现有技经软件能够支撑新型电力系统的评价需要吗？

近日，我国风电太阳能发电装机容量继2023年连续突破8亿、9亿、10亿千瓦后，日前再次突破11亿千瓦。中国电力企业联合会发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，全国并网风电和太阳能发电合计装机6月底达到11.8亿千瓦，首次超过煤电装机规模，同比增长37.2%，占总装机容量比重为38.4%，比上年同期提高6.5个百分点。电力装机延续绿色低碳发展趋势。

但与此同时，国家统计局发布的数据显示，一季度规模以上工业发电量4.4万亿千瓦时，其中，火力发电量3万亿千瓦时，水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电1.4万亿千瓦时，其中风光合计0.67万亿千瓦时。计算可知，风光发电量目前占比仅占15%，相对于装机来讲仍有较大提升余地，从另一方面讲，也说明了新能源面对较大的消纳压力。

随着风电、光伏的装机水平及发电量的不断发展，以新能源为主的新型电力系统建设正逐步推进，绿色清洁能源的问题从“发出来”逐渐转变为“用得上”。而在这个过程中，配套设施除了电网建设这种“硬实力”，也包括对应政策配套、测算工具的“软支撑”。本篇文章就将简要探讨“软支撑”，即新能源在新型电力系统建设下，所需要的技术经济测算相关的支撑。

新能源的“新”消纳模式

风电和光伏出力有着不连续不稳定的特点，那么为了消纳新能源，发电模式需要进行改变。近日《“低煤耗”不应继续作为煤电主机选型的首要标准》一文也阐述了这一新消纳模式：一方面，高比例新能源并网使煤电利用小时数下降，煤电可能需要主动让渡发电空间以消纳更多新能源；另一方面，煤电更多起到调节和备用的作用，辅助新能源的消纳，而不作为电能量的主要提供者。由于新能源出力不连续不稳定，需要配合煤电机组进行反向不连续不稳定的调节，以实现正负相抵维持系统平衡的效果。早晚负荷高峰时段新能源出力有限，火电出力增高，而中午光伏大发时火电出力减少。未来随着新能源装机的不断增加，净负荷峰谷特性将更加明显，火电从承担基荷任务的基础电源转变为既能顶峰又能深调的支撑性、调节性电源。碳达峰后，煤电发电平均利用小时数将继续降低，煤电可能从电力电量并重的支撑性和调节性电源向顶峰、深调、应急备用的调节型电源转型，从而实现碳中和目标。

换言之，未来的消纳模式可能是在投资“风光”发电的同时，再建一个煤电项目作为“风光”的消纳保障和调节配套。我国正在规划总规模超400吉瓦的风电光伏大基地项目就是一个典型场景，由新能源作为主要发电电源，同时配备一定比例容量的煤电进行补充。在这种场景或类似场景中，火电可以获取三种收益：其一，在高电价时段获取电能量电价；其二，在平、谷时段进行调节，收取辅助服务费用；其三，收取火电装机的容量费用。本模式亦有学术权威认为并不能起到降低碳排放作用，不能实现真正的绿色环保，本文对此不做深入讨论，主要探讨在此典型场景及类似模式下的技经测算。

目前新能源测算软件和实际需求之间的差距

“工欲善其事，必先利其器”，在风电、光伏等迅猛发展的今天，作为支撑性的技术经济测算，尚未找到一种可以满足前述新模式测算的软件，现有各测算系统不仅无法满足多种电源模式测算项目整体收益率，而且未考虑到市场发展，体现出电力市场和体制改革的发展方向。

