揭秘“棄風限電”的真相（三）：擴大外送是解決嚴重棄風的正確藥方嗎？

2017-10-19 15:59:59 《風能》雜志　點擊量：評論 (0)

　近幾年，棄風限電問題嚴重困擾著我國風電行業(yè)，已經(jīng)成為制約產(chǎn)業(yè)健康持續(xù)發(fā)展的最大絆腳石，也是我國兌現(xiàn)應對氣候變化國際承諾的巨大障礙，到了非解決不可的地步。但當下，仍有一些專家通過似是而非的技術詮釋

　近幾年，棄風限電問題嚴重困擾著我國風電行業(yè)，已經(jīng)成為制約產(chǎn)業(yè)健康持續(xù)發(fā)展的最大絆腳石，也是我國兌現(xiàn)應對氣候變化國際承諾的巨大障礙，到了非解決不可的地步。但當下，仍有一些專家通過似是而非的技術詮釋來解答棄風問題的根源，認為風電的波動性影響電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行；在電力需求增長放緩的背景下導致可再生能源限發(fā)；“三北”地區(qū)電力系統(tǒng)調(diào)峰能力嚴重不足是冬季這些地區(qū)棄風問題突出的主因；跨省跨區(qū)輸電通道不足，難以實現(xiàn)在更大范圍內(nèi)消納風電……，并據(jù)此將解決措施引導向糾纏不清的技術泥沼，一定程度上掩蓋了棄風問題的真正原因。為了更好地理解這些問題，我們特邀專家對上述問題進行深入剖析，揭示棄風限電背后的真相，以系列文章的形式陸續(xù)推出。本期主要探討“擴大外送”與棄風加劇的偽相關性。

　　問題

　　嚴重的棄風限電困擾了整個風電行業(yè)。第3 期“專欄”文章辨析了電源、電網(wǎng)協(xié)調(diào)與棄風的關系，本文討論將擴大外送作為解決棄風問題“藥方”的有效性與經(jīng)濟效率。《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提及，“科學推進遠距離、大容量電力外送”，“統(tǒng)籌電源基地開發(fā)、外送通道建設和消納市場，促進網(wǎng)源荷儲一體協(xié)同發(fā)展”，“跨區(qū)送電具有可持續(xù)性，滿足送端地區(qū)長遠需要，應參與受端電力市場競爭”；（西北地區(qū)）“十三五”期間，重點加大電力外送和可再生能源消納能力；加快準東、寧東、酒泉和陜北特高壓直流外送通道建設；建成東北（扎魯特）送電華北（山東）特高壓直流輸電通道，解決東北電力冗余問題。

　　這種說法不可避免地涉及到可再生能源的短期運行與長期系統(tǒng)內(nèi)的消納，以及如何界定何為“科學”（標準問題從來都語焉不詳）。它是對的嗎？也對，也不對。可惜的是，它不對的部分與各地區(qū)目前面臨的問題更加相關。“這種外送將以何種方式具體實施”成為了關鍵的問題。

　　事實

　　造成我國東北等地區(qū)棄風的主要原因是系統(tǒng)平衡問題，而不是網(wǎng)絡阻塞（見圖1）。網(wǎng)絡阻塞可以解釋部分棄風，但是其他因素“比如煤電（熱電）過高的必須運行容量、電網(wǎng)調(diào)度分辨率過粗等”造成的棄風量更大。基于目前的系統(tǒng)不變，存在相比新建外送線路更經(jīng)濟有效、未耗竭的解決方案。擴大外送的籠統(tǒng)建議與這些地區(qū)的主要問題不符。

　　德國南北區(qū)域間存在著越來越嚴重的網(wǎng)絡阻塞，也存在多種互斥的解決方案。北部具有大量風電，以及依靠進口煤炭的煤電廠或者廉價褐煤電廠。相比而言，德國南部的天然氣、核電（因為CO2 價格過低）與煤電（需要內(nèi)河運輸成本）的成本就顯得高昂了。這種情況下，即使物理上南部并不缺少電力裝機，但是在最小成本調(diào)度、整個德國是一個價格體系，傳輸容量限制的情況下，負荷與供應地區(qū)不平衡的情況仍舊是存在的。因此，目前對鄰國，特別是波蘭、捷克等國網(wǎng)絡的借用來實現(xiàn)電力物理平衡的趨勢在增強（見圖2）。擴大南北電網(wǎng)高壓傳輸容量（電網(wǎng)公司建議的400 千伏、800 千米線路），建設備用電廠，都可能成本高昂，并遭到了本地居民的強烈反對，短期內(nèi)完全不可能。而將定價區(qū)進一步分割成為其他的備選方案。

　　過去我國的長距離送電，往往在價格上很“別扭”。四川這種水電豐富的地區(qū)，終端用電價格往往并沒有太低，而在豐水期則因為外送都出現(xiàn)過用電緊張局面（雖然時過境遷，目前的形勢到了另外一個極端）。在電力市場化改革之后，這種價格體系是很難持續(xù)的。

