揭秘“弃风限电”的真相（四）：风火发电为什么要“打捆”外送？

2017-10-19 16:04:20 《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来

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。本期主要探讨风火打捆外送的问题。

　　问题

　　在前几期的专栏文章中，我们提及了解决弃风问题需要公开透明的调度运行数据；需要在证明现存的本地系统潜力（更精细的开机组合计划与短期预测、煤电最小出力达到极限）已经耗竭的基础上才有必要考虑新扩建传输能力；而这种新扩建往往意味着巨大的额外成本，其是否合理也同样需要成本效益分析。我国有些地区存在巨大的风力发电（以及光伏）存量，往往超过其本地最大负荷，甚至数倍于本地负荷。从直觉上来说，在相当多的时间里，将这些地区的风电传输到更远、电力价值更大的地区（类似水从高处流向低处）应该是符合总体经济效率原则的。

　　要实现更远距离的输送与消纳，物理的电网基础设施不可少。同时，由于风电出力的间歇性、随机性特点，导致它具有非同步的电气特性，其传输具有相比可控电源更大的技术挑战。在过去的几年，通过把风电与火电“捆绑”，来实现更稳定传输的想法被提了出来。本期我们来谈谈这一所谓的“风火打捆”问题。这同样是一个在国外找不到，而格外具有中国特色的概念与范式。

　　事实

　　风火之所以要“打捆”外送，从新闻材料看，主要有宣称的如下好处：

　　1. 避免长距离线路上功率频繁变化，有利于系统电压稳定，平稳运行；

　　2. 提高线路利用率，降低输电成本，从而降低到网电价。

　　这一打捆的比例问题，存在着各种价值标准并不明确的选择。可再生能源的比重越高，往往集合的出力波动越大，损失的系统（包括煤电与电网）利用率越大；而可再生能源比重低了，又有违解决可再生能源消纳困难的初衷，属于“跑题式”的解决方案，搭配的火电还有新增投资收益率下降与本地排放污染的额外问题，是整个系统带给全社会的非内部化的额外损失。

　　相应电网传输容量的配套，仍旧遵循成本为基础的测算，其中存在优化选择的空间。电网传输容量过小，打捆后容易出现网络阻塞，限电损失就大；而电网传输容量过大（比如与风电以及煤电加总的容量可比），电网本身的投资就显得过多。这其中存在着一个不大不小的最优容量问题。

　　这种远距离传输，往往不参与本地的电力供需平衡，以点对点、点对网的方式进行；由于要提高线路利用率，因此，很大程度上也是作为负荷地区的基荷，也不随受端地区的电力供需形势灵活变化。既不参与本地平衡，也不参与受电端波动。

　　在目前的实际操作中，这种长距离输电线路的运行（特别是直流线路），往往在一年时间内只具有有限的出力调整，比如冬夏两种方式、白天黑夜两种方式。相比于可再生能源与需求的波动程度，这种有限的调整显然是不能够及时体现送、受两端供需的频繁变化的。

　　目前，我国电力系统存在着严重的系统冗余（以最大负荷与装机总量计，整体超过30%，东部地区可能超过50%），并且系统中长期存在着煤电过多、而灵活性发电过少的问题。解决这些问题需要减少对价格信号的扭曲。基于现实的存量资产，可能存在一定的优化空间与“打捆”外送的可能，其判断的价值标准应该是形成的电价的竞争力。

　　逻辑

　　从本源上来看，一个紧密联系的互联电力系统，其中存在各种类型的发电机组，从煤电、水电、气电到风电、光伏等。这些电源共同在网络上汇集，形成电力潮流，满足各个地方的负荷需求。“打捆”是自然存在的、集中式电力系统的默认形态，不需要也往往无法在直观上区分这种打捆具体来自于何种类型。

　　从经济价值而言，电力一旦上了网，就具有同样的价值，不需要也不应该在经济价值上区分来源到底是风电，还是煤电。现实中，存在一些对这些来源的追踪，以及“优先输送可再生能源”的提法，给各种电源出力“划成分”，区分一般意义上的好坏，这是不符合市场有效率配置资源的一般规律的。市场是为经济配置效率而生的，而不是某种特定的电源形式（注1）。

