电力规划设计分析:如何实现系统成本最小化?

  电力、电量平衡是电力系统安全稳定运行的两个基本前提。在大量的规划研究与设计中,首先计算或者优化电力平衡来导出煤电新增装机,进而通过全年的电量平衡(比如基于给定的电源结构的生产模拟)导出煤电的利用小时数是基本的“套路?#34180;?/p>

  而在实际操作中,往往以年度电量平衡以及典型日(冬季、夏季)最大负荷点或者极端困难时刻(比如水电丰富地区的枯水期)电力平衡为基本内容。?#27604;唬?#36825;一平衡中还可能加入其他额外的诸多约束,从而内生导出对新增机组的投资与利用水平的要求。

  在投资决策部分,如果是年度模型,并不包括年度尺度以内的分析,无论是否存在系统成本最小的优化,约束条件往往只能是满足全年的最大负荷水平,或者典型日情况下的最大负荷水平。这实际上是把一年8760小时的负荷波动简化成为了一条完全不波动的直线。这种基于全年或者典型日最大负荷的那个“点平衡?#20445;?#32780;不是?#20013;?#36127;荷曲线的规划方法产生了巨大误差。

  简单的例子,如果8760小时都是那个最大负荷点,新增的需求靠煤电、气电还是核电来满足,大概率上是长期平均成本更低的基荷电源类型(因此,这类年度模型或者分析还能得出新增的电源组合,而不是某一种单一电源?#23395;?00%的份额,也必须添加额外的主观约束才有可能),?#26434;?#20110;系统成本最小化;但是如果考虑到那个负荷水平出现的时间极其有限(比如一年只有几十个小时),那么无疑气电的长期成本要更低,特别是投资成本更低的单循环机组。这是我国电力系统结构长期扭曲,煤电过多、而天然气机组过少的重要方法论与思维根源。

  更为?#29616;?#30340;是,它?#29616;?#35823;导着人们的思维方式,特别是在电力系统行业之外。所有的机组完全没有了功能的区别,成了一条线输出的“基荷?#20445;?#32780;相比一条线的变化?#32479;?#20102;“调峰?#34180;?/p>

  这与年度核定小时数从而成本定价、?#26434;?#37327;裁调度(仅存在年度约束)模式长期互相影响互动,从而构成了我国电力行业规划与运行的基本形态——先来先得、后来(投资)不赶趟,市场高度割裂;激励不灵活运行,而不是相反;以基荷为美,?#29616;?#20648;能泡沫。

  在本期专栏中,我们首先回顾这其中部分的?#29616;?#21518;果,并建议对这些案例进行进一步的高分辨?#23454;?#30740;究。然后从可再生能源不断增多的视角与方法论上讨论这种简化带来的误差为何已经到了不可忽略的地步,并且未来会越来越?#29616;亍?#36825;些案例包括:特高压大容量输电解决高峰负荷的“说辞?#20445;?#27668;电长期在系统中份额不足,但是使用过度;基于不同发电小时数比较机组平均成本;对可再生能源是否满足全部新增需求的理解。

  特高压大容量输电解决高峰负荷的“说辞”

  最大负荷那“点”的平衡问题,有意无意的成为了全年电力的满足问题。比如,在跨区线路上,千瓦,而不是其他(比如千瓦时、利用小时数),成为了衡量“送电能力”的指标。所谓的“满送?#20445;?#24448;往不是利用小时数高,而是某一瞬间千瓦大。

  两会期间,一位人大代表表示:受资源禀赋限制和生态环境约束,河北已成为全国为数不多的“硬缺电”省份。预计2019年?#36234;?#20986;现200万千瓦左右供电缺口。

  但是,面对这可能也?#32479;中?#20960;十个小时的电力缺口(比如夏?#31350;?#35843;高峰阶段),提出的建议却是建设设计小时数高达5000甚至更高的特高压线路解决问题(它在现实中的运行也是特权基荷式的,是影响受电端系统灵活性的重要原因)。

