电力行业碳中和的实施及障碍 如何看日k线

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电力行业碳中和的实施方式和障碍

2020年9月以来,碳峰化和碳中和成为能源圈的热门话题,风光等新能源备受期待。在能源规划上,风景等新能源得到了大力支持和开发,要在30.60目标中承担主要供电角色;但煤炭产量会受到限制,燃煤机组装机容量甚至会被削减。在最近的寒潮下,湖南、江西等地的“停电”让业界和外界感到困惑:风光等新能源在冰冻的大雪中无法贡献,跨省输电通道也不可能是大任务。各级政府被迫优先协调各种资源促进煤炭生产和运输,确保燃煤发电机组满负荷运行,配合有序用电计划,确保民生不受影响。暂时的困难并不能阻止中国人民对美好生活的向往,也不会动摇电力行业“脱碳”的决心。在30.60目标下,高比例的风光互补发电模式将成为必然的电力选择,“风光互补 大电网”也将是电力行业在可预见的时间内实现碳中和的必然技术方案。但我们也要清醒地认识到,大规模发展风光互补发电将对电网的必要转动惯量和待机时间产生致命影响,严重威胁电网的平稳运行。调整备用机组损耗的机会成本和沉没成本也会增加电网的运行成本。在2019年伦敦大停电的警示下,中国电力行业如何健康稳定发展,寻求“安全、经济、环保”能源不可能三位一体的最佳妥协点,需要专业人士认真思考和探讨。

电力行业注定是碳中和的关键行业

首先,电力是最大的碳排放行业。2019年,全社会发电量73253亿千瓦时,其中火电发电量50450亿千瓦时,相当于约50亿吨二氧化碳排放量,占中国碳排放总量的51%。电力行业不仅是能源供应大国,也是能源消费大国。电网企业的净亏损和发电企业的厂用电占全社会用电量的10%以上。电力行业不仅在生产过程中产生碳排放,而且其自身的电力消耗也造成了相当一部分碳排放。因此,电力行业如何实现碳减排将是实现碳中和的关键因素之一。

其次,电力资产相对集中,便于整体考虑政策。2020年,我国火电总装机容量将达到11亿千瓦,90%以上的火电资产属于国有资产,其中五大电力集团(华能、大唐、华电、国电投资、国能)火电总装机容量将达到5.6亿千瓦,占51%。国企的社会责任感很高,国家政策要求的执行绝对不会打折扣。全国输电网的资产集中在三家电网公司:国家电网、南方电网和内蒙古电力公司。传输网长期保持统一运营、统一调度,网络运营优化空间大。电力企业资产集中的特点,使得在政策和技术上容易实现集中处理,与其他行业相比有天然的优势。

三是电力行业技术和资金条件较好。实现碳峰值需要新的技术投资和大量的资金支持。国有电力企业的研究机构长期以来一直关注能源转型,并很好地掌握了新的发电技术成果和技术发展方向。他们储备了大量的各种能源转化技术,并拥有碳中和相关技术的专业研究团队。与行业外的技术专家相比,他们的实践能力更强,对转型的痛点和各种假设的可行性有更深入的了解。电力企业拥有雄厚的资本积累和支持,为实现碳中和提供了强大的物质基础。

另外,电力行业是社会基础行业,关系千家万户。目前,电力行业已经开始转型,逐步建立现货电力市场。由市场决定的电价可以实现对用户的引导,促进节能技术的使用。由此可见,电力行业将首先启动碳中和工作,实现用户侧引导,实现社会生产和人们生活习惯的改变,逐步带动其他行业形成合力,实现全社会在碳中和中的和谐共鸣。

电力行业碳中和的实施

高比例的风能和太阳能是现阶段发电侧实现碳中和的必然选择

目前,全社会用电需求仍在逐年增加。在碳捕集与存储(CCS)技术不成熟的情况下,电力行业需要大力发展零碳发电技术。目前大规模零碳发电技术一般都是核电、水电、生物质、风光等非化石燃料发电技术。

大规模水电增长的空间有限。水电已成为中国第二大装机电源,装机容量3.6亿千瓦,占总装机容量的17.7%,成为世界上最大的水电装机国。但由于资源有限、选址有限、移民安置困难、季节性高峰和枯水期发电不均衡、对生态保护影响较大等原因,水电在未来全社会用电量中的比重很可能会在目前的技术水平上下降。

