隨著“十三五”漸漸走到尾聲，“十四五”已經向我們走來。可再生能源與傳統(tǒng)電源在“十四五”的容量占比，成為目前規(guī)劃工作爭論的焦點，且呈越來越熱的趨勢。沖突最為激烈的兩方，一方認為以煤電為代表的傳統(tǒng)電源，應當“只關不建”，敢于為保護環(huán)境付出經濟代價，這樣才能達到德國等可再生能源量占比較高國家的水平，并且完成國際義務；另一方的觀點針鋒相對，明確必須提高煤電等的發(fā)展速度，否則“十四五”期間部分地區(qū)將面臨缺電或者電價大幅上升的威脅。

兩種觀點持有者均堅持立場，難以互相說服，爭論大有走向“雞同鴨講”、“各說各話”的趨勢，德國等國家轉型經驗也在不同場合被反復提及。“可再生能源+電化學儲能”大干快上觀點的持有者是沒有規(guī)劃責任的，正面與反面的意見都容易提，規(guī)劃的主導者則需要弄清可再生能源與傳統(tǒng)能源之間的關聯(lián)關系，既不能簡單地被極端環(huán)保主義綁架，又要實現(xiàn)國家能源革命的要求；既要保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，又要實現(xiàn)“靠天吃飯”的可再生能源全額消納；既要保證“十四五”期間的電力供應，又要確保總體電價水平在經濟發(fā)展的承受能力范圍之內。

“既要”和“又要”是新經濟發(fā)展階段對規(guī)劃工作的新要求，也是新經濟發(fā)展階段對各方面的要求，與“既要”和“又要”已經推動電力工業(yè)的運營機制從計劃體制走向電力市場一樣，當電力工業(yè)走到了供應有余階段，特別是以電力現(xiàn)貨市場為核心的現(xiàn)代電力市場體系已經逐步掀開面紗，規(guī)劃工作需要與時俱進，要把規(guī)劃工作放到電力市場，特別是電力現(xiàn)貨市場的大背景下考慮，依靠新的技術手段去尋求“經濟、可靠、清潔”的“不可能妥協(xié)”。

可再生能源與傳統(tǒng)電源的關系

在談“十四五”可再生能源與傳統(tǒng)電源容量比例之前，必須弄清可再生能源與傳統(tǒng)能源為什么會產生關系？產生的關系是什么？

問題一：大電網和電化學儲能是什么關系？

大電網和儲能技術都能夠基本解決可再生能源的波動性問題。解決的技術方案各有千秋，但是在經濟性上，大電網和電化學儲能技術是競爭技術（相互替代）關系，也就是俗話說的“你死我活”關系。大電網通過電力市場機制調動包含負荷側在內的各種調節(jié)資源，抵消可再生能源間歇性和季節(jié)性波動的缺點，實現(xiàn)可再生能源在能源占比中的不斷提高。儲能，特別是電化學儲能，直接通過存儲電能方式，實現(xiàn)可再生能源電能生產的時空轉移。大電網技術和電化學儲能的經濟性非常容易比較，只要化學電芯每公斤重量能夠存儲的電能超過4千瓦時，就相當于每公斤化學電芯能夠承載的能量超過1200克標煤（大約2000克原煤），在經濟性上大電網就沒有存在的必要，燃料輸送將變化為電芯的輸送。

目前，主流電芯技術每公斤大約能存儲經濟性戰(zhàn)勝大電網技術所需能量的十分之一到二十分之一左右，毫無競爭力。從另一個角度看，現(xiàn)有主流電化學儲能技術存放一度電的成本大約為5毛錢，任何電源與之配合產生的上網價格都是我國發(fā)電綜合電價的1.5倍以上，所以在可預見的時間里，電化學儲能技術（電能量應用）在大電網技術的經濟性面前尚不構成本質挑戰(zhàn)。因此，可再生能源的消納，“十四五”期間必須主要依靠大電網技術。消納方式使可再生能源和傳統(tǒng)電源在大電網中發(fā)生了“緊密”的聯(lián)系。

問題二：可再生能源的大幅增長對大電網產生了什么影響？

目前到“十四五”期間，“上網”仍是可再生能源消納的最主要手段，雖然分布式供電已經興起，但是“十四五”期間仍然難以作為可再生能源發(fā)展的主要方式，即使分布式供電也大多不能單獨成為一個孤立用能系統(tǒng)，仍然是以并網分布式為主。大型電網正常運行的首要需求是什么呢？在“N個9”可靠性的要求下，答案會變得非常簡單：安全可靠、穩(wěn)定供應。

