北极星火力发电网讯:电力供给需求需要时刻保持平衡，这对电力容量（kW）充足性提出了要求。即在系统负荷高峰时段（时刻），可得电力资源需要足够匹配需求水平。2020年下半年以来，电力系统若干主体以及智库，包括电网公司、中电联、电规总院等均对2021年乃至更长期的电力系统供需形势进行了预警。他们特别提及，在华中、南方以及其他地区，预计存在部分电力供应紧平衡乃至紧张问题。
（来源：微信公众号“能源杂志” ID:energymagazine 文 | 张树伟、沈昕一、姚喆、殷光治）
2021年7月中旬，政府发改委发布了《关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》（发改运行〔2021〕1058号），绸缪预期中7月底到8月中下旬高温天气下的电力尖峰需求。相比之前年份的通知（2013；2014；2019），今年的通知20次提到了煤炭相关的供应保障能力。我们对词频的大数据分析显示：它构成了这些通知之间的主要区别。这显示了政府决策部门的重大关切。但是，与之前文件词频显示信息类似的是，这些通知往往都是“系统如何保持平衡”的技术性要求——特别包括“千方百计”如何扩大供应以及压缩需求（有序用电），而缺乏解决方案排序标准的考量，从而这些措施无法实现“谁先谁后”的协调性安排。
这往往意味着可持续方面的问题。必须明确的是：实现迎峰度夏时期的供给需求平衡，显然不应该是个不择手段需要满足的目标，而必须具有成本最小化的价值观。只有这样，才是长期可持续的，也往往是各利益主体激励相容的。
这是建设新型电力系统的重要内容。新型电力系统之路已经开启。我们需要足够的“脑洞”，想象一个更加安全、高效、灵活的电力系统。它需要明显地区分于旧有的粗尺度平衡、高度自由量裁调度体系，需要打破很多旧秩序，建立新秩序，不亚于一场真正的“能源革命”。
在本期报告中，我们结合项目研究结论，总结现实现状中存在的“八大逻辑谬误”来阐述可持续地避免高峰时刻停电的解决方案。
谬误之一：将系统充足性等同于某种“灵活性”
《中国能源报》文章称：现有电力系统，难以支撑新能源巨量接入。虽然纵观全文，其谈的几乎大部分（如果不是全部）都是系统在极端条件下的系统充足性问题。也就是可得电力资源要满足当时时刻的需求，而并不涉及所谓的波动相关的“灵活性”要求的提高——特别包括更低的最小出力水平、更短的启停时间，以及更快爬坡速率等问题。
电力系统的存储能力是非常有限的，因此必须保证在各个时间尺度上保持系统平衡。需要特别关注容量（kW），而不是容量的积分——电量（kWh）的平衡。就一年8760小时而言，最高负荷时刻系统容量仍保持充足，是一个基本的技术与安全要求。理论上来讲，总有那么某些时刻，“风也不刮、也没有一丝太阳”。因此，系统的可控装机必须能够基本覆盖最大负荷，这是未来电力系统运行与规划的必要约束。
发电充足性（generationadequacy）是系统负荷（load）与发电资源（generation）可得性的一个比较。这是《电力系统安全导则》的基本要求。我国《电力系统安全导则》节3.1.1.明确规定：为保证电力系统运行的稳定性，维持电力系统频率、电压的正常水平，系统应有足够的静态稳定储备和有功功率、无功功率备用容量。备用容量应分配合理，并有必要的调节手段。此为系统充足性要求。在欧美竞争性市场，这往往意味着容量巨大、电量有限的某些机组，只能拥有非常有限的小时数。
对于何为足够以及合理必要，安全导则并没有给出具体界定。《SDJ161-1985中华人民共和国水利电力部_电力系统设计技术规程》规定系统总备用（包括负荷备用、事故备用与检修备用三类）不低于20%。2020年发布的GB/T38969-2020《电力系统技术导则》规定，系统备用容量为最大负荷的2%～5%，事故备用容量为最大负荷的10%，不小于系统一台最大机组或馈入最大容量直流的单级容量。
