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全国能源信息平台|谷峰：“十四五”电源规划的“不可能妥协”( 五 )


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 。
展望“十四五”规划
通过上述分析 ， 为保证“十四五”可再生能源和传统电源容量比例确定的科学性 ， 在国内供需普遍较为宽松和市场建设进程加快的背景下 ， 展望“十四五”规划工作 ， 建议注意以下三方面内容：
一是不能盲目制定全国性可再生能源的消纳目标 ， 需要较为准确的量化分析 。 规划工作必须考虑经济、可靠、清洁的不可能三角 ， “不惜代价”、“人定胜天”、“建起来再说”的思维方式 ， 必须在可再生能源消纳目标的制定过程中得到彻底的摒弃 。 规划工作要更加注重定量分析 ， 而非定性决策 。 “决策拍脑袋、保证拍胸脯、出事拍屁股”的做法不但会让规划成为“鬼话” ， 还会给我国的电力工业造成巨大的经济损失 。 在学习对象选择过程中 ， 要重视谋全局 ， 而非谋一隅 ， “人云亦云”、“抓个榜样就照搬”的方式不可取 。 例如对于欧洲经验的学习 ， 要更多地看欧盟28国 ， 而非德国一隅 ， 因为欧洲联网电力交换频繁 ， 且欧洲电力现货市场进展迅速 ， 德国就有大量的交流线路与邻国相连 ， 德国的高消纳率案例本质上与我国云南、青海的高消纳率非常近似 ， 可以作为部分省份的参考 ， 而不足以作为全国性的学习榜样 。
二是为达成消纳目标 ， 需要研究配套容量资源和灵活性调节资源 。 可再生能源转型 ， 并不需要歧视某一类型机组 ， 更不能忌讳继续发展煤电 。 煤电机组的利用小时数应当继续下降 ， 但是煤电机组的装机容量持续发展是非常现实的 。 可再生能源转型的“模范生”欧盟28国近十年来风电、光伏的装机容量增长在两倍以上 ， 但是在欧盟总用电量呈持续下降趋势的背景下 ， 所谓的基荷机组（大部分为传统调节性电源）总装机容量并未发生大的改变 。 德国虽然在去煤化的路上走得很快 ， 但是其邻国波兰却在波德边境线附近投产很多煤电机组 ， 用户是谁自然也不言而喻了 ， 结论到底是德国去煤还是德国煤电异地“上大压小”还有待商榷 。 遑论与欧盟28国不同 ， 我国负荷还在较快增长通道当中 ， 可靠性方面相对欧盟更加需要增加传统电源来保障 。


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