抽水蓄能企业参与碳市场探讨
时间：2023-01-16 16:35:06 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
陈同法 孙旭伟 殷苗苗 李雪莹
（1 国网新源控股有限公司 北京 100052 2 华东宜兴抽水蓄能有限公司 江苏宜兴 214200）
实现碳达峰碳中和对于我国长期发展具有重大战略目标意义，将有效推动我国经济社会的高质量全面发展，也是我国深入推进生态文明建设的必然选择。双碳目标的实现将从经济体系、能源生产和消费体系、生产生活方式等方面全面助推经济社会发展的绿色转型，对产业结构调整升级、能源供给侧结构调整、能源消费侧节能增效与电气化以及生态系统碳汇能力等方面都提出了更高要求，将推动经济社会发生系统性变革，最终实现我国生态和经济高度协调的可持续发展道路。
我国“双碳”目标落实的关键在于能源结构的低碳化，要建成深度脱碳的新型能源体系，实现大比例可再生能源接入的电力系统[1]。抽水蓄能将为这一电力系统的实现提供关键支撑，可再生能源具有间歇性，波动性特征，而抽水蓄能正是能实现电力系统安全稳定运行的重要调节电源。此外抽水蓄能电站基本不产生污染物的排放，能有效降低电力系统排放到大气中的污染物，具有显著的环境效益。
同时，碳排放权交易市场是我国“双碳”目标的重要政策工具，将在碳资源配置上发挥基础性和决定性作用，充分发挥市场机制的灵活性，有效助力全社会减排成本的降低。具体而言，减排成本低的企业所实现的超额减排，可获得盈余碳配额，减排成本高的企业可通过交易的方式购买该部分配额以实现其减排目标。这一机制一方面实现了全社会的系统性减排，另一方面也有效的实现了减排成本的降低。碳减排机制则是碳市场的补充机制，其基本原理是允许碳交易体系外的温室气体减排项目所产生的减排量可以作为国家或企业实现其减排目标时“冲抵” 其排放的指标来源之一，碳减排机制为非控排企业的节能减排活动提供了参与市场、获得减排收益的重要渠道。
在我国能源绿色低碳转型发展的大方向下，风电、光伏发电等新能源装机增速显著，新型电力系统对调节电源的需求更加迫切，抽水蓄能机组良好的技术特性能很好的适应未来电力系统调节需求。在传统电网中，抽水蓄能电站是在负荷低谷时段抽水，存储系统内富余电能。用电高峰或者是系统需要灵活调节的时候，那么抽蓄电站就等同于常规水电，放水发电为系统提供顶峰电能和辅助服务，机组在抽水和发电生产过程中可以进行各种形式的工况转换，根据系统需要提供灵活调节服务，实现系统安全稳定运行和能源资源高效利用。随着我国新能源大规模并网，抽水蓄能可以通过存储和转换利用系统富余能源，有效缓解新能源发电的波动性和随机性问题，提高系统消纳新能源水平，对电力行业清洁低碳转型具有显著的减排效益。
截至2020 年，全球抽水蓄能装机容量达到1.59亿千瓦，中国抽水蓄能电站的投产规模3249 万千瓦，主要分布在华东、华北、华中和广东；
抽水蓄能电站在建规模5513 万千瓦，约60%分布在华东和华北，投运、在建规模均居世界第一，我国已是世界上抽水蓄能电站装机容量最大的国家。对于未来市场空间，电力系统对抽水蓄能、新型储能等需求巨大。2021 年9 月，国家能源局发布了 《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，规划中明确提出到2025 年抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200 万千瓦以上；
到2030 年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2 亿千瓦左右；
到2035 年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。国网公司还发布了“碳达峰、碳中和”行动方案，提出围绕电能替代、抽水蓄能、综合能源服务等，为产业链上下游提供碳减排服务，通过市场手段统筹能源电力发展和节能减碳目标实现。因此，在“十四五”到“十五五”期间，抽水蓄能装机总量仍将持续大幅发展。
抽水蓄能行业一直是电力行业碳减排路径规划中的重点内容。实现碳达峰、碳中和需要构建以新能源为主体的新型电力系统，但由于风电，光伏的不稳定特点，使得新能源的总体利用效率依然较低。在能源体系清洁低碳安全高效转型过程中，电力系统运行特性将发生显著变化，需要配备足够的灵活调节电源和储能设施。抽水蓄能机组具有发电、抽水、发电调相、抽水调相等多种稳态运行工况，工况之间转换灵活[2]。电力负荷高峰时段，抽蓄机组一般发电工况运行，将低谷时段存储的系统富裕电能转化为“顶峰”电力，缓解系统供需矛盾；
