確定“十四五”可再生能源

與傳統(tǒng)電源規(guī)劃容量比例的基本思路

顯然，“十四五”期間持續(xù)發(fā)展可再生能源是行業(yè)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(xù)增長的情況下，規(guī)劃中需要量化常規(guī)電源與可再生能源的配置規(guī)模。電力不可能三角，即經(jīng)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(fā)電無法為系統(tǒng)提供足夠的有效容量，需要在規(guī)劃中配套常規(guī)發(fā)電電源以確保系統(tǒng)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(tǒng)電源容量占比的基本出發(fā)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(tǒng)的從規(guī)劃到運行的全時段的影響。到底一個電力系統(tǒng)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(tǒng)電源的規(guī)劃。

一是確定宏觀目標方面�？稍偕�能源的發(fā)展目標以及宏觀電力能源的發(fā)展目標是未來所有配套的基礎。在電力系統(tǒng)規(guī)劃領域，可再生能源發(fā)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(qū)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(xiàn)綜合的宏觀發(fā)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(qū)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(xiàn)有和未來規(guī)劃常規(guī)發(fā)電機組構成，包括核電、火電、燃機等；電網(wǎng)結構，包括輸電網(wǎng)規(guī)劃以及跨省跨區(qū)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(jié)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(xiàn)可再生能源以及綜合電力能源的發(fā)展目標。規(guī)�；�可再生能源并網(wǎng)對電力系統(tǒng)有全時空的影響。在系統(tǒng)層面需要量化分析：間歇性可再生能源增加了系統(tǒng)秒至分鐘級的波動導致自動發(fā)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(tǒng)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(xiàn)貨地區(qū)），引入可再生能源后對電力系統(tǒng)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(guī)電源的發(fā)電小時數(shù)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(xiàn)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(xiàn)不了可再生能源以及其他綜合發(fā)展目標，例如，消納風光總量達不到要求或化石能源發(fā)電占比過高，僅增加風光不增加常規(guī)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(tǒng)供電可靠性下降、增加優(yōu)質可調節(jié)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(guī)模能夠在實現(xiàn)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(xiàn)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(tǒng)電源容量比例的具體手段

確定“十四五”可再生能源與傳統(tǒng)電源容量比例，需要分地區(qū)進行可再生能源并網(wǎng)及常規(guī)電源配套研究，關鍵要考慮可再生能源時序的連續(xù)功率特性以及常規(guī)電源的協(xié)調運行，包括分鐘級、小時級、日內、日間、季節(jié)間等。原有規(guī)劃方法中，傳統(tǒng)的以夏大、冬大的大方式的分析方法（潮流計算、靜態(tài)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(tǒng)各個環(huán)節(jié)的影響，也不能夠考慮電價水平的約束限制。穩(wěn)態(tài)條件下，針對可再生能源與傳統(tǒng)電源容量占比確定及各類影響分析，在電力市場環(huán)境下，最合理工具是基于電力現(xiàn)貨市場的電力系統(tǒng)時序生產(chǎn)模擬，也稱為市場規(guī)劃仿真，英文通常叫做Production Cost Simulation。

市場規(guī)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(xù)運行情況。例如，仿真系統(tǒng)可以模擬某年某省的電力系統(tǒng)運行，如果以1小時為最小運行模擬間隔，則仿真系統(tǒng)會優(yōu)化計算每個小時每臺發(fā)電機組開機狀態(tài)、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(tǒng)運行。市場規(guī)劃仿真輸入數(shù)據(jù)包括電源數(shù)據(jù)、電網(wǎng)數(shù)據(jù)、負荷數(shù)據(jù)、燃料價格等。市場規(guī)劃仿真算法的核心為發(fā)電調度優(yōu)化和潮流計算，以全系統(tǒng)發(fā)電成本最小為目標，根據(jù)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(wǎng)安全約束，以實現(xiàn)最優(yōu)的發(fā)電調度。市場規(guī)劃仿真輸出數(shù)據(jù)包括各類電源的開機狀態(tài)、出力水平、發(fā)電成本及收入狀況等。最后系統(tǒng)將計算規(guī)劃人員所關注的物理和經(jīng)濟方面的各項統(tǒng)計指標。上述介紹可以看出市場規(guī)劃仿真和電力現(xiàn)貨市場的仿真有很多相似的地方。

在現(xiàn)貨市場中，市場規(guī)劃仿真與傳統(tǒng)生產(chǎn)模擬的主要差異包括：一是市場規(guī)劃仿真嚴格執(zhí)行市場流程，采用考慮電網(wǎng)安全約束的機組組合（SCUC）決定日前開機，采用考慮電網(wǎng)安全約束的經(jīng)濟調度（SCED）決定日內機組出力；二是生產(chǎn)模擬對經(jīng)濟性考慮較少，市場規(guī)劃仿真會計算系統(tǒng)出清電價，特別是節(jié)點電價體系的電力市場，需要計算每個電網(wǎng)節(jié)點的電價，以用于各個市場主體的經(jīng)濟性評估；三是生產(chǎn)模擬通常僅考慮網(wǎng)源平衡，市場仿真更加重視輸電網(wǎng)運行約束的建模，包括單個輸電設備（線路和變壓器）熱穩(wěn)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(tǒng)電源容量占比相關的分析，應采用市場規(guī)劃仿真計算的內容包括：合理運行備用需求量化分析、調節(jié)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(guī)機組發(fā)電量影響量化分析、現(xiàn)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(tǒng)供電可靠性（計算LOLE、EENS等）影響量化分析、傳統(tǒng)電源的最優(yōu)規(guī)劃。

根據(jù)分析需求和基本思路，使用國產(chǎn)某市場規(guī)劃仿真系統(tǒng)，以山東省可再生能源與傳統(tǒng)電源容量占比情況分析過程舉例：根據(jù)2019年山東電力系統(tǒng)主要數(shù)據(jù)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(xiàn)貨市場電價影響以及對電力系統(tǒng)供電可靠性影響三個方面基于市場規(guī)劃仿真進行量化分析。

仿真結果顯示，山東省只在春節(jié)低谷負荷有少量棄電，全年棄電率為0.002%，與實際執(zhí)行情況相同（側面證明了市場規(guī)劃仿真程序的準確性）。在不增加火電容量及其調節(jié)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(guī)劃仿真系統(tǒng)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(jié)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(xiàn)貨價格方面：仿真計算出2019年山東5月現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨日均價格下降較為明顯，受價格影響煤電總體發(fā)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(tǒng)顯示系統(tǒng)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）�？梢娚綎|在不增加火電容量及其調節(jié)能力的情況下，電力系統(tǒng)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%�？梢钥闯�，風光的置信容量很�。ㄍǔ�為5%~20%），在負荷增長的情況下，需通過增加常規(guī)發(fā)電機組（視資源稟賦，比選煤機、燃機、水電等）確保系統(tǒng)整體的發(fā)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(xiàn)貨價格由于風光參與市場帶來的價格下降。

通過市場規(guī)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(xù)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(jīng)濟的手段。風光裝機的增加能夠有效降低現(xiàn)貨價格，但是新增煤電機組的容量電價會抵消現(xiàn)貨價格降低幅度，用戶的感受則是電價呈上升態(tài)勢。