“双碳”目标下大力推进水风光储一体化发展的现状与对策建议
摘要：大力推动可再生能源发展，是我国实现碳达峰碳中和目标的首要选择。风能和太阳能发电具有明显的间歇性、波动性、随机性，大幅度提升电网调控能力是保障可再生能源快速增长的必要条件。水电具有调峰和储能两大重要特性，“双碳”目标下，需大力推进常规水电发展，充分发挥其对水能的调蓄功能和对电网的调节功能。在介绍水风光储一体化发展基本概念基础上，梳理了我国水风光储一体化发展在黄河流域上游青海省的实践案例，以及我国水风光储一体化发展的潜力与优势。当前我国发展水风光储一体化仍存在一些挑战：现有水电作为容量支撑的装机规模仍显不足，缺乏各种发电方式的统筹规划和利益统筹协调机制，推动水风光储一体化发展的体制机制不够健全。据此提出科学推进水风光储一体化发展的建议，包括：进一步加大水电开发力度，推进水电功能定位由电量供应向容量支撑转变，健全水风光储一体化发展体制机制，推进水风光储一体化科学研究和人才培养。
我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和（以下简称“双碳”目标），是以习近平同志为核心的党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策，也是我国贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动经济社会高质量可持续发展的内在要求。党的二十大报告提出，推进碳达峰碳中和要立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系。在广泛调研的基础上，通过对我国“双碳”目标下新能源发展面临的形势及水风光储一体化发展现状、制约因素等进行分析，对科学推进水风光储一体化发展提出意见和建议。
01、“双碳”目标对可再生能源发展的新要求
我国目前是世界上最大的碳排放国。据相关专家统计，到2030年我国实现碳达峰目标时，我国温室气体排放量约为120亿t，碳汇潜力约为12亿t，2060年前实现碳中和必将是一项极为艰巨的任务。因此，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号）提出重点实施能源绿色低碳转型行动、节能降碳增效行动、工业领域碳达峰行动、城乡建设碳达峰行动、交通运输绿色低碳行动等十大行动，作为实现“双碳”目标的重大举措。优化调整能源结构，大力实施可再生能源替代行动，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系，是实现“双碳”目标的重中之重。
1.大力推动可再生能源发展是实现“双碳”目标的首要选择
能源是碳排放的最主要来源。国际上普遍认为，调整优化能源结构，大幅度削减煤炭和石油等化石能源消费量，不断提高水电、风电、太阳能、生物质能等清洁能源的发电占比，并最终实现以清洁能源为主导的能源体系，是实现“双碳”目标的基本路径。国际能源署（IEA）发布的《全球能源行业2050净零排放路线图》指出，电能将是能源消耗总量的主体，2050年总发电量将超过当前的2.5倍，其中90%的发电量来自可再生能源。《bp世界能源统计年鉴2022》也指出，当前全球一次能源消费中化石能源占比高达80%，按照2050年实现净零碳排放目标，包含风电、太阳能、生物质能、地热能等在内的可再生能源在一次能源消费中的占比需要大幅度提升，由当前的10%增至2050年的65%。我国能源以煤炭等化石能源为主，截至2020年，化石能源在我国一次能源中占比仍高达84.1%。因此，实现我国“双碳”目标，首先要优化调整能源结构，大力发展可再生能源，逐步摆脱对化石能源的依赖，到2060年使我国化石能源消费占比由目前的84%左右降至20%以下。这是实现“双碳”目标的首要选择。
