抽水蓄能电站减碳效益研究

李长健

（华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司，浙江省湖州市 313302）

0 引言

自20世纪60年代后期研究开发抽水蓄能，到20世纪90年代开始建设大型抽水蓄能电站，抽水蓄能在我国从认知、应用、争议，直至当前需要加快发展的急迫呼声中跌宕曲折，一路向前。

多重影响中，价格机制是抽水蓄能发展的重大制约因素。

反映抽水蓄能收益的价格机制主要经历了三个阶段：一是“未实行独立价格机制”阶段，以“发改能源〔2004〕71号”文件为遵循；二是“明确了独立价格机制，但成本传导渠道尚未理顺”阶段，以“发改价格〔2014〕1763号”文件为遵循；三是“市场竞价过渡定价机制和成本传导机制确立”阶段，以“发改价格〔2021〕633号”文件为遵循[1]。

以国家发展改革委“发改价格〔2021〕633号”文发布为标志，抽水蓄能价格机制得以进一步优化完善，形成了较好的当前结果。

电量电价+容量电价+收费辅助服务是当前抽水蓄能电站基本的收益格局。

抽水蓄能电站的环境正效益一直被提及但未能被量化。在加快发展抽水蓄能、深化电力市场化、“双碳”目标及碳排放市场交易等经济社会大背景下，厘清抽水蓄能电站的价格机制、利益来源并寻求将抽水蓄能电站的减碳效益量化核算是本文研究之目的。

1 减碳行动

1948年12月，着眼于人类发展进步，联合国颁布《世界人权宣言》，对地球人类如何争取、维护、改善和发展自身权益提出指导，形成遵循。该宣言指出，建设一个人人免于匮乏的世界乃是普通人的最高愿望之一。

近代科学技术的迅猛发展催生了工业革命，工业革命极大地提高了社会生产力。科技进步与工业发展为建设一个人人免于匮乏的世界打下了基础，提供了保障。

和科技进步与工业发展相伴随的是，人类空前规模地利用能源，改造和利用环境。

利用能源，改造和利用环境带来的负面效应，逐渐被人们所认知。“在现代，如果人类明智地改造环境，可以给各国人民带来利益和提高生活质量；如果使用不当，就会给人类和人类环境造成无法估量的损害”。

1972年6月，联合国发布《联合国人类环境会议宣言》，形成七点共同看法和二十六项原则，环境问题由此上升为国际问题并形成全球共识。

在环境问题上，除了空气、水源、土壤污染之外，大量利用化石能源，从而导致温室气体增加的危害最具有全球普遍性和相互联系。

1992年5月，150多个国家以及欧洲经济共同体共同签署形成了《联合国气候变化框架公约》（以下简称《公约》）。《公约》明确要将大气温室气体浓度维持在一个稳定的水平，在该水平上确保人类活动对气候系统的灾难性干扰不会发生。

工业发达国家较早开始碳排放并积累至今。作为发展中国家，中国于1992年11月批准《联合国气候变化框架公约》。1994年3月《公约》生效后，中国同步开始履行《公约》规定的义务。

20世纪中叶以来，全球平均温度的升高主要是由化石燃料燃烧和土地利用变化等人类活动增排的温室气体导致的。当前，全球变暖趋势仍在持续，中国北方地区极端降雨天气正在增加。

气象监测数据表明，2020年，全球平均温度较工业化前水平（1850～1900年平均值）高出1.2℃。2011～2020年，是1850年以来最暖的十年。2020年，亚洲陆地表面平均气温比常年值偏高1.06℃，是20世纪初以来的最暖年份。

按照1997年国际签署的《京都议定书》的约定，二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）、氢氟碳化物（HFCs）、全氟碳化物（PFCs）及六氟化硫（SF6）等六种气体是人类需要共同削减的温室气体。在这六种温室气体中，二氧化碳是人类活动排放的主体，是全球升温的最大影响因子。控制温室气体排放主要就是要减排二氧化碳。

当前，我国已是全球最大的能源生产国与消费国。自2006年起，我国已成为全球最大的碳排放国。

2019年，中国一次能源生产总量达39.7亿t标准煤，煤炭消费占能源消费总量的57.7%，碳排放处于高位。图1为中国能源生产情况（数据来源：国家统计局）。

图1 中国能源生产情况（2012～2019年）Figure 1 Energy production in China （2012 ～ 2019）

习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

减碳国策既是中国对国际社会与地球环境的承诺，也是对我国经济转型升级、提质增效的倒逼。在达成目标与保持发展矛盾中，中国的减排减碳任务迫切而艰巨。

2 电力减碳与新型电力系统

2.1 减碳与新型电力系统

中国控制温室气体排放行动目标包括单位国内生产总值CO2排放和非化石能源占一次能源消费比重2项指标。

当前，我国化石能源占一次能源比重为85%，产生的碳排放约为每年98亿t，占全社会碳排放总量的近90%。中国碳排放总量占全球比重达29%，人均碳排放量比世界平均水平高46%[2]。

