Изградња новог електроенергетског система је сложен и систематичан пројекат. Потребно је да се узму у обзир координација безбедности и стабилности снабдевања електричном енергијом, све већи удео нове енергије и истовремено разумна цена система. Потребно је да се обради однос између чисте трансформације термоелектрана, уредног продора обновљивих извора енергије као што су ветар и киша, изградње координације електроенергетске мреже и могућности узајамне помоћи, као и рационалне расподеле флексибилних ресурса. Научно планирање путање изградње новог електроенергетског система је основа за постизање циља вршне емисије угљеника и неутрализације угљеника, а такође је и граница и водич за развој различитих ентитета у новом електроенергетском систему.
До краја 2021. године, инсталирани капацитет енергије из угља у Кини ће премашити 1,1 милијарду киловата, што чини 46,67% укупног инсталираног капацитета од 2,378 милијарди киловата, а произведени капацитет енергије из угља биће 5.042,6 милијарди киловат-сати, што чини 60,06% укупног произведеног капацитета од 8.395,9 милијарди киловат-сати. Притисак на смањење емисија је огроман, па је неопходно смањити капацитет како би се осигурала безбедност снабдевања. Инсталирани капацитет енергије ветра и сунца је 635 милиона киловата, што чини само 11,14% укупног технолошки развојног капацитета од 5,7 милијарди киловата, а капацитет производње електричне енергије је 982,8 милијарди киловат-сати, што чини само 11,7% укупног капацитета производње електричне енергије. Инсталирани капацитет и капацитет производње електричне енергије енергије ветра и сунца имају огроман простор за побољшање и потребно је убрзати њихово продирање у електроенергетску мрежу. Постоји озбиљан недостатак ресурса за флексибилност система. Инсталирани капацитет флексибилних регулисаних извора енергије, као што су пумпно-акумулационе електране и гасне електране, чини само 6,1% укупног инсталираног капацитета. Конкретно, укупни инсталирани капацитет пумпно-акумулационих електрана је 36,39 милиона киловата, што чини само 1,53% укупног инсталираног капацитета. Треба уложити напоре да се убрза развој и изградња. Поред тога, требало би користити технологију дигиталне симулације за предвиђање производње нове енергије на страни понуде, прецизну контролу и искоришћавање потенцијала управљања потражњом и проширење удела флексибилне трансформације великих генераторских агрегата. Побољшати способност електроенергетске мреже да оптимизује расподелу ресурса у великом опсегу како би се решио проблем недовољног капацитета регулације система. Истовремено, нека главна тела у систему могу пружати услуге са сличним функцијама, као што је конфигурисање складиштења енергије и додавање спојних водова у електроенергетској мрежи, што може побољшати локални проток енергије, а конфигурисање пумпно-акумулационих електрана може заменити неке кондензаторе. У овом случају, координисани развој сваког субјекта, оптимална расподела ресурса и економске уштеде зависе од научног и разумног планирања и потребно их је координисати из већег обима и на дужем временском периоду.
У ери традиционалног електроенергетског система „извор прати оптерећење“, планирање снабдевања електричном енергијом и електроенергетске мреже у Кини има неке проблеме. У ери новог електроенергетског система са заједничким развојем „извора, мреже, оптерећења и складиштења“, значај заједничког планирања је додатно појачан. Пумпно-акумулационе електране, као важно чисто и флексибилно напајање у електроенергетском систему, играју важну улогу у обезбеђивању безбедности велике електроенергетске мреже, опслужујући потрошњу чисте енергије и оптимизујући рад система. Још важније, требало би да ојачамо смернице за планирање и у потпуности размотримо везу између сопственог развоја и потреба изградње новог електроенергетског система. Од уласка у „Четрнаести петогодишњи план“, држава је сукцесивно издавала документа као што су Средњорочни и дугорочни план развоја за пумпно-акумулационе електране (2021-2035), Средњорочни и дугорочни план развоја индустрије водоничне енергије (2021-2035) и План развоја обновљивих извора енергије за „Четрнаести петогодишњи план“ (FGNY [2021] бр. 1445), али су она ограничена на ову индустрију. „Четрнаести петогодишњи план“ за развој енергетике, који је од великог значаја за целокупно планирање и вођење електроенергетске индустрије, није званично објављен. Предлаже се да надлежно национално одељење изда средњорочни и дугорочни план за изградњу новог електроенергетског система како би се усмерило формулисање и континуирано прилагођавање других планова у електроенергетској индустрији, како би се постигао циљ оптимизације расподеле ресурса.
