2020年末到2021年初，内蒙、甘肃、湖南、江西等多地出现了供电紧张局面，一方面是因为上述地区负荷同比增长较快，但另一方面是因为水电和风光等可再生能源有效装机容量较低，本地火电机组近年来发展受限，难以应对快速增长的冬季负荷需要。国家发展改革委1月19日的b·体育（中国）发布会上指出，为了30·60双碳目标，我国将继续推进能源体系清洁低碳发展，构建高比例可再生能源的电力系统，3月15日召开的中央财经委员会第九次会议，提出构建以新能源为主体的新型电力系统，再次肯定依靠大电网模式消纳可再生能源是当前技术条件下的唯一可靠途径。由于可再生能源发电的随机性和波动性，其有效容量远低于铭牌容量，不能简单将可再生能源的装机铭牌容量匹配负荷需求。对比新能源装机世界领先的欧盟28国，其传统电源容量就是一直保持与最大负荷相当（4.86:4.5），作为系统有效容量的主要来源。因此，即使在新能源为主体（电量）的新型电力系统中，为了保证系统供热供电安全稳定，仍然必须在电力系统中储备足够的可调机组作为备用电源，提供有效容量，弥补可再生能源的“先天不足”。从目前的技术经济条件看，传统火电机组无疑是备用电源的最佳选择，需要在未来的电源规划中做好选择和管理。
火电机组是现有技术经济条件下 备用电源的主要来源
按照规划，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上（较2019年增长近8亿千瓦），同时水电也会大规模发展。由于水电和风光等可再生能源发电出力具有可变性、间歇性和随机性等特点，其发电出力不可控、预测困难，存在发电多年不均、季节不均甚至每一时刻都不同的情况，对电网保障用户连续稳定用电造成了巨大影响。在电力能够大规模经济存储之前，即在电能量出现“库存”之前，要实现清洁、可靠供电，保障新能源消纳，只有依靠配备足够备用的大电网系统。现有技术经济条件下，有效备用容量由可调节性的电源或者负荷提供，可供选择的技术路线有储能、需求侧响应（负荷侧虚拟电厂）和火电机组。既然这么多技术路线，在现有技术经济条件下，为什么火电才是唯一的备用电源可行选择呢？这要从备用的分类谈起，电力系统并非只需要旋转备用一种备用，为了保证连续可靠供电电网需要年度、季度、月度、日、旋转备用五个维度的备用，五个维度的备用缺一不可，否则就会出现相应维度上的可靠性问题，目前只有火电机组能够经济的提供上述五个维度的备用。具体分析如下：
一是储能备用电源成本过高。近年来，储能工程技术得到了较大进步，已经发展为多种能量存储方法，按存储能量类别可分为物理储能（抽蓄、飞轮、热储能、重锤等）、电化学储能（蓄电池等）和氢储能（电解制氢）。储能最大的优势是可充可放、响应速度快，在一次调频中作用明显，适用于功率型应用。目前作为电量型应用的电储能技术仍然不成熟，较为成熟的抽水蓄能和化学电池储能也只能满足满负荷放电2-4小时，4小时放电的抽水蓄能电站单位造价是火电机组的约1.6倍，4小时放电能力的化学电池储能单位造价是火电机组的约2倍。同时，4小时的抽水蓄能电站和化学电池储能仅具备提供日备用和旋转备用的能力，如果要提供日以上的备用，增加多少放电时间，化学电池的造价就要增加多少倍，而抽水蓄能电站受场地限制不具备无限制扩大水库的能力。必须要指出的是，近期化学电池储能的造价之高是难以想象的，例如高比例可再生能源的电力系统只以化学电池储能为五个维度的备用电源，全国则需要100万亿以上投资，是目前全国电网资产的20倍以上。所以化学电池储能目前还不具备成为消纳新能源大体量备用电源选择的条件，只能作为调频响应的辅助电源，“电力不具备大规模经济存储条件”的规律在可预见的时间内仍然有效。