　　再以內(nèi)蒙古電力外送山東為例。內(nèi)蒙古發(fā)電廠與電力用戶，山東發(fā)電廠與電力用戶、輸電企業(yè)構成的整個系統(tǒng)之中，整體的電價形態(tài)可能是：送出端上網(wǎng)電價0.3 元/ 千瓦時，外送輸電成本（包含輸電損耗）0.15元/ 千瓦時，山東當?shù)厣暇W(wǎng)電價0.45元/ 千瓦時。而內(nèi)蒙古東部地區(qū)某一典型電力大用戶企業(yè)價格為0.5 元/ 千瓦時。這種情況下，為何內(nèi)蒙古的電力大用戶不能以稍高于0.3 元/ 千瓦時的價格買那部分外送的電（事實上，這將是直接電力交易競爭的結果），山東則按標桿電價去發(fā)電？這種結果下，山東用戶、發(fā)電廠，內(nèi)蒙古電廠都沒有損失，而內(nèi)蒙古用戶還獲益了，豈不是更好？

　　邏輯

　　從理論上講，以上案例是過去的長距離基荷送電（包括水電與煤電），在送端造成了無謂的經(jīng)濟效率損失。這種損失的根源在于：電力外送要可行，必須不高于落點的上網(wǎng)電價（否則不如本地建，本地發(fā)）。由于輸電成本的客觀存在，外送電價往往與本地上網(wǎng)相當，甚至更低。在本地用電價格還高高在上的情況下，這種外送，相比于不外送，電力接收端福利不改變，外送電廠福利不變（或者減少），電網(wǎng)福利不變（因為理論上成本與收益相抵，屬于成本倒推型定價），而本地用戶卻因為未降低的電價遭受額外損失。

　　也就是說，當?shù)赜脩魺o法享受低電價的代價是白白付出，并沒有人由此而受益，這就是典型的“整體蛋糕”變小的例子。在這一體系安排下，如果體系中的某個主體還具有強勢的市場力量（比如壟斷），謀求超額利潤，那么情況就會變成“整體蛋糕變小，而有些群體還要切大塊”，其他群體的損失就更大了。

　　是否擴大外送容量來解決棄風問題，需要成本效益分析，不能排除其他選項。問題的解決方案可能會有很多，因此需要進行彼此之間的優(yōu)劣比較，特別是哪個更便宜（所謂成本有效），更有利于長期可持續(xù)視角的比較。對于擴大聯(lián)網(wǎng)送電，同樣需要檢驗這種聯(lián)網(wǎng)的收益是否大過了網(wǎng)絡新增的成本，即傳輸線的系統(tǒng)價值是否超過了其本身的投入（見圖3）。

　　基荷送電（送電量不隨供需段情況改變，或者改變很少）與提高系統(tǒng)的靈活性背道而馳，而非基荷送電面臨隨著距離成本急劇上升的問題。這是一個兩難的選擇，注定了在現(xiàn)實中將無法有效推動大容量基荷送電。

　　含義

　　是否需要通過擴大外送解決棄風問題（這屬于涉及基礎設施建設的長期問題，而不是短期運行問題），需要成本效益分析，不能排除其他選項。比如運行中，本地短暫超容（需解決線路過熱問題）解決網(wǎng)絡阻塞，更靈活的需求側(cè)響應；本地新建或者充分競爭落實更多的調(diào)峰備用機組資源；長期降低的電價刺激本地電力需求的增長，減少供需不平衡的程度。

　　一般意義上講，本地需求滿足了（電價水平足夠低），擴大的外送潮流是可再生能源零邊際成本特點的必然結果，類似海水漲潮淹沒更大的區(qū)域一樣。但是，這種外送一定是靈活的，基于本地需求充分滿足的情況。擴大外送是否是解決嚴重棄風的合格藥方，關鍵的問題在于這種外送是以何種方式實施的。如果是以僵直的基荷送電方式，由于可再生能源波動性的特點，它將意味著極高的社會成本，既不合理，也不會在沒有扭曲的情況下可行。

　　在目前以及未來的電力系統(tǒng)背景下，因為整個系統(tǒng)的利用率是隨著可再生能源的份額增多而下降的，無論是對發(fā)電機組，還是對電網(wǎng)線路而言，單體“大容量”將是一個巨大的缺點。長距離外送，因為降低的利用率水平，使其很難在經(jīng)濟上有任何整體上的吸引力。如果出于非經(jīng)濟原因成行，可能意味著較大的經(jīng)濟無謂損失。目前，當務之急是消滅“點對點”“點對網(wǎng)”的長距離跨區(qū)送電，這嚴重影響著送電端與受電端的系統(tǒng)靈活性。