Синергијски развој пумпно-акумулираних хидроелектрана и нових система складиштења енергије
До краја 2021. године, Кина је пустила у рад 5,7297 милиона киловата нових складишта енергије, укључујући 89,7% литијум-јонских батерија, 5,9% оловних батерија, 3,2% компримованог ваздуха и 1,2% других облика. Инсталирани капацитет пумпно-акумулираних хидроелектрана је 36,39 милиона киловата, што је више од шест пута више од новог типа складишта енергије. И ново складиштење енергије и пумпно-акумулирајуће хидроелектране су важне компоненте новог електроенергетског система. Заједнички аранжман у електроенергетском систему може дати предност њиховим предностима и додатно побољша капацитет регулације система. Међутим, постоје очигледне разлике између њих двоје у функционалним и применљивим сценаријима.
Ново складиштење енергије односи се на нове технологије складиштења енергије, осим пумпног складиштења, укључујући електрохемијско складиштење енергије, замајац, компримовани ваздух, складиштење енергије водоником (амонијаком) итд. Већина нових електрана за складиштење енергије има предности кратког периода изградње и једноставног и флексибилног избора локације, али тренутна економија није идеална. Међу њима, обим електрохемијског складиштења енергије је генерално 10~100 MW, са брзином одзива од десетина до стотина милисекунди, високом густином енергије и добром тачношћу подешавања. Углавном је погодно за сценарије примене са дистрибуираним смањењем вршних струја, обично повезано на дистрибутивну мрежу ниског напона или страну нове енергетске станице, и технички је погодно за честа и брза окружења за подешавање, као што су примарна фреквентна модулација и секундарна фреквентна модулација. Складиштење енергије компримованим ваздухом користи ваздух као медијум, који има карактеристике великог капацитета, више пута пуњења и пражњења и дугог века трајања. Међутим, тренутна ефикасност је релативно ниска. Складиштење енергије компримованим ваздухом је најсличнија технологија складиштења енергије пумпном складиштењу. За пустиње, гоби, пустиње и друга подручја где није погодно организовати пумпно-акумулирајуће хидроелектране, уређење складиштења енергије компримованим ваздухом може ефикасно сарађивати са потрошњом нове енергије у великим пејзажним базама, са великим развојним потенцијалом; водонична енергија је важан носилац за велико и ефикасно коришћење обновљивих извора енергије. Његове карактеристике складиштења енергије великих размера и дугог периода могу промовисати оптималну расподелу хетерогене енергије по регионима и годишњим добима. То је важан део будућег националног енергетског система и има широке перспективе примене.
Насупрот томе, пумпно-акумулационе електране имају високу техничку зрелост, велики капацитет, дуг век трајања, високу поузданост и добру економичност. Погодне су за сценарије са великом потражњом за вршним капацитетом за бријање или вршном снагом за бријање, и повезане су на главну мрежу на вишем напонском нивоу. Узимајући у обзир захтеве за вршном емисијом угљеника и неутрализацијом угљеника и чињеницу да је претходни напредак у развоју релативно заостао, како би се убрзао напредак у развоју пумпно-акумулационих електрана и постигли захтеви за брзим повећањем инсталираног капацитета, темпо стандардизоване изградње пумпно-акумулационих електрана у Кини је додатно убрзан. Стандардизована изградња је важна мера за решавање различитих потешкоћа и изазова након што пумпно-акумулациона електрана уђе у вршни период развоја, изградње и производње. Она помаже у убрзању напретка у производњи опреме и побољшању квалитета, промовише безбедност и редослед изградње инфраструктуре, побољшава ефикасност производње, рада и управљања, и представља важну гаранцију за развој пумпно-акумулационих електрана у правцу „lean“ производње.