  “支持河北与山西能源合作事项,推动研究实施山西、河北间500千伏联络通?#26639;?#20026;点对网送电通道;支持延安、呼伦贝尔送电河北,开展专题论证,纳入国家规划并协调开展前期工作,统筹推动解决河北省‘硬缺电’问题?#34180;?/p>

  这种说辞,虽然在严肃学术研究中已经基本绝迹,但是仍时不时出现在媒体报道?#23567;?/p>

  气电长期在系统中份额不足,但是使用过度

  由于点平衡的思维惯性,现在的气电在系统中的角色跟煤电?#36127;?#27809;有区别,全部在争发电量。比如江苏某负责人表示:“按江苏现行政策,目前调峰燃机发电小时为3500小时,供热燃机基本上在4500到5500小时之间。现阶段从理论上讲,气电厂只要达到这些要求,都不会亏损。”

  从系统成本最小化的角度,目前的气电容量份额不足,但是其使用率却已经过度了,超过了其最优的份额。这跟规划、定价与系统平衡范式不无关系。

  基于不同发电小时数比较机组平均成本

  长期的“基荷”思维演进,使得人们对各种电源的特性有个“共识性”的了解与理解。煤电5000-5500小时,气电3500小时,核电7000小时,风电2000小时,太阳能1000小时,俨然已经成为了经济性分析的默认前提条件。殊不知,这种基于不同发电小时数的比较,对于系统成本最小化价?#24403;?#20934;下的系统结构很?#24310;?#21547;义。

  比如,有文章提及,“受制于资源禀赋,我国天然气供应成本较高,发电用气价格一般在2~2.5元/立方米,这意味着气电仅燃料成本就需要约0.4~0.5元/千瓦时,已远超煤电等其他电源的上网电价?#34180;?#36825;一上网电价标?#36857;?#24050;经包含了利用小时数的前提假定。

  正如笔者之前的若干文?#36335;錘辞?#35843;的,气电成本是火电的两倍完全是误导性的。天然气发电度电成本比煤贵还是便宜,这完全取决于机组工作在何种位置,是峰荷、腰荷还是基荷,利用小时数有多少。在一个开放竞争性的体系中,不能把定位的“小时数”当成默?#29616;等?#20998;析。

  同样,一个维持20%利用率开了8760小时的机组,跟只开了20%的天数,而?#21051;?#37117;维持100%利用?#23454;?#26426;组,虽然利用小时数一样,其成本也完全不一样。

  可再生能源时代——基荷供给将缩小直至消失,剩余负荷曲线形状与“一条直线”差别越来越大。

  在可控电源时代,存在着大量的基荷供给者,去满足基荷(也就是长期相对稳定)的需求。计划调度还是市场调度,理论上,在信息足够充分(这一点在现实中很难满足,比如机组的最小出力信息,在计划调度体系下,电厂有充足的激励隐藏这一信息,从而在负荷低谷时期保持出力从而多发电量,即使调度采用经济调度原则)的情况下,完全可以得到相同的?#34892;实?#32467;果。但是,这一期望在随机性、间歇性的可再生能源进入系统之后?#32479;?#24213;破产了。

  由于可再生能源边际成本为零,所?#36816;?#38656;要随时优先调度,从而留给其他机组一条“剩余负荷曲线?#27604;?#28385;足。这条剩余负荷曲线,会随着可再生能源的增加,越来越陡峭,越来越朝向原点方向弯曲,直至出现“过发电?#20445;?#21487;再生能源总出力大过总负荷),以及化石能源机组完全沦为大部分时间的备用。

  这个时候的备用的唯一选择,将是灵活无比、启停迅速廉价、轻资产的单循环天然气机组。基于最大负荷的规划方式,将产生的不是误差,而是彻?#29366;?#35823;的电源结构。

