谷峰：“十四五”電源規(guī)劃的“不可能妥協(xié)”

 

   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(jìn)行可再生能源并網(wǎng)及常規(guī)電源配套研究，關(guān)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(diào)運(yùn)行，包括分鐘級、小時級、日內(nèi)、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(jì)算、靜態(tài)安全分析等），難以捕捉可再生能源的運(yùn)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(jì)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(yùn)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(yùn)行，如果以1小時為最小運(yùn)行模擬間隔，則仿真系統(tǒng)會優(yōu)化計(jì)算每個小時每臺發(fā)電機(jī)組開機(jī)狀態(tài)、出力，并進(jìn)行潮流計(jì)算，自動地滾動模擬全年365天/8760小時的電力系統(tǒng)運(yùn)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(fù)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(diào)度優(yōu)化和潮流計(jì)算，以全系統(tǒng)發(fā)電成本最小為目標(biāo)，根據(jù)負(fù)荷曲線調(diào)整機(jī)組出力，滿足負(fù)荷平衡約束、機(jī)組運(yùn)行約束和電網(wǎng)安全約束，以實(shí)現(xiàn)最優(yōu)的發(fā)電調(diào)度。市場規(guī)劃仿真輸出數(shù)據(jù)包括各類電源的開機(jī)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(jì)算規(guī)劃人員所關(guān)注的物理和經(jīng)濟(jì)方面的各項(xiàng)統(tǒng)計(jì)指標(biāo)。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(yán)格執(zhí)行市場流程，采用考慮電網(wǎng)安全約束的機(jī)組組合（SCUC）決定日前開機(jī)，采用考慮電網(wǎng)安全約束的經(jīng)濟(jì)調(diào)度（SCED）決定日內(nèi)機(jī)組出力；二是生產(chǎn)模擬對經(jīng)濟(jì)性考慮較少，市場規(guī)劃仿真會計(jì)算系統(tǒng)出清電價，特別是節(jié)點(diǎn)電價體系的電力市場，需要計(jì)算每個電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)的電價，以用于各個市場主體的經(jīng)濟(jì)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(yùn)行約束的建模，包括單個輸電設(shè)備（線路和變壓器）熱穩(wěn)約束、輸電斷面約束以及其他調(diào)度機(jī)構(gòu)考慮的安全約束。

  可再生能源與傳統(tǒng)電源容量占比相關(guān)的分析，應(yīng)采用市場規(guī)劃仿真計(jì)算的內(nèi)容包括：合理運(yùn)行備用需求量化分析、調(diào)節(jié)需求量化分析、棄風(fēng)棄光（即可再生能源消納量量化分析）、常規(guī)機(jī)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(jì)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(chǔ)，省內(nèi)負(fù)荷峰值約8400萬千瓦，省內(nèi)總裝機(jī)14044萬千瓦，煤電10029萬千瓦，其中直調(diào)煤電5805萬千瓦，光伏裝機(jī)約1600萬千瓦，風(fēng)電裝機(jī)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(jìn)行量化分析。

  仿真結(jié)果顯示，山東省只在春節(jié)低谷負(fù)荷有少量棄電，全年棄電率為0.002%，與實(shí)際執(zhí)行情況相同（側(cè)面證明了市場規(guī)劃仿真程序的準(zhǔn)確性）。在不增加火電容量及其調(diào)節(jié)能力的情況下，構(gòu)建增加風(fēng)光裝機(jī)量50%、80%和100%三個場景，市場規(guī)劃仿真系統(tǒng)計(jì)算得出以下結(jié)論。

  消納情況方面：仿真計(jì)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(diào)節(jié)能力的情況下，棄電率增速明顯高于風(fēng)光裝機(jī)容量增速。

  在現(xiàn)貨價格方面：仿真計(jì)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(jì)算獲得的三種增加風(fēng)光裝機(jī)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(fēng)光裝機(jī)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(chǔ)算例可靠性指標(biāo)LOLE（失負(fù)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(shè)負(fù)荷峰值和風(fēng)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(fù)荷明顯增多的原因包括，負(fù)荷高峰時段風(fēng)光出力不足、風(fēng)光出力波動大同時火電爬坡速率不足、風(fēng)光日前預(yù)測值高于日內(nèi)實(shí)際出力導(dǎo)致日前開機(jī)不足）?？梢娚綎|在不增加火電容量及其調(diào)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(jié)論后，模擬配套風(fēng)光的增長增加火電容量，構(gòu)建增加200萬、400萬和600萬千瓦煤電機(jī)組場景，仿真獲得可靠性LOLE指標(biāo)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(jī)情況下，才能保證供電可靠性高于99%?？梢钥闯?，風(fēng)光的置信容量很小（通常為5%~20%），在負(fù)荷增長的情況下，需通過增加常規(guī)發(fā)電機(jī)組（視資源稟賦，比選煤機(jī)、燃機(jī)、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(jī)組的容量電價將大幅抵消現(xiàn)貨價格由于風(fēng)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(jié)論6，假如山東省“十四五”期間，風(fēng)光各增加800萬千瓦，在負(fù)荷增加800萬千瓦的情況下，相應(yīng)必須增加煤電容量600萬千瓦以上。如投資電化學(xué)儲能，也能達(dá)到相應(yīng)效果，但是考慮到在連續(xù)輸出能量約束下，電化學(xué)儲能的造價遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于煤電機(jī)組，投放煤電機(jī)組仍是最為經(jīng)濟(jì)的手段。風(fēng)光裝機(jī)的增加能夠有效降低現(xiàn)貨價格，但是新增煤電機(jī)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。