由于我国电力行业从过去的装机严重不足迅速在2005年之后转为装机过剩，这方面的规则并没有适宜的现实条件去严格执行。在实际系统运行与规划中，往往采用经验原则，并事实上由系统运营商主导并确定。
这类似于北美可靠性委员会（NERC）确定的“ResourceAdequacy”(RA)reliabilitycriteria指标。一方面，这个标准不能过高，造成不必要的资产闲置浪费；另一方面，也不能过低，频繁备用耗尽出现拉闸限电的情况。这个选择必须明确，不选择（也就是保持现状冗余程度）也是一种选择。比如，在2020/2021年的冬季，美国PJM市场，根据50/50的负荷预测，保有48%的计划容量备用；31%的计划容量备用，对应于可能的极端峰值需求；17%的储备率，考虑到其典型的受迫停机率和极端条件下的宕机。
当然，这一系统可靠性指标，往往都不包含燃料短缺造成的风险，而这种风险往往在现实中也是存在的，特别是运输较为困难的天然气。北美的很多冬天，因为局部网络的阻塞，天然气价格可能上涨几十倍甚至上百倍；而我国更是存在巨大的天然气峰谷差，工业用气往往需要在供给紧张的时候无原则地给居民用气“让路”。这一可靠性完全不涉及所谓的“灵活性”。机组再灵活，如果总量不够，那也白搭。
谬误之二：拟人化、劳模化理解电源角色
从经济成本而言，天然气单循环机组往往是不多的满足尖峰负荷的理性选择。在我国，由于缺乏小时间尺度竞争，对这个问题的认识受制于其他思维方式。我国电力部门采用的是成本为基础的煤电标杆电价机制。通常保证小时数，默认建成了就给足够小时数回收投资的做法已经形成惯性与习惯。对部分所谓专业化调峰机组也一样，往往也给3000小时甚至更高，从而有效的降低了高电价投资回收的必要性，使得高的生产侧电价不再（必要）出现，天然气机组（管制）价格也就比煤电高两倍，甚至更少。这部分小时数通过全体其他机组分摊，使得其长期平均成本上升。这不是一个系统成本最小化的安排，调峰机组往往存在容量不足，而利用率过度的问题。全年统计来看，这种电价安排（比如365天4毛的电价），其总的系统成本，往往要高于一个360天低电价（比如3毛5），但是夏季用电高峰有那么120个小时高电价（比如1.2元）的系统。
这也跟如何补偿“劳模”的思维方式有关。如果在“尖峰”困难时刻出了大力（牛啊！辛苦！），那么就需要奖励补偿这种劳模行为。问题是：相比于建立一个专门额外的“劳模基金账户”，电力系统往往把其他机组的共同发电小时数作为这种账户，通过减少其他机组的小时数来实现这种奖励(从而非劳模“躺着也中枪”)。劳模满足了尖峰需求，并不意味着在其他时刻它适合来发电（可能有比它成本更低的）。这种思维方式扭曲了市场的发电份额，是用“搅和”统一市场的方式去奖励劳模。
解决系统充足性问题，往往不能靠基荷煤电。任何的解决方案都必须进行成本效益（efficiency）与成本有效性（cost-effective）分析以保证所选方案的充分理性。额外负荷的出现时间往往很短，这不是需要运行4000小时乃至更高才具有经济性的煤电机组的角色。
谬误之三：风光保证容量按零处理
可再生能源发电首先是个电源，不是个需要“消纳”的负担。语言是对思维有影响的。这方面的意识形态斗争非常激烈。先入为主的“消纳”概念对公众的理解产生了误导，彷佛这是个负担。随之而来的，那就是“消纳”不了自然就发电电源自己倒霉了。这种界定急需改变。需要明确的是：可再生能源是一种跟化石能源不同的电源。他们是来发电的，而市场需要保持随时开放。系统并不存在所谓的“弃风”，只是弃电而已。
