确定“十四五”可再生能源

与传统电源规划容量比例的基本思路

显然，“十四五”期间持续发展可再生能源是行业的共识。然而，可再生能源装机容量（万千瓦）与可再生能源消纳量（万千瓦时）没有绝对的等比例关系，很可能存在装机越多，弃电越多的情况。长期来看，在电力负荷持续增长的情况下，规划中需要量化常规电源与可再生能源的配置规模。电力不可能三角，即经济、可靠和清洁三个目标无法同时达到，总是需要至少一个目标来作出牺牲。但同时，作为硬约束的可靠性不能作出牺牲，随着负荷增长，由于风光发电无法为系统提供足够的有效容量，需要在规划中配套常规发电电源以确保系统供电可靠性。因此，如果希望获得既清洁又可靠的电能供应，就需要支付更多的成本。这是确定“十四五”可再生能源和传统电源容量占比的基本出发点。

可再生能源虽然清洁以及能够以越来越低的成本提供电能，但是其难预测、间歇性、不受控的不友好特性决定了其对电力系统的从规划到运行的全时段的影响。到底一个电力系统能够安全可靠地接纳多少可再生能源需要从多个维度着手考虑，按照确定宏观目标、构建边界条件、量化分析影响、寻求解决方案的步骤及其迭代分析，最终确定合理可行的可再生能源及传统电源的规划。

一是确定宏观目标方面。可再生能源的发展目标以及宏观电力能源的发展目标是未来所有配套的基础。在电力系统规划领域，可再生能源发展目标本质上是对电量的消纳目标，单纯提出可再生能源的装机容量没有意义。同时，针对不同省区的需求和特点，需要相应提出诸如供电可靠性标准、碳排放上限、用户电价上限等其他硬约束，实现综合的宏观发展目标。

二是构建边界条件方面。在宏观目标给定的基础上，需要确定研究目标省区的资源禀赋：一次能源资源特性，包括煤、气的未来价格预测和可获得量，风光资源情况等；现有和未来规划常规发电机组构成，包括核电、火电、燃机等；电网结构，包括输电网规划以及跨省跨区输送通道；电力负荷，即未来负荷的增长情况以及负荷日内、跨季节的特性。

三是量化分析影响方面。重点要解决的是基于边界条件，是否能够实现可再生能源以及综合电力能源的发展目标。规模化可再生能源并网对电力系统有全时空的影响。在系统层面需要量化分析：间歇性可再生能源增加了系统秒至分钟级的波动导致自动发电控制（AGC）需求的提升量，由于可再生能源预测误差和波动性提高了系统的短时备用的需求的提升量，由于可再生能源反调峰特性导致的调峰需求增加量（适用于非现货地区），引入可再生能源后对电力系统供电可靠性指标的影响量。在市场主体层面：需要量化分析可再生能源的可消纳电量，或弃风弃光量，煤机燃机等常规电源的发电小时数的变化量，需要分析近零变动成本的可再生能源引入后的现货市场价格变动。在全社会层面：如果未来存在排放目标或构建碳市场，则需要分析可再生能源进入后对碳排放总量以及碳价格的影响。

四是寻求解决方案方面。在量化分析影响的基础上，回答如果实现不了可再生能源以及其他综合发展目标，例如，消纳风光总量达不到要求或化石能源发电占比过高，仅增加风光不增加常规机组造成供电可靠性降低等问题，则需研究应该采用什么额外的手段向目标方向靠近。典型地，需要增加有效装机容量（煤机、燃机、水电）提升由于可再生能源导致的系统供电可靠性下降、增加优质可调节资源（可调控负荷、燃机直至电化学储能）满足可再生能源的爬坡、调峰调频等需求5。更关键的是，选择哪几种技术路线及其配套装机容量规模能够在实现达到清洁和可靠供电目标基础上的全社会成本最低。构建解决方案后，再次迭代量化分析新电源构成下的各种影响，最终实现电力和能源的综合目标，并求得相应电价水平。

确定“十四五”可再生能源与

传统电源容量比例的具体手段

确定“十四五”可再生能源与传统电源容量比例，需要分地区进行可再生能源并网及常规电源配套研究，关键要考虑可再生能源时序的连续功率特性以及常规电源的协调运行，包括分钟级、小时级、日内、日间、季节间等。原有规划方法中，传统的以夏大、冬大的大方式的分析方法（潮流计算、静态安全分析等），难以捕捉可再生能源的运行特性，更无法分析其对电力系统各个环节的影响，也不能够考虑电价水平的约束限制。稳态条件下，针对可再生能源与传统电源容量占比确定及各类影响分析，在电力市场环境下，最合理工具是基于电力现货市场的电力系统时序生产模拟，也称为市场规划仿真，英文通常叫做Production Cost Simulation。

