谷峰 | 换个视角看“十四五”可再生能源发展与消纳

      2020年是“十四五”规划谋篇布局之年，建言“十四五”逐渐成为近期各种媒体的热词，我国“十四五”相关的讨论还引发了很多国外智库参与。平心而论，在各个领域关于“十四五”的讨论中，都没有电力“十四五”中可再生能源和传统能源的讨论激烈。“十四五”可再生能源要大发展是行业的首要共识，但是要不要继续上煤电、上多少煤电，甚至要不要再用30年让我国的煤电全部退出运行，成为了“十四五”可再生能源规划相关讨论甚至争论的主题之一。

      为什么可再生能源的规划会与煤电的发展规划“纠缠”如此之深?考虑到“十四五”也是我国电力市场化的关键时期，可再生能源规划和煤电发展规划是否要在市场化的背景下予以考虑?可再生能源为什么消纳需要“和煤电等调节电源在一起”?层层迷雾，看似并非强相关的领域，却经常出现“井水犯河水”，从电力经济学的角度，可以找到清晰的回答。


      目前到“十四五”，“上网”仍是可再生能源消纳的最主要手段，分布式供电虽然已经兴起，但是“十四五”期间仍然难以作为可再生能源发展的主要方式，即使分布式供电也大多不能单独成为一个孤立用能系统，仍然是以并网分布式为主。因此，讨论“十四五”的可再生能源规划和煤电发展规划，都离不开共同的“东家”——大型电网背景下的电力系统。有句俗话叫做“干活不由东，累死也无功”，要想在电力系统里“吃饭”，得看看电力系统有什么必须的要求。那么大型电网正常运行的首要需求是什么呢?在n个9可靠性的要求下，答案会变得非常简单：安全可靠、稳定供应。

      不能连续稳定供电是可再生能源与生俱来的天赋，即使建有龙头水库的水电，也不能摆脱来水极枯造成发电出力下降的可能。当然，随着可再生能源预测技术的进步，可再生能源的预测越来越准确，这个问题能够得到一定程度的解决，但是可再生能源靠天吃饭的一次动力1注定了，在现有的技术经济条件下，可再生能源预测不可能完全准确，也不可能按照系统需要的精度和速度进行大幅调节。与此同时，随着社会经济的发展和人民生活水平的提高，特别是我国已经达到的非同一般的供电可靠性，电力用户承受停电的能力和心理预期不断下降，换句话说电力用户不接受规模较大的意外停电。两方面的此消彼长，造成可再生能源的运行特性确实相对电力系统的稳定运行是个不友好的短板，相对电力用户高质量用电的期望是个不友好的短板，大量接纳存在弱点的可再生能源，而不考虑其他措施，一定会引起电力系统的可靠性下降，没有煤电，电力系统也无法运行。因此，所谓煤电快速退出实在是无稽之谈。

      以煤电为代表的调节性电源，由于一次能源(主要是煤炭)可以在厂内存储，运行特点就是稳定可靠，可以随负荷变化大幅度进行波动，我国金牌煤电机组已经可以做到数年不出现非计划停运，可靠性更是上了一层楼。因此，煤电机组为代表的传统电源非常适合大电网生产需要，不但“自己不惹事”，还能“替别人平事”，能够满足大电网运行离不开的电压支撑、负荷跟随、系统稳定等角色需要。

      为了保持系统供需平衡，响应负荷需要，业内常说，煤电等可调节机组为可再生能源提供了调峰和兜底服务。严格说煤电等可调节机组为电力系统提供了调节服务，最终为用户的连续可靠用电提供了调节服务。调峰是计划体制下特有的辅助服务，但是可再生能源，特别是风电、光伏等非水可再生能源的最大出力时段，往往并非出现在负荷最低谷时段，所以调峰并不一定是风光等可再生能源最需要煤电等可调节机组提供的辅助服务。

      风电、光伏等可再生能源最为需要的是煤电等可调节机组提供的快速爬坡服务和容量备用服务，水电等可再生能源最需要的是煤电等可调节机组提供的季节性容量备用2。容量备用服务容易理解，即可再生能源往往具有季节性3和波动性，在可再生能源出力降低，不能满足用电需要的时期，依靠煤电等可调节机组提供用户所需电能。快速爬坡服务通俗的讲，是指煤电等可调节机组处于热备用状态下，能够以较高的速度增加出力，用以填补可再生能源间歇性出力期间造成的用电缺口，也可以较高的速度减少出力，用以满足可再生能源的突然出力增加。