2.大幅度提升电网调控能力是保障可再生能源快速增长的必要条件
《全球能源行业2050净零排放路线图》指出，2050年风能和太阳能发电量将占全球发电量的近70%。太阳能发电的装机容量将在现有基础上增加19倍，风能装机容量增加10倍。根据《2050年世界与中国能源展望（2020版）》，预计到2035年和2050年，我国风能和太阳能总装机规模将达到19亿kW和35亿kW；到2060年，我国风能和太阳能总装机规模将达到60亿kW。由于风能和太阳能发电具有明显的间歇性、波动性、随机性，随着其高比例快速发展，大规模并网带来的新能源消纳问题对灵活调节电源提出了更高的需求。欧美国家多以油/气机组和抽水蓄能电站作为调节电源，灵活性电源占比相对较高，如美国、西班牙、德国的灵活性电源占比分别为49%、34%、18%。我国灵活调节电源装机占比不到6%，尤其是在新能源富集的三北地区，风能、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%。作为灵活调节电源的抽水蓄能，在我国发展总体滞后，截至2021年，总装机容量为3640万kW，仅占电力总装机容量的1.5%。为了克服这一短板，国家推出《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，规划到2030年投产抽水蓄能电站总规模1.2亿kW左右，但仍只占2030年预测电力总装机的3%左右，难以满足庞大电网调峰调频的需求。为了进一步提升电网的调节能力，我国电力行业从“十一五”时期开始推进煤电机组节能降耗和灵活性改造，截至2021年年底，煤电灵活性改造已完成1亿kW，改造规模为煤电总装机的7.7%。但是，进一步提高燃煤机组深度调峰能力成本高、难度大，机组频繁启停效率低，且无法解决碳排放问题，难以作为主力灵活调节电源优先发展。因此，在化学储能没有取得重大突破之前，我国不仅仍需要在2030年的规模之上进一步扩大抽水蓄能电站装机规模，而且要充分利用我国水能资源丰富的优势，探索大规模利用常规水电站更好参与调节的新途径。
3.“双碳”目标对水电发展和功能定位提出新要求
水电是技术最成熟、运行稳定、可大规模开发的清洁可再生能源，具有调峰和储能两大重要特性，优先大力开发水电一直是国际共识。国际大坝委员会（ICOLD）指出，世界上100多个国家明确将继续发展水电，大部分发展中国家将水资源和水电开发列入优先发展任务。根据联合国再生能源咨询机构21世纪可再生能源政策网络（REN21）统计数据，截至2019年年底，全球可再生能源总装机容量25.88亿kW，水电占比为44.4%，在各类可再生能源中占比最大。作为可再生能源的重要组成部分，水电不仅独立贡献可再生能源的最大份额，而且还将为风能、太阳能发电提供巨大的调节功能。国际能源署（IEA）在《2022年世界能源展望》中指出，水电到2030年之前不仅仍将保持可再生能源发电量的领先地位，而且有助于平衡、稳定电力系统，以容纳电网中快速增长的风能和太阳能。该报告还预测，全球实现2050年净零排放目标，水电装机容量应在当前基础上再翻一番，增至26亿kW，进一步发挥水力发电和调节电网两大功能。但是，近几年由于我国风能、太阳能发电装机容量迅猛增长，我国水电在可再生能源中的占比持续下降，根据国家统计年鉴数据，2023年年底水电装机容量占可再生能源装机容量比例降为28.6%。按照目前的发展速度，我国水电难以在可再生能源发电占比中保持领先地位，水电的电网调节功能必然受限，因此要破除水电发展制约，大幅度提升其电网调节功能。