二是需求侧管理作为备用容量的作用有限。国内在供电紧张期间，一般会加强用电管理，以有序用电改变用户的用电方式，这是带有明显计划色彩的强制行政命令，并不是市场价格引导下的需求侧管理，性价比低，难于大规模、高频次使用。随着可再生能源装机越来越多，行业内加大了对需求侧管理技术的研究，希望用需求侧管理来控制负荷，使其跟随发电出力波动，以保持系统平衡。需求侧管理类似反向调节的虚拟电源，能够承担与电源相同的备用作用，可以减少系统对备用容量的需求，降低系统运行费用，而且对电力系统频率的控制速度快，效果好。用户侧安装化学电池储能设施提供备用的问题与发电侧采用化学电池储能的问题相同，下面仅讨论不需安装化学电池储能设施便能提供需求侧响应的用户。从现有的研究和实践看，国外需求侧管理主要在6个工业领域开展，包括化学品、有色金属、冷藏行业、钢铁、纸张和水处理，一般要求生产工艺中存在无人值守的生产环节，但是由于需求侧管理容易对生产生活造成较大影响，容量不可能太大，也不可能持续很长时间，不能实现连续24小时以上的响应，无法提供季节、年度性备用。毕竟需求侧响应的本质还是负荷，用电生产才是其主业，丢了订单相当于丢了市场，长此以往影响企业经营发展，更重要的是由于短期内国内电力市场不够完善，对需求侧管理没有形成价格激励，不能清晰梳理需求侧管理的成本。例如，国内华东某省需求侧管理过程中少用一度电需要补贴4元，年度补贴总额远超火电机组提供容量备用所需的年度费用水平。
三是火电备用电源提供系统备用具有先天优势。首先，火电机组能够提供全部五个维度的备用服务，其次，火电机组运行除了提供备用，还可以提供系统必须的转动惯量，这是其他备用电源技术不具备的优势，再次，火电机组造价随着技术进步大幅下降，单位造价在2600-3800元人民币之间，并且不随提供备用的时间延长而增加造价，最后，火电机组厂址条件要求不高，易于选择场地，占地面积远远小于其他备用电源技术。
当然，火电机组在生产中不可避免要产生碳排放，这似乎与双碳目标有一定冲突，不过必须要澄清的是，碳达峰碳中和目标中是要尽可能减少碳排放，而不是不排放。对电力系统而言，完成双碳目标应该是大规模削减火电机组的发电量，而不是削减火电机组的容量。火电机组作为成熟的发电技术，与其相关的高技术措施仍在快速发展，火电机组效率逐年升高，度电碳排放强度逐年下降，而且通过对污染物的有效控制，各类节能减排技术可以使火电机组不再是污染的代名词。通过合理的技术、经济手段引导，加强植树造林、利用节能减排等技术措施，完全可以抵消“大容量、小电量”方式生存的火电自身产生的二氧化碳排放量，完全可以实现碳达峰和碳中和。
从近年来北美加州、德州等异常天气出现的电力供应问题的事后分析来看，在异常天气下，最为可靠的机组就是“燃料现场储存”的煤机和核电机组，因为燃气机组大规模存储燃料困难。有学者提出，电力规划应考虑灾害情况下足量的“燃料现场储存”机组，甚至比联网更重要。
火电机组 作为容量备用电源的选择原则
由于大量建设备用火电机组会产生较大的经济代价，必须科学合理地配置不同维度容量备用功能的火电机组，切不可追求可靠性的百分之百，否则将产生不可承受的经济代价，尤其是在类似北美加州和得州异常天气情况下，不能要求依靠容量备用机组实现系统“安然无恙、连续供应”，如确实出现达到灾害等级的天气条件，则应以保证民生和公益事业用电为目标考虑“燃料现场储存”的机组容量。在非灾害等级天气条件下，应根据对系统备用的作用侧重不同，按照年度备用、季度备用、月度备用、日备用和旋转备用的分类方式进行合理选择，并对各类备用机组进行精细化管理，进一步减少备用电源对系统的经济性影响。同时，由于火电能够提供各类型备用，应统筹考虑。
1、年度备用机组