  可再生能源满足全部新增需求与否是个伪命题

  “先来后到”的思维方式,也深刻的影响着对可再生能源这一特定能源形式进入市场的理解。比如很多文章对可再生能源角色与作用分阶段阐述:可再生能源电力将从满足新增电力需求,逐渐过渡到替代现存化石能源机组发电,最终成为主力电源。

  从以?#31995;?#21487;再生能源进入系统的影响可以看出,可再生能源随着天气出力变化,其进入系统将?#20013;?#30340;改变剩余负荷曲线的形状,从而对其他机组的利用时间、平均意义?#31995;?#21033;用水平产生影响。风电光伏?#28304;?#32479;化石能源的替代,从来没有增量还是存量的区别。

  因此,所谓可再生能源到底能否满足全部新增需求的问题,是一个十足的伪命题,是再一次基于基荷思维方式的理解。从全年来看,可再生能源的发电量如果高于需求的新增电量,不意味着其他机组就不需要了;如果低于需求的新增电量,不意味着传统化石能源机组不受影响,不意味着属于?#25353;?#22686;量”替代。更不意味着可再生能源?#23433;?#33021;”满足全部新增需求,其原因往往是弃风限电,或者传统机组利用率过度的结果。这其中往往混杂着“?#26500;?#20026;因”的逻辑问题。

  十四五规划抉择:必须基于8760小时负荷曲线做投资决策模拟

  从操作?#26041;冢?#32771;虑电力负荷的波动,是给出一个?#26434;?#20110;系统成本最小化最优结构的必要前提。

  在可再生能源越来越多的情况下,与运行模拟模型的连接迭代或者耦合已经成为必须。因为只有生产?#26041;?#30340;模拟,才能弄清楚传统能源的利用率是多大,从而关系到它们的长期成本与新增的合理性;才能弄清楚可再生能源可以获得多大的收益(其市场价值),从而关系到其与自身成本相比的竞争力。

关键?#21097;?/b> 区块链, 电力规划

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电力规划设计分析:如何实现系统成本最小化?

发布时间:2019-08-07   来源:能源杂志

  电力、电量平衡是电力系统安全稳定运行的两个基本前提。在大量的规划研究与设计中,首先计算或者优化电力平衡来导出煤电新增装机,进而通过全年的电量平衡(比如基于给定的电源结构的生产模拟)导出煤电的利用小时数是基本的“套路?#34180;?/p>

  而在实际操作中,往往以年度电量平衡以及典型日(冬季、夏季)最大负荷点或者极端困难时刻(比如水电丰富地区的枯水期)电力平衡为基本内容。?#27604;唬?#36825;一平衡中还可能加入其他额外的诸多约束,从而内生导出对新增机组的投资与利用水平的要求。

  在投资决策部分,如果是年度模型,并不包括年度尺度以内的分析,无论是否存在系统成本最小的优化,约束条件往往只能是满足全年的最大负荷水平,或者典型日情况下的最大负荷水平。这实际上是把一年8760小时的负荷波动简化成为了一条完全不波动的直线。这种基于全年或者典型日最大负荷的那个“点平衡?#20445;?#32780;不是?#20013;?#36127;荷曲线的规划方法产生了巨大误差。

  简单的例子,如果8760小时都是那个最大负荷点,新增的需求靠煤电、气电还是核电来满足,大概率上是长期平均成本更低的基荷电源类型(因此,这类年度模型或者分析还能得出新增的电源组合,而不是某一种单一电源?#23395;?00%的份额,也必须添加额外的主观约束才有可能),?#26434;?#20110;系统成本最小化;但是如果考虑到那个负荷水平出现的时间极其有限(比如一年只有几十个小时),那么无疑气电的长期成本要更低,特别是投资成本更低的单循环机组。这是我国电力系统结构长期扭曲,煤电过多、而天然气机组过少的重要方法论与思维根源。

