確定“十四五”可再生能源

與傳統電源規劃容量比例的基本思路

顯然，“十四五”期間持續發展可再生能源是行業的共識。然而，可再生能源裝機容量（萬千瓦）與可再生能源消納量（萬千瓦時）沒有絕對的等比例關系，很可能存在裝機越多，棄電越多的情況。長期來看，在電力負荷持續增長的情況下，規劃中需要量化常規電源與可再生能源的配置規模。電力不可能三角，即經濟、可靠和清潔三個目標無法同時達到，總是需要至少一個目標來作出犧牲。但同時，作為硬約束的可靠性不能作出犧牲，隨著負荷增長，由于風光發電無法為系統提供足夠的有效容量，需要在規劃中配套常規發電電源以確保系統供電可靠性。因此，如果希望獲得既清潔又可靠的電能供應，就需要支付更多的成本。這是確定“十四五”可再生能源和傳統電源容量占比的基本出發點。

可再生能源雖然清潔以及能夠以越來越低的成本提供電能，但是其難預測、間歇性、不受控的不友好特性決定了其對電力系統的從規劃到運行的全時段的影響。到底一個電力系統能夠安全可靠地接納多少可再生能源需要從多個維度著手考慮，按照確定宏觀目標、構建邊界條件、量化分析影響、尋求解決方案的步驟及其迭代分析，最終確定合理可行的可再生能源及傳統電源的規劃。

一是確定宏觀目標方面。可再生能源的發展目標以及宏觀電力能源的發展目標是未來所有配套的基礎。在電力系統規劃領域，可再生能源發展目標本質上是對電量的消納目標，單純提出可再生能源的裝機容量沒有意義。同時，針對不同省區的需求和特點，需要相應提出諸如供電可靠性標準、碳排放上限、用戶電價上限等其他硬約束，實現綜合的宏觀發展目標。

二是構建邊界條件方面。在宏觀目標給定的基礎上，需要確定研究目標省區的資源稟賦：一次能源資源特性，包括煤、氣的未來價格預測和可獲得量，風光資源情況等；現有和未來規劃常規發電機組構成，包括核電、火電、燃機等；電網結構，包括輸電網規劃以及跨省跨區輸送通道；電力負荷，即未來負荷的增長情況以及負荷日內、跨季節的特性。

三是量化分析影響方面。重點要解決的是基于邊界條件，是否能夠實現可再生能源以及綜合電力能源的發展目標。規模化可再生能源并網對電力系統有全時空的影響。在系統層面需要量化分析：間歇性可再生能源增加了系統秒至分鐘級的波動導致自動發電控制（AGC）需求的提升量，由于可再生能源預測誤差和波動性提高了系統的短時備用的需求的提升量，由于可再生能源反調峰特性導致的調峰需求增加量（適用于非現貨地區），引入可再生能源后對電力系統供電可靠性指標的影響量。在市場主體層面：需要量化分析可再生能源的可消納電量，或棄風棄光量，煤機燃機等常規電源的發電小時數的變化量，需要分析近零變動成本的可再生能源引入后的現貨市場價格變動。在全社會層面：如果未來存在排放目標或構建碳市場，則需要分析可再生能源進入后對碳排放總量以及碳價格的影響。

四是尋求解決方案方面。在量化分析影響的基礎上，回答如果實現不了可再生能源以及其他綜合發展目標，例如，消納風光總量達不到要求或化石能源發電占比過高，僅增加風光不增加常規機組造成供電可靠性降低等問題，則需研究應該采用什么額外的手段向目標方向靠近。典型地，需要增加有效裝機容量（煤機、燃機、水電）提升由于可再生能源導致的系統供電可靠性下降、增加優質可調節資源（可調控負荷、燃機直至電化學儲能）滿足可再生能源的爬坡、調峰調頻等需求5。更關鍵的是，選擇哪幾種技術路線及其配套裝機容量規模能夠在實現達到清潔和可靠供電目標基礎上的全社會成本最低。構建解決方案后，再次迭代量化分析新電源構成下的各種影響，最終實現電力和能源的綜合目標，并求得相應電價水平。

確定“十四五”可再生能源與

傳統電源容量比例的具體手段

確定“十四五”可再生能源與傳統電源容量比例，需要分地區進行可再生能源并網及常規電源配套研究，關鍵要考慮可再生能源時序的連續功率特性以及常規電源的協調運行，包括分鐘級、小時級、日內、日間、季節間等。原有規劃方法中，傳統的以夏大、冬大的大方式的分析方法（潮流計算、靜態安全分析等），難以捕捉可再生能源的運行特性，更無法分析其對電力系統各個環節的影響，也不能夠考慮電價水平的約束限制。穩態條件下，針對可再生能源與傳統電源容量占比確定及各類影響分析，在電力市場環境下，最合理工具是基于電力現貨市場的電力系統時序生產模擬，也稱為市場規劃仿真，英文通常叫做Production Cost Simulation。