由于可再生能源出力年度分布不均，存在大小年，而且为了应对个别年度的变幅较大天气造成的用电负荷突增和供热不足等问题，必须设置年度备用机组。年度备用机组正常状态不实际发电，只在应对电网特殊情况时才会启动，年度利用小时数极低。而平时需要进行环保改造和设备维护，只在年度迎峰度夏和迎峰度冬两季之前做好启动准备，这类机组备用会造成电网运行费用上升，一般不需要太多，一个省级电网内保留1-2座电站即可，容量也不需要太大，不高于该省正常年度负荷的10%或该省可再生能源近5年资源最小年与平均水平的差值。为了节约整个系统费用，年度备用机组可以利用已经完成资产折旧，被列入关停序列的机组，在其达到环保、安全标准的前提下，对其进行科学合理的延期增寿管理，利用其作为负荷中心的地理位置，在可再生能源特低年为系统提供必要电力支撑。如无合适的老旧机组，应当考虑尽快新建，但应要求新建机组优先于燃煤经济型指标，考虑停备维护经济指标。
2、季度备用机组
由于可再生能源出力存在的季节性分布不均，丰枯季节明显，特别是北方地区冬季供暖季，为了保证供电供暖安全，需要设置季度供暖备用机组。季度备用机组只在一年中某一个季节内启动，承担系统当季内的基本负荷，缓解系统季节性电力、热力短缺，年度利用小时很低，但在某一季节具备一定的利用小时数。季度备用机组的长期备用也会造成系统运行成本上升，为了响应新能源季节性波动或者北方冬季供暖大负荷，大中型城市可以保留1-2座中型电站，容量设置以满足本地可再生能源近5年内季节出力差的平均水平和热高峰的极值为宜。为了降低系统经济影响，应该选择备用成本较低机组作为季度备用，例如对老旧供热机组延期增寿或者新建高背压燃煤热电联产机组，减小对系统经济性的影响。
3、月度备用机组
由于可再生能源存在月度的不均匀性，系统中需要按月启停的月度备用机组。此类机组在大风月、大汛期时选择停运，为可再生能源出让发电空间，保证新能源消纳，年度利用小时数较年度备用和季度备用机组有较大增加，设备利用率较高。月度备用容量以满足控制区内年度可再生能源年度最大发电出力与最小发电出力差为宜，但是此类机组启停较为频繁，可以新建适应频繁启停的低参数燃煤机组和燃气蒸汽联合循环机组，或者将现有燃煤机组进行改造，使其适应频繁的启停调节，以减小固定投资成本，减少对系统经济性影响。
4、日备用机组
由于光伏发电的日波动性较强，而且为了30·60目标，光伏发电的大规模发展，造成系统内日调峰需求越来越大，需要日启停备用的电源将越来越多。日备用容量以满足控制区内光伏最大出力波动为准，以山东为例，2020年光伏装机达2272万千瓦，山东电网的日备用容量必须达到2300万千瓦。日调峰备用机组启停最频繁，甚至是需要每日启停，以适应风光波动对系统的影响，且对爬坡速率有一定要求，应规模化新建燃气单循环尖峰机组，不宜选用联合循环机组。
5、旋转备用
由于风电的波动性、随机性，为了维持系统频率的稳定性，必须设置系统旋转备用电源，并且该部分旋转备用电源应具备非常强的快速爬坡能力。按照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%，不小于系统中一台最大机组或馈入最大容量直流的单级容量。风电、太阳能等新能源装机较多的地区，需结合风光发电出力特性和参与平衡的比例，额外设置一定的负荷备用容量。根据30·60目标的推算，2030年-2060年，我国风光新能源装机规模要达到40%-70%，如此高比例的风光发电接入系统，将迫使系统预留备用的比例大大增加，也将迫使《电力系统技术导则》重新修订标准。旋转备用机组最小负荷应以满足电网控制区内旋转惯量的最低要求，旋转备用容量以满足风电功率预测波动为准。按照24小时风电功率预测准确率80%，旋转备用容量应控制在风电最大出力的20%为宜。为了减少旋转备用电源对系统经济性的影响，旋转备用电源应选择变动成本较小、旋转惯量大、爬坡能力强的高参数大容量燃煤机组，或者高参数的燃气联合循环机组。
上述备用机组容量计算并非需要硬性叠加，而是可以通过不同维度备用火电电源组合，以备用成本最低为优化目标。备用电源是促进新能源消纳的必要手段，也是实现30·60双碳目标的必然技术措施，但是其会大幅增加系统运行费用形成新能源的消纳成本。为了尽量减少固定投资和不必要的备用资源浪费，对于备用机组的选择和管理，需要坚持市场化的选择标准，老旧机组和完成折旧的火电机组是最为经济的选择。
