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当前抽水蓄能存在发展滞后问题,推动抽水蓄能与新型储能协同发展

admin2022-08-2016

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构建新型电力系统是推动可持续发展、实现碳达峰碳中和目标的重要举措。抽水蓄能作为新型电力系统的重要组成部分,在能源清洁低碳转型发展过程中充当着重要角色。


自《国家发展改革委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)及《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)》发布以来,社会各界就抽水蓄能在构建新型电力系统中的重要作用和进一步加快开发抽水蓄能已形成广泛共识,行业对抽水蓄能的关注和参与也呈现出前所未有的新局面,但抽水蓄能快速发展的同时也出现了一些新的问题。


01


抽水蓄能的资源价值


抽水蓄能是一种经济资源。抽水蓄能可以把低价值能源转换成高价值能源,可以优化系统能源资源的利用,实现对不同价值、不同质量电能的时空移动,可以产生比他消耗的能源多得多的经济价值。


抽水蓄能是系统中一种不可缺少的特殊生产资源,依托于电力系统的高可靠性、顶峰填谷、调频调相等客观需求而存在的。常规电源有其调节约束,不能完全满足系统在故障等运行工况下的调节需求,需要备有一定容量的抽水蓄能,以备系统可以动态的随时的调用以应对其客观特性。


抽水蓄能站址资源本身是一种稀缺资源。抽水蓄能站址选择受制于外部环境因素,对水头、地质等要求较高,地理位置、自然条件优良的站址有限。如同煤炭、石油及常规水电资源一样,抽水蓄能站址资源本身是一个国家的稀缺资源。



02


抽水蓄能电站功能作用


1.保障电力系统安全稳定运行和电力有序供应


(1)充当事故应急电源,保障系统安全稳定运行。系统发生大功率缺失后,为了保障频率稳定、控制潮流在运行限额内,需要及时增加发电出力。相比煤电、气电,抽水蓄能机组启动时间短、调节速率快,可在一分钟左右从停机开至满发;相比常规水电,抽水蓄能电站更靠近负荷中心,大幅增发不影响系统稳定,且支撑系统电压的作用更强。因此,抽水蓄能已经成为电力系统中最优先调用的应急电源,在多次重大事故处理时紧急开机满发,有力地保障了系统安全稳定运行,是安全保底电力系统的重要组成部分。


抽水蓄能机组在应对北京“5.29”燃气机组大规模停机事件中,为保障首都电网安全稳定运行发挥重要作用。2019年5月29日,北京地区燃气机组因燃气压力低发生大规模停机事件,北京电网受电比例及各分区主变负载率迅速上升,网内电压支撑能力不足,系统安全稳定运行受到严重威胁。事故处置过程中,华北电力调控分中心迅速开启十三陵抽水蓄能机组,有效缓解功率缺额、主变负载率过快上升及电压支撑能力不足等问题,为保障首都电网安全稳定运行发挥重要作用。


抽水蓄能机组在英国“8.9”大停电事故中,为迅速恢复系统至正常运行状态发挥重要作用。当地时间2019年8月9日傍晚,英国发生大面积停电事故,波及包括首都伦敦在内的英格兰、威尔士等大片地区,造成约100万用户停电。事故处置过程中,英国电网调度机构积极采取措施,调用抽水蓄能机组等快速响应能力,短时增加出力124万千瓦,迅速恢复频率至50Hz,恢复系统至正常运行状态。


(2)作为黑启动电源,在大停电发生后及时恢复供电。近年来,美国、英国、印度、巴西等国发生的大停电事故警示我们,发生大面积停电的风险始终存在,电力系统中须配置一定规模的黑启动电源。抽水蓄能电站上库蓄能可靠、启动速度快、发电出力调节灵活、可持续供电时间长,是系统首选的黑启动电源,可为保障极端事故下的电力系统快速有序恢复提供有力支撑。


(3)承担系统尖峰负荷,保障电力有序供应,容量效益明显。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。充分发挥抽水蓄能电站容量效益,保障系统迎峰度夏期间尖峰负荷供给,减少了系统为应对短时尖峰负荷的燃煤等机组装机容量。