目前一般认为水电调节风能、太阳能电源的比例为1:2～1:4。如按照1:4的配比估算，我国2050年和2060年风能、太阳能发电总装机需要的调蓄能力约为9亿kW和15亿kW。根据资源普查，我国抽水蓄能经济可开发总量约为3亿kW，在全部开发的情况下，我国抽水蓄能电站和煤电灵活性改造仍无法满足风能、太阳能大规模发展对调节电源的需求。目前我国水电开发总体程度不足水能理论蕴藏量的52%，开发潜力仍然较大。同时，当前水电的功能是基于没有大规模清洁能源发电的传统意义下的功能，以提供电量为主。服务于“双碳”目标，则要充分发挥水电的调蓄功能，为以清洁能源发电为主的新型电力系统安全运行提供保障。这就需要加快开发新水电，同时对具有调蓄能力的水电站扩大装机容量、增设坝下抽水设施等。因此，大力推进常规水电发展，充分发挥其对水能的调蓄功能和对电网的调节功能，是水电发展在“双碳”目标下的新使命。
02、水风光储一体化发展状况
面对全世界风电、光伏发电装机大幅度增长的态势，为了保障对新能源电力的最大消纳程度和电网系统的稳定性，世界各国根据能源资源条件，选择灵活多样的调节电源开发方式。美国天然气资源丰富、管网发达，重点发展燃气电站作为调峰调频电源。日本依靠丰富降雨和地形特点，重点发展抽水蓄能电站作为调峰调频电源，抽水蓄能装机在电网总装机中的占比超过10%，为世界之最。我国能源以煤炭为主，油气资源贫乏，而水能资源蕴藏量居世界第一，利用水库水电站可蓄能、稳定性强、可灵活发电的优势，可与丰富的风光发电资源形成互补，构成稳定的水风光一体化上网电源。为此，应大力推动水风光储一体化发展，为“双碳”目标下构建以风能、太阳能为主体的新型电力系统提供发展思路和解决方案。
1.水风光储一体化发展的基本概念
水风光储一体化发展是充分考虑水、风、光、储的特色特点，在抽水蓄能和风能、太阳能发电相互调节的基础上，充分发挥已建、待建水库水电站的调节性能和水电机组启停方便、调节迅速的优势，通过以流域或区域为单元的能源融合优化配置，将原本不稳定的锯齿型风能和太阳能调节为平滑稳定的优质电能，如下图所示。新的水风光储一体化模式可以进一步提高风能、太阳能发电的电能质量和电网运行稳定性，最大程度地利用水风光资源，并能为电网提供100%清洁零碳电力，从而有效推进风光能源的开发和“双碳”目标的实现。
▲水风光储一体化运行示意图
2.我国水风光储一体化发展实践
我国大规模水风光储一体化发展起步于黄河流域上游青海省。为了拓展清洁能源发展新模式，为流域、区域水电集群与大规模光伏项目共同开发建设提供支撑，黄河上游水电开发有限公司联合相关设计、科研单位，依托黄河上游龙羊峡大型水电站，按照产学研相结合的方式，创新性开展了水光互补关键技术研究。参与水光互补科学实践的光伏电站位于青海省海南藏族自治州共和县光伏发电园区内，距龙羊峡水电站直线距离约30km，光伏电站装机容量85万kW，以一回330kV线路送入装机容量128万kW的龙羊峡水电站，并通过龙羊峡水库调节对光伏电站进行补偿，最终光伏电站与龙羊峡水电站以两个电源互补组合后的电力电量，利用龙羊峡水电站已建的送出通道送入电网，向中东部地区提供大量清洁能源电力。在这项科学实践中，产学研单位联合研究确定了水光互补协调运行控制方式及调节原则，自主开发了国际首套水光互补协调控制系统，优化了水光互补的控制方式，将原本不稳定的锯齿型光伏电源通过水电调节为平滑稳定的优质电能，提高了光伏发电电能质量和电网运行稳定性，实现了最大程度利用太阳能和水能资源的目的，成功解决了光伏发电的安全并网问题。实践证明，通过龙羊峡水电站强大的水库调蓄能力推动水光互补，在龙羊峡水电站不减少机组利用小时数的前提下，大幅度提升了光伏发电送出能力，送出线路的年利用小时数由4621h提高到5019h。水光互补后，光伏电站一年可发电14.94亿kW·h，相当于一年节约标准煤46.46万t，减少二氧化碳排放122.66万t、二氧化硫排放4.5万t、氮氧化合物排放2.25万t，经济和减排效益十分显著。