核电大规模发展的条件尚未满足。国内核电技术发展迅速,达到第四代,装机容量4874万千瓦,占总装机容量的2.4%,成为世界第三大核电装机国。但核电受安全约束,技术困难伴随固定投资增加,选址受限,核废料处置困难。就目前的技术水平而言,核电不具备大规模增长的条件。

生物质发展难以占据“C”位。生物质发电是众多发电类型中的一种小众发电模式,但由于其可控发电和零二氧化碳排放,引起了业界的关注。目前生物质发电主要包括气化发电和直燃发电,直燃发电较为常见。但由于燃料运输半径有限,生物质发电的单机容量普遍较小,导致投资成本和运营成本较高,增加用电比例的空间有限。

与其他电源相比,风光新能源发电存在季节性能量分布不均匀、天气影响大、发电量波动性和随机性大等问题。但由于风光能等新能源资源丰富,地理分布广,受选址限制少,运行成本低,与水电、核电相比固定投资成本更低的优势,风光能比高的系统在国际上有一定的运行经验,是当前技术经济条件下实现碳中和的必然动力源。因此,国家在电力规划中也重点发展风力和太阳能发电。到2030年,风电和太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上(比2019年增加近8亿千瓦)。

大电网消耗是现阶段风景消耗比例高的唯一选择

2020年,中国风电和太阳能发电总装机容量将达到4.4亿千瓦,占装机容量的20%。根据计划,到2030年,风力发电和太阳能发电的装机容量将占40%以上,而到2060年,风力发电和太阳能发电的装机容量将占近70%。风光发电输出的不可控波动性和随机性导致风光发电输出曲线与电力系统负荷曲线不一致甚至相反。为了有效解决风光新能源波动影响用户顺利用电的问题,解决均衡用电的途径主要有两种:大电网和储能。

储能可以吸收风光互补发电的优缺点:储能技术可以很好的起到移峰填谷的作用,有效消除风光互补新能源的波动性。目前,储能技术主要分为物理和机械储能、电化学储能和氢能储能。物理和机械储能以抽水蓄能、压缩空气蓄能和飞轮蓄能为代表。物理储能的优点是安全系数高、储能容量大、技术成熟、使用寿命长,缺点是投资成本高、选址困难、效率低。电化学储能以锂电池和铅酸电池为代表。其优点是效率高、充放电速度快、选址容易,缺点是投资成本高、安全系数低、环境温度影响大。氢能储存以电解氢 氢燃料电池为代表。它的优点是能量密度高,缺点是技术不成熟,安全问题没有完全解决。总之,目前除了不成熟的储能技术、较为成熟的抽水蓄能技术和化学电池储能技术外,其他储能技术都存在投资成本高、运行成本高的缺陷。抽水蓄能电站的综合效率一般为0.65~0.75,而目前化学储能的电费约为0.6~0.9元千瓦时。在支持电网的情况下,如果京津唐地区在重负荷时需要使用高比例的风电和太阳能,就需要有储存50亿千瓦时的容量,而按照目前最经济的储存方式,也需要5万亿投资,以此类推,全国需要100多万亿投资,是目前全国电网资产的20多倍。如果不需要电网支撑底层,完全依靠配套储能模式,投资会增加几十倍。因此,在可预见的时间内或者至少在不久的将来,还没有一种储能技术能够经济地成为风光互补电力消耗的主要手段,也就是说,传统的“电不具备大规模经济储能条件”定律仍然起作用。

大电网消耗风光发电的利弊:大电网消耗风光发电是利用电网的输电能力,将风光发电产生的波动、随机的电力及时输送到电力需求侧,利用电力系统中可调机组的调节能力(虚拟储能)实现风光发电消耗。与储能技术相比,风光发电大规模并网消耗的优势是明显的经济性,劣势是安全事故连锁反应的风险,大规模并网消耗容易导致经济责任难以划分。

考虑到储能技术的突破期一般为20~30年,不可能指望储能技术能快速解决其经济劣势以达到30.60的目标。实现风光互补发电消耗的唯一选择仍然是依靠大电网的功率分配手段。虽然大电网的消耗是风光发电消耗的唯一经济现实选择,但为了在未来实现风光发电如此高的消耗比例,仍有一系列障碍需要克服,因此有必要加大科研力度,寻求解决这些障碍的技术经济解决方案。