      国外煤电等可调节机组的灵活性改造主要方向之一，就是提升可调节机组增减出力的速度，用以冲抵可再生能源突然失去(增加)出力4对系统的影响。实际上，可再生能源穿透率达到一定水平后，每增加一个百分点，对电力系统快速爬坡能力的要求都是质的变化。在目前的技术经济条件下，依靠可调节机组提供快速爬坡服务是有一定物理限制的。例如，北方某风电大省，为了尽可能的消纳风电5，在确定开机组合的过程中，提高了对风电预测的可信度，将风电预测进行很小折扣即计入系统平衡，用以尽力减少煤电等可调节电源的开机，减少煤电等可调节电源稳燃负荷对风电大发时段消纳的不利影响。结果当风电突然减小出力达到一定规模的时候，热备用状态的可调节机组提供的向上爬坡服务总量不能填补风电出力减少形成的出力缺额，结果造成对大工业用户的限电，损害了大工业用户的经济利益。

      因此，可再生能源“十四五”发展离不开调节性电源的支撑作用，特别是集中发展的可再生能源，为了弥补其对电力系统运行需要的不友好，必须配置煤电等调节电源予以对冲，两者不该“相伤相杀”，而是“相亲相爱”，可再生能源大发展带动煤电再发展的情况很可能出现。

      讲到考虑经济性，并非传统规划不考虑经济性，而是经济性的因素在“十四五”发生了变化。我们传统的规划制度，是与价格制度和运行制度紧密捆绑的，规划制度以项目核准为依托手段，根据经济发展的预测，计算各地区电力电量的平衡情况，当某地煤机预计达到某一利用小时满足了当地负荷预测所需电量，则认为当地电量供应满足平衡需求，如果预测煤机高于这一利用小时，则认为需要核准新的电源项目;电价管理部门自己不会另行制定标志平衡的利用小时数，会直接使用规划管理部门项目核准时使用的利用小时数，作为核定发电机组回收投资、获得投资收益所需电价水平的依据;运行管理部门制定年度电力电量平衡预案(发电计划)则是一方面落实规划管理部门设想的电量平衡，另一方面是落实价格管理部门给出的投资回报机制。通俗的讲，上述制度对于电力项目就是一个“管生又管养”的机制。由于电价管理部门会依靠行业通行的成本考虑最后的电价，所以传统规划并不考虑，至少不精确考虑电价水平的问题。但是随着国内电力市场化改革的快速推进，“十四五”的可再生能源规划和消纳必须考虑经济性的测算。原因有三，其一是普遍被注意到的可再生能源补贴总额快速上涨，带来用户电价上涨的压力，其余两个原因是：

      一是以电量生存的可再生能源需要以容量方式生存的煤电等调节电源，总生产成本会有所上升。

      “十三五”期间，国内的电力行业并没做好可再生能源穿透率快速提高的准备，业内大部分专家将煤电等可调节电源面临的困难主要归咎于利用小时数下降和市场化交易电价下降。其实，“十四五”煤电等可调节机组的利用小时会和国外可再生能源发展较快国家一样，不但不会回到计划核价的5000小时以上，反而会进一步快速下降，甚至可能达到3000小时左右。但是由于可再生能源与生俱来的运行特性，造成煤电等可调节电源虽然利用小时快速下降，但不意味着煤电等可调节电源的存量(容量)会出现快速下降(上升的可能也存在)，反而意味着煤电等可调节电源在利用小时快速下降的同时，要加强改造，提高机组的健康程度，为可再生能源提供快速爬坡和容量备用服务。既然可再生能源不能离开煤电等可调节机组，单独为电力用户供电6，那么煤电不但不能“哀伤的退出”，还要“有尊严”健康的活着，自然电力用户要支付的成本就会上升。

      做个粗略而简单的定性测算，如果按照用户用电“万无一失”考虑，1.2千瓦的煤电等可调节机组就能为1千瓦的用户供电7，当进入主要以可再生能源为主为用户供电则需要1.2千瓦的可再生能源加上1.2千瓦的煤电等可调节机组8，才能对应1千瓦的用户供电9。按照这个思路即使可再生能源能够平价上网，平时不以生产电量为目的的1.2千瓦煤电等可调节机组的容量费用，也要用户支付(当然继续扩大交流联网的范围也能大幅降低“1.2千瓦”这个数值，但是会引发系统建设成本的上升)。考虑现阶段可再生能源成本下降(部分流域上游水电成本还在快速上升)无法冲抵煤电等可调节电源的容量费用需要，电力用户支付的用电费用自然呈上涨趋势。

      二是可再生能源消耗的辅助服务费用应当由用户支付，用户电费将在其他边界条件不变的情况下有所增加。

      当弄清了可再生能源的出力特点对电力系统的稳定运行具有一定负面影响，需要煤电等可调节机组予以弥补后，那么这些电力系统的快速爬坡和容量备用服务应该由谁来付费呢?很多专家依据“谁受益、谁承担”的逻辑，直接得出应当由可再生能源承担，这是不合理的。一方面尽管可再生能源间接的造成了电力系统需要煤电等可调节机组提供快速爬坡和容量备用服务，但毕竟可再生能源是电力的生产者，自身并不直接需要快速爬坡和容量备用服务，要求其付费没道理。另一方面，很大比例的存量可再生能源仍然需要额外财政补贴，用财政补贴来支付辅助服务费用，违反了补贴制度设计的初衷。实际上打破“电力行业只看电力行业”的固有思维会发现，可再生能源最终是为电力用户提供电能资源，使用可再生能源发电、最终享受蓝天白云的是全体用户，那么可再生能源以及系统产生的一切成本最终必然是电力用户买单，即享受良好环境的用户不能回避由此付出的额外成本。

