揭秘“弃风限电”的真相（二）：“电源与电网不协调” 构成弃风加剧的原因吗？

2017-10-19 16:01:47 《风能》杂志　点击量：评论 (0)

　近几年，弃风限电问题严重困扰着我国风电行业，已经成为制约产业健康持续发展的最大绊脚石，也是我国兑现应对气候变化国际承诺的巨大障碍，到了非解决不可的地步。但当下，仍有一些专家通过似是而非的技术诠释

　近几年，弃风限电问题严重困扰着我国风电行业，已经成为制约产业健康持续发展的最大绊脚石，也是我国兑现应对气候变化国际承诺的巨大障碍，到了非解决不可的地步。但当下，仍有一些专家通过似是而非的技术诠释来解答弃风问题的根源，认为风电的波动性影响电网的安全稳定运行；在电力需求增长放缓的背景下导致可再生能源限发；“三北”地区电力系统调峰能力严重不足是冬季这些地区弃风问题突出的主因；跨省跨区输电通道不足，难以实现在更大范围内消纳风电……，并据此将解决措施引导向纠缠不清的技术泥沼，一定程度上掩盖了弃风问题的真正原因。为了更好地理解这些问题，我们特邀专家对上述问题进行深入剖析，揭示弃风限电背后的真相，以系列文章的形式陆续推出。本期主要探讨“电源和电网不协调”与弃风加剧的伪相关性。

　　问题

　　严重的弃风限电困扰了整个风电行业，而将“电源与电网不协调”作为弃风原因的说法仍具有很大的市场。似乎只要存在足够大的电网容量，或者基于事后的大规模风电并网暴露的问题，“早知如此，需要限制发展规模”就可以了——所谓的“水多了加面，面多了加水”。不清楚最初到底哪个是目标，哪个是必须不断提升的基础设施条件，现有的并网潜力是否已经耗竭，而“协调”到底意味着什么，谁有这种能力以及意愿去做这种“协调”？这其中存在着短期与长期问题的逻辑跳跃，目标与约束的混杂。在第1 期“专栏”文章探讨了“需求不旺”一说的基础上，本文讨论“电源和电网不协调”之于弃风问题的理解。

　　事实

　　波动性可再生能源（主要是风电与光伏）进入电力系统，具有三个明显的系统效应（必须指出，这不涉及好还是不好的价值判断），程度随着份额、系统特性的不同而不同。这包括：较低的保证容量；减少的总体系统利用率；过发电（可再生容量出力超过总负荷）（见图1）。基于系统成本最小化的目标，随着可再生能源电力的日益增多，未来的系统无疑应该是一个更少基荷、更频繁爬坡、更多备用的系统。这对未来的发电与电网投资具有很强的含义。除了可再生能源之外的其他电源形式，将只会拥有越来越低的利用水平，以及在更短周期与更少机会内回收固定投资的机会，电力系统需要日益成为一个轻资产的系统。传统煤电机组与输电设施，“大”本身都不再是优点，而是影响系统灵活性的巨大缺点。

　　（净）基荷将越来越少，直至在波动性电源到达一定份额之后彻底消失。这跟中国传统的基荷思维（运行无频繁变化、关注电量而不是容量），以及“水多了加面，面多了加水”的行业管理方式存在本质上的冲突。在目前的电力系统调度模式下，机组的完全可控，而不是承诺输出与实际输出的差别是一个刚性的要求。即使需求永远不是一条直线，但似乎目前政府认为只有出力是一条直线才意味着没有辅助服务。在某个时刻，需求负荷只有10，风电有8，火电有10，那么如果风电优先承担8，火电就只有承担2 的可能性与空间。无法调到20%，或调到20% 损失的电量与增加的支出，只应该是火电的“烦恼”，而不是风电的问题。

　　我国各省份弃风率的水平与当地火电发电小时数的关系是一个很有意思的问题。按照理论上的揭示，风电越多的地方，火电机组的利用水平应该更低，具有更少的利用小时数（与历史以及其他地区相比）以体现系统运行成本最小化（全社会福利最大化）的要求。但是，至少从2015 年我国各省份的火电利用小时数分布来看，这并不是事实，二者之间的关系是非常混杂的。