例如,2017、2018年,“三华”电网负荷大于97%当年最大负荷的小时数约在30小时左右,占全年时长比重在0.3%左右;大于95%当年最大负荷的小时数约在50小时左右,占全年时长比重在0.6%左右。在夏季大负荷期间,华东电网抽水蓄能电站总体呈现“两抽三发”或“三抽三发”方式运行,华北、华中电网抽水蓄能电站总体呈现“一抽两发”方式运行,有力的保障电力平衡,减少了用户有序用电。


2.提升清洁能源利用水平


抽水蓄能削峰填谷作用明显,可有效助力系统消纳清洁能源。一是抽水蓄能电站顶峰发电的能力,可减少常规机组开机方式,降低系统中常规机组的最低技术出力,为消纳清洁能源腾出空间。二是弃电时段,抽水蓄能电站可以抽水储能,将弃电量存储起来,提升清洁能源利用水平。此外,抽水蓄能调节迅速灵活,是应对高比例新能源系统有功波动性变大的有效手段。


(1)提升新能源利用水平,实现新能源消纳“双升双降”。夜间低谷时段风电消纳、午间平峰时段光伏消纳困难。充分发挥抽水蓄能电站顶峰填谷优势,电站在中午平峰、后夜低谷时段抽水使用频繁,有效助力新能源消纳。


华东电网光伏装机超4000万千瓦,仅次于西北电网,午间光伏大发时段电网调峰困难,安徽电网“净负荷”曲线已呈现“鸭形曲线”。安排江苏宜兴、桐柏,浙江仙居,安徽响洪甸等抽水蓄能电站在午间增加一次抽水,可帮助华东地区实现新能源全额消纳。


东北电网新能源装机超4000万千瓦,夜间低谷时段风电消纳困难。东北电网蒲石河、白山抽水蓄能电站配合风电运行频繁启停,其中蒲石河电站在所有大中型电站中日台均启动次数最高,帮助东北地区新能源利用率维持98%以上。


华北电网风电、光伏装机均超4000万千瓦。在弃电时段,积极调用山东泰山、河北张河湾、山西西龙池等抽水蓄能电站,帮助华北地区新能源利用率在98%以上。


(2)提升华东电网消纳区外清洁电力能力。每年三季度为西南、华中地区汛期,水电外送需求大,华东电网受入的复奉、锦苏、宾金及三峡送出直流等跨区系统持续高功率运行,基本不参与受端调峰,夜间负荷低谷时段华东电网调峰压力大。加大华东地区抽水蓄能电站低谷抽水电力,最大抽水电力超800万千瓦,接近满抽,帮助华东地区消纳区外清洁电。


(3)有效应对新能源装机占比持续提升给系统带来的调节压力。随着系统中新能源装机比例持续增大,系统有功波动性变大,极大增加了系统调节难度,需要灵活调节电源配合运行。充分发挥抽水蓄能电站启停迅速、调节灵活的特点,机组利用方式逐渐由计划性的启停调峰向根据系统调峰、调频实际需要灵活启停转变,以更好的发挥促消纳、保安全作用。2019年,新能源装机占比较大的华北、东北地区,电站启动次数同比增长7.9%、11.4%。


3.改善系统发、配、用各环节性能


(1)提升火电核电水电的综合利用率,降低系统能耗。随着负荷峰谷差拉大及新能源大规模接入,系统调峰需求逐渐扩大。如全由火电、核电承担调峰任务,会增加系统安全隐患,并降低发电设备运行效率。利用抽水蓄能电站调峰,能够减轻其他电源的调峰压力,提升系统效率。对于火电,抽水蓄能电站分担调峰任务,不仅可以减少煤电机组参与深度调峰及启停调峰的次数,还能提高煤电带基荷、腰荷的时间及负荷率,两者均可提升煤电机组效率,降低煤耗。对于核电,核电频繁参与系统调峰,不仅增加机组控制难度,加大人因失误风险,影响设备可靠性,同时也会显著提高核电的发电成本,建设适当规模的抽水蓄能电站与核电配合运行,可解决核电在基荷运行时的调峰问题,提高核电站的运行效益。对于常规水电,汛期水电大发时,若要利用水电调峰则会造成弃水,利用抽水蓄能电站的调峰填谷功能,能够减少或避免汛期弃水,提高水电经济效益。