Истовремено, постепено се вреднује и диверзификовани развој пумпно-акумулираних хидроелектрана. Пре свега, средњорочни и дугорочни план за пумпно-акумулиране хидроелектране предлаже јачање развоја малих и средњих пумпно-акумулираних хидроелектрана. Мале и средње пумпно-акумулиране хидроелектране имају предности богатих ресурса локације, флексибилног распореда, близине центра оптерећења и блиске интеграције са дистрибуираном новом енергијом, што је важан додатак развоју пумпно-акумулираних хидроелектрана. Друго, истраживање развоја и примене пумпно-акумулираних хидроелектрана са морском водом. Потрошња енергије ветра великих размера на мору повезана на мрежу мора бити конфигурисана са одговарајућим флексибилним ресурсима за прилагођавање. Према Обавештењу о објављивању резултата пописа ресурса пумпно-акумулираних хидроелектрана са морском водом (GNXN [2017] бр. 68) издатом 2017. године, кинески ресурси пумпно-акумулираних хидроелектрана са морском водом углавном су концентрисани у приобалним и острвским подручјима пет источних приобалних провинција и три јужне приобалне провинције, што има добре перспективе развоја. Коначно, инсталирани капацитет и сати коришћења се посматрају као целина у комбинацији са потражњом регулације електроенергетске мреже. Са све већим уделом нове енергије и трендом да постане главни извор снабдевања енергијом у будућности, складиштење енергије великог капацитета и дугорочно складиштење енергије постаће једноставно неопходно. На квалификованој локацији станице, треба правилно размотрити повећање капацитета складиштења и продужење времена коришћења, и то неће бити подложно ограничењима фактора као што је индекс трошкова јединичног капацитета и биће одвојено од потражње система.
Стога, у тренутној ситуацији када кинески електроенергетски систем озбиљно оскудева у флексибилним ресурсима, пумпно-акумулационе хидроелектране и нова складишта енергије имају широке перспективе за развој. У складу са разликама у њиховим техничким карактеристикама, под претпоставком потпуног разматрања различитих сценарија приступа, у комбинацији са стварним потребама регионалног електроенергетског система, и ограничених безбедношћу, стабилношћу, потрошњом чисте енергије и другим граничним условима, требало би спровести заједничко планирање капацитета и распореда како би се постигао оптималан ефекат.
Утицај механизма цене електричне енергије на развој пумпно-акумулираних електрана
Пумпно-акумулационе електране опслужују цео електроенергетски систем, укључујући снабдевање електричном енергијом, електроенергетску мрежу и кориснике, а све стране имају користи од тога на неконкурентни и неексклузивни начин. Са економске перспективе, производи које пружају пумпно-акумулационе електране су јавни производи електроенергетског система и пружају јавне услуге за ефикасан рад електроенергетског система.
Пре реформе електроенергетског система, држава је издала политике којима је јасно да се пумпно-акумулационе електране углавном користе за потребе електроенергетске мреже и да њима углавном управљају предузећа која управљају електроенергетском мрежом на јединствен или закупан начин. У то време, влада је јединствено формулисала цену електричне енергије у мрежи и продајну цену електричне енергије. Главни приход електроенергетске мреже долазио је од разлике између куповне и продајне цене. Постојећа политика је у суштини дефинисала да трошкови пумпно-акумулационих електрана треба да се надокнаде из разлике између куповне и продајне цене електроенергетске мреже и да се уједини канал за јарање.
Након реформе цене електричне енергије за пренос и дистрибуцију, Обавештење Националне комисије за развој и реформе о питањима везаним за побољшање механизма формирања цена пумпно-акумулационих електрана (FGJG [2014] бр. 1763) јасно је ставило до знања да се на пумпно-акумулациону енергију примењује дводелна цена електричне енергије, што је верификовано према принципу разумних трошкова плус дозвољени приход. Накнада за електричну енергију капацитета и губитак пумпне енергије пумпно-акумулационих електрана укључени су у јединствени обрачун трошкова рада локалне покрајинске електроенергетске мреже (или регионалне електроенергетске мреже) као фактор корекције цене продаје електричне енергије, али канал преноса трошкова није исправљен. Након тога, Национална комисија за развој и реформе је сукцесивно издала документа 2016. и 2019. године, којима се предвиђа да релевантни трошкови пумпно-акумулационих електрана нису укључени у дозвољени приход предузећа електроенергетске мреже, а трошкови пумпно-акумулационих електрана нису укључени у трошкове одређивања цена преноса и дистрибуције, што додатно отежава каналисање трошкова пумпно-акумулационих електрана. Поред тога, обим развоја пумпно-акумулационих система током периода „13. петогодишњег плана“ био је далеко нижи од очекиваног због недовољног разумевања функционалног позиционирања пумпно-акумулационих система у то време и једног инвестиционог предмета.