　　我国出现这种打捆的概念，跟其服务于特定的远距离输送目的高度相关。对于可再生能源而言，本地在某些时段消纳不了，就需要外送。而单独外送可再生能源，技术挑战与线路利用率低的问题都很难解决。因此，有了搭配火电，实现平稳输出、提高利用率的目的。风火打捆的出现，是随着问题的展开一步一步“路径依赖”（俗称“钓鱼”）形成的。可再生能源形成大量装机、系统外送存在技术性稳定问题、新建线路、配套煤电电源，每一个局部改动都可能是当时的唯一可行选择，甚至是局部最优，但是整体上的发展越来越偏离系统最优的轨道。

　　受电地区存在着诸多的本地电源，包括零成本与低可变成本的电源（比如核电）。在负荷低谷阶段，放着这些电源不用，而用存在可观输电成本的外来电（一般超过1500 千米，即使满负荷运行，输电成本也要0.1 元/ 千瓦时以上），就是一种整体经济损失，意味着整个受电区的系统成本不是最小化的。从经济价值的角度考虑，这种送出完全没有实时反映出电力应有的价值（避免的成本），也就是随着负荷的波动而输送灵活可变的电力。在受电端需求高峰的时候价值大，输送多；在需求低谷的时候完全缺乏价值，输送少，甚至是零。

　　可再生能源的日益增多，未来的系统无疑会是一个更少基荷、更频繁爬坡，更多备用的系统，需要日益成为一个轻资产的灵活系统。大容量的输电线路，利用率上去了，将是受电地区运行不灵活的主要障碍；而利用率上不去（包括打捆后煤电利用率的下降），其形成的电价水平也很难有明显的竞争力。要保证其如“设想”的那样一条直线实施（注2），往往需要成为“特权线路”，成为保证高负荷率的“政治工程”。在可再生能源越来越多的背景下，系统的净负荷（总负荷减去可再生能源）已经非常有限，并且随着时间波动更加剧烈，“一条直线运行”以及有限的运行方式调整，已经距离有效率的资源配置相差太远。

　　含义

　　电力的传输需要贯彻价值（避免的成本）最大化的基本经济原则，灵活使用交流以及直流线路（后者需要额外的技术设计）。煤电与风电上了网，提供的将是相同均一的电力服务（一千瓦时风电与一千瓦时火电，如果电能质量相同，对于消费者无区别<注3>），理应具有相同的经济价值，因为其来源的物理区别就“划成分”是不符合基本价值逻辑的。

　　受电地区不需要远距离基荷送电，而仅需要高峰电力。进口电量，因为输电成本的客观存在，距离远到一定程度，肯定不如本地发。“打捆”的确可以提高线路的利用率，但是这是以送受端系统的更加不灵活，不体现供需变化为代价的，在整体上是得不偿失的。

　　这种所谓的打捆，需要具有更明确的价值观，也就是判断好坏的全局性的标准，特别是考虑需求侧的电力价值变化，而不仅仅是技术可行性或者“电线”利用率标准。

　　电力的上网与消纳需要贯彻尽量本地化的基本原则，以“网对网”的方式，更精细的调度尺度实现可再生能源更大范围、更有效率的消纳与利用，包括省际与网际间的电力线路使用（类似欧洲跨国线路使用的调度协作安排），从而形成不断扩大的统一的调度平衡控制区（balancearea）。比如，要基于本地平衡基础上的逐小时计划与地区间协调，而不是像现在这样——先定不灵活的网间传输量（年度计划），然后再计划本地平衡。这完全反过来了，省与地区间的输电反而成了“特权安排”。

　　这种不同时间尺度调度计划的优先级方式，需要尽快同消除“能源基地”“点对网”“点对点”送电一样，在电力系统的规划、运行、政策设计中确定替代方案，以促进系统运行的效率提升，提高可再生能源的接纳能力，这很大程度上涉及对现有调度体系的效率与可靠问题的更好理解。更多与更透明的讨论将有助于理清改变的方向与方式，这将是很有现实意义与价值的工作。

　　1：必须指出的是，对于已经建成的线路，其存在“不用也是浪费”的问题，逻辑上与“新建线路”存在本质不同。对于这些已建成的线路，更多地输送可再生能源，具有减少本地排放污染的额外收益，对整体的经济效率具有意义。这是全社会视角下“多输送可再生能源”的理由。但是，这一理由不在于可再生电力的本身属性。

　　2：全年一条直线明显已经不现实，不受受电地区欢迎。现实执行中往往存在冬夏、白天黑夜的区别。但是这种变动相对于风电与需求的波动程度，仍旧是有限的。

　　3：必须指出的是，通过赋予可再生能源消费额外的标签，比如可再生能源证书、绿色电力市场等，可再生电力与传统电力也可能在消费端成为两种有区分的产品。