  更为?#29616;?#30340;是,它?#29616;?#35823;导着人们的思维方式,特别是在电力系统行业之外。所有的机组完全没有了功能的区别,成了一条线输出的“基荷?#20445;?#32780;相比一条线的变化?#32479;?#20102;“调峰?#34180;?/p>

  这与年度核定小时数从而成本定价、?#26434;?#37327;裁调度(仅存在年度约束)模式长期互相影响互动,从而构成了我国电力行业规划与运行的基本形态——先来先得、后来(投资)不赶趟,市场高度割裂;激励不灵活运行,而不是相反;以基荷为美,?#29616;?#20648;能泡沫。

  在本期专栏中,我们首先回顾这其中部分的?#29616;?#21518;果,并建议对这些案例进行进一步的高分辨?#23454;?#30740;究。然后从可再生能源不断增多的视角与方法论上讨论这种简化带来的误差为何已经到了不可忽略的地步,并且未来会越来越?#29616;亍?#36825;些案例包括:特高压大容量输电解决高峰负荷的“说辞?#20445;?#27668;电长期在系统中份额不足,但是使用过度;基于不同发电小时数比较机组平均成本;对可再生能源是否满足全部新增需求的理解。

  特高压大容量输电解决高峰负荷的“说辞”

  最大负荷那“点”的平衡问题,有意无意的成为了全年电力的满足问题。比如,在跨区线路上,千瓦,而不是其他(比如千瓦时、利用小时数),成为了衡量“送电能力”的指标。所谓的“满送?#20445;?#24448;往不是利用小时数高,而是某一瞬间千瓦大。

  两会期间,一位人大代表表示:受资源禀赋限制和生态环境约束,河北已成为全国为数不多的“硬缺电”省份。预计2019年?#36234;?#20986;现200万千瓦左右供电缺口。

  但是,面对这可能也?#32479;中?#20960;十个小时的电力缺口(比如夏?#31350;?#35843;高峰阶段),提出的建议却是建设设计小时数高达5000甚至更高的特高压线路解决问题(它在现实中的运行也是特权基荷式的,是影响受电端系统灵活性的重要原因)。

  “支持河北与山西能源合作事项,推动研究实施山西、河北间500千伏联络通?#26639;?#20026;点对网送电通道;支持延安、呼伦贝尔送电河北,开展专题论证,纳入国家规划并协调开展前期工作,统筹推动解决河北省‘硬缺电’问题?#34180;?/p>

  这种说辞,虽然在严肃学术研究中已经基本绝迹,但是仍时不时出现在媒体报道?#23567;?/p>

  气电长期在系统中份额不足,但是使用过度

  由于点平衡的思维惯性,现在的气电在系统中的角色跟煤电?#36127;?#27809;有区别,全部在争发电量。比如江苏某负责人表示:“按江苏现行政策,目前调峰燃机发电小时为3500小时,供热燃机基本上在4500到5500小时之间。现阶段从理论上讲,气电厂只要达到这些要求,都不会亏损。”

  从系统成本最小化的角度,目前的气电容量份额不足,但是其使用率却已经过度了,超过了其最优的份额。这跟规划、定价与系统平衡范式不无关系。

  基于不同发电小时数比较机组平均成本

  长期的“基荷”思维演进,使得人们对各种电源的特性有个“共识性”的了解与理解。煤电5000-5500小时,气电3500小时,核电7000小时,风电2000小时,太阳能1000小时,俨然已经成为了经济性分析的默认前提条件。殊不知,这种基于不同发电小时数的比较,对于系统成本最小化价?#24403;?#20934;下的系统结构很?#24310;?#21547;义。

  比如,有文章提及,“受制于资源禀赋,我国天然气供应成本较高,发电用气价格一般在2~2.5元/立方米,这意味着气电仅燃料成本就需要约0.4~0.5元/千瓦时,已远超煤电等其他电源的上网电价?#34180;?#36825;一上网电价标?#36857;?#24050;经包含了利用小时数的前提假定。

