 電力減碳與新型電力系統

2.1 減碳與新型電力系統

中國控制溫室氣體排放行動目標包括單位國內生產總值CO2排放和非化石能源占一次能源消費比重2項指標。

當前，我國化石能源占一次能源比重為85%，產生的碳排放約為每年98億t，占全社會碳排放總量的近90%。中國碳排放總量占全球比重達29%，人均碳排放量比世界平均水平高46%[2]。

電力是直接使用一次能源最大的行業，電力行業的減碳行動對減碳國策具有重大影響。有效利用水能、風能、太陽能等非化石一次能源，提升利用非化石一次能源生產電能的比重，提升電力系統調度運行效能，是電力行業助力減碳行動的三大著力點。

2021年3月15日，中央財經委員會第九次會議研究部署實現“碳達峰、碳中和”的基本思路和主要舉措時指出，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。

電力系統從未停止過創新發展和更新換代。當前提出建設新型電力系統的不同之處就在于，著眼于生態文明與人類可持續發展，依托電力這一能源核心與平臺，以減碳、零碳（近零碳）利用能源為終極目標。

為實現這一目標，加大風電與光伏發電開發是毫無爭議的選項，而風能與光伏太陽能的隨機性與波動性決定了電力系統需要配套加大儲能項目建設。在當前技術條件下，抽水蓄能是電力系統最佳儲能與調節選項。

2.2 新型電力系統中的抽水蓄能電站

電網是電力系統的“橋梁”和“紐帶”，在建設新型電力系統過程中，電網的核心作用將更加突出。

新型電力系統需解決高比例新能源接入下系統的隨機性與波動性問題，需增強電網大范圍配置資源的能力[3]。

經過不斷發展，當前的電網架構已逐步形成大網與分布式能源系統、微電網、交直流混合電網共存并緊密聯系的格局。

新型電力系統建設將進一步推高電網的“雙高”特性。

一方面風力與太陽能發電大規模接入電網，電網由此具有了以間歇性、波動性、不穩定性為主要特性的高比例清潔能源接入特性。另一方面供給側新能源及直流電網接入，負荷側充電汽車及大型變頻電機接入，使得電網中增加了大量電能變換和控制電路方面的大功率電子器件（高比例電力電子設備）。電力電子裝置具有增大變壓器電壓降，降低了電網系統供電質量的特性。

為應對這些變化，電網系統中的抽水蓄能需發揮更為突出的作用。

當前，國網新源控股有限公司（以下簡稱國網新源公司）將抽水蓄能電站總結為六大功能：調峰、調頻、調相、儲能、系統備用與黑啟動[4]；五大經濟技術優勢：容量大、工況多、速度快、可靠性高與經濟性好；三大基礎作用：保障大電網安全、促進新能源消納與提升全系統性能。

抽水蓄能電站參與新型電力系統的功能、優勢和基礎作用各方已形成共識，增強抽水蓄能作為獨立市場主體的經濟效益是加快抽水蓄能發展的一個大力推手。

3 抽水蓄能電站減碳效益

3.1 抽水蓄能電站效益核算

改革開放后的“七五”時期，國家出臺了一系列加快電力建設的政策措施，中國發電裝機容量快速增長，電力長期供不應求的矛盾得到緩和。

從“八五”后期開始，結構性矛盾上升為電力系統的主要矛盾，也正是在“八五”時期，抽水蓄能納入國家建設計劃。在部分火電比重較大的區域電網，抽水蓄能電站率先開建。

電力體制改革（國發〔2002〕5號文）后，抽水蓄能電站的歸屬成為一個需待明確的問題。

2004年1月，國家發展改革委以《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》（發改能源〔2004〕71號）文對抽水蓄能電站相關問題進行了明確。71號文件規定：抽水蓄能電站原則上由電網經營企業建設和管理，其建設和運行成本納入電網運行費用統一核定。由此，抽水蓄能在物權上歸屬電網公司，其獨立價格機制不具備。

2014年，國家發展改革委發布《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號），規定了抽水蓄能價格機制，確立了抽水蓄能電站獨立定價的兩部制電價機制。

當前，以國家發展改革委《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號）文件發布為標志，抽水蓄能價格機制得以進一步優化完善，抽水蓄能電量電價與容量電價的費用分攤疏導問題得到解決，抽水蓄能迎來良好的發展空間。

以華東抽水蓄能電站為例，對照“發改價格〔2021〕633號”文件及華東兩個細則（華東監能市場〔2019〕30號），當前抽水蓄能電站的基本收益由電量電價、容量電價及有償輔助服務三個主要部分構成。

電量電價：抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行，上網電價按燃煤發電基準價執行。

容量電價：成本調查基礎上，對標行業先進水平合理確定核價參數，按照經營期定價法核定抽水蓄能容量電價。

“發改價格〔2021〕633號”文鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，依照華東兩個細則，華東區域抽水蓄能電站輔助服務補償機制已確認并得到執行。

為電網提供輔助服務是抽水蓄能電站的優勢所在，按照華東兩個細則，并網電廠輔助服務區分為基本輔助服務和有償輔助服務。

基本輔助服務是指為了保障電力系統安全穩定運行，保證電能質量，發電機組必須提供的輔助服務，包括一次調頻、基本調峰、基本無功調節。

有償輔助服務是指并網發電廠在基本輔助服務之外所提供的輔助服務，包括自動發電控制（AGC）、低頻調節、有償調峰、有償無功調節、自動電壓控制（AVC）、旋轉備用、黑啟動、快速甩負荷（FCB）。