(2)配电侧促进分布式发电顺利并网。大量分布式电源接入电力系统,会带来配电网局部电压升高和向主网送电能力受限问题,影响配电网正常运行。抽水蓄能配合分布式发电联合运行,利用抽水蓄能电站的电压调节和电能存储能力,能够解决分布式电源接入后引起的高电压问题,缓解配电网输送容量约束,有效提升系统接纳分布式发电的能力。


(3)减少频率偏差,提升了用户侧电能质量。为满足国家规定的电力系统频率要求,电网所选择的调频机组必须具备反应灵敏的特点,及时调整出力适应负荷瞬时变化。由于抽水蓄能机组启停迅速、运行灵活可靠,且能大范围调整出力,能很好地适应系统负荷急剧变化的趋势,提高电网频率合格率。以京津唐电网为例,在兴建十三陵抽水蓄能电站前,其调频任务由原来的陡河火电厂和大同第二火电厂承担,由于燃煤火电机组受设备的限制,对电网频率的急剧变化适应能力差,导致频率合格率仅为98%左右,而在十三陵、潘家口等抽水蓄能电站投产后,频率合格率提升至99.99%以上,除了电网规模扩大和供电状况有所好转外,抽水蓄能电站参与电网调频起了重要作用。



03


抽水蓄能电站具备公共产品属性


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1.公共经济学对社会产品的划分


按照公共经济学的理论,所有的社会产品都可归为3类:私人产品、公共产品和准公共产品。


私人产品主要有2个特征:首先是消费的竞争性,即A先生对某一物品的消费,肯定会减少B先生对此产品的消费;其次是消费的排他性,即所有者和受益者明确,不存在他人“搭便车”的可能性。公共经济学通常以面包作为典型例证:只有一个面包,A多吃一口,B就得少吃一口;如果A为占有者,除非A准许,否则B就不能享用。


公共产品的性质与私人产品正相反,它们也有2个特征:第一是消费或使用上的非竞争性。公共产品一经产出,就如阳光普照大地一样,A多晒一会儿太阳,并不会影响B对日光浴的享受。第二是受益上的非排他性。一旦太阳高高升起,在其光辉照耀的范围内,所有的人都可便捷地享用其带来的明亮和温暖。对这种享用进行限制,即便有什么意义,也因所需成本太高而不具有可行性。典型的公共产品有国防、治安、市区道路等。


准公共产品的特征居于私人产品和公共产品之间。


2.抽水蓄能是电力系统的公共产品


从公共经济学角度,抽水蓄能提供的保障电力系统安全稳定运行、提升清洁能源利用水平、改善系统发电配电用电各环节性能(简称为“保安全、促清洁、提性能”)具备消费非竞争性和受益非排他性两个特征。


消费非竞争性体现在,抽水蓄能的保安全功能惠及系统内所有用户,一部分用户的安全可靠用电,并不会降低系统对另一部分电力消费者的供电质量;抽水蓄能提升清洁能源利用水平,既有利于促进国家能源清洁转型,也有利于“绿水青山”国家战略的实现,而环境改善惠及的是所有人而不是某一部分人;抽水蓄能电站能够同时多种辅助服务,改善发电环节性能并不妨碍促进分布式发电并网和提升用户侧电能质量。


受益非排他性体现在,在保安全方面,系统没有可行的手段对用户厚此薄彼,将一些用户排除于系统的安全与可靠性之外;在促清洁方面,抽水蓄能有助于使所有人生活在优美的环境中,要让某些人不能享受到优美环境的好处是不可能的;在提性能方面,要让电力系统某一环节独享抽水蓄能的服务而阻碍其他环节享受相应服务,从技术上看不可行,从经济上看不合算。


从服务对象角度,抽水蓄能电站服务的是电力系统全环节而非某一单独主体或环节。电力行业属于公用事业,电力系统依靠公共管理才能运行,而抽水蓄能电站提供“保安全、促清洁、提性能”等功能又主要服务于电力系统的公共管理。


综合以上两方面因素,抽水蓄能作为电力系统的“稳定器”“调节器”“平衡器”,所提供的的调峰填谷、备用、调频、调相、黑启动等服务,是为了确保整个电力系统安全、稳定、经济运行,抽水蓄能电站提供的产品相当于电力系统的公共产品。