  正如笔者之前的若干文?#36335;錘辞?#35843;的,气电成本是火电的两倍完全是误导性的。天然气发电度电成本比煤贵还是便宜,这完全取决于机组工作在何种位置,是峰荷、腰荷还是基荷,利用小时数有多少。在一个开放竞争性的体系中,不能把定位的“小时数”当成默?#29616;等?#20998;析。

  同样,一个维持20%利用率开了8760小时的机组,跟只开了20%的天数,而?#21051;?#37117;维持100%利用?#23454;?#26426;组,虽然利用小时数一样,其成本也完全不一样。

  可再生能源时代——基荷供给将缩小直至消失,剩余负荷曲线形状与“一条直线”差别越来越大。

  在可控电源时代,存在着大量的基荷供给者,去满足基荷(也就是长期相对稳定)的需求。计划调度还是市场调度,理论上,在信息足够充分(这一点在现实中很难满足,比如机组的最小出力信息,在计划调度体系下,电厂有充足的激励隐藏这一信息,从而在负荷低谷时期保持出力从而多发电量,即使调度采用经济调度原则)的情况下,完全可以得到相同的?#34892;实?#32467;果。但是,这一期望在随机性、间歇性的可再生能源进入系统之后?#32479;?#24213;破产了。

  由于可再生能源边际成本为零,所?#36816;?#38656;要随时优先调度,从而留给其他机组一条“剩余负荷曲线?#27604;?#28385;足。这条剩余负荷曲线,会随着可再生能源的增加,越来越陡峭,越来越朝向原点方向弯曲,直至出现“过发电?#20445;?#21487;再生能源总出力大过总负荷),以及化石能源机组完全沦为大部分时间的备用。

  这个时候的备用的唯一选择,将是灵活无比、启停迅速廉价、轻资产的单循环天然气机组。基于最大负荷的规划方式,将产生的不是误差,而是彻?#29366;?#35823;的电源结构。

  可再生能源满足全部新增需求与否是个伪命题

  “先来后到”的思维方式,也深刻的影响着对可再生能源这一特定能源形式进入市场的理解。比如很多文章对可再生能源角色与作用分阶段阐述:可再生能源电力将从满足新增电力需求,逐渐过渡到替代现存化石能源机组发电,最终成为主力电源。

  从以?#31995;?#21487;再生能源进入系统的影响可以看出,可再生能源随着天气出力变化,其进入系统将?#20013;?#30340;改变剩余负荷曲线的形状,从而对其他机组的利用时间、平均意义?#31995;?#21033;用水平产生影响。风电光伏?#28304;?#32479;化石能源的替代,从来没有增量还是存量的区别。

  因此,所谓可再生能源到底能否满足全部新增需求的问题,是一个十足的伪命题,是再一次基于基荷思维方式的理解。从全年来看,可再生能源的发电量如果高于需求的新增电量,不意味着其他机组就不需要了;如果低于需求的新增电量,不意味着传统化石能源机组不受影响,不意味着属于?#25353;?#22686;量”替代。更不意味着可再生能源?#23433;?#33021;”满足全部新增需求,其原因往往是弃风限电,或者传统机组利用率过度的结果。这其中往往混杂着“?#26500;?#20026;因”的逻辑问题。

  十四五规划抉择:必须基于8760小时负荷曲线做投资决策模拟

  从操作?#26041;冢?#32771;虑电力负荷的波动,是给出一个?#26434;?#20110;系统成本最小化最优结构的必要前提。

  在可再生能源越来越多的情况下,与运行模拟模型的连接迭代或者耦合已经成为必须。因为只有生产?#26041;?#30340;模拟,才能弄清楚传统能源的利用率是多大,从而关系到它们的长期成本与新增的合理性;才能弄清楚可再生能源可以获得多大的收益(其市场价值),从而关系到其与自身成本相比的竞争力。

      关键?#21097;?/b>电力, 电力规划


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