大电网消费模式的现实障碍及对策

2019年8月9日,英国伦敦发生2003年以来最严重的停电事故。虽然导致此次事故的原因很多,但最重要的是风光发电比例高的电网转动惯量不足、异常扰动导致频率波动异常、对频率波动抗干扰能力不足导致风电机组断线、系统备用不足导致联锁反应。这次停电给我们敲响了警钟,要求我们认真考虑技术经济约束和可行的解决方案,让电网实现风能和太阳能高比例的用电。

影响大比例风光互补发电接入系统转动惯量的问题及解决方法

电网的安全稳定运行需要足够的转动惯量。电网频率是交流电网运行的重要参数,需要保持在一个恒定的范围内。电网转动惯量是同步发电机转子在系统中转动时,根据自身速度信号实现的一次调频功能,维持电网频率稳定的能力。目前国际上还没有低惯性矩或无惯性矩电网的运行经验。对于低转动惯量的电网,一旦发生短期功率不平衡(扰动),电网的频率就会出现较大的波动,对系统的频率稳定性极为不利,进而导致连锁事故。因此,为了交流电网的稳定,系统必须配备足够的转动惯量。

高比例的风光互补发电明显影响系统的转动惯量。目前主流的风力发电机是变速恒频风力发电机,其基本并网原理是将异步发电机输出的变频交流电整流成直流电,然后通过逆变器逆变成与电网同频的交流电,再与系统并联。光伏发电直接从发电板产生直流电,再由逆变器转换成与电网同频率的交流电,然后与系统并列。整流器、逆变器等电子系统转换的功率缺乏同步发电机重型转子维持系统频率稳定性的能力。随着风光发电接入系统,系统的转动惯量会直接下降。风光互补发电比例越高,其他同步机组在线运行越少,转动惯量下降越快,严重威胁系统的稳定性。

高比例风光发电接入系统的可行性解决方案大比例的风光互补发电机组会导致系统惯性下降。为了防止系统惯性下降过大,威胁系统安全,目前可以采用两种技术方案解决大比例风光互补发电机影响系统惯性的问题,但经济成本相对较高。一是运行足够比例的火电机组。为了碳中和的目的,发电不需要大量火电机组,但为了保证足够的转动惯量,必须有足够比例的火电机组在线。也就是说,为了保证交流电网的频率稳定,电网运行中必须有一定比例的同步发电机。考虑到水电机组的季节性和核电机组调节空间的缺乏,系统中必须运行与风光互补机组容量比例合理的燃煤机组和燃气机组,以保证足够的转动惯量和调节能力,这最终将导致风光互补发电的消耗成本大幅增加。其次,采用虚拟同步机实现风光互补发电的可调“合理弃电”。为了提高风光互补发电的可控性,应用虚拟同步机技术模拟风光互补发电中转动惯量的一次调节,可以减小不平衡对系统的影响,提高系统的频率稳定性。虚拟同步机是一种在风光互补发电并网逆变器控制器中模拟同步发电机运行机理和外部特性的控制算法,在系统供电不足时增加风光互补发电出力,在系统供电过多时减少发电出力,通过自动控制维持平衡。虚拟同步会使风光互补发电响应系统在需要时自动“合理弃电”,从而实现自然资源的可调性,增加系统的平衡能力和频率稳定性。但虚拟同步机技术并不是真正的同步机,能提供有限的转动惯量和可调范围。

大比例风光互补接入系统影响备用的问题及解决方案

电网安全稳定运行的备用要求。电网的安全稳定运行要求系统必须满足功率平衡,任何时候都必须满足三个条件:总发电量必须大于具有一定冗余度的负荷,总发电量必须等于总负荷功率 损耗功率,本地传输容量必须大于具有一定冗余度的本地网需求。这就要求系统中必须有足够的备用容量来处理系统中的故障、发电出力减少和负荷波动。根据GB/T38969-2020《电力系统技术导则》,系统备用容量为最大负荷的2% ~ 5%,紧急备用容量为最大负荷的10%,不小于系统最大一台机组的单级容量或馈入最大容量DC。

高比例风光互补发电对系统备份的影响由于风能和太阳能输出的随机性、波动性和间歇性,系统的总发电量是不可控的。根据GB/T38969-2020《电力系统技术导则》,在风电、太阳能等新能源装机容量较大的地区,应根据风光互补发电的输出特性和参与平衡的比例,增设一定量的负荷备用容量。根据30.60目标的计算,未来风能和太阳能的装机容量将达到40% ~ 70%。风能和太阳能发电比例如此之高,将迫使系统备用比例大幅增加。光伏能随太阳光强度波动,风力随自然风变化。如果同期叠加,风光电输出波动较大,甚至在极端情况下,风光电输出会从最大负荷突然降至零,严重威胁系统运行安全,大大增加系统的备用容量需求。EU-28个国家的传统电源容量一直等于最大负载。作为其他发电的备用容量,为了满足电网的安全,系统的备用容量已经大大增加。