在龙羊峡水光互补开发实践基础上，在青海省政府的推动下，有关能源企业、高校和科研机构启动了水风光多能互补协调运行研究，推进青海省海南藏族自治州千万千瓦级水风光多能互补集成优化示范工程建设，项目总规划规模1016万kW，其中水电416万kW，光伏发电400万kW，风电200万kW。在光伏、风电互补调节基础上，利用黄河上游水电站水库群强大的调蓄和调节能力，对新能源发电的波动性、间歇性等进行调节，根据不同能源的特性，采用水库储能、错峰发电、平衡出力等方式完成各能源互补运行、联合发电，为电网提供更优质更稳定的电源。此外，雅砻江流域水电开发有限公司、大渡河流域水电开发有限公司等电力企业规划并启动了两河口-柯拉、雅安等水风光储一体化发展项目。在大量实践基础上，《2030年前碳达峰行动方案》提出要推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补，水风光储一体化发展越来越被业内认为是提高新能源电力上网质量、提升消纳水平的重要途径。
3.水风光储一体化发展的潜力与优势
实践证明，发展水风光储一体化是有效提升我国风能、太阳能等可再生能源消纳水平的重要途径，具有显著的发展潜力和优势。
一是我国水能资源丰富，理论蕴藏量达6.94亿kW，位居世界第一，主要集中在中西部地区，抽水蓄能电站装机潜力可达3亿kW；我国已建大中型水库5066座，总库容达9287亿m³。丰富的水能资源和庞大的水库群将为水风光储一体化发展奠定强大的调节基础。
二是我国水、风、光资源均集中在西部地区，三种资源区域契合度高，有利于统筹开发电力输送端的风能、太阳能资源。可依托西部常规水电和抽水蓄能电站对系统的强大调节作用，大力推进流域、区域内更大规模的风光能源开发。
三是西部水风光储庞大的组合电源可向电网输出稳定电力，有利于提高送端电网、受端电网电力电量保障能力。通过能量时移、平滑出力、调剂余缺，提升电力系统在时间维度上对电能的优化配置能力，解决运行中可能出现的供需错位、电力输出不稳定等问题。
四是中西部地区水库水电站居多，可利用水库对水能的调蓄功能，促进存量电源进一步释放调峰资源，促进不同电源项目间调度扁平化以及电网与网源运行集约化，有利于构建以风光为主体的新型电力系统。
03、存在的问题
1.现有水电作为容量支撑的装机规模仍显不足
我国2060年风能、太阳能发电的总装机规模所需要的调蓄能力将高达15亿kW。即便充分利用抽水蓄能3亿kW的潜能，尚有12亿kW的调蓄容量差距。考虑到煤电机组灵活性改造的成本及二氧化碳排放问题，弥补以风光为主体的新型电网系统的调蓄能力仍然要依靠水电。截至2023年我国常规水电装机容量达3.69亿kW，但相对于我国水能蕴藏量，开发水平仍显不足。尤其是需调整水电定位，在充分发挥其在电网中的调节功能后，需要在加快开发已纳入规划的水电站基础上，对调蓄功能强的水电站按照电网调峰要求扩大装机，增加调节容量。只有大力发展常规水电，并与抽水蓄能电站、化学储能站网等储能调蓄形式融合，才能满足“双碳”目标下大力发展风能、太阳能发电对电网调节能力的需求。
2.各种发电方式的统筹规划和利益协调机制尚待建立
我国水电开发长期坚持“一个流域一个公司”的建设管理体制，形成以流域为单元的水电开发基地。但随着风能、太阳能跨越式发展，流域内水电和风能、太阳能发电形成多个开发主体，缺乏统一规划协调机制和利益协调机制。水风光储互补发电可减少新能源直接并网对系统的影响，但水电站功能由独立发电电源向容量调节电源转变会对水电机组的运行方式带来巨大影响，尤其是调节能力低的水电站工程年利用小时数可能大幅度减少，经济效益会受到影响。因此，需要关注流域水风光储一体化发展的统一规划和各种发电方式的效益协调，充分调动蓄能水电站的积极性，科学制定水风光储一体化开发政策，统筹协调清洁能源基地内水电、风电、光伏、储能电站之间的合理权益。
3.推动水风光储一体化发展的体制机制不够健全