波动性是一种特点，它并不是不确定性。光伏只有有太阳的时候才发电，因此是随着日出日落以及有无云团而高度波动的，但是这很“确定”，并不意味着不确定性。需要结合更短尺度的“预测”来消除大部分的不确定性。不确定的部分只是那部分无法提前预知的“预测误差”。
保证容量衡量系统高峰用电时刻以及机组出力的一致性特性。比如，如果负荷高峰是中午，那往往也是太阳最充足出力最大的时刻，光伏的保证出力可以达到60%，甚至更大。如果负荷高峰是冬季的傍晚，在中国的很多地区，也是刮风比较厉害的时候，风电的出力可以达到50%。对于一个给定的系统，通过实际运行的统计分析，或者电源特性的仿真分析，可以得出各个电源的保证容量抑或需求承载能力。这又是一个典型的电力工程学问题——在“黑天鹅”事件没有发生的情况下很科学准确。但是，任何的结果，似乎很难在时间与空间范围上做普适推广，成为一个普遍的规律。因为这个数字实在受各种系统变化因素，而不仅仅是风光自身出力特性的影响。比如，光伏不多的时候，需求高峰还在中午，继续增加光伏不会大幅降低其保证容量。但是一旦（净）负荷（总负荷-光伏）变的是傍晚以后最高，那么新增光伏的容量贡献将立即大幅跌落。
基于目前的系统负荷与出力特性，风光都具有明显的保证容量。以江苏2019年出力曲线为例，其光伏目前的保证容量在60%以上，而风电也有30%。
谬误之四：将解决系统充足性视为不惜代价要实现的目标
现实中的大部分资源都是稀缺的，我们需要探讨的往往都是效率问题，也就是如何在一个目标不变，或者略微退化换取另外一个目标大幅进步的可能性，不能“到什么山上唱什么歌”，聚焦哪个因素哪个就最重要。安全、经济、环保都不可或缺。对某一个的片面强调，做绝对优先排序（“哪个更重要”），都是不理性的。
政府确定解决系统充足性问题的序列方案。必须在证明前一级不可得的情况下，才考虑下一级资源。这一序列可以是：
现有资源的充分利用，包括电源与电网
加强局部电网互联（而不是僵直送电）与互济安排
需求侧响应，须合理定价，目前普遍存在过度补偿问题
零碳发电资源（边际成本为零，统筹减排与系统充足性）
尖峰发电资源（天然气单循环），投资成本小
腰荷与基荷发电资源
只有遵循这一顺序，解决高峰用电问题才是成本最优，具有最大投入产出比的。
谬误之五：谁限电谁倒霉
目前我国的所谓“有序用电序列”，本质上是一种抓壮丁的安排，既没有效率，也很不公平。居民用电的停电损失最低，并且没有传导效应，应该是优先“拉闸”的群体，反而排在“有序用电序列”的最高端，而工业用户停电意味着停产、甚至设备损害损失，却往往成为那个“倒霉蛋”。
限电如果发生了，需要补偿限电者。系统的平衡稳定是社会公共品。补偿限电者的资金最终应该来自于最终消费者。可以通过建立对电网实体的实质性年“收入上限”通过电网输配电中介消化。
只有有效地补偿限电者，才能同时规避“肆意”拉闸限电的道德风险。我国过去的拉闸限电，从来不披露限电的具体时刻与空间信息，以及系统备用率，是否存在为了系统的冗余安全阻碍机组发电挣钱机会的可能，不得而知。
谬误之六：外来电能力不足
美国得州以及我国湖南的事故当中，有一种说法：存在外部支援就好了。
这是“事后诸葛亮”（hindsight），并且存在类似的“拟人化”问题。外来电的能力是个投资问题，其决策的价值标准应该是全生命周期（一年是有8760小时的）的成本与收益的比较，而不能仅立于这几百个小时的情况，就说“缺外来电”。这在逻辑上也出现了明显的跳跃。是否需要通过外来电解决容量充足性问题，需要与其他的方案进行经济性、安全与可靠性的比较选择。