大比例风光发电接入系统解决方案为了减少风能和太阳能输出的不确定性对大电网备用容量需求的影响,满足未来高比例风能和太阳能发电的要求,需要从以下四个方面加大技术投入:一是提高风能和太阳能输出预测的准确性。目前国内风景预报24小时准确率为70%,而美国风景预报24小时准确率已经达到90%以上。提高风能和太阳能输出预测的准确性,可以有效降低系统对备用负荷的影响。二是提高风能和太阳能的安全性和稳定性。风力光伏发电(PV)在发电过程中使用了大量的整流器、逆变器等电子设备,其对系统波动的抗干扰能力与常规机组相比严重不足,尤其是其低电压穿越能力有待提高,而风力和太阳能发电安全性的提高可以有效降低系统对备用负荷的需求。第三,保持足够的可调电源容量,进行灵活改造。利用大型电网系统中可调机组的调峰能力实现风光用电,需要增加可调电源的灵活性,提高可调机组的压峰压谷能力,尤其是机组的负荷调整率,提高电网的风光用电能力和有效备用负荷。应该强调的是,必须保持具有该特性的机组的足够容量。四是加快发展智能电网技术。随着未来智能电网的发展,将利用通信网络技术、传感测量技术、先进的控制方法和决策支持系统技术,有效预测风光互补发电能力和储量,确定资源配置的最优地理范围,提高电力设备的利用效率,实现电网的可靠性、安全性、经济性、高效性和环保性的目标。

大比例风光互补接入系统的经济障碍

风力发电作为一种环保的能源模式,其理念已经深入人心。随着风光互补发电投资成本的逐渐降低,人们对风光互补发电经济性的误解日益加深。人们认为风光互补发电作为一种零边际成本的能源,投资比例越高,电网的经济性越好。但在我国电力系统安全稳定红线要求的前提下,投资高比例的风光互补发电时,需要在线匹配足够的转动惯量单元和可调能量单元,这将导致风光互补发电的消耗成本大幅增加,消耗成本的绝对增加很可能大于风光互补发电成本的绝对减少。

调整电源启停费用。由于风光互补发电机输出的波动,为了保证功率平衡,电网必须配备足够的可调机组进行调节。在风光互补发电比例较高的电网中,大量风光互补发电输出叠加,导致可调机组调峰范围大幅增加,甚至机组需要启停以满足系统需求。随着风光发电普及率的不断提高,火电机组等可调能源的利用小时数逐渐减少,而燃煤发电和燃气发电机组的启停次数大幅增加。作为一项重大的运营,机组的启停和调峰成本会导致电网运营成本的大幅增加,最终会体现在用户端的用电成本上,使高比例风光互补电网的经济性大幅下降。

调频和备用辅助服务费。随着风光互补发电在电网中的比例越来越高,为了保持电网的安全稳定运行,必须有足够的转动惯量单元来储备调峰能力和备用能力,以维持异常情况下的频率稳定和功率平衡。但是,备用调频容量和可调机组备用容量带来的机会成本也会成为电力系统中电网的运行成本。根据“谁受益,谁承担”的原则,调频和备用辅助服务的成本最终将由用户承担,这一成本也将大大降低高比例风光互补电网的经济性。

稳定供电的容量补偿成本。风光互补发电大部分投入电网后,电网中的大部分电力将被风光互补发电机组取代。根据边际成本报价回收可变成本的理论,电网系统中备用可调机组的大部分固定成本不会被回收。为了保证电力设备投资的稳定性,需要保证电力企业的合理收益,也就是说发电企业要合理回收固定投资成本,即相当比例的机组不再以发电为主,而只作为风光互补发电的配套设施,这部分容量补偿成本也要作为风光互补发电的生产成本入账。目前,大多数省份正准备设计容量补偿机制和容量市场,以确保该地区稳定的电力投资。这部分电力投资造成的容量补偿成本也会增加电力运行成本。