不能連續(xù)穩(wěn)定供電是可再生能源與生俱來的天賦，即使建有龍頭水庫的水電，也不能擺脫來水極枯造成發(fā)電出力下降的可能。當然，隨著可再生能源預測技術的進步，可再生能源的預測越來越準確，這個問題能夠得到一定程度的解決，但是可再生能源靠天吃飯的一次動力1注定了，在現(xiàn)有的技術經濟條件下，可再生能源預測不可能完全準確，也不可能按照系統(tǒng)需要的精度和速度進行大幅調節(jié)。

與此同時，隨著社會經濟的發(fā)展和人民生活水平的提高，特別是我國已經達到很高的供電可靠性，電力用戶承受停電的能力和心理預期不斷下降，換另一句話說，電力用戶不接受頻繁和長周期的意外停電。兩方面的此消彼長，造成可再生能源的運行特性確實相對電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行是個不友好的短板，相對電力用戶高質量用電的期望也是個不友好的短板，大量接納存在弱點的可再生能源，而不考慮其他措施，一定會引起電力系統(tǒng)的可靠性下降，沒有煤電等傳統(tǒng)電源，電力系統(tǒng)也無法運行。因此，所謂煤電等傳統(tǒng)電源快速退出實在是“無稽之談”，但是保持或增長煤電等傳統(tǒng)電源并不意味著，負荷電量增長會由煤電等傳統(tǒng)電源分享，而實際上煤電等傳統(tǒng)電源的總發(fā)電量呈快速下降趨勢。

問題三：傳統(tǒng)電源為了大電網能夠更多容納可再生能源提供了什么服務？

以煤電為代表的傳統(tǒng)電源，由于一次能源（主要是煤炭）可以在廠內存儲，運行特點就是穩(wěn)定可靠，可以隨負荷變化大幅度進行波動，實際上煤電通過提供調節(jié)服務實現(xiàn)可再生能源出力進行時空轉移方面與電化學儲能的作用是一樣的。我國金牌煤電機組已經可以做到數年不出現(xiàn)非計劃停運，可靠性更是上了一層樓。因此，煤電機組為代表的傳統(tǒng)電源非常適合大電網生產需要，不但“自己不惹事”，還能“替別人平事”，能夠滿足大電網運行離不開的電壓支撐、負荷跟隨、系統(tǒng)穩(wěn)定等角色需要。

大電網消納風電、光伏等可再生能源最為需要的是煤電等可調節(jié)機組提供的快速爬坡服務和容量備用服務，消納水電等可再生能源最需要的是煤電等可調節(jié)機組提供的季節(jié)性容量備用2。容量備用服務容易理解，即可再生能源往往具有季節(jié)性3和波動性，在可再生能源出力不足，不能滿足用電需要的時期，需要依靠煤電等傳統(tǒng)電源提供用戶所需電能。快速爬坡服務通俗的講，是指煤電等傳統(tǒng)電源處于熱備用狀態(tài)下，能夠以較高的速度增加出力，用以填補可再生能源間歇性出力期間造成的用電缺口，也可以較高的速度減少出力，用以滿足可再生能源的突然出力增加。國外煤電等可調節(jié)機組的靈活性改造主要方向之一，就是提升可調節(jié)機組增減出力的速度，用以沖抵可再生能源突然失去（增加）出力4對系統(tǒng)的影響。實際上，可再生能源穿透率達到一定水平后，每增加一個百分點，對電力系統(tǒng)快速爬坡能力的要求都是質的變化。在目前的技術經濟條件下，依靠可調節(jié)機組提供快速爬坡服務是有一定物理限制的。

傳統(tǒng)電源為可再生能源提供的快速爬坡服務有物理極限，因此，通過電力現(xiàn)貨市場調動負荷側響應大電網需要，成為電力市場化國家的主流努力方向，德國的“工業(yè)4.0”重要內容就是讓負荷響應彌補可再生能源瞬時損失的出力，替代傳統(tǒng)電源的快速爬坡。但是無論如何，傳統(tǒng)電源能夠提供的季節(jié)性容量備用是負荷響應無法替代的，因為用戶能實現(xiàn)日以上能量移動的能力在經濟上難以接受。