“十四五”备用电源规划展望
为了30·60双碳目标的实现，适应未来高比例新能源的电力、热力供应稳定，在国内供需普遍较为宽松和市场建设进程加快的背景下，需要及早做好火电机组等传统备用电源的规划，应对未来的“两高一低”（即高可再生能源、高电力电子设备、持续降低的转动惯量）特征对电力系统安全稳定运行的挑战。展望“十四五”工作，建议注意以下三方面内容：
一是合理确定传统电源容量与新能源占比。根据30·60目标的推算，2030年-2060年，我国风光新能源装机规模要达到40%-70%。而由于风光新能源自有的不友好特性，将对电力系统的旋转惯量和旋转备用容量产生较大影响，威胁系统运行安全。为了保证电力系统的供应安全，需要合理确定传统机组容量与新能源占比。根据需要消纳的新能源容量和系统必须的最小旋转惯量要求，扣除系统内运行的核电机组和水电机组有效容量，确定传统火电的最小运行容量和一次调频的备用容量。根据新能源波动性和间歇性特点，按照新能源预测误差、小时级波动量和日内波动量，根据可调节机组自动发电控制（AGC）需求的提升量，确定旋转备用容量和日备用容量。根据系统负荷需求，扣除系统内的核电机组、水电机组和新能源等各种能源的有效容量，确定传统电源的最终的全部备用容量。
二是利用系统模拟仿真定量确定火电备用容量规划。火电备用容量规划工作必须考虑经济、可靠、清洁的不可能三角，“不惜代价”、“人定胜天”的思维方式，必须在未来电力规划中得到彻底的摒弃。现代的电力容量备用规划工作要更加注重定量分析，而非定性决策，改典型运行方式分析为目标年连续生产仿真。在做好火电备用容量规划定量规划时，需要运用基于电力安全运行的系统时序生产模拟的连续电力规划仿真。电力规划仿真是通过离线计算的手段模拟未来一年甚至更长时间的连续运行情况。电力规划仿真根据未来电力、热力需求预计，仿真优化计算每个小时每台发电机组开机状态、出力，并进行潮流计算，自动地滚动模拟各目标年8760小时的电力系统运行，根据目前电源数据、电网数据、负荷数据、燃料价格等，以全系统电价水平最低为目标，满足负荷平衡约束、机组运行约束和电网安全约束，实现合理运行备用需求量化分析、调节需求量化分析、弃风弃光（即可再生能源消纳量量化分析）、常规机组发电量影响量化分析、系统供电可靠性（计算LOLE、EENS等）影响量化分析、传统电源的最优规划。
三是优化“上大压小”、淘汰关停小火电的火电政策。我国电力工业长期执行的“上大压小”、淘汰关停小火电政策，曾经对我国电力工业更新换代、产业转型升级起到了至关重要的作用。在未来电力规划中，特别是面对未来高比例新能源的电力环境，未来火电机组成为主要备用容量，“大容量，小电量”将成为常态，新建高参数火电机组将不能发挥出明显优势，“上大压小”、淘汰关停小火电政策需要进行优化调整，不应以能耗水平一票否决在运机组。同时，现存的老旧机组和完成折旧的火电机组，由于其基本处于负荷中心，接入位置好，可以更好地发挥出电力、热力的备用作用，投资成本低，对系统经济性影响小。所以需要根据新情况调整“上大压小”、淘汰关停小火电的火电政策，将现存火电机组进行科学分类，根据真实负荷需求规划新的火电项目，使其以不同的备用电源形式参与到新的历史使命中，为国家尽早实现碳达峰、碳中和目标做出新的贡献。
30·60双碳目标将指引我国电力行业的发展方向，面对高比例新能源消纳的新形势，电力行业在需要“十四五”电力规划中就开始做好火电机组备用电源的选择和管理，做好电力安全运行规划。火电企业也要积极履行系统备用的职责和义务，做好设备管理和维护，做到关键时刻靠得住、危急时刻顶得上、需要时刻转得稳，为国家30·60目标作出自身应有的贡献。（南方能源观察）
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