在电力负荷低谷时段，抽蓄机组一般抽水工况运行，吸收系统富裕电能，通过“填谷”蓄能提升系统运行经济性；
抽蓄机组通过灵活运行可实现为新能源提供大容量储能；
抽蓄机组可在发电与抽水工况之间灵活转换，在电网需要时发电调峰、抽水填谷，充当储能角色；
同时抽水蓄能机组在系统中国还可以发挥低频切泵、高频切机等多种作用[3]。因此，抽水蓄能在保障大电网安全、促进新能源消纳、提升全系统性能作用巨大，加大加快抽水蓄能开发建设更加迫切。
抽水蓄能在多种工况下都可以直接或间接发挥促进新能源消纳的作用。
一是在新能源发电充足而电力系统调节能力不足时，抽水蓄能及时启动抽水工况，可作为电力负荷直接消耗新能源发电量，有效提升新能源消纳空间。
二是在电力负荷尖峰时段（尤其是面临调节手段不足和新能源消纳空间受限的双重压力的情况下），抽水蓄能通过发电工况运行，使电网安全稳定度过短暂的尖峰时段，从而在电力系统处于基荷和腰荷时段降低全网火电机组出力，为新能源发电腾出空间，间接促进新能源消纳。
三是在电力负荷尖峰时段，且系统备用容量严重不足的情况下，抽水蓄能通过备用的方式保证了系统紧急备用和调节能力，以常规电源备用替代的方式为新能源发电腾挪空间，间接促进新能源消纳[4]。
（1）抽水蓄能电站承担储能作用促进新能源消纳
我国大部分电网普遍火电占比较重，且火电具有启停慢、调节范围有限的特点，使得可再生能源发电波动性大、不可调节等问题难以解决。
假设系统无抽水蓄能电站，当系统中峰谷差大到一定程度时，为满足系统高峰负荷需求，必须保证一定容量的火电机组并网运行，而在当天电力负荷较低时，为保证这些火电机组低出力运行不停机，牺牲了系统可消纳的新能源空间。当存在抽水蓄能电站情况下，抽水蓄能机组便可充当系统用户角色，当新能源大发力时期开始抽水运行消纳新能源发电，有效提高系统调节能力。目前，抽水蓄能电站抽水运行已由原来的夜间负荷低谷抽水逐渐变为夜间低谷和中午平峰两个时段抽水，由原来的低谷消纳火电为主转变为低谷消纳新能源为主，在促进新能源消纳方面发挥了直接作用。
（2）抽水蓄能电站承担调峰作用促进新能源消纳
电网中常规电源发电能力在大部分时段内可满足负荷用电需求，新能源电量基本可以通过多种电源调节形式协同消纳，但是在负荷尖峰时段，有时会面临调节手段不足和消纳新能源的双重压力。抽水蓄能具有快速响应能力和灵活调节能力，能够替代部分火电机组开机，从而提升了系统内的新能源消纳空间。
假设系统无抽水蓄能电站，在大部分时段，需要保证一定火电机组以最小经济处理运行，从而在负荷尖峰时段机组满载运行出力能够满足用电需求。当存在抽水蓄能电站情况下，在负荷尖峰时段可以快速响应调节，选择用抽水蓄能发电顶出力，帮助系统平稳度过短时负荷尖峰，从而不需要增开火电机组，在基荷和腰荷时段为新能源腾出发电空间，间接的促进了新能源消纳。
（3）抽水蓄能电站承担备用作用促进新能源消纳
在作为备用间接提升新能源消纳空间方面，在负荷尖峰时段且在系统备用容量不足的情况下，抽水蓄能机组的备用容量可以在这一关键时刻为电网提供调整发电空间的能力，从而确保在负荷尖峰时段可以通过抽水蓄能机组代替增开火电机组，使得在基荷和腰荷时段为新能源发电腾挪出空间，间接地促进了新能源消纳。
假设系统无抽水蓄能电站，在大部分的时段，需要多台火电机组以最小经济处理运行，以保证在负荷尖峰时段机组满载运行出力能够满足备用容量需求。当存在抽水蓄能电站情况下，在负荷尖峰时段可以快速的响应，从而不需要增开火电机组，间接的促进了新能源消纳。
2011 年10 月，国家发展改革委下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准七个地区开展碳排放权交易试点工作，分别为北京、天津、上海、重庆、湖北、广东和深圳。试点市场自2013 年6 月至2014 年4月间以上各试点陆续开市交易，2016 年，福建碳市场启动。试点碳交易市场作为全国碳市场的“试金石”，为全国碳市场建设积累了宝贵经验。
2021 年1 月5 日，生态环境部公布了《碳排放权交易管理办法（试行）》，并印发配额分配方案和首批重点排放单位名单。全国碳市场第一个履约周期于2021年1 月1 日起正式启动，先期以电力行业为突破口。目前，我国碳市场的体量已成为全球第一大碳市场，我国碳市场的建设和运行在全球碳定价机制发展史上都具有里程碑式的意义。
2021 年7 月16 日，全国碳市场正式开盘交易，日，开盘价为48.00 元，收盘于51.23 元，涨幅达6.73%。开盘后第一笔成交价格为48.00 元，此后价格快速上涨触及52.80 元的涨停价，此后小幅回落。交易首日的成交均价为51.23 元，成交量为410.4 万吨，成交额达2.10 亿元。当前全国碳市场交易产品仍为配额现货，2021 年下发的《碳排放权交易管理办法（试行）》已明确未来条件成熟后，交易主体将逐步扩大范围，把其他重点行业纳入其中，同时也将接受可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等的减排项目作为抵销机制，为全国碳市场纳入碳减排机制奠定了政策基础。