另外還要指出，大電網的聯(lián)網理論上可以減少備用，在同等傳統(tǒng)電源裝機容量的情形下，更加充分的利用備用，實現(xiàn)不增加傳統(tǒng)電源裝機容量而增加大電網消納可再生能源的目的。但是，實踐中我國主要以直流線路跨區(qū)聯(lián)網的方式，一方面難以靈活共享兩側備用，另一方面為了保證直流的穩(wěn)定和預防直流線路失電產生的沖擊，送受兩端所需要的備用在一定情況下不減反增。如以交流方式聯(lián)網還面臨經濟性和安全的討論。因此，實踐經驗證明大電網擴大范圍達到一定規(guī)模后，持續(xù)擴大電網覆蓋范圍，并不一定能夠減少對傳統(tǒng)電源容量增長的要求。

從以上三個問題的答案看，傳統(tǒng)能源的發(fā)展與可再生能源的發(fā)展密切相關，在讓出電量空間的前提下，是可再生能源發(fā)展最為可靠、可行的依靠力量。

確定“十四五”可再生能源

與傳統(tǒng)電源規(guī)劃容量比例的基本思路

顯然，“十四五”期間持續(xù)發(fā)展可再生能源是行業(yè)的共識。然而，可再生能源裝機容量（萬千瓦）與可再生能源消納量（萬千瓦時）沒有絕對的等比例關系，很可能存在裝機越多，棄電越多的情況。長期來看，在電力負荷持續(xù)增長的情況下，規(guī)劃中需要量化常規(guī)電源與可再生能源的配置規(guī)模。電力不可能三角，即經濟、可靠和清潔三個目標無法同時達到，總是需要至少一個目標來作出犧牲。但同時，作為硬約束的可靠性不能作出犧牲，隨著負荷增長，由于風光發(fā)電無法為系統(tǒng)提供足夠的有效容量，需要在規(guī)劃中配套常規(guī)發(fā)電電源以確保系統(tǒng)供電可靠性。因此，如果希望獲得既清潔又可靠的電能供應，就需要支付更多的成本。這是確定“十四五”可再生能源和傳統(tǒng)電源容量占比的基本出發(fā)點。

可再生能源雖然清潔以及能夠以越來越低的成本提供電能，但是其難預測、間歇性、不受控的不友好特性決定了其對電力系統(tǒng)的從規(guī)劃到運行的全時段的影響。到底一個電力系統(tǒng)能夠安全可靠地接納多少可再生能源需要從多個維度著手考慮，按照確定宏觀目標、構建邊界條件、量化分析影響、尋求解決方案的步驟及其迭代分析，最終確定合理可行的可再生能源及傳統(tǒng)電源的規(guī)劃。

一是確定宏觀目標方面。可再生能源的發(fā)展目標以及宏觀電力能源的發(fā)展目標是未來所有配套的基礎。在電力系統(tǒng)規(guī)劃領域，可再生能源發(fā)展目標本質上是對電量的消納目標，單純提出可再生能源的裝機容量沒有意義。同時，針對不同省區(qū)的需求和特點，需要相應提出諸如供電可靠性標準、碳排放上限、用戶電價上限等其他硬約束，實現(xiàn)綜合的宏觀發(fā)展目標。

二是構建邊界條件方面。在宏觀目標給定的基礎上，需要確定研究目標省區(qū)的資源稟賦：一次能源資源特性，包括煤、氣的未來價格預測和可獲得量，風光資源情況等；現(xiàn)有和未來規(guī)劃常規(guī)發(fā)電機組構成，包括核電、火電、燃機等；電網結構，包括輸電網規(guī)劃以及跨省跨區(qū)輸送通道；電力負荷，即未來負荷的增長情況以及負荷日內、跨季節(jié)的特性。

三是量化分析影響方面。重點要解決的是基于邊界條件，是否能夠實現(xiàn)可再生能源以及綜合電力能源的發(fā)展目標。規(guī)模化可再生能源并網對電力系統(tǒng)有全時空的影響。在系統(tǒng)層面需要量化分析：間歇性可再生能源增加了系統(tǒng)秒至分鐘級的波動導致自動發(fā)電控制（AGC）需求的提升量，由于可再生能源預測誤差和波動性提高了系統(tǒng)的短時備用的需求的提升量，由于可再生能源反調峰特性導致的調峰需求增加量（適用于非現(xiàn)貨地區(qū)），引入可再生能源后對電力系統(tǒng)供電可靠性指標的影響量。在市場主體層面：需要量化分析可再生能源的可消納電量，或棄風棄光量，煤機燃機等常規(guī)電源的發(fā)電小時數的變化量，需要分析近零變動成本的可再生能源引入后的現(xiàn)貨市場價格變動。在全社會層面：如果未來存在排放目標或構建碳市場，則需要分析可再生能源進入后對碳排放總量以及碳價格的影響。