一方面，现有新能源测算软件多满足不了多电源项目的测算需求。市面上有部分相对比较领先的集团公司所研发的测算软件已经能完成多电源的合并收益率，但实际上，即使是相对领先的软件，也没能做到最常用的煤电、风电、光伏三者的合并计算。目前较为常用的做法是将各电源分别测算，再将现金流加总后进行求收益率的操作。这种方法操作麻烦，不便于修改，做任何一个小改动都需要将该电源所有现金流再次与其他电源的现金流重新求和后再进行后续计算，并且项目财务计算考虑不全面，作为同一个项目，无法统一考虑整个项目的税金及相关情况，即当单一电源亏损时，也许会导致其他项目也可减税的情况无从考虑。另外，各项电源的运营时间也并不统一，例如风电的运营期限为20年，而煤电的运营期限为40年，达到了煤电的两倍，而储能电池有些可能10年就需要更换。这些不一致只能通过手动调整，导致各个项目可比性很弱，对于项目的计算进行设计就能直接导致其收益率产生巨大变化。

另一方面，技经软件难以满足分时电价的测算需求。电力市场是在不断发展的，我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，市场在资源优化配置中作用明显增强，市场化交易电量比重大幅提升。目前电力市场改革也在如火如荼地发展，《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》【发改体改〔2022〕118号文】提到，要“推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价，更好拉大峰谷价差”。目前现有的测算软件最多精确到以年为单位，但随着分时电价的推行，不仅用户侧实行峰谷电价，已有山西、广东、山东等省份陆续转现货市场正式运行，发电侧实时确定量价也是大势所趋。目前发电侧的预测主要由仿真软件进行模拟预测，对收入可以起到预测作用，但如果要把收入和成本、造价等结合起来，计算整个项目的收益率，技经软件就难以做到了。目前部分软件可以做到动态预测，但仍然是以年为单位，做不到仿真软件的精度。电价对项目的影响可谓失之毫厘、谬之千里，因而无法测算分时电价，自然会导致项目收益率等指标无法准确测算。

新能源测算未来发展方向

鉴于以上问题，对于新能源技术经济测算系统，结合现实需求，笔者提出三项发展方向上的展望：

首先，由测算单一电源项目向测算多种电源类型发展。如上所述，目前真实场景的需求逐渐向“风光+煤电或储能”的方向发展，需要测算满足市场需求的多种电源加总收益率的需求。从逻辑上并不难实现，只要将各类电源成本、收入分别加总，再在考虑税金等综合项目时把整个项目作为总体考虑即可。较难的是运营期不同、各电源特异性收入支出都考虑到并设置科目等，以及后续测算时，对于各项电源所需成本的合理区间较为了解，这些就对技经人员的综合素质要求较高了。

其次，测算系统与仿真系统结合，满足分时电价、煤价测算需求。在分时电价发展的当前，技术经济也要随着市场发展的方向，将电价、电量，以及和发电量挂钩的相关成本，例如煤价等，都按分时电价进行测算。这种结合可能有多种形式，既可以研究开发二者结合的软件，也可以将现有的测算软件增加接口，将仿真系统的结果直接导入测算软件，这种方式或许更经济，更具有可行性，只要可以自动计算每年的电价和成本总和，输入测算软件就可以，在目前测算软件的底层逻辑上就能实现。

最后，建议由国家出台统一专业化标准。目前测算中确实存在尚未统一的标准问题，还是以运营小时为例，如20年的风电和40年的火电一起运营是按40年还是20年计？这样的问题并没有绝对的对错，两种测算方式都有其道理，但如果不统一规定，其可比性将大大削弱，此时就需要权威机构进行统一规定，发布行业标准。甚至更进一步，可以由电力相关部门组织主要相关集团进行系统的开发，不仅开发速度可以加快，避免重复开发带来人力财力上的浪费；还可以结合各不同模型的优点，更完善地考虑到测算过程中各项因素的影响。

固然以上每项方向上的调整都需要投入大量的时间和人力进行开发，并且当开发好后，或许又落后于将来的市场需求，但经济性测算本就应与时俱进地服务于具体项目的测算和预测，满足市场上真实存在的需求。

此外，最重要的是要有关注政策并走在前列的意识。技术经济并不等同于财务，目的也不是处理已出现的业务，而是应包括政策研究、定量研究等一系列工作内容。狭义上，要预测项目未来运营情况，广义上，要关注整个行业的发展，为电力行业提供经济和政策方面的支撑。希望技术经济这个细分行业能蓬勃发展，在电力市场改革的浪潮中起到应有的作用。