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，已經成為制約產業健康持續發展的最大絆腳石，也是我國兌現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，已經成為制約產業健康持續發展的最大絆腳石，也是我國兌現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的安全穩定運行；在電力需求增長放緩的背景下導致可再生能源限發；“三北”地區電力系統調峰能力嚴重不足是冬季這些地區棄風問題突出的主因；跨省跨區輸電通道不足，難以實現在更大范圍內消納風電……，并據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。第3 期“專欄”文章辨析了電源、電網協調與棄風的關系，本文討論將擴大外送作為解決棄風問題“藥方”的有效性與經濟效率?！峨娏Πl展“十三五”規劃》提及，“科學推進遠距離、大容量電力外送”，“統籌電源基地開發、外送通道建設和消納市場，促進網源荷儲一體協同發展”，“跨區送電具有可持續性，滿足送端地區長遠需要，應參與受端電力市場競爭”；（西北地區）“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內的消納，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棄風的主要原因是系統平衡問題，而不是網絡阻塞（見圖1）。網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、電網調度分辨率過粗等”造成的棄風量更大?；谀壳暗南到y不變，存在相比新建外送線路更經濟有效、未耗竭的解決方案。擴大外送的籠統建議與這些地區的主要問題不符。

　　德國南北區域間存在著越來越嚴重的網絡阻塞，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、捷克等國網絡的借用來實現電力物理平衡的趨勢在增強（見圖2）。擴大南北電網高壓傳輸容量（電網公司建議的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，短期內完全不可能。而將定價區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，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的。

　　再以內蒙古電力外送山東為例。內蒙古發電廠與電力用戶，山東發電廠與電力用戶、輸電企業構成的整個系統之中，整體的電價形態可能是：送出端上網電價0.3 元/ 千瓦時，外送輸電成本（包含輸電損耗）0.15元/ 千瓦時，山東當地上網電價0.45元/ 千瓦時。而內蒙古東部地區某一典型電力大用戶企業價格為0.5 元/ 千瓦時。這種情況下，為何內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電？這種結果下，山東用戶、發電廠，內蒙古電廠都沒有損失，而內蒙古用戶還獲益了，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電價（否則不如本地建，本地發）。由于輸電成本的客觀存在，外送電價往往與本地上網相當，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，當地用戶無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視角的比較。對于擴大聯網送電，同樣需要檢驗這種聯網的收益是否大過了網絡新增的成本，即傳輸線的系統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）解決網絡阻塞，更靈活的需求側響應；本地新建或者充分競爭落實更多的調峰備用機組資源；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背景下，因為整個系統的利用率是隨著可再生能源的份額增多而下降的，無論是對發電機組，還是對電網線路而言，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，使其很難在經濟上有任何整體上的吸引力。如果出于非經濟原因成行，可能意味著較大的經濟無謂損失。目前，當務之急是消滅“點對點”“點對網”的長距離跨區送電，這嚴重影響著送電端與受電端的系統靈活性。