市场规划仿真是通过离线计算的手段模拟电力市场在一段时间（短至一天，长至一年）的连续运行情况。例如，仿真系统可以模拟某年某省的电力系统运行，如果以1小时为最小运行模拟间隔，则仿真系统会优化计算每个小时每台发电机组开机状态、出力，并进行潮流计算，自动地滚动模拟全年365天/8760小时的电力系统运行。市场规划仿真输入数据包括电源数据、电网数据、负荷数据、燃料价格等。市场规划仿真算法的核心为发电调度优化和潮流计算，以全系统发电成本最小为目标，根据负荷曲线调整机组出力，满足负荷平衡约束、机组运行约束和电网安全约束，以实现最优的发电调度。市场规划仿真输出数据包括各类电源的开机状态、出力水平、发电成本及收入状况等。最后系统将计算规划人员所关注的物理和经济方面的各项统计指标。上述介绍可以看出市场规划仿真和电力现货市场的仿真有很多相似的地方。

在现货市场中，市场规划仿真与传统生产模拟的主要差异包括：一是市场规划仿真严格执行市场流程，采用考虑电网安全约束的机组组合（SCUC）决定日前开机，采用考虑电网安全约束的经济调度（SCED）决定日内机组出力；二是生产模拟对经济性考虑较少，市场规划仿真会计算系统出清电价，特别是节点电价体系的电力市场，需要计算每个电网节点的电价，以用于各个市场主体的经济性评估；三是生产模拟通常仅考虑网源平衡，市场仿真更加重视输电网运行约束的建模，包括单个输电设备（线路和变压器）热稳约束、输电断面约束以及其他调度机构考虑的安全约束。

可再生能源与传统电源容量占比相关的分析，应采用市场规划仿真计算的内容包括：合理运行备用需求量化分析、调节需求量化分析、弃风弃光（即可再生能源消纳量量化分析）、常规机组发电量影响量化分析、现货市场价格影响量化分析、排放量及碳交易影响量化分析、系统供电可靠性（计算LOLE、EENS等）影响量化分析、传统电源的最优规划。

根据分析需求和基本思路，使用国产某市场规划仿真系统，以山东省可再生能源与传统电源容量占比情况分析过程举例：根据2019年山东电力系统主要数据为基础，省内负荷峰值约8400万千瓦，省内总装机14044万千瓦，煤电10029万千瓦，其中直调煤电5805万千瓦，光伏装机约1600万千瓦，风电装机约1400万千瓦，外来电送电功率峰值约2000万千瓦。对未来消纳情况、现货市场电价影响以及对电力系统供电可靠性影响三个方面基于市场规划仿真进行量化分析。

仿真结果显示，山东省只在春节低谷负荷有少量弃电，全年弃电率为0.002%，与实际执行情况相同（侧面证明了市场规划仿真程序的准确性）。在不增加火电容量及其调节能力的情况下，构建增加风光装机量50%、80%和100%三个场景，市场规划仿真系统计算得出以下结论。

消纳情况方面：仿真计算得出弃电率分别为1.12%、3.19%和5.01%，可见山东在不增加火电容量及其调节能力的情况下，弃电率增速明显高于风光装机容量增速。

在现货价格方面：仿真计算出2019年山东5月现货市场，日均价格为265元/兆瓦时，同时，仿真计算获得的三种增加风光装机量场景下，5月现货日均价格分别为235元/兆瓦时、215元/兆瓦时和203元/兆瓦时。随风光装机量增加现货日均价格下降较为明显，受价格影响煤电总体发电量下降。

在供电可靠性方面：2019年基础算例可靠性指标LOLE（失负荷期望）仿真值为14.9小时，高于99%。在不增加火电容量情况下，假设负荷峰值和风光同时增加800万千瓦，仿真系统显示系统可靠性下降至LOLE为1788.9小时（造成失负荷明显增多的原因包括，负荷高峰时段风光出力不足、风光出力波动大同时火电爬坡速率不足、风光日前预测值高于日内实际出力导致日前开机不足）。可见山东在不增加火电容量及其调节能力的情况下，电力系统供电可靠性“断崖式”下跌。

得出上述结论后，模拟配套风光的增长增加火电容量，构建增加200万、400万和600万千瓦煤电机组场景，仿真获得可靠性LOLE指标分别为860.3小时、283.6小时和63.2小时。即在增加至少600万千瓦煤机情况下，才能保证供电可靠性高于99%。可以看出，风光的置信容量很小（通常为5%~20%），在负荷增长的情况下，需通过增加常规发电机组（视资源禀赋，比选煤机、燃机、水电等）确保系统整体的发电容量充裕度以及供电可靠性。必须要指出的是，算例中600万煤电机组的容量电价将大幅抵消现货价格由于风光参与市场带来的价格下降。

通过市场规划仿真可以得出结论6，假如山东省“十四五”期间，风光各增加800万千瓦，在负荷增加800万千瓦的情况下，相应必须增加煤电容量600万千瓦以上。如投资电化学储能，也能达到相应效果，但是考虑到在连续输出能量约束下，电化学储能的造价远远高于煤电机组，投放煤电机组仍是最为经济的手段。风光装机的增加能够有效降低现货价格，但是新增煤电机组的容量电价会抵消现货价格降低幅度，用户的感受则是电价呈上升态势。