电力是直接使用一次能源最大的行业，电力行业的减碳行动对减碳国策具有重大影响。有效利用水能、风能、太阳能等非化石一次能源，提升利用非化石一次能源生产电能的比重，提升电力系统调度运行效能，是电力行业助力减碳行动的三大着力点。

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议研究部署实现“碳达峰、碳中和”的基本思路和主要举措时指出，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

电力系统从未停止过创新发展和更新换代。当前提出建设新型电力系统的不同之处就在于，着眼于生态文明与人类可持续发展，依托电力这一能源核心与平台，以减碳、零碳（近零碳）利用能源为终极目标。

为实现这一目标，加大风电与光伏发电开发是毫无争议的选项，而风能与光伏太阳能的随机性与波动性决定了电力系统需要配套加大储能项目建设。在当前技术条件下，抽水蓄能是电力系统最佳储能与调节选项。

2.2 新型电力系统中的抽水蓄能电站

电网是电力系统的“桥梁”和“纽带”，在建设新型电力系统过程中，电网的核心作用将更加突出。

新型电力系统需解决高比例新能源接入下系统的随机性与波动性问题，需增强电网大范围配置资源的能力[3]。

经过不断发展，当前的电网架构已逐步形成大网与分布式能源系统、微电网、交直流混合电网共存并紧密联系的格局。

新型电力系统建设将进一步推高电网的“双高”特性。

一方面风力与太阳能发电大规模接入电网，电网由此具有了以间歇性、波动性、不稳定性为主要特性的高比例清洁能源接入特性。另一方面供给侧新能源及直流电网接入，负荷侧充电汽车及大型变频电机接入，使得电网中增加了大量电能变换和控制电路方面的大功率电子器件（高比例电力电子设备）。电力电子装置具有增大变压器电压降，降低了电网系统供电质量的特性。

为应对这些变化，电网系统中的抽水蓄能需发挥更为突出的作用。

当前，国网新源控股有限公司（以下简称国网新源公司）将抽水蓄能电站总结为六大功能：调峰、调频、调相、储能、系统备用与黑启动[4]；五大经济技术优势：容量大、工况多、速度快、可靠性高与经济性好；三大基础作用：保障大电网安全、促进新能源消纳与提升全系统性能。

抽水蓄能电站参与新型电力系统的功能、优势和基础作用各方已形成共识，增强抽水蓄能作为独立市场主体的经济效益是加快抽水蓄能发展的一个大力推手。

3 抽水蓄能电站减碳效益

3.1 抽水蓄能电站效益核算

改革开放后的“七五”时期，国家出台了一系列加快电力建设的政策措施，中国发电装机容量快速增长，电力长期供不应求的矛盾得到缓和。

从“八五”后期开始，结构性矛盾上升为电力系统的主要矛盾，也正是在“八五”时期，抽水蓄能纳入国家建设计划。在部分火电比重较大的区域电网，抽水蓄能电站率先开建。

电力体制改革（国发〔2002〕5号文）后，抽水蓄能电站的归属成为一个需待明确的问题。

2004年1月，国家发展改革委以《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源〔2004〕71号）文对抽水蓄能电站相关问题进行了明确。71号文件规定：抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。由此，抽水蓄能在物权上归属电网公司，其独立价格机制不具备。

2014年，国家发展改革委发布《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），规定了抽水蓄能价格机制，确立了抽水蓄能电站独立定价的两部制电价机制。

当前，以国家发展改革委《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）文件发布为标志，抽水蓄能价格机制得以进一步优化完善，抽水蓄能电量电价与容量电价的费用分摊疏导问题得到解决，抽水蓄能迎来良好的发展空间。

以华东抽水蓄能电站为例，对照“发改价格〔2021〕633号”文件及华东两个细则（华东监能市场〔2019〕30号），当前抽水蓄能电站的基本收益由电量电价、容量电价及有偿辅助服务三个主要部分构成。

电量电价：抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行。

容量电价：成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价。

“发改价格〔2021〕633号”文鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，依照华东两个细则，华东区域抽水蓄能电站辅助服务补偿机制已确认并得到执行。

为电网提供辅助服务是抽水蓄能电站的优势所在，按照华东两个细则，并网电厂辅助服务区分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。

有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、低频调节、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、黑启动、快速甩负荷（FCB）。

有偿范围内的辅助服务形成了抽水蓄能电站的第三部分收益。图2为华东某抽水蓄能电站三项收益占比，图3为华东某抽水蓄能电站有偿辅助服务收益。

图2 华东某抽水蓄能电站三项收益占比（2018～2020年）Figure 2 Proportion of three benefits of a storage power station in East China （2018 ～ 2020）

图3 华东某抽水蓄能电站有偿辅助服务收益Figure 3 Income from paid auxiliary services of a storage power station in East China

