极端高温之下多种电源形式受冲击，奇缺电网“充电宝”

原标题：极端高温之下多种电源形式受冲击，充电宝奇缺电网“充电宝”

在四川和重庆一些地方，极端击奇人们在露出大片河床的高温江上散步，嬉戏，多种电源骑电动车；安坐在三江交汇处的形式乐山大佛“真身”也全部展现在人们眼前。

四川，受冲中国最大的缺电水电开发和“西电东送”基地，肩挑着全国能源电力供应安全的充电宝重担。但在极端高温干旱的极端击奇天气的持续干扰下，“天府之国”来水骤降，高温水力发电“腰斩”，多种电源急需省外电力的形式支援。8月21日，受冲四川启动“突发事件能源供应保障一级应急响应”。缺电这是充电宝当地能源供应保障预警划分级别中的最高级，属于“特别严重”。

多个省份用电负荷的最高历史记录也在刷新。

罕见的高温干旱天气在考验庞大而复杂的中国电力系统的同时，也提出了这样的警示：全球气候在持续变暖，极端天气灾害频发，电力系统的安全风险系数不断增加。

很多人认为，增加电源的多样性，发展核电、风电等新型能源，可以解决当前能源结构的偏向性问题，但现实来看，在极端气候面前，仅仅增加能源的多样性，似乎并不能解决根本问题。

一家国有电力设计院的工程师在接受第一财经记者采访时说，当前，能源电力行业正在通过储能等的手段，增强电力系统在遇到极端天气时的弹性和韧性。

谁都逃不掉

四川河流众多，以长江水系为主，有将近80%的电力供应自水力发电。但今年7月以来，长江流域降雨量较常年同期偏少四成，四川平均降水量较常年同期更是偏少51%，叠加外省煤入川运力不足等因素，当地电力供需矛盾进一步突出。

国家电网已经作出表态：将发挥大电网资源配置作用，组织跨区跨省余缺互济，最大限度支援川渝地区电力供应。

除四川、重庆外，陕西、湖北、安徽、江苏、浙江等地连续多日出现40至43℃高温天气，多地打破有气象记录以来当地气温的最高纪录。

实际上，高温、干旱并不是只停留在中国。

和中国一样，今年入夏以来，欧洲出现持续性高温天气，大部分地区较以往更加干燥，一些国家的降水量跌破纪录。高温干旱在导致用电需求大增的同时，对电力生产造成严重影响，令欧洲电力短缺困局继续恶化。

以法国为例，核电约占法国全国总发电量的70%，且大部分核电站地处内陆，但今年入夏以来，用于冷却核反应堆的河流水位降至20年来最低水平，核电发电能力骤降。作为法国第二大电力来源的水电亦受牵连。据法国电力输送网络公司数据，法国6月水力发电量为“历史同期最低水平”，部分水电站的发电量减少了六成。

高温干旱令欧洲西部第一长河莱茵河水位下降，煤炭运输受阻。煤炭供应无法保障，让欧洲一些煤炭发电厂的无法正常运行，加剧供电紧张和电价上涨。其中法国、德国的电价已接近历史最高水平。

由此可以看出，在极端气候之下，什么样的电源形式都可能遭受冲击，“谁都逃不掉”。“如何提高电力系统抗灾能力？”这实际上是一道世界级难题。

就中国而言，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受第一财经记者采访时说，目前，中国的电力系统基本还是以化石能源为主，占比接近84%，但未来要倒过来，要以清洁能源为主，清洁能源占比百分之八十多。“也就是说，火电比重要逐步减小，风电、水电、光伏、核电比重得扩大。”

根据国务院发布的《2030年碳达峰行动方案》，到2030年，全国风电、发电总装机容量要达到12亿千瓦以上，比现在增加一倍左右。2030年以后，这些能源的规模还要增加。

但和水电一样，光伏、风电等可再生能源与生俱来都是“靠天吃饭”，发电分别依赖于太阳能和风力，而这些自然现象具有天然的波动性、间歇性和不可控性，让这种能源的发电变得不可预测。近年来，我国就出现过风电机组受冻无法正常运行、电煤供应不足等情况。

构建新的电力系统由此变得更加迫切起来。“不论是可再生能源，还是非化石能源，大都是以电力的形式呈现。因此构建以新能源为主体的新型电力系统是能源转型的重要路径。”中国能源研究会常务理事李俊峰向第一财经记者表示。“未来需要建设大量的储能设施来弥补可再生能源发电的不稳定的不足。”

储能！储能！

随着新能源渗透率的提高，电力系统正在从“集中式发电为主”向“集中式和分布式发电结合”的形式转变，其主体也开始从“源网荷”（即“电源、电网、负荷”）变成“源网荷储”，储能成为正在构建的新型电力系统中的重要一员。

储能同时具有电源和负荷的双重属性，可以解决新能源出力快速波动问题，提高电力系统的弹性、可控性和韧性。

具体来说，储能一方面可以通过削峰填谷，解决峰谷时段发电量与用电负荷不匹配的问题；另一方面则可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性和间歇性导致的电网出现波动性。

当前，中国的储能主要以为抽水蓄能电站为主。抽水蓄能电站主要是在用电低谷期利用富余电能抽水，在高峰期放水发电，在电网中承担调峰、填谷、紧急事故备用任务，兼有储能等作用，因此有电网的“稳定器”“调节器”“充电宝”之称。

国家能源局在2021年公布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》这样介绍，抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。但目前抽水蓄能占全国电源总装机比重不到2%，难以满足新能源快速发展的需求。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》提出加快发展抽水蓄能。

“未来，我们需要科学规划建更多的抽水蓄能电站。”原国家电网规划专家组成员曾德文在接受第一财经记者采访时说。而一位电网内部人士则向记者表示，两大电网公司国家电网和南方电网都在发力建设抽水蓄能电站。

2021年，国家电网提出，“十四五”期间，将投资1000亿元在新能源集中开发地区和负荷中心新增建设装机容量相当于一座三峡水电站总装机规模的抽水蓄能电站；南方电网则表示，未来十年，将建成投产同样装机容量规模的抽水蓄能电站，并开建1500万千瓦抽水蓄能项目，总投资约2000亿元，加上合理规模的新型储能，可满足2030年南方五省区约2.5亿千瓦新能源的接入与消纳。

所谓新型储能，指的是包括大容量液流、锂离子、钠硫、铅炭电池等电化学储能电池、压缩空气储能等。这些新型储能和电池一样，可以将电力储存起来，在需要的时候再释放。

国家发改委、国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》提出，构建新型电力系统，需要“加快新型储能技术规模化应用，大力提升电力负荷弹性”。而根据这两部委2021年印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

“目前，整个中国电力系统的投资成本，主要是在电源侧，煤电厂、水电站和核电站等电源的建设需要大量的投资。”林伯强对向记者说，“但未来可能就会倒过来，成本主要是在电力系统的稳定上，包括电网智能化和储能等系统侧。”

上述国有电力设计院的工程师向第一财经记者表示，目前，行业都在加大储能建设的规划力度。“上马更多的储能电站，是未来电力系统应对极端天气的重要选择。”他说。

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