Суочена са овом дилемом, у мају 2021. године покренута су Мишљења Националне комисије за развој и реформе о даљем побољшању механизма одређивања цена енергије из реактивних акумулација (FGJG [2021] бр. 633). Ова политика је научно дефинисала политику цена електричне енергије из реактивних акумулација. С једне стране, у комбинацији са објективном чињеницом да је јавни атрибут енергије из реактивних акумулација јак и да се трошкови не могу надокнадити кроз електричну енергију, коришћена је метода одређивања цена током оперативног периода како би се проверила цена капацитета и надокнадила кроз цену преноса и дистрибуције; С друге стране, у комбинацији са темпом реформе тржишта електричне енергије, истражује се спот тржиште цена електричне енергије. Увођење политике снажно је стимулисало инвестициону спремност друштвених субјеката, постављајући чврсте темеље за брзи развој реактивних акумулација. Према статистици, капацитет пројеката реактивних акумулација који су пуштени у рад, у изградњи и у промоцији достигао је 130 милиона киловата. Ако се сви пројекти у изградњи и промоцији пусте у рад пре 2030. године, то је више од очекивања да ће „120 милиона киловата бити пуштено у производњу до 2030. године“ у Средњорочном и дугорочном плану развоја пумпно-акумулираних хидроелектрана (2021-2035). У поређењу са традиционалним начином производње енергије из фосилних електрана, маргинални трошкови производње енергије из нових извора енергије, као што су ветроелектране и електрична енергија, готово су нула, али су одговарајући трошкови потрошње система огромни и недостаје им механизам расподеле и преноса. У овом случају, у процесу трансформације енергије, за ресурсе са јаким јавним атрибутима, као што су пумпно-акумулиране хидроелектране, потребна је политичка подршка и смернице у раној фази развоја како би се осигурао брз развој индустрије. У објективном окружењу да је скала развоја пумпно-акумулираних хидроелектрана у Кини релативно заостала, а период прозора за неутрализацију угљеника на врхунцу угљеника релативно кратак, увођење нове политике цена електричне енергије одиграло је важну улогу у промоцији развоја индустрије пумпно-акумулираних хидроелектрана.
Трансформација стране снабдевања енергијом са конвенционалне фосилне енергије на повремену обновљиву енергију одређује да се главни трошкови цена електричне енергије мењају од трошкова фосилних горива до трошкова обновљиве енергије и флексибилне регулације изградње ресурса. Због тешкоће и дугорочне природе трансформације, процес успостављања кинеског система производње енергије на бази угља и новог електроенергетског система заснованог на обновљивим изворима енергије ће коегзистирати дуго времена, што захтева од нас да додатно ојачамо климатски циљ достизања врхунца угљеника и неутрализације угљеника. На почетку енергетске трансформације, изградња инфраструктуре која је дала велики допринос промоцији трансформације чисте енергије требало би да буде вођена политикама и тржиштем, да се смањи ометање и погрешно вођење тражења капиталног профита у укупној стратегији и да се обезбеди исправан смер трансформације чисте и нискоугљеничне енергије.
Са пуним развојем обновљивих извора енергије и постепеним постајањем главног добављача енергије, изградња кинеског тржишта електричне енергије се такође стално побољшава и сазрева. Флексибилни регулисани ресурси постаће главна потражња у новом електроенергетском систему, а понуда пумпно-акумулираних хидроелектрана и нових складишта енергије биће довољнија. У то време, изградња обновљивих извора енергије и флексибилних регулисаних ресурса биће углавном вођена тржишним снагама. Механизам цена пумпно-акумулираних хидроелектрана и других главних тела ће заиста одражавати однос између понуде и потражње на тржишту, одражавајући пуну конкурентност.