      因此，煤电等可调节机组未来需要以容量电费方式生存，容量电费和其提供的辅助服务费用，既不应该由煤电等可调节机组无偿提供，也不应该由可再生能源承担，应当由电力用户承担，这才是真正的受益者承担机制。所以，“十四五”期间用户账单大概率，应当出现新的涨价分量。从德国的例子可以看出，德国用户电价随着可再生能源发展快速上涨，扣除补贴因素外，由于平衡费用和辅助服务费用计入输电价，德国输电价格上涨很快;同时，德国以“战略储备”名义支付部分传统机组容量费，也是用户电价上涨的重要原因。

      俗话说，“长江后浪推前浪、一辈儿总比一辈儿强”，“十四五”电力规划，事关未来五年中国电力供应的大盘子，需要站在前人成功的肩膀上，充分吸收过去规划的经验和教训，建议考虑以下三个新的视角：

      一是可再生能源和传统电源统筹规划。以往的电力规划，传统电源规划总量制定的是上限，而可再生能源规划制定的是发展的下限，这样就失去了可再生能源规划和传统电源规划的“吻合型”统筹考虑。建议以电力系统运行需要为优化目标，量化地统筹考虑传统电源和集中上网型可再生能源的容量关系，不再单独编制可再生能源专项规划，而是在电力规划里统筹考虑。

      二是在电力规划编制过程中充分考虑电力市场化的因素。因为谈到电力用户应当为电力系统增加的快速爬坡和容量备用服务付费，就要回答支付多少的问题。似乎这个问题很难量化，但是“见单就买、敞开供应”显然是高质量发展不可接受的，也是我国经济发展阶段不能允许的。这就需要找到一个最有效率反映成本的手段供规划参考——即市场化机制。市场化背景下，可以最有效率的为可再生能源寻找到性价比最高的调节服务，也可以为用户寻求到性价比最好的电能。市场化配置资源为主是经常重复的话，其实按照市场化配置资源的要求进行规划，才是真正发挥市场配置资源为主作用的重要途径。建议在电力规划过程中，考虑市场化因素，尤其是市场化电价因素对行业发展、电能价格、系统运行等一系列影响，把整个的规划放到电力市场化背景下做，在用户侧电价承受能力的约束下做规划，需要指出的是电力流向等重点内容应当考虑市场化之后价区因素。

      三是为可再生能源规划和传统电源规划寻求可靠的量化工具。传统规划，通常是选取规划目标年中的典型大负荷方式，例如，夏大方式或冬大方式等，即一年中的极端运行场景，进行潮流、稳定和短路等安全分析，规划目标主要为保证系统安全，基本不进行规划方案的量化投资效益评价，电源项目则重点关注宏观负荷增长对发电容量的需求分析。市场化的大趋势下，电力系统规划的目标和方法将呈现出较大的变化。市场的先行国家，除了运营机制的市场化，在经济规划上，大规模使用了市场化的量化规划工具——连续时序生产仿真。通过离线计算的手段模拟电力市场在一段时间(短至一天，长至多年)的运行情况，系统的出清模型符合所仿真的目标电力市场的规则。关注新建项目对整个电力市场的综合效益，电源项目则需要认真评估竞争环境下，新建电源的预期收入，以及对市场电价的影响。有了这个计算器，可再生能源和传统调节电源的配比，以及市场化辅助服务的费用都将变得更加准确和清晰，适应高质量规划的新需要。

      办法总比问题多，相信未来的五年，可再生能源与煤电等调节性机组一定能够在发展中和谐共处，共享社会经济的红利，加快实现我国的能源革命，履行我国的国际承诺和减排责任，为我国“十四五”社会经济的高质量发展，做出电力行业的新贡献。

备注：

1. 季节性、波动性、间歇性。

2. 拥有多年调节水库的水电站需要的是来水极枯年的容量备用。

3. 水电分为枯期和汛期，风电有大风期和小风期。

4. 无论可再生能源预测技术如何进步，可再生能源出力预测的精度也不会是百分之百。5. 该地区风电穿透率较高，光伏比例较高地区情况类似。

6. “十四五”期间。

7. 考虑煤电等可调节机组的检修，弹性系数采用1.2。

8. 按用户完全不允许因机组原因停电考虑，同时由于煤机等调节机组大部分时间不需要启动。

9. 用户也可能考虑配备储能设施，则不需考虑1千瓦的煤电等可调节机组，技术经济比较可能需要 因储能设施的造价与安全性另行比较，例子的数据仅为示意。

作者： 谷峰