市場規劃仿真是通過離線計算的手段模擬電力市場在一段時間（短至一天，長至一年）的連續運行情況。例如，仿真系統可以模擬某年某省的電力系統運行，如果以1小時為最小運行模擬間隔，則仿真系統會優化計算每個小時每臺發電機組開機狀態、出力，并進行潮流計算，自動地滾動模擬全年365天/8760小時的電力系統運行。市場規劃仿真輸入數據包括電源數據、電網數據、負荷數據、燃料價格等。市場規劃仿真算法的核心為發電調度優化和潮流計算，以全系統發電成本最小為目標，根據負荷曲線調整機組出力，滿足負荷平衡約束、機組運行約束和電網安全約束，以實現最優的發電調度。市場規劃仿真輸出數據包括各類電源的開機狀態、出力水平、發電成本及收入狀況等。最后系統將計算規劃人員所關注的物理和經濟方面的各項統計指標。上述介紹可以看出市場規劃仿真和電力現貨市場的仿真有很多相似的地方。

在現貨市場中，市場規劃仿真與傳統生產模擬的主要差異包括：一是市場規劃仿真嚴格執行市場流程，采用考慮電網安全約束的機組組合（SCUC）決定日前開機，采用考慮電網安全約束的經濟調度（SCED）決定日內機組出力；二是生產模擬對經濟性考慮較少，市場規劃仿真會計算系統出清電價，特別是節點電價體系的電力市場，需要計算每個電網節點的電價，以用于各個市場主體的經濟性評估；三是生產模擬通常僅考慮網源平衡，市場仿真更加重視輸電網運行約束的建模，包括單個輸電設備（線路和變壓器）熱穩約束、輸電斷面約束以及其他調度機構考慮的安全約束。

可再生能源與傳統電源容量占比相關的分析，應采用市場規劃仿真計算的內容包括：合理運行備用需求量化分析、調節需求量化分析、棄風棄光（即可再生能源消納量量化分析）、常規機組發電量影響量化分析、現貨市場價格影響量化分析、排放量及碳交易影響量化分析、系統供電可靠性（計算LOLE、EENS等）影響量化分析、傳統電源的最優規劃。

根據分析需求和基本思路，使用國產某市場規劃仿真系統，以山東省可再生能源與傳統電源容量占比情況分析過程舉例：根據2019年山東電力系統主要數據為基礎，省內負荷峰值約8400萬千瓦，省內總裝機14044萬千瓦，煤電10029萬千瓦，其中直調煤電5805萬千瓦，光伏裝機約1600萬千瓦，風電裝機約1400萬千瓦，外來電送電功率峰值約2000萬千瓦。對未來消納情況、現貨市場電價影響以及對電力系統供電可靠性影響三個方面基于市場規劃仿真進行量化分析。

仿真結果顯示，山東省只在春節低谷負荷有少量棄電，全年棄電率為0.002%，與實際執行情況相同（側面證明了市場規劃仿真程序的準確性）。在不增加火電容量及其調節能力的情況下，構建增加風光裝機量50%、80%和100%三個場景，市場規劃仿真系統計算得出以下結論。

消納情況方面：仿真計算得出棄電率分別為1.12%、3.19%和5.01%，可見山東在不增加火電容量及其調節能力的情況下，棄電率增速明顯高于風光裝機容量增速。

在現貨價格方面：仿真計算出2019年山東5月現貨市場，日均價格為265元/兆瓦時，同時，仿真計算獲得的三種增加風光裝機量場景下，5月現貨日均價格分別為235元/兆瓦時、215元/兆瓦時和203元/兆瓦時。隨風光裝機量增加現貨日均價格下降較為明顯，受價格影響煤電總體發電量下降。

在供電可靠性方面：2019年基礎算例可靠性指標LOLE（失負荷期望）仿真值為14.9小時，高于99%。在不增加火電容量情況下，假設負荷峰值和風光同時增加800萬千瓦，仿真系統顯示系統可靠性下降至LOLE為1788.9小時（造成失負荷明顯增多的原因包括，負荷高峰時段風光出力不足、風光出力波動大同時火電爬坡速率不足、風光日前預測值高于日內實際出力導致日前開機不足）。可見山東在不增加火電容量及其調節能力的情況下，電力系統供電可靠性“斷崖式”下跌。

得出上述結論后，模擬配套風光的增長增加火電容量，構建增加200萬、400萬和600萬千瓦煤電機組場景，仿真獲得可靠性LOLE指標分別為860.3小時、283.6小時和63.2小時。即在增加至少600萬千瓦煤機情況下，才能保證供電可靠性高于99%。可以看出，風光的置信容量很小（通常為5%~20%），在負荷增長的情況下，需通過增加常規發電機組（視資源稟賦，比選煤機、燃機、水電等）確保系統整體的發電容量充裕度以及供電可靠性。必須要指出的是，算例中600萬煤電機組的容量電價將大幅抵消現貨價格由于風光參與市場帶來的價格下降。

通過市場規劃仿真可以得出結論6，假如山東省“十四五”期間，風光各增加800萬千瓦，在負荷增加800萬千瓦的情況下，相應必須增加煤電容量600萬千瓦以上。如投資電化學儲能，也能達到相應效果，但是考慮到在連續輸出能量約束下，電化學儲能的造價遠遠高于煤電機組，投放煤電機組仍是最為經濟的手段。風光裝機的增加能夠有效降低現貨價格，但是新增煤電機組的容量電價會抵消現貨價格降低幅度，用戶的感受則是電價呈上升態勢。