四是尋求解決方案方面。在量化分析影響的基礎上，回答如果實現(xiàn)不了可再生能源以及其他綜合發(fā)展目標，例如，消納風光總量達不到要求或化石能源發(fā)電占比過高，僅增加風光不增加常規(guī)機組造成供電可靠性降低等問題，則需研究應該采用什么額外的手段向目標方向靠近。典型地，需要增加有效裝機容量（煤機、燃機、水電）提升由于可再生能源導致的系統(tǒng)供電可靠性下降、增加優(yōu)質可調節(jié)資源（可調控負荷、燃機直至電化學儲能）滿足可再生能源的爬坡、調峰調頻等需求5。更關鍵的是，選擇哪幾種技術路線及其配套裝機容量規(guī)模能夠在實現(xiàn)達到清潔和可靠供電目標基礎上的全社會成本最低。構建解決方案后，再次迭代量化分析新電源構成下的各種影響，最終實現(xiàn)電力和能源的綜合目標，并求得相應電價水平。

確定“十四五”可再生能源與

傳統(tǒng)電源容量比例的具體手段

確定“十四五”可再生能源與傳統(tǒng)電源容量比例，需要分地區(qū)進行可再生能源并網及常規(guī)電源配套研究，關鍵要考慮可再生能源時序的連續(xù)功率特性以及常規(guī)電源的協(xié)調運行，包括分鐘級、小時級、日內、日間、季節(jié)間等。原有規(guī)劃方法中，傳統(tǒng)的以夏大、冬大的大方式的分析方法（潮流計算、靜態(tài)安全分析等），難以捕捉可再生能源的運行特性，更無法分析其對電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)的影響，也不能夠考慮電價水平的約束限制。穩(wěn)態(tài)條件下，針對可再生能源與傳統(tǒng)電源容量占比確定及各類影響分析，在電力市場環(huán)境下，最合理工具是基于電力現(xiàn)貨市場的電力系統(tǒng)時序生產模擬，也稱為市場規(guī)劃仿真，英文通常叫做Production Cost Simulation。

市場規(guī)劃仿真是通過離線計算的手段模擬電力市場在一段時間（短至一天，長至一年）的連續(xù)運行情況。例如，仿真系統(tǒng)可以模擬某年某省的電力系統(tǒng)運行，如果以1小時為最小運行模擬間隔，則仿真系統(tǒng)會優(yōu)化計算每個小時每臺發(fā)電機組開機狀態(tài)、出力，并進行潮流計算，自動地滾動模擬全年365天/8760小時的電力系統(tǒng)運行。市場規(guī)劃仿真輸入數據包括電源數據、電網數據、負荷數據、燃料價格等。市場規(guī)劃仿真算法的核心為發(fā)電調度優(yōu)化和潮流計算，以全系統(tǒng)發(fā)電成本最小為目標，根據負荷曲線調整機組出力，滿足負荷平衡約束、機組運行約束和電網安全約束，以實現(xiàn)最優(yōu)的發(fā)電調度。市場規(guī)劃仿真輸出數據包括各類電源的開機狀態(tài)、出力水平、發(fā)電成本及收入狀況等。最后系統(tǒng)將計算規(guī)劃人員所關注的物理和經濟方面的各項統(tǒng)計指標。上述介紹可以看出市場規(guī)劃仿真和電力現(xiàn)貨市場的仿真有很多相似的地方。

在現(xiàn)貨市場中，市場規(guī)劃仿真與傳統(tǒng)生產模擬的主要差異包括：一是市場規(guī)劃仿真嚴格執(zhí)行市場流程，采用考慮電網安全約束的機組組合（SCUC）決定日前開機，采用考慮電網安全約束的經濟調度（SCED）決定日內機組出力；二是生產模擬對經濟性考慮較少，市場規(guī)劃仿真會計算系統(tǒng)出清電價，特別是節(jié)點電價體系的電力市場，需要計算每個電網節(jié)點的電價，以用于各個市場主體的經濟性評估；三是生產模擬通常僅考慮網源平衡，市場仿真更加重視輸電網運行約束的建模，包括單個輸電設備（線路和變壓器）熱穩(wěn)約束、輸電斷面約束以及其他調度機構考慮的安全約束。

