隨著“十三五”漸漸走到尾聲，“十四五”已經向我們走來。可再生能源與傳統電源在“十四五”的容量占比，成為目前規劃工作爭論的焦點，且呈越來越熱的趨勢。沖突最為激烈的兩方，一方認為以煤電為代表的傳統電源，應當“只關不建”，敢于為保護環境付出經濟代價，這樣才能達到德國等可再生能源量占比較高國家的水平，并且完成國際義務；另一方的觀點針鋒相對，明確必須提高煤電等的發展速度，否則“十四五”期間部分地區將面臨缺電或者電價大幅上升的威脅。兩種觀點持有者均堅持立場，難以互相說服，爭論大有走向“雞同鴨講”、“各說各話”的趨勢，德國等國家轉型經驗也在不同場合被反復提及。“可再生能源+電化學儲能”大干快上觀點的持有者是沒有規劃責任的，正面與反面的意見都容易提，規劃的主導者則需要弄清可再生能源與傳統能源之間的關聯關系，既不能簡單地被極端環保主義綁架，又要實現國家能源革命的要求；既要保證電力系統安全穩定運行，又要實現“靠天吃飯”的可再生能源全額消納；既要保證“十四五”期間的電力供應，又要確保總體電價水平在經濟發展的承受能力范圍之內。

“既要”和“又要”是新經濟發展階段對規劃工作的新要求，也是新經濟發展階段對各方面的要求，與“既要”和“又要”已經推動電力工業的運營機制從計劃體制走向電力市場一樣，當電力工業走到了供應有余階段，特別是以電力現貨市場為核心的現代電力市場體系已經逐步掀開面紗，規劃工作需要與時俱進，要把規劃工作放到電力市場，特別是電力現貨市場的大背景下考慮，依靠新的技術手段去尋求“經濟、可靠、清潔”的“不可能妥協”。

（來源：微信公眾號“中國電力企業管理”ID：zgdlqygl 作者：谷峰）

可再生能源與傳統電源的關系

在談“十四五”可再生能源與傳統電源容量比例之前，必須弄清可再生能源與傳統能源為什么會產生關系？產生的關系是什么？

問題一：大電網和電化學儲能是什么關系？

大電網和儲能技術都能夠基本解決可再生能源的波動性問題。解決的技術方案各有千秋，但是在經濟性上，大電網和電化學儲能技術是競爭技術（相互替代）關系，也就是俗話說的“你死我活”關系。大電網通過電力市場機制調動包含負荷側在內的各種調節資源，抵消可再生能源間歇性和季節性波動的缺點，實現可再生能源在能源占比中的不斷提高。儲能，特別是電化學儲能，直接通過存儲電能方式，實現可再生能源電能生產的時空轉移。大電網技術和電化學儲能的經濟性非常容易比較，只要化學電芯每公斤重量能夠存儲的電能超過4千瓦時，就相當于每公斤化學電芯能夠承載的能量超過1200克標煤（大約2000克原煤），在經濟性上大電網就沒有存在的必要，燃料輸送將變化為電芯的輸送。

目前，主流電芯技術每公斤大約能存儲經濟性戰勝大電網技術所需能量的十分之一到二十分之一左右，毫無競爭力。從另一個角度看，現有主流電化學儲能技術存放一度電的成本大約為5毛錢，任何電源與之配合產生的上網價格都是我國發電綜合電價的1.5倍以上，所以在可預見的時間里，電化學儲能技術（電能量應用）在大電網技術的經濟性面前尚不構成本質挑戰。因此，可再生能源的消納，“十四五”期間必須主要依靠大電網技術。消納方式使可再生能源和傳統電源在大電網中發生了“緊密”的聯系。

問題二：可再生能源的大幅增長對大電網產生了什么影響？

目前到“十四五”期間，“上網”仍是可再生能源消納的最主要手段，雖然分布式供電已經興起，但是“十四五”期間仍然難以作為可再生能源發展的主要方式，即使分布式供電也大多不能單獨成為一個孤立用能系統，仍然是以并網分布式為主。大型電網正常運行的首要需求是什么呢？在“N個9”可靠性的要求下，答案會變得非常簡單：安全可靠、穩定供應。