在欧美体系中，往往有这样的规则：在紧急情况下，优先满足本地的需求，而不是持续外送。这立于本地优先以及价格逻辑。但是，在我国，由于缺乏竞争的协调机制，往往是计划性的协调机制，其考量也往往超越经济层面的考量，属于规则不足够清晰的领域。如果本地紧张还不停止僵直外送，那么这将成为事实上的“殖民地外送”。
谬误之七：评估不考虑不同地区高峰用电的差异性
由于不同地区负荷特性略有不同，其夏季用电高峰出现的时间往往有所区别。就华东地区而言，其夏季用电高峰通常出现在7月中旬-8月下旬之间。根据2018年的负荷曲线估计，整个地区的负荷高峰相当于各个省高峰用电之和的约92%。也就是说：如果以满足最大负荷为目标进行装机，基于目前的负荷特性，以区域为平衡区来进行系统运行要比各个省分别平衡（目前的情况）减少8%左右的物理装机。
要实现这一更大平衡范围要求，需要投资加密一些联络线，以及相应的调度平衡自动化技术、定价政策市场体系与监管治理体系的改变，而不是建设一些“电力特供”的跨区僵直运行“大飞线”。特别的：
渐进改变——系统运行的自动化程度与反应速度，以及先进的发电与用电技术与模式的发展，比如需求响应，PowertoX以及储能。这需要依赖于软硬件，特别是能源数字化体系的发展与高分辨率定价。
大幅度提升——本质上改变调度中心“指挥官”式的角色，成为一个处理各主体总体平衡偏差、具有有限功能、提供专门服务、收入中性的专业机构，具有经济调度的头脑，运营统一电力市场。从而，不同主体具有更加平衡的责任分工与合作互动。
“创造性”毁灭——裁撤无平衡责任机构国家调度中心，充实到具体负责系统平衡的网调与省调。广大的优质人力资源也可以实现更优化配置，专注于系统平衡的技术与范式改进，而不是作为计划制定机构造租寻租。彻底废除不考虑送出地与接受地需求动态的所谓“输电”专线——特权僵直外送电安排。
从我们的观点讲，需要更多投资于500kV及以下的电网加强（strengthen），为区域电力平衡与统一市场建设奠定基础。这在既有基础比较薄弱的华中地区是尤其具有意义的。同时，要对电力的生产与使用更多的进行统一市场安排，而不是形成各种“特供电”，完全不考虑发电者与需求者的供需动态。这系于整个社会更高水平的对于系统平衡以及应该如何运行的认识。
谬误之八：将系统充足性评估静态化
系统充足性是个动态问题，涉及到电源、需求动态、电网结构，甚至天气情况以及燃料可得性，往往变化很快，需要至少进行年度评估。与其每年担心迎峰度夏过不去，还不如建立常态化机制。建议政府监管部门（国家能源局市场监管司）就系统充足性透明度问题开展专项监管，要求系统调度机构须逐年编制并公开系统充足性回顾报告（Retrospect），以及系统充足性预测（Fore）报告。
这些报告作为系统容量扩张的参考标准。特别的，需要引入ELCC（Theeffectiveload-carryingCapacity）概念与方法论度量波动性风电与光伏的系统可靠性能力。它会较多地低于铭牌容量，但是也显著地大于零。
总结：华东地区今年夏季用电高峰：安全！无需拉闸限电。
基于以上的逻辑，我们对我国华东地区2021年基础的系统资源进行了给定需求情景下的评估。结果显示：在系统事实平衡区从省级扩大到区域，华东地区系统充足性5年内不存在问题（图3）。即使各种不利条件出现，也大体可保持稳健，比如需求超预期、外来电N-3事故宕机、风电光伏出力不理想。
关键的“软”措施在于电网运行的灵活性，特别是跨区灵活性与调度精细化程度的提高。情景2（更大范围更灵活的调度体系），相比情景1（目前的调度方式），一次性可以节省冗余装机价值900亿元。
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