抉擇十四五改造規劃投資與運行模擬方式，實現系統成本最小化

文 | 張樹偉

在可再生能源越來越多的情況下，與運行模擬模型的連接迭代或者耦合已經成為必須。

電力、電量平衡是電力系統安全穩定運行的兩個基本前提。在大量的規劃研究與設計中，首先計算或者優化電力平衡來導出煤電新增裝機，進而通過全年的電量平衡（比如基于給定的電源結構的生產模擬）導出煤電的利用小時數是基本的“套路”。

而在實際操作中，往往以年度電量平衡以及典型日（冬季、夏季）最大負荷點或者極端困難時刻（比如水電豐富地區的枯水期）電力平衡為基本內容。當然，這一平衡中還可能加入其他額外的諸多約束，從而內生導出對新增機組的投資與利用水平的要求。

在投資決策部分，如果是年度模型，并不包括年度尺度以內的分析，無論是否存在系統成本最小的優化，約束條件往往只能是滿足全年的最大負荷水平，或者典型日情況下的最大負荷水平。這實際上是把一年8760小時的負荷波動簡化成為了一條完全不波動的直線。這種基于全年或者典型日最大負荷的那個“點平衡”，而不是持續負荷曲線的規劃方法產生了巨大誤差。

簡單的例子，如果8760小時都是那個最大負荷點，新增的需求靠煤電、氣電還是核電來滿足，大概率上是長期平均成本更低的基荷電源類型（因此，這類年度模型或者分析還能得出新增的電源組合，而不是某一種單一電源占據100%的份額，也必須添加額外的主觀約束才有可能），對應于系統成本最小化；但是如果考慮到那個負荷水平出現的時間極其有限（比如一年只有幾十個小時），那么無疑氣電的長期成本要更低，特別是投資成本更低的單循環機組。這是我國電力系統結構長期扭曲，煤電過多、而天然氣機組過少的重要方法論與思維根源。

更為嚴重的是，它嚴重誤導著人們的思維方式，特別是在電力系統行業之外。所有的機組完全沒有了功能的區別，成了一條線輸出的“基荷”，而相比一條線的變化就成了“調峰”。這與年度核定小時數從而成本定價、自由量裁調度（僅存在年度約束）模式長期互相影響互動，從而構成了我國電力行業規劃與運行的基本形態——先來先得、后來（投資）不趕趟，市場高度割裂；激勵不靈活運行，而不是相反；以基荷為美，嚴重儲能泡沫。

在本期專欄中，我們首先回顧這其中部分的嚴重后果，并建議對這些案例進行進一步的高分辨率的研究。然后從可再生能源不斷增多的視角與方法論上討論這種簡化帶來的誤差為何已經到了不可忽略的地步，并且未來會越來越嚴重。這些案例包括：特高壓大容量輸電解決高峰負荷的“說辭”;氣電長期在系統中份額不足，但是使用過度;基于不同發電小時數比較機組平均成本;對可再生能源是否滿足全部新增需求的理解。

能源經濟學博士 （2007），高級工程師（2010- ），德國洪堡學者（2011-2013），卓爾德環境研究（北京）中心主任兼德國能源轉型智庫高級顧問，從事綜合能源系統與分布式，氫能經濟與Power to X，能源系統模擬與政策評估以及可再生能源接入電網的應用研究，以及跨學科能源經濟環境項目的組織與協調工作。具有電力、交通、可再生能源部門與德國、法國、中國的地區工作經驗。

特高壓大容量輸電解決高峰負荷的“說辭”

最大負荷那“點”的平衡問題，有意無意的成為了全年電力的滿足問題。比如，在跨區線路上，千瓦，而不是其他（比如千瓦時、利用小時數），成為了衡量“送電能力”的指標。所謂的“滿送”，往往不是利用小時數高，而是某一瞬間千瓦大。

兩會期間，一位人大代表表示：受資源稟賦限制和生態環境約束，河北已成為全國為數不多的“硬缺電”省份。預計2019年仍將出現200萬千瓦左右供電缺口。

但是，面對這可能也就持續幾十個小時的電力缺口（比如夏季空調高峰階段），提出的建議卻是建設設計小時數高達5000甚至更高的特高壓線路解決問題（它在現實中的運行也是特權基荷式的，是影響受電端系統靈活性的重要原因）。“支持河北與山西能源合作事項，推動研究實施山西、河北間500千伏聯絡通道改為點對網送電通道；支持延安、呼倫貝爾送電河北，開展專題論證，納入國家規劃并協調開展前期工作，統籌推動解決河北省‘硬缺電’問題”。

這種說辭，雖然在嚴肅學術研究中已經基本絕跡，但是仍時不時出現在媒體報道中。

氣電長期在系統中份額不足，但是使用過度

由于點平衡的思維慣性，現在的氣電在系統中的角色跟煤電幾乎沒有區別，全部在爭發電量。比如江蘇某負責人表示：“按江蘇現行政策，目前調峰燃機發電小時為3500小時，供熱燃機基本上在4500到5500小時之間。現階段從理論上講，氣電廠只要達到這些要求，都不會虧損。”