可再生能源與傳統(tǒng)電源容量占比相關的分析，應采用市場規(guī)劃仿真計算的內容包括：合理運行備用需求量化分析、調節(jié)需求量化分析、棄風棄光（即可再生能源消納量量化分析）、常規(guī)機組發(fā)電量影響量化分析、現(xiàn)貨市場價格影響量化分析、排放量及碳交易影響量化分析、系統(tǒng)供電可靠性（計算LOLE、EENS等）影響量化分析、傳統(tǒng)電源的最優(yōu)規(guī)劃。

根據分析需求和基本思路，使用國產某市場規(guī)劃仿真系統(tǒng)，以山東省可再生能源與傳統(tǒng)電源容量占比情況分析過程舉例：根據2019年山東電力系統(tǒng)主要數據為基礎，省內負荷峰值約8400萬千瓦，省內總裝機14044萬千瓦，煤電10029萬千瓦，其中直調煤電5805萬千瓦，光伏裝機約1600萬千瓦，風電裝機約1400萬千瓦，外來電送電功率峰值約2000萬千瓦。對未來消納情況、現(xiàn)貨市場電價影響以及對電力系統(tǒng)供電可靠性影響三個方面基于市場規(guī)劃仿真進行量化分析。

仿真結果顯示，山東省只在春節(jié)低谷負荷有少量棄電，全年棄電率為0.002%，與實際執(zhí)行情況相同（側面證明了市場規(guī)劃仿真程序的準確性）。在不增加火電容量及其調節(jié)能力的情況下，構建增加風光裝機量50%、80%和100%三個場景，市場規(guī)劃仿真系統(tǒng)計算得出以下結論。

消納情況方面：仿真計算得出棄電率分別為1.12%、3.19%和5.01%，可見山東在不增加火電容量及其調節(jié)能力的情況下，棄電率增速明顯高于風光裝機容量增速。

在現(xiàn)貨價格方面：仿真計算出2019年山東5月現(xiàn)貨市場，日均價格為265元/兆瓦時，同時，仿真計算獲得的三種增加風光裝機量場景下，5月現(xiàn)貨日均價格分別為235元/兆瓦時、215元/兆瓦時和203元/兆瓦時。隨風光裝機量增加現(xiàn)貨日均價格下降較為明顯，受價格影響煤電總體發(fā)電量下降。

在供電可靠性方面：2019年基礎算例可靠性指標LOLE（失負荷期望）仿真值為14.9小時，高于99%。在不增加火電容量情況下，假設負荷峰值和風光同時增加800萬千瓦，仿真系統(tǒng)顯示系統(tǒng)可靠性下降至LOLE為1788.9小時（造成失負荷明顯增多的原因包括，負荷高峰時段風光出力不足、風光出力波動大同時火電爬坡速率不足、風光日前預測值高于日內實際出力導致日前開機不足）。可見山東在不增加火電容量及其調節(jié)能力的情況下，電力系統(tǒng)供電可靠性“斷崖式”下跌。

得出上述結論后，模擬配套風光的增長增加火電容量，構建增加200萬、400萬和600萬千瓦煤電機組場景，仿真獲得可靠性LOLE指標分別為860.3小時、283.6小時和63.2小時。即在增加至少600萬千瓦煤機情況下，才能保證供電可靠性高于99%。可以看出，風光的置信容量很小（通常為5%~20%），在負荷增長的情況下，需通過增加常規(guī)發(fā)電機組（視資源稟賦，比選煤機、燃機、水電等）確保系統(tǒng)整體的發(fā)電容量充裕度以及供電可靠性。必須要指出的是，算例中600萬煤電機組的容量電價將大幅抵消現(xiàn)貨價格由于風光參與市場帶來的價格下降。

通過市場規(guī)劃仿真可以得出結論6，假如山東省“十四五”期間，風光各增加800萬千瓦，在負荷增加800萬千瓦的情況下，相應必須增加煤電容量600萬千瓦以上。如投資電化學儲能，也能達到相應效果，但是考慮到在連續(xù)輸出能量約束下，電化學儲能的造價遠遠高于煤電機組，投放煤電機組仍是最為經濟的手段。風光裝機的增加能夠有效降低現(xiàn)貨價格，但是新增煤電機組的容量電價會抵消現(xiàn)貨價格降低幅度，用戶的感受則是電價呈上升態(tài)勢。