不能連續穩定供電是可再生能源與生俱來的天賦，即使建有龍頭水庫的水電，也不能擺脫來水極枯造成發電出力下降的可能。當然，隨著可再生能源預測技術的進步，可再生能源的預測越來越準確，這個問題能夠得到一定程度的解決，但是可再生能源靠天吃飯的一次動力1注定了，在現有的技術經濟條件下，可再生能源預測不可能完全準確，也不可能按照系統需要的精度和速度進行大幅調節。

與此同時，隨著社會經濟的發展和人民生活水平的提高，特別是我國已經達到很高的供電可靠性，電力用戶承受停電的能力和心理預期不斷下降，換另一句話說，電力用戶不接受頻繁和長周期的意外停電。兩方面的此消彼長，造成可再生能源的運行特性確實相對電力系統的穩定運行是個不友好的短板，相對電力用戶高質量用電的期望也是個不友好的短板，大量接納存在弱點的可再生能源，而不考慮其他措施，一定會引起電力系統的可靠性下降，沒有煤電等傳統電源，電力系統也無法運行。因此，所謂煤電等傳統電源快速退出實在是“無稽之談”，但是保持或增長煤電等傳統電源并不意味著，負荷電量增長會由煤電等傳統電源分享，而實際上煤電等傳統電源的總發電量呈快速下降趨勢。

問題三：傳統電源為了大電網能夠更多容納可再生能源提供了什么服務？

以煤電為代表的傳統電源，由于一次能源（主要是煤炭）可以在廠內存儲，運行特點就是穩定可靠，可以隨負荷變化大幅度進行波動，實際上煤電通過提供調節服務實現可再生能源出力進行時空轉移方面與電化學儲能的作用是一樣的。我國金牌煤電機組已經可以做到數年不出現非計劃停運，可靠性更是上了一層樓。因此，煤電機組為代表的傳統電源非常適合大電網生產需要，不但“自己不惹事”，還能“替別人平事”，能夠滿足大電網運行離不開的電壓支撐、負荷跟隨、系統穩定等角色需要。

大電網消納風電、光伏等可再生能源最為需要的是煤電等可調節機組提供的快速爬坡服務和容量備用服務，消納水電等可再生能源最需要的是煤電等可調節機組提供的季節性容量備用2。容量備用服務容易理解，即可再生能源往往具有季節性3和波動性，在可再生能源出力不足，不能滿足用電需要的時期，需要依靠煤電等傳統電源提供用戶所需電能。快速爬坡服務通俗的講，是指煤電等傳統電源處于熱備用狀態下，能夠以較高的速度增加出力，用以填補可再生能源間歇性出力期間造成的用電缺口，也可以較高的速度減少出力，用以滿足可再生能源的突然出力增加。國外煤電等可調節機組的靈活性改造主要方向之一，就是提升可調節機組增減出力的速度，用以沖抵可再生能源突然失去（增加）出力4對系統的影響。實際上，可再生能源穿透率達到一定水平后，每增加一個百分點，對電力系統快速爬坡能力的要求都是質的變化。在目前的技術經濟條件下，依靠可調節機組提供快速爬坡服務是有一定物理限制的。

傳統電源為可再生能源提供的快速爬坡服務有物理極限，因此，通過電力現貨市場調動負荷側響應大電網需要，成為電力市場化國家的主流努力方向，德國的“工業4.0”重要內容就是讓負荷響應彌補可再生能源瞬時損失的出力，替代傳統電源的快速爬坡。但是無論如何，傳統電源能夠提供的季節性容量備用是負荷響應無法替代的，因為用戶能實現日以上能量移動的能力在經濟上難以接受。

另外還要指出，大電網的聯網理論上可以減少備用，在同等傳統電源裝機容量的情形下，更加充分的利用備用，實現不增加傳統電源裝機容量而增加大電網消納可再生能源的目的。但是，實踐中我國主要以直流線路跨區聯網的方式，一方面難以靈活共享兩側備用，另一方面為了保證直流的穩定和預防直流線路失電產生的沖擊，送受兩端所需要的備用在一定情況下不減反增。如以交流方式聯網還面臨經濟性和安全的討論。因此，實踐經驗證明大電網擴大范圍達到一定規模后，持續擴大電網覆蓋范圍，并不一定能夠減少對傳統電源容量增長的要求。