　　几个弃风重灾区（弃风率高于30%），甘肃的火电利用小时数为3800 小时，辽宁为4300 小时，新疆为4700 小时，内蒙古接近5000 小时。在可再生能源负荷在最大负荷中的占比超过50%，甚至100% 的背景下，传统火电还能有如此高的利用率，在最小化成本调度的体系中，这是无法想象的。这意味着，还远远不到讨论电源与电网是否协调（更确切地说，是否短期存在严重的网络阻塞，长期需要扩容）的地步。系统仍然存在相当程度未耗竭的可再生能源发电增长空间，需要的仅仅是系统调度方式的改变。

　　在具体项目接入层面，电源与电网不协调是可能存在的。项目没有足够分散的接入系统，造成部分变电站与线路超容，造成配电网络阻塞，是部分地区风电项目建设与布局的问题，特别是在4.95 万千瓦项目广泛存在的时期。过于集中也会对系统运行提出更高的要求，阻碍机组不同出力特性“平滑”效应的发挥（图3 给出了不同接入方式的集合出力特性）。

　　审批权下放措施极大地释放了中国可再生能源发展的潜力，属于基于错误的理由，做了正确的事情，否则我们无法想象2015 年中国只有500万千瓦—1000万千瓦的风电装机到底对整个产业意味着什么。但是需要配套政策的跟上，比如提供更详细的电网线路、变电站容量、传输线容量等公共信息，类似澳大利亚AREMI（Australian Renewable Energy MappingInfrastructure）项目（https://nationalmap.gov.au/renewables/）集成的信息。

　　目前，中国的大部分风电项目都是业主新建变电站接入高电压等级的地区电网，或者提前与电网一同确认变电站与线路的容量问题。接入端的配网阻塞问题造成的部分时段弃风可能存在，但这绝不是全国普遍的情况。这个问题在很大程度上已经解决，也无法解释如此高的弃风程度。

　　逻辑

　　协调与否需要明确的定义与参考系。“协调”这个词缺乏明确的参考系，含义是不明确的。1000 万千瓦的风电，与何种特点、容量的电力系统是协调的？从系统调度平衡备用容量的角度，1000万千瓦肯定没有必要，因为可能90% 的情况下，风电出力都是大幅低于这一水平的，在500 万千瓦以下（取决于风资源特性以及风电机组的布局），并且风电存在一定程度的保证容量。因此，目前还缺乏明确的参考系，去事先判断是否协调。

　　电源与电网不协调的话，需要后果（consequence），这是最为关键的，否则无法形成对未来避免这一问题的机制与政策。给定问题的存在，问题需要也必将产生一系列的后果，以暴露问题或者减少问题的损失，对未来的社会群体选择提供清晰的信号。大幅下降的电价水平就是过装机、网络阻塞地区的后果之一，发出了“装机过剩”的信号。而这种信号，在我国是缺乏的。

　　是否需要从网络阻塞的角度解决问题需要价值标准。这个问题如果存在，若解决它的成本大于了相应的收益，那就不如不解决。造一个足够大的电力系统“池子”，扩容电网传输能力，的确可以消纳任意量级的风电，但是这已经脱离了现实的资金、时间，甚至土地等约束，是充分而非必要的安排。如果有成本更低的解决方案（比如本地火电深度调峰，大幅跌落的价格导致扩大的本地电力需求等，这是系统成本最小化调度的必然结果），那么也不能排除经济性的比较。作为“解决方案”，需要以最小成本的方式解决问题，这是基本的价值观。

　　现有的基础设施体系风电接纳潜力是否已经耗竭，这是需要首先回答的问题。而这一问题，由于调度数据的不公开透明，是一项远远没有达成一致的问题。

　　含义

　　“电源与电网不协调”的归因说法着实是一个中国特色与中国特有的概念。它是极其模糊、不完整，并且缺乏确切含义的。就短期而言（比如系统运行），似乎与“网络阻塞”意义相关或者相同。网络阻塞是有可能存在的，特别是在一些可再生能源布局集中、项目接入不够分散的地区。但在现实的讨论中，这往往又是一个长期的概念（更多地涉及电源电网容量充足性与新增建设问题，而不是运行问题）。不协调要在系统与经济意义上存在，在短期，需要明确的后果（比如阻塞地区供给严重过剩、电价大幅跌落）。而在长期，解决这一“不协调”的电网容量问题需要明确的成本效益，或者成本有效性为价值标准的分析比较，以导出最优的解决方案。笼统的“加强协调”说法，更像是“马后炮”式地对存在问题的另外一种描述，无法提供具体行动方案。