從系統成本最小化的角度，目前的氣電容量份額不足，但是其使用率卻已經過度了，超過了其最優的份額。這跟規劃、定價與系統平衡范式不無關系。

基于不同發電小時數比較機組平均成本

長期的“基荷”思維演進，使得人們對各種電源的特性有個“共識性”的了解與理解。煤電5000-5500小時，氣電3500小時，核電7000小時，風電2000小時，太陽能1000小時，儼然已經成為了經濟性分析的默認前提條件。殊不知，這種基于不同發電小時數的比較，對于系統成本最小化價值標準下的系統結構很難有含義。

比如，有文章提及，“受制于資源稟賦，我國天然氣供應成本較高，發電用氣價格一般在2～2.5元/立方米，這意味著氣電僅燃料成本就需要約0.4～0.5元/千瓦時，已遠超煤電等其他電源的上網電價”。這一上網電價標準，已經包含了利用小時數的前提假定。

正如筆者之前的若干文章反復強調的，氣電成本是火電的兩倍完全是誤導性的。天然氣發電度電成本比煤貴還是便宜，這完全取決于機組工作在何種位置，是峰荷、腰荷還是基荷，利用小時數有多少。在一個開放競爭性的體系中，不能把定位的“小時數”當成默認值去分析。同樣，一個維持20%利用率開了8760小時的機組，跟只開了20%的天數，而每天都維持100%利用率的機組，雖然利用小時數一樣，其成本也完全不一樣。

可再生能源時代——基荷供給將縮小直至消失，剩余負荷曲線形狀與“一條直線”差別越來越大。

在可控電源時代，存在著大量的基荷供給者，去滿足基荷（也就是長期相對穩定）的需求。計劃調度還是市場調度，理論上，在信息足夠充分（這一點在現實中很難滿足，比如機組的最小出力信息，在計劃調度體系下，電廠有充足的激勵隱藏這一信息，從而在負荷低谷時期保持出力從而多發電量，即使調度采用經濟調度原則）的情況下，完全可以得到相同的有效率的結果。但是，這一期望在隨機性、間歇性的可再生能源進入系統之后就徹底破產了。

由于可再生能源邊際成本為零，所有它需要隨時優先調度，從而留給其他機組一條“剩余負荷曲線”去滿足。這條剩余負荷曲線，會隨著可再生能源的增加，越來越陡峭，越來越朝向原點方向彎曲，直至出現“過發電”（可再生能源總出力大過總負荷），以及化石能源機組完全淪為大部分時間的備用。

這個時候的備用的唯一選擇，將是靈活無比、啟停迅速廉價、輕資產的單循環天然氣機組。基于最大負荷的規劃方式，將產生的不是誤差，而是徹底錯誤的電源結構。

可再生能源滿足全部新增需求與否是個偽命題

“先來后到”的思維方式，也深刻的影響著對可再生能源這一特定能源形式進入市場的理解。比如很多文章對可再生能源角色與作用分階段闡述：可再生能源電力將從滿足新增電力需求，逐漸過渡到替代現存化石能源機組發電，最終成為主力電源。

不同風電比例（京津唐電網為例）影響剩余負荷曲線的形狀，直至基荷消失

從以上的可再生能源進入系統的影響可以看出，可再生能源隨著天氣出力變化，其進入系統將持續的改變剩余負荷曲線的形狀，從而對其他機組的利用時間、平均意義上的利用水平產生影響。風電光伏對傳統化石能源的替代，從來沒有增量還是存量的區別。

因此，所謂可再生能源到底能否滿足全部新增需求的問題，是一個十足的偽命題，是再一次基于基荷思維方式的理解。從全年來看，可再生能源的發電量如果高于需求的新增電量，不意味著其他機組就不需要了；如果低于需求的新增電量，不意味著傳統化石能源機組不受影響，不意味著屬于“純增量”替代。更不意味著可再生能源“不能”滿足全部新增需求，其原因往往是棄風限電，或者傳統機組利用率過度的結果。這其中往往混雜著“倒果為因”的邏輯問題。

十四五規劃抉擇：必須基于8760小時負荷曲線做投資決策模擬

從操作環節，考慮電力負荷的波動，是給出一個對應于系統成本最小化最優結構的必要前提。

在可再生能源越來越多的情況下，與運行模擬模型的連接迭代或者耦合已經成為必須。因為只有生產環節的模擬，才能弄清楚傳統能源的利用率是多大，從而關系到它們的長期成本與新增的合理性；才能弄清楚可再生能源可以獲得多大的收益（其市場價值），從而關系到其與自身成本相比的競爭力。