04


抽水蓄能发展存在滞后问题


抽水蓄能在新型电力系统中的作用不言而喻,然而,其开发建设规模与需求相差甚远。数据显示,我国2010年风能和太阳能发电装机仅有2984万千瓦,然而到2021年底,两项新能源装机总量达到6.34亿千瓦,增长21倍之多。而同期抽水蓄能电站装机从2010年的1691万千瓦增加到2021年的3639万千瓦,增加仅2.1倍。


“大量稳定性差的风、光电进入电力系统,带来了电网稳定性和安全性的巨大隐患。”中国大坝工程学会理事长矫勇表示,由于抽水蓄能电站发展严重滞后,燃气发电成本高,调蓄能力有限,电力系统调峰能力严重不足,不得不大力推动煤电机组灵活性改造,承担电网调峰任务。“要实现2030年抽水蓄能电站投产1.2亿千瓦的目标任务,未来9年,现有装机规模几乎需要翻两番,远超过去10年翻一番的水平,时间紧、任务重。”


为加快抽水蓄能电站开发建设进度,记者了解到,不少电网侧企业采取了一系列行动,提升电网弹性。例如,国网浙江电力,正着力加快推进全省抽水蓄能开发建设。“我们正在研究探索风光储一体化发展模式,广泛吸引社会资本参与开发,促进新能源+抽水蓄能联合开发,通过市场帮助投资主体获取收益、回收成本,拉动市场积极性。”浙江电力相关负责人表示。


“抽水蓄能工程开发最大的风险是半途而废。例如,论证不充分、开发目标不明,导致系统风险。”中国电建集团总工程师周建平坦言,抽水蓄能建设的难题是,复杂工程地质与水文地质条件、复杂地基处理及建筑结构形式等均会使建设成本超支。


05


加强新型电力系统规划对抽水蓄能发展的引领


构建新型电力系统是一项复杂的系统性工程,需要同时考虑电力安全稳定、新能源比例不断提高、系统成本合理三个方面的协调,需要处理好火电机组清洁转型、风光等可再生能源有序渗透、电网协调互济能力建设、灵活性资源合理配置等方面的关系。科学规划新型电力系统的构建路径是实现碳达峰碳中和目标的基础,也是新型电力系统中各主体发展的边界和指南。


截至2021年底,我国煤电装机容量超过11亿千瓦,占发电总装机容量23.78亿千瓦的46.67%,煤电发电量50426亿千瓦时,占总发电量83959亿千瓦时的60.06%,减排压力巨大,需要在确保供应安全的情况下有序减量减容。风光装机容量6.35亿千瓦,仅占技术可开发总量57亿千瓦的11.14%,发电量9828亿千瓦时,仅占总发电量的11.7%,风光装机及发电量具有巨大的提升空间,需要在电网中加速渗透。


系统灵活性资源严重缺乏,抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比仅为6.1%,尤其是抽水蓄能总装机容量3639万千瓦,仅占总装机容量的1.53%,需全力加快开发建设,此外还需要利用数字模拟技术预测新能源在供给侧的出力、精准管控挖掘需求侧管理潜力、扩大火电机组灵活性改造的比例、提高电网大范围优化配置资源的能力,以应对系统调节能力不足的问题。同时,系统中部分主体能提供的功能类似的服务,比如在电网中配置储能和增加联络线均可以改善局部潮流,配置抽水蓄能电站能够代替部分调相机的作用等等。在这种情况下,各主体的协调发展、资源的优化配置、经济成本的节约均依赖于科学合理的规划,并需从更大范围和更长时间尺度上进行统筹。


在“源随荷动”的传统电力系统时代,我国电源与电网的规划就存在一定不协调的问题。在“源网荷储”共同发展的新型电力系统时代,协同规划的重要性进一步放大。抽水蓄能作为电力系统中重要的清洁灵活性调节电源,在保障大电网安全、服务清洁能源消纳和优化系统运行方面发挥着重要的作用,更应加强规划引领、充分考虑自身开发与新型电力系统建设需求的衔接。进入“十四五”以来,国家相继发布了《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)》《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》《“十四五”可再生能源发展规划》(发改能源〔2021〕1445号)等文件,但都局限于本行业领域,对于电力行业整体统筹和指导意义较大的电力发展“十四五”规划也还未正式发布。建议由国家主管部门出台新型电力系统建设的中长期规划,以指导电力行业其他规划的制定和滚动调整,达到优化配置资源的目的。