近期受优惠政策影响,大量风电、太阳能投资蜂拥而至,不仅造成风电、太阳能固定投资成本上升而非下降,还造成技术经济条件不变的情况下消费成本快速增长。未来大电网的消耗成本需要加上可调机组的启停成本、调频备用辅助服务成本和容量补偿成本。随着风光发电比例的增加,消费成本必然会急剧上升,从而导致风光发电的最优比例。超过这个比例后,电网运行的经济性将大幅下降,超过用户电价的承受能力,影响近期的社会经济发展。

实现碳中和目标需要做的工作

刚刚提出的“30.60目标”,电力行业的发展模式和技术障碍都是根据目前的技术水平提出的。以上分析判断都是很初步的,有一定的局限性。但是,市场体系的建设和电网技术水平的提高必须从现在开始,以免阻碍碳峰化和碳中和目标的实现。

加快建设以现货市场机制为核心的现代电力市场体系。在国际上,所有实现高比例风光互补发电的国家都建立了以现货电力市场机制为核心的现代电力市场体系。由此可见,市场化有利于促进风能太阳能等新能源的开发和消费。电力系统中发电-输电-配电-销售-使用的每一个环节都是一个市场交换过程。电力系统的正常运行需要明确各环节之间的经济关系,利用市场作为配置资源的有效手段来调整各方的权利和责任,让市场选择电力行业碳中和的实施模式,在优胜劣汰的竞争中筛选出性价比最高的消费模式和手段。在高比例风光发电 大电网的实施模式下,风光发电的消耗需要可调能源的强力配合,现货电力市场更有必要理清这种复杂的经济关系,有必要让市场找到最真实的风光发电消耗成本,让用户有说服力地接受电力成本的合理增加。目前,中国现货电力市场建设正如火如荼,八大现货试点稳步推进,其他电力市场建设紧随其后,冯光发电平等参与市场将见分晓。为了实现“30.60目标”,必须稳步加快现货电力市场建设,通过市场手段实现电力资源配置,帮助实现碳中和。

风光互补发电应增强使命感,成为“负责任的主要能源”。“30.60目标”将鼓励广大风光发电行业扩大生产,提高电力行业绿色环保程度。未来风光产业要以电力系统是主要动力源的姿态承担电力系统的全部责任,不再以国家政策“关怀”为发展前提,不断降低成本,积极参与电力市场,在公平的平台上引领电力行业发展。它不仅可以为电力系统承担自己的责任,还可以分担其他“配角”的责任,就像长期以来燃煤发电机组为风力和太阳能发电提供帮助一样。为了实现大比例风光互补发电对未来系统的友好性和经济性,风光互补发电必须做好负荷控制和预测,提高自身的安全性和稳定性,降低设备投资成本,成为真正有利于经济和社会的环保友好型电源。

火电机组应改变定位,寻求新的发展机遇。传统火电机组作为稳定可调的机组,为我国电力工业的发展和社会现代化做出了巨大贡献。未来,电力行业将朝着绿色和可持续发展的方向前进,但并不是没有传统能源的支持。伦敦大停电和中国许多地方今冬有序用电,再次证明了传统燃煤发电的必要性。在未来“30.60目标”下,火电机组有必要提供必要的转动惯量和后备支持,实现碳中和高比例风光互补发电。虽然火电机组利用小时数比预期大幅下降是必然趋势,但火电机组的备用装机容量仍需长期维持。因此,未来电网系统不会降低火电容量,而是降低火电发电量。建议暂停火电机组停运,作为备用电源,时刻作为电网的稳定支撑。面对未来,为了适应形势的需要,火电机组必须加强自身建设,做好设备管理和维护,使稳定可调的机组在紧急时刻可靠,在关键时刻顶尖,从而在调频备用市场和容量补偿市场赢得第一次机会。

作为中国向世界做出的庄严承诺,碳峰化和碳中和的目标将指导中国能源产业未来的发展方向。目前,中国正在努力构建国内国际双循环的经济发展新格局。“30.60目标”将加快中国能源产业转型升级,推动电力产业供给侧结构改革,通过电力产业升级转型,加快国内经济周期,促进国民经济健康发展。广大能源行业从业人员应坚定不移地支持“30.60目标”的实现,努力转变生产方式,推动能源转型升级,与能源革命的自主创新相碰撞,创造“安全、经济、环保”能源不可能三位一体的最佳妥协点,真正有利于人民和碳中和目标的实现。

本文由华能北京热电有限公司在《中国电力企业管理》2021年第01期上发表

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