Правилно разумети ефекат смањења емисије угљеника пумпно-акумулираних хидроелектрана
Пумпно-акумулационе електране имају значајне предности у уштеди енергије и смањењу емисија. У традиционалном електроенергетском систему, улога пумпно-акумулационих електрана у уштеди енергије и смањењу емисија углавном се огледа у два аспекта. Први је замена топлотне енергије у систему за регулацију вршног оптерећења, производња енергије при вршном оптерећењу, смањење броја покретања и гашења термоелектрана за регулацију вршног оптерећења и пумпање воде при ниском оптерећењу, како би се смањио опсег притиска оптерећења термоелектрана, чиме се игра улога уштеде енергије и смањења емисија. Други је улога подршке безбедности и стабилности као што су фреквентна модулација, фазна модулација, ротациона резерва и резерва за хитне случајеве, и повећање стопе оптерећења свих термоелектрана у систему приликом замене термоелектрана за резерву за хитне случајеве, како би се смањила потрошња угља термоелектрана и постигла улога уштеде енергије и смањења емисија.
Изградњом новог електроенергетског система, ефекат уштеде енергије и смањења емисија пумпно-акумулираних система показује нове карактеристике на постојећој основи. С једне стране, играће већу улогу у смањењу вршних opterećenја како би се помогло великим потрошачима ветра и друге нове енергетске мреже повезане са мрежом, што ће донети огромне користи у смањењу емисија систему у целини; с друге стране, играће безбедну и стабилну улогу подршке као што су фреквентна модулација, фазна модулација и ротационо стање приправности како би се помогло систему да превазиђе проблеме као што су нестабилна производња нове енергије и недостатак инерције узрокован високим уделом енергетске електронске опреме, додатно побољшати удео пенетрације нове енергије у електроенергетском систему, како би се смањиле емисије изазване потрошњом фосилних енергија. Фактори који утичу на потражњу за регулацијом електроенергетског система укључују карактеристике оптерећења, удео нових прикључака на енергетску мрежу и регионални екстерни пренос електричне енергије. Изградњом новог електроенергетског система, утицај нових прикључака на енергетску мрежу на потражњу за регулацијом електроенергетског система постепено ће премашити карактеристике оптерећења, а улога пумпно-акумулираних система у смањењу емисије угљеника у овом процесу биће значајнија.
Кина има кратак временски и тежак задатак да постигне врхунац угљеника и неутрализацију угљеника. Национална комисија за развој и реформе издала је План за побољшање двоструке контроле интензитета потрошње енергије и укупне количине (FGHZ [2021] бр. 1310) како би се доделили индикатори контроле емисија свим деловима земље ради разумне контроле потрошње енергије. Стога, тема која може играти улогу у смањењу емисија треба да буде правилно процењена и да јој се посвети дужна пажња. Међутим, тренутно, користи од смањења емисије угљеника од пумпно-акумулационих електрана нису правилно препознате. Прво, релевантним јединицама недостаје институционална основа као што је методологија угљеника у управљању енергијом пумпно-акумулираних електрана, и друго, функционални принципи пумпно-акумулираних електрана у другим областима друштва ван електроенергетске индустрије још увек нису добро схваћени, што доводи до тренутног обрачуна емисије угљеника неких пилот пројеката трговине емисијом угљеника за пумпно-акумулационе електране према смерницама за обрачун и извештавање о емисији угљен-диоксида предузећа (јединица), и узимајући сву пумпну електричну енергију као основу за обрачун емисије. Пумпно-акумулациона електрана је постала „кључна јединица испуштања“, што доноси много непријатности нормалном раду пумпно-акумулационе електране, а такође изазива велико неспоразумевање код јавности.
Дугорочно гледано, да би се правилно разумео ефекат смањења емисије угљеника пумпно-акумулираних електрана и исправио њихов механизам управљања потрошњом енергије, неопходно је успоставити применљиву методологију у комбинацији са укупним предностима смањења емисије угљеника пумпно-акумулираних електрана на електроенергетски систем, квантификовати предности смањења емисије угљеника пумпно-акумулираних електрана и формирати компензацију за недовољну квоту интерно, која се може користити за трансакције на екстерном тржишту угљеника. Међутим, због нејасног почетка CCER-а и ограничења од 5% за компензацију емисија, постоје и неизвесности у развоју методологије. На основу тренутне стварне ситуације, препоручује се да се свеобухватна ефикасност конверзије експлицитно узме као главни контролни индикатор укупне потрошње енергије и циљева уштеде енергије пумпно-акумулираних електрана на националном нивоу, како би се смањила ограничења за здрав развој пумпно-акумулираних електрана у будућности.
Време објаве: 29. новембар 2022.