目前纳入国家碳市场的电力企业仅包括火电企业，包括燃煤以及燃气机组，不包括生物质发电、达到一定比例的掺烧机组、特殊燃料发电机组、自产资源发电机组以及其他特殊发电机组。各试点地区纳入的电力行业企业也以火电企业为主，其中北京市碳排放权交易市场纳入了国网新源控股有限公司北京十三陵蓄能电厂，是目前全国唯一纳入碳市场履约的抽水蓄能企业，履约的排放量核算边界为抽水耗电导致的排放。北京试点市场针对抽蓄项目采用的配额分配方案采取了历史总量法，即配额基于企业历史年份排放总量并引入控排系数确定，对企业的排放总量提出了控制上限。根据目前北京市试点市场配额分配方法，抽水蓄能企业在2019 年度控排系数为96%，2020 年度控排系数为92%，这意味着电厂需要在历史年份排放的基础上实现4%-8%的排放总量，也即耗电量的下降。
然而从抽水蓄能的发电机制来看，抽水蓄能的抽水能耗的最终目的是实现电力系统的高效平稳运行以及更多清洁电力的接入。
一方面，抽水蓄能需要满足电力系统调度要求进行抽水，企业自身无法主动实现耗电量的控制，当前减排目标的设置对企业减排行动没有直接的指导意义。另一方面，抽水蓄能的耗能以及排放实际上实现了更大范围内的减排，单就抽水蓄能电厂考虑排放效应，实质上忽略了抽水蓄能运营为电力系统带来的更大范围内的减排效益。此外，从国家对抽水蓄能行业的定位来看，抽水蓄能也是建设我国新型电力系统的重要举措，充分肯定了抽水蓄能行业在“双碳”目标下的减排贡献。因此，抽水蓄能企业更适宜以减排者的定位参与碳市场。
减排项目通过参与市场获取减排收益，能够引领投资导向，有效助力实现全社会减排成本优化。但这一收益的前提需要具备相应的针对抽水蓄能企业的减排方法学。根据中国自愿减排交易信息平台统计，目前存在1 个抽水蓄能相关小规模方法学：CMS-080-V01 在新建或现有可再生能源发电厂新建储能电站。该方法学适用于在新建或现有的可再生能源发电厂（风电/光伏）新建储能电站，并且应与所在电网有独立的集电线路相连，且电量可以单独核算。储能电站与电网间有单独线路连接，电网用电低谷时，可再生能源发电厂过剩电力通过输电线路将电力输送至储能电站存储，电网用电高峰时，储能电站将可再生能源发电的电力输入电网[5]。
因此，对于广大的并网抽水蓄能项目，仍缺乏普适性方法学，减排的核算量化方法存在空白。因此，开发抽水蓄能技术的减排方法学是支撑抽水蓄能项目的减排贡献量化，助力企业碳资产价值变现的首要途径。
“双碳”目标的提出，为新型绿色低碳技术创造了巨大的发展空间，各类技术减排效益的量化，是未来各类技术“低碳”价值的重要评估标准。同时，我国碳排放权交易市场已于2021 年7 月正式启动交易，呈现了较为积极的碳价信号，并且市场规模还将在十四五期间持续扩大，碳减排机制的纳入也各类技术提供了获得减排收益的机遇。随着我国抽水蓄能行业的不断壮大发展，行业企业也将拥有更多的减排资产。
为进一步实现参与碳市场，获取减排收益，减排量化方法学的研究是首要工作。并网抽水蓄能电站在减排机制下难以发挥作用的主要原因在于其减排机理的复杂性和间接性。但经本文分析，可以从抽蓄的不同功能实现直接及间接消纳可再生能源的角度开展减排机理及相关量化方法的进一步研究。通过深入分析抽水蓄能电站运行原理及功能，明确抽水蓄能电站在电力系统中的作用，并进一步的论证抽水蓄能电站在承担储能、调峰和备用功能时对新能源进行消纳的关键原理。
（1）针对抽水蓄能通过储能功能直接消纳新能源，建议可通过对比新能源出力总加曲线和抽水曲线，建立不同情境下被抽水消纳的可再生能源电量量化准则用于计算减排。
（2）针对抽水蓄能通过调峰作用间接促进新能源消纳，可通过对比出力曲线计算获得抽水蓄能电站替代火电开机容量情况，除去负荷高峰时段和抽水时段后，将替代出力与新能源出力进行对比获得调峰促进新能源消纳电量，用于计算减排。
（3）针对抽水蓄能承担备用间接促进新能源消纳，通过对比负荷曲线获得抽水蓄能电站降低系统备用火电机组开机容量情况，除去低谷抽水时段和高峰发电时段后，将替代电量与新能源出力进行对比获得备用促进新能源消纳电量，用于计算减排。
综合上述分析，最终建立抽水蓄能电站在承担储能、调峰和备用作用下消纳新能源量化准则，并形成科学可行的减排算法，支撑碳资产的价值实现。
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