从抽水蓄能电站目前已有的收入构成上看，有偿辅助服务占比较小，单一抽水蓄能电站近年来还呈逐年下降趋势。

3.2 抽水蓄能电站减碳效益量化核算

核算抽水蓄能电站减碳收益涉及因抽水蓄能电站运行可减少的二氧化碳量和减少单位二氧化碳所能产生的经济效益两个方面。

3.2.1 碳效益核算

目前国际上主要有两种间接计算CO2经济价值的方法，一种为“碳税法”，另一种为“造林成本法”。

“造林成本法”，即将固定大气中CO2所付出的造林成本视为减少CO2排放所产生的效益。

本文采用“造林成本法”进行抽水蓄能电站减碳效益研究。

按照分子量计算（44.01÷12=3.67），1t碳在氧气中完全燃烧将产生3.67t CO2。

联合国粮农组织研究表明，热带森林固碳的造林成本为25～30美元/t碳。美国国家环保局研究结果，北寒带、温带和热带各类森林固定CO2成本小于30美元/t碳。

在中国根据《中国生物多样性国情研究报告》，培育木材的成本为240元/m3，折合260.9元/t碳，换算成CO2的价值为 71.09 元 /t。

标准煤的碳排放系数取0.68（ 中外综合），标准煤的CO2排放系数为：1×0.68×3.67=2.496。

每燃烧1t标准煤，将产生2.496t CO2。

在上述数据基础上，抽水蓄能电站减排CO2的经济效益算式如下：

式中：ICO2——减碳经济效益，元；

RCO2——因抽水蓄能电站投入使用而节约的标准煤量，t。

3.2.2 火电—蓄能联动算例

早期抽水蓄能电站主要为顶峰而立项建设，一方面因其与所能替代的火电机组（提供尖峰工作容量）相比，单位千瓦造价要低。另一方面因其具有较好的调节能力。

《天荒坪抽水蓄能电站初步设计报告》中提到“本电站可承担华东电网峰谷差360万kW，如以火电机组替代，即使今后火电机组可调幅度提高到25%，也需动用约1400万kW火电机组作变出力运行，经按随机生产模拟法和等微增率法作电网中有、无天荒坪抽水蓄能电站的全门燃料消耗计算，当与12.5万kW和60万kW火电机组相比时，有天荒坪比无天荒坪全网全年分别节省标准煤40万t和13 万 t”。

以当时火电机组容量的上下线取其算术平均值，天荒坪抽水蓄能电站全年可为电力系统节约标准煤26.5万t。

天荒坪抽水蓄能电站每年可为电力系统减排CO2（按设计值）RCO2=26.5 万 t×2.496=66.1334 万 t。

年度减碳收益ICO2=RCO2×2.496×71.09=11734.75万元。

从以上算例可见，装机容量180万kW的抽水蓄能电站每年的减碳收益较为可观。

另据火电行业污染物环境价值标准及相应数学模型计算，国网新源公司系统部分抽水蓄能电站减碳能力如表1所示[8]。

表1 部分抽水蓄能电站减碳能力Table 1 Carbon reduction capacity of some storage power station

运用科学方法，测算出抽水蓄能电站的减碳量，则其减碳经济效益亦可量化测算。

3.2.3 区域电网碳排放因子算例

为与国际减碳共同行动及促进中国清洁发展，国家发展改革委自2006年开始逐年确定并发布中国区域电网碳排放基准线排放因子。该数据可作为CO2减排量的计算参考和引用，且具有较高的权威性与动态适用性。表2为华东电网连续9年基准线排放因子（数据来源：生态环境部）。

表2 华东电网连续9年基准线排放因子Table 2 Baseline emission factors of East China power grid for 9 consecutive years

从表2中数值变化趋势可见，除了2015年略有波动，华东电网范围单位电量的CO2排放保持逐年递减。按照当前能源利用政策与新型电力系统建设要求，区域电网碳排放因子逐年递减应为必然。

以发布的区域电网碳排放因子为参照，抽水蓄能电站减碳效益可用以下算例。

（1） 区域电网年度减碳量GCO2=电网排放因子递减值（上年度 - 本年度）×区域电网年度总电量（ 单位：t）。

（2） 抽水蓄能贡献率CR：区域电网抽蓄电量 /（火电+核电+风电+光伏）总电量。

（3） 抽水蓄能减碳量RCO2=GCO2×CR（t）。

抽水蓄能减碳收益ICO2=RCO2×2.496×71.09（元）。

4 结束语

减碳离不开新型电力系统建设，新型电力系统建设离不开抽水蓄能的加快发展。市场化收益是抽水蓄能发展的客观需求与根本方向。

2021年7月16日，全国碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动并形成实质性交易，2225家重点排放电力企业进入市场。以此为标志，市场主体减碳能力的经济量化与市场化将会加速与普及。

当前，多方条件均已具备，落实抽水蓄能电站减碳效益量化核算正当其时，意义重大。希本文的研究成果能给管理层及政策制定者一个新的参考视角，一个对“发改价格〔2021〕633号”文可能的补充建议。

通过各方努力，更好发展抽水蓄能，加快建设新型电力系统，更早达成“双碳”目标。