水风光储一体化发展是一种新的电力发展模式。但是，我国电力运行调度很大程度上仍然延续传统计划方式，各类能源发电年运行小时数主要依据年发电计划确定，甚至对每一台机组下达发电量计划，并且采用固定价格的定价模式。这种传统的电力运行调度方式总体上不适合新能源波动性特点和水风光储一体化的发电模式，缺乏体制机制上的激励作用，急需建立包括一体化投资建设、一体化调度运行、一体化电力外送、一体化参与市场竞争等的一体化协调机制。
04、意见与建议
1.进一步加大水电开发力度
全球经验表明，充分开发水电是构建新型电力系统的重要支撑。发达国家大江大河的水能资源早在20世纪六七十年代就基本开发完，我国水电开发建设虽然取得了突出的成就，但还有应开发而未开发的江河。水电可以作为风能、太阳能大规模发展的重要支撑，水电调节可使风能、太阳能变成稳定可控的优质能源。我国是世界上水能资源最富集的国家，目前常规水电的开发程度、抽水蓄能电站装机容量在电网中的占比均与发达国家有较大差距，滞后于我国新型电力系统建设的需求。当前，在大力推进抽水蓄能电站建设的基础上，仍需要加快开发常规水电。一方面，加大规划内水电站开发力度，如金沙江上游、澜沧江上游水电站等；前一时期一些有争议的流域水电开发和龙头水电站，如怒江水电开发、金沙江龙盘水电站、黄河大柳湖水利枢纽等，也可在“双碳”目标下补充论证，增加新的定位功能，争取早日开发建设。另一方面，已建水电站扩大装机容量因其征地和移民安置费用低、投资省、工期短，蓄能和调节十分灵活，应当从水风光储一体化发展的角度出发，研究水电站转变功能后的扩容方案，并把流域已建水电站扩容放在水电建设的优先位置。
2.推进水电功能定位由电量供应向容量支撑转变
随着风能、太阳能快速发展及其在电力结构中占比不断上升，灵活调节电源存在巨大缺口，对电网安全性、稳定性、可靠性形成重大挑战。我国水能资源丰富，水库水电站数量多、调蓄潜力大、调度灵活，水电必将成为以风光为主体的新型电力系统主要调节电源。因此建议经过论证，调整常规水电功能定位，由传统的电量供应向容量支撑转变，由独立发电主体向新型电力系统调节主体转变。在充分发挥既有流域水电基地调节能力基础上，对具有调节库容的水电站进一步扩大机组、增大容量、提高调节能力，同时合理布局配套的抽水蓄能电站，深度提升流域水电调节能力。
3.健全水风光储一体化发展体制机制
“双碳”目标下的能源转型是全局性的复杂系统工程，要循序渐进，先立后破，在新能源体系建设中，把水风光储一体化开发理念和技术路线上升为国家战略和行业要求。建议在市场竞争的基础上，探索创新水风光储一体化项目开发权的配置模式，深入研究价格、税收、补偿等利益共享机制，在充分调动各方面积极性的基础上，保障成本合理分摊和回收。
4.推进水风光储一体化科学研究和人才培养
水风光储一体化发展，是电力行业的创新发展，应加强这一领域的科学研究和人才培养。要充分发挥科学研究“国家队”的作用，解决水风光储一体化能源开发技术难题。例如，开展流域水风光储一体化规划、运行技术研究和试验示范，合理确定水风光储容量配比，按照适度超前的原则推进大比例风光电下电网的可靠性和稳定性、新工况水电机组改造和安全运行、新增新能源发电稳定上网的调度和控制等专题研究。此外，水风光储一体化发展是一种新的电力开发模式，大规模发展需要大量专业化人才，建议有条件的科研院校增设相关专业课程，开展相关职业技术培训，为水风光储一体化发展培育人才。
致谢：本文是基于中国大坝工程学会组织的“‘双碳’目标下大力推进水风光储一体化发展调研”的调研报告撰写。钟登华院士、陈祖煜院士、钮新强院士、张宗亮院士、中国电力建设集团有限公司原董事长晏志勇、国家能源局新能源和可再生能源司原副司长史立山、中国水利水电科学研究院流域水循环模拟与调控重点实验室副主任贾金生、中国电力建设集团有限公司原总工程师周建平、水电水利规划设计总院专家委员会主任彭程、中国大坝工程学会副秘书长郑璀莹作为调研组成员对调研报告给予了指导或修改，在此一并表示感谢。