06


抽水蓄能与新型储能的协同发展


截至2021年底,我国已投运的新型储能572.97万千瓦,其中锂离子电池占比89.7%、铅蓄电池占比5.9%、压缩空气占比3.2%、其他形式合计占比1.2%。抽水蓄能装机容量3639万千瓦,是新型储能的6倍以上。新型储能和抽水蓄能均是新型电力系统的重要组成部分,联合布置在电力系统中能够发挥各自优势,进一步增强系统调节能力,但二者在功能作用、应用场景上又有明显的区别。


新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术,包括电化学储能、飞轮、压缩空气、氢(氨)储能等。各类新型储能电站大多具有建设周期短,选址简单灵活的优点,但目前经济性尚不理想。其中,电化学储能规模通常为10~100兆瓦级,响应速度在几十至几百毫秒、能量密度高、调节精度好,主要适合分布式调峰应用场景,通常接入中低压配网或新能源场站侧,在技术上适合频繁快速调节环境,例如一次调频和二次调频等。压缩空气储能以空气为介质,具有容量大、充放电次数多、寿命长的特点,但目前效率相对较低,压缩空气储能是与抽水蓄能最为类似的储能技术,对于沙漠、戈壁、荒漠等不适宜布置抽水蓄能的地区,压缩空气储能的布置能够有效配合大型风光基地新能源的消纳,发展潜力较大;氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体,其大规模、长周期储能的特点能够促进异质能源跨地域和跨季节优化配置,是未来国家能源体系的重要组成部分,具有广阔的应用前景。


与之相比,抽水蓄能电站技术成熟度高、容量大、寿命长、可靠性高、经济性好,适用于调峰容量需求或调峰电量需求较大的场景,并以较高电压等级接入主网中。考虑到碳达峰碳中和目标的要求和此前开发进度相对落后的实际情况,为加快抽水蓄能的开发进度,实现装机容量快速提升的要求,我国抽水蓄能电站标准化建设的步伐进一步加快。标准化建设是应对抽水蓄能电站进入开发、建设、投产高峰叠加期后各种困难挑战的重要举措,有助于设备制造进度的加快和质量的提高、有助于基建工作的安全有序推进、有助于生产运行管理效率的提高,是抽水蓄能向精益化方向发展的重要保障。


与此同时,抽水蓄能的多样化发展也逐渐被重视。首先是抽水蓄能中长期规划提出加强中小型抽水蓄能的开发,中小型抽水蓄能具有站点资源丰富、布局灵活、距离负荷中心近、与分布式新能源结合紧密等优势,是抽水蓄能开发的重要补充。其次是探索海水抽水蓄能的开发和应用,大规模海上风电的并网消纳需要配置相应的灵活性调节资源,根据2017年发布的《关于发布海水抽水蓄能电站资源普查成果的通知》(国能新能〔2017〕68号)显示,我国海水抽水蓄能资源主要集中在东部沿海5省和南部沿海3省的近海及所属岛屿区域,拥有较好的开发前景。最后是结合电网调节需求统筹考虑装机容量和利用小时数。在新能源比例不断提高且将来成为能源供给主体的趋势下,大容量长时间储能将成为刚需。在具备条件的站址应适当考虑增大库容,延长利用小时数,不应受制于单位容量造价指标等因素的限制而脱离系统的需求。


因此,在我国电力系统灵活性资源严重缺乏的现状下,抽水蓄能与新型储能都具有广阔的发展前景,应根据二者技术特点的差异,在充分考虑接入场景不同的前提下,结合区域电力系统的实际需求,以安全稳定、清洁能源消纳等边界条件为约束,在容量和布局上进行协同布置以达到最优效果。


本文来源:全国能源信息平台,风光储网,中国能源报


注:文章内的所有配图皆为网络转载图片,侵权即删!

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