有償范圍內的輔助服務形成了抽水蓄能電站的第三部分收益。圖2為華東某抽水蓄能電站三項收益占比，圖3為華東某抽水蓄能電站有償輔助服務收益。

圖2 華東某抽水蓄能電站三項收益占比（2018～2020年）Figure 2 Proportion of three benefits of a storage power station in East China （2018 ～ 2020）

圖3 華東某抽水蓄能電站有償輔助服務收益Figure 3 Income from paid auxiliary services of a storage power station in East China

從抽水蓄能電站目前已有的收入構成上看，有償輔助服務占比較小，單一抽水蓄能電站近年來還呈逐年下降趨勢。

3.2 抽水蓄能電站減碳效益量化核算

核算抽水蓄能電站減碳收益涉及因抽水蓄能電站運行可減少的二氧化碳量和減少單位二氧化碳所能產生的經濟效益兩個方面。

3.2.1 碳效益核算

目前國際上主要有兩種間接計算CO2經濟價值的方法，一種為“碳稅法”，另一種為“造林成本法”。

“造林成本法”，即將固定大氣中CO2所付出的造林成本視為減少CO2排放所產生的效益。

本文采用“造林成本法”進行抽水蓄能電站減碳效益研究。

按照分子量計算（44.01÷12=3.67），1t碳在氧氣中完全燃燒將產生3.67t CO2。

聯合國糧農組織研究表明，熱帶森林固碳的造林成本為25～30美元/t碳。美國國家環保局研究結果，北寒帶、溫帶和熱帶各類森林固定CO2成本小于30美元/t碳。

在中國根據《中國生物多樣性國情研究報告》，培育木材的成本為240元/m3，折合260.9元/t碳，換算成CO2的價值為 71.09 元 /t。

標準煤的碳排放系數取0.68（ 中外綜合），標準煤的CO2排放系數為：1×0.68×3.67=2.496。

每燃燒1t標準煤，將產生2.496t CO2。

在上述數據基礎上，抽水蓄能電站減排CO2的經濟效益算式如下：

式中：ICO2——減碳經濟效益，元；

RCO2——因抽水蓄能電站投入使用而節約的標準煤量，t。

3.2.2 火電—蓄能聯動算例

早期抽水蓄能電站主要為頂峰而立項建設，一方面因其與所能替代的火電機組（提供尖峰工作容量）相比，單位千瓦造價要低。另一方面因其具有較好的調節能力。

《天荒坪抽水蓄能電站初步設計報告》中提到“本電站可承擔華東電網峰谷差360萬kW，如以火電機組替代，即使今后火電機組可調幅度提高到25%，也需動用約1400萬kW火電機組作變出力運行，經按隨機生產模擬法和等微增率法作電網中有、無天荒坪抽水蓄能電站的全門燃料消耗計算，當與12.5萬kW和60萬kW火電機組相比時，有天荒坪比無天荒坪全網全年分別節省標準煤40萬t和13 萬 t”。

以當時火電機組容量的上下線取其算術平均值，天荒坪抽水蓄能電站全年可為電力系統節約標準煤26.5萬t。

天荒坪抽水蓄能電站每年可為電力系統減排CO2（按設計值）RCO2=26.5 萬 t×2.496=66.1334 萬 t。

年度減碳收益ICO2=RCO2×2.496×71.09=11734.75萬元。

從以上算例可見，裝機容量180萬kW的抽水蓄能電站每年的減碳收益較為可觀。

另據火電行業污染物環境價值標準及相應數學模型計算，國網新源公司系統部分抽水蓄能電站減碳能力如表1所示[8]。

表1 部分抽水蓄能電站減碳能力Table 1 Carbon reduction capacity of some storage power station

運用科學方法，測算出抽水蓄能電站的減碳量，則其減碳經濟效益亦可量化測算。

3.2.3 區域電網碳排放因子算例

為與國際減碳共同行動及促進中國清潔發展，國家發展改革委自2006年開始逐年確定并發布中國區域電網碳排放基準線排放因子。該數據可作為CO2減排量的計算參考和引用，且具有較高的權威性與動態適用性。表2為華東電網連續9年基準線排放因子（數據來源：生態環境部）。

表2 華東電網連續9年基準線排放因子Table 2 Baseline emission factors of East China power grid for 9 consecutive years

從表2中數值變化趨勢可見，除了2015年略有波動，華東電網范圍單位電量的CO2排放保持逐年遞減。按照當前能源利用政策與新型電力系統建設要求，區域電網碳排放因子逐年遞減應為必然。

以發布的區域電網碳排放因子為參照，抽水蓄能電站減碳效益可用以下算例。

（1） 區域電網年度減碳量GCO2=電網排放因子遞減值（上年度 - 本年度）×區域電網年度總電量（ 單位：t）。

（2） 抽水蓄能貢獻率CR：區域電網抽蓄電量 /（火電+核電+風電+光伏）總電量。

（3） 抽水蓄能減碳量RCO2=GCO2×CR（t）。

抽水蓄能減碳收益ICO2=RCO2×2.496×71.09（元）。

4 結束語

減碳離不開新型電力系統建設，新型電力系統建設離不開抽水蓄能的加快發展。市場化收益是抽水蓄能發展的客觀需求與根本方向。

2021年7月16日，全國碳排放權交易在上海環境能源交易所正式啟動并形成實質性交易，2225家重點排放電力企業進入市場。以此為標志，市場主體減碳能力的經濟量化與市場化將會加速與普及。

當前，多方條件均已具備，落實抽水蓄能電站減碳效益量化核算正當其時，意義重大。希本文的研究成果能給管理層及政策制定者一個新的參考視角，一個對“發改價格〔2021〕633號”文可能的補充建議。

通過各方努力，更好發展抽水蓄能，加快建設新型電力系統，更早達成“雙碳”目標。