展望“十四五”規(guī)劃

通過上述分析，為保證“十四五”可再生能源和傳統(tǒng)電源容量比例確定的科學性，在國內供需普遍較為寬松和市場建設進程加快的背景下，展望“十四五”規(guī)劃工作，建議注意以下三方面內容：

一是不能盲目制定全國性可再生能源的消納目標，需要較為準確的量化分析。規(guī)劃工作必須考慮經濟、可靠、清潔的不可能三角，“不惜代價”、“人定勝天”、“建起來再說”的思維方式，必須在可再生能源消納目標的制定過程中得到徹底的摒棄。規(guī)劃工作要更加注重定量分析，而非定性決策。“決策拍腦袋、保證拍胸脯、出事拍屁股”的做法不但會讓規(guī)劃成為“鬼話”，還會給我國的電力工業(yè)造成巨大的經濟損失。在學習對象選擇過程中，要重視謀全局，而非謀一隅，“人云亦云”、“抓個榜樣就照搬”的方式不可取。例如對于歐洲經驗的學習，要更多地看歐盟28國，而非德國一隅，因為歐洲聯(lián)網電力交換頻繁，且歐洲電力現(xiàn)貨市場進展迅速，德國就有大量的交流線路與鄰國相連，德國的高消納率案例本質上與我國云南、青海的高消納率非常近似，可以作為部分省份的參考，而不足以作為全國性的學習榜樣。

二是為達成消納目標，需要研究配套容量資源和靈活性調節(jié)資源。可再生能源轉型，并不需要歧視某一類型機組，更不能忌諱繼續(xù)發(fā)展煤電。煤電機組的利用小時數應當繼續(xù)下降，但是煤電機組的裝機容量持續(xù)發(fā)展是非常現(xiàn)實的。可再生能源轉型的“模范生”歐盟28國近十年來風電、光伏的裝機容量增長在兩倍以上，但是在歐盟總用電量呈持續(xù)下降趨勢的背景下，所謂的基荷機組（大部分為傳統(tǒng)調節(jié)性電源）總裝機容量并未發(fā)生大的改變。德國雖然在去煤化的路上走得很快，但是其鄰國波蘭卻在波德邊境線附近投產很多煤電機組，用戶是誰自然也不言而喻了，結論到底是德國去煤還是德國煤電異地“上大壓小”還有待商榷。遑論與歐盟28國不同，我國負荷還在較快增長通道當中，可靠性方面相對歐盟更加需要增加傳統(tǒng)電源來保障。

三是隨著現(xiàn)貨市場的普及，市場仿真將成為主要的分析手段。世界上進行能源轉型的主要經濟體，大部分完成了電力工業(yè)市場化過程，而后進行能源的清潔化轉型，我國與之情況不同，是市場化與用能清潔化并行。我國困難更多、任務更重的同時有希望效率更高，兩件事都辦好的關鍵就是清潔化要以市場化為基礎條件。“十三五”拉開了我國電力市場化的大幕，特別是電力現(xiàn)貨市場開始掀開面紗，可以預見“十四五”是我國電力現(xiàn)貨市場建設普及的五年，因此，“十四五”電力規(guī)劃，應當主動將思維轉向基于電力現(xiàn)貨市場的規(guī)劃方式，將市場仿真作為規(guī)劃的基本量化手段，培育國產市場仿真規(guī)劃軟件企業(yè)，培養(yǎng)熟悉市場仿真規(guī)劃的人才隊伍。

“十四五”將是我國電力市場建設蓬勃發(fā)展的五年，將對我國電力工業(yè)的規(guī)劃、運營、價格產生天翻地覆的影響。可再生能源與傳統(tǒng)電源的容量占比只是其中一個小問題，電力市場優(yōu)化的紅利量級遠遠達不到科學規(guī)劃可能產生的紅利。“十四五”電力規(guī)劃任重道遠，愿與電力現(xiàn)貨市場攜手登程！

注1：季節(jié)性、波動性、間歇性。

注2：擁有多年調節(jié)水庫的水電站需要的是來水極枯年的容量備用。

注3：水電分為枯期和汛期，風電有大風期和小風期。

注4：無論可再生能源預測技術如何進步，可再生能源出力預測的精度也不會是百分之百。

注5：此處提到的電化學儲能應用指功率型應用，而非能量存儲型應用。

注6：本算例僅依靠公開部分數據設置邊界條件，僅為說明市場規(guī)劃仿真手段的有效性，并不能代替山東的規(guī)劃結論。

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年5期，作者系本刊特約撰稿人