從以上三個問題的答案看，傳統能源的發展與可再生能源的發展密切相關，在讓出電量空間的前提下，是可再生能源發展最為可靠、可行的依靠力量。

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。

展望“十四五”規劃

通過上述分析，為保證“十四五”可再生能源和傳統電源容量比例確定的科學性，在國內供需普遍較為寬松和市場建設進程加快的背景下，展望“十四五”規劃工作，建議注意以下三方面內容：

一是不能盲目制定全國性可再生能源的消納目標，需要較為準確的量化分析。規劃工作必須考慮經濟、可靠、清潔的不可能三角，“不惜代價”、“人定勝天”、“建起來再說”的思維方式，必須在可再生能源消納目標的制定過程中得到徹底的摒棄。規劃工作要更加注重定量分析，而非定性決策。“決策拍腦袋、保證拍胸脯、出事拍屁股”的做法不但會讓規劃成為“鬼話”，還會給我國的電力工業造成巨大的經濟損失。在學習對象選擇過程中，要重視謀全局，而非謀一隅，“人云亦云”、“抓個榜樣就照搬”的方式不可取。例如對于歐洲經驗的學習，要更多地看歐盟28國，而非德國一隅，因為歐洲聯網電力交換頻繁，且歐洲電力現貨市場進展迅速，德國就有大量的交流線路與鄰國相連，德國的高消納率案例本質上與我國云南、青海的高消納率非常近似，可以作為部分省份的參考，而不足以作為全國性的學習榜樣。

二是為達成消納目標，需要研究配套容量資源和靈活性調節資源。可再生能源轉型，并不需要歧視某一類型機組，更不能忌諱繼續發展煤電。煤電機組的利用小時數應當繼續下降，但是煤電機組的裝機容量持續發展是非常現實的。可再生能源轉型的“模范生”歐盟28國近十年來風電、光伏的裝機容量增長在兩倍以上，但是在歐盟總用電量呈持續下降趨勢的背景下，所謂的基荷機組（大部分為傳統調節性電源）總裝機容量并未發生大的改變。德國雖然在去煤化的路上走得很快，但是其鄰國波蘭卻在波德邊境線附近投產很多煤電機組，用戶是誰自然也不言而喻了，結論到底是德國去煤還是德國煤電異地“上大壓小”還有待商榷。遑論與歐盟28國不同，我國負荷還在較快增長通道當中，可靠性方面相對歐盟更加需要增加傳統電源來保障。

三是隨著現貨市場的普及，市場仿真將成為主要的分析手段。世界上進行能源轉型的主要經濟體，大部分完成了電力工業市場化過程，而后進行能源的清潔化轉型，我國與之情況不同，是市場化與用能清潔化并行。我國困難更多、任務更重的同時有希望效率更高，兩件事都辦好的關鍵就是清潔化要以市場化為基礎條件。“十三五”拉開了我國電力市場化的大幕，特別是電力現貨市場開始掀開面紗，可以預見“十四五”是我國電力現貨市場建設普及的五年，因此，“十四五”電力規劃，應當主動將思維轉向基于電力現貨市場的規劃方式，將市場仿真作為規劃的基本量化手段，培育國產市場仿真規劃軟件企業，培養熟悉市場仿真規劃的人才隊伍。

“十四五”將是我國電力市場建設蓬勃發展的五年，將對我國電力工業的規劃、運營、價格產生天翻地覆的影響。可再生能源與傳統電源的容量占比只是其中一個小問題，電力市場優化的紅利量級遠遠達不到科學規劃可能產生的紅利。“十四五”電力規劃任重道遠，愿與電力現貨市場攜手登程！

注1：季節性、波動性、間歇性。

注2：擁有多年調節水庫的水電站需要的是來水極枯年的容量備用。

注3：水電分為枯期和汛期，風電有大風期和小風期。

注4：無論可再生能源預測技術如何進步，可再生能源出力預測的精度也不會是百分之百。

注5：此處提到的電化學儲能應用指功率型應用，而非能量存儲型應用。

注6：本算例僅依靠公開部分數據設置邊界條件，僅為說明市場規劃仿真手段的有效性，并不能代替山東的規劃結論。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年5期，作者系本刊特約撰稿人