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揭秘“弃风限电”的真相(三):扩大外送是解决严重弃风的正确药方吗?

时间: 2023-10-08 20:42:28 |   作者: 磨粉设备系列

  • 德国南北区域间存在着越来越严重的网络阻塞,也存在多种互斥的解决方案。北部具有大量风电,以及依靠进口煤炭的煤电厂或者廉价褐煤电厂。相比而言,德国南部的天然气、核电(因为CO2 价格过低)与煤电(需要内河运输成本)的成本就显得高昂了。这种情况下,即使物理上南部并不缺少电力装机,但是在最小成本调度、整个德国是一个价格体系,传输容量限制的情况下,负荷与供应地区不平衡的情况仍旧是存在的。因此,目前对邻国,特别是波兰、捷克等国网络的借用来实现电力物理平衡的趋势在增强(见图2)。扩大南北电网高压传输容量(电网公司建议的400 千伏、800 千米线路),建设备用电厂,都可能成本高昂,并遭到了本地居民的强烈反对,短期内完全不可能。而将定价区进一步分割成为其他的备选方案。

  • 过去我国的长距离送电,往往在价格上很“别扭”。四川这种水电丰富的地区,终端用电价格往往并没有太低,而在丰水期则因为外送都出现过用电紧张局面(虽然时过境迁,目前的形势到了另外一个极端)。在电力市场化改革之后,这种价格体系是很难持续的。

  • 再以内蒙古电力外送山东为例。内蒙古发电厂与电力用户,山东发电厂与电力用户、输电企业构成的总系统之中,整体的电价形态可能是:送出端上网电价0.3 元/ 千瓦时,外送输电成本(包含输电损耗)0.15元/ 千瓦时,山东当地上网电价0.45元/ 千瓦时。而内蒙古东部地区某一典型电力大用户企业价格为0.5 元/ 千瓦时。这种情况下,为何内蒙古的电力大用户不能以稍高于0.3 元/ 千瓦时的价格买那部分外送的电(事实上,这将是直接电力交易竞争的结果),山东则按标杆电价去发电?这种结果下,山东用户、发电厂,内蒙古电厂都没有损失,而内蒙古用户还获益了,岂不是更好?

  • 从理论上讲,以上案例是过去的长距离基荷送电(包括水电与煤电),在送端造成了无谓的经济效率损失。这种损失的根源在于:电力外送要可行,必须不高于落点的上网电价(否则不如本地建,本地发)。由于输电成本的客观存在,外送电价往往与本地上网相当,甚至更低。在本地用电价格还高高在上的情况下,这种外送,相比于不外送,电力接收端福利不改变,外送电厂福利不变(或者减少),电网福利不变(因为理论上成本与收益相抵,属于成本倒推型定价),而本地用户却因为未降低的电价遭受额外损失。

  • 也就是说,当地用户无法享受低电价的代价是白白付出,并没有人由此而受益,这就是典型的“整体蛋糕”变小的例子。在这一体系安排下,如果体系中的某个主体还具有强势的市场力量(比如垄断),谋求超额利润,那么情况就会变成“整体蛋糕变小,而有些群体还要切大块”,其他群体的损失就更大了。

  • 是否扩大外送容量来解决弃风问题,需要成本效益分析,不能排除其他选项。问题的解决方案可能会出现很多,因此就需要进行彼此之间的优劣比较,特别是哪个更便宜(所谓成本有效),更加有助于长期可持续视角的比较。对于扩大联网送电,同样需要检验这种联网的收益是否大过了网络新增的成本,即传输线的系统价值是否超过了其本身的投入(见图3)。

  • 基荷送电(送电量不随供需段情况改变,或改变很少)与提高系统的灵活性背道而驰,而非基荷送电面临随着距离成本急剧上升的问题。这是一个两难的选择,注定了在现实中将无法有效推动大容量基荷送电。

  是否需要通过扩大外送解决弃风问题(这属于涉及基础设施建设的长期问题,而不是短期运行问题),需要成本效益分析,不能排除其他选项。比如运行中,本地短暂超容(需解决线路过热问题)解决网络阻塞,更灵活的需求侧响应;本地新建或者充分竞争落实更多的调峰备用机组资源;长期降低的电价刺激本地电力需求的增长,减少供需不平衡的程度。

  一般意义上讲,本地需求满足了(电价水平足够低),扩大的外送潮流是可再次生产的能源零边际成本特点的必然结果,类似海水涨潮淹没更大的区域一样。但是,这种外送一定是灵活的,基于本地需求充分满足的情况。扩大外送是否是解决严重弃风的合格药方,关键的问题就在于这种外送是以何种方式实施的。如果是以僵直的基荷送电方式,由于可再次生产的能源波动性的特点,它将意味着极高的社会成本,既不合理,也不会在没有扭曲的情况下可行。

  在目前以及未来的电力系统背景下,因为总系统的利用率是随着可再次生产的能源的份额增多而下降的,无论是对发电机组,还是对电网线路而言,单体“大容量”将是一个巨大的缺点。长距离外送,因为降低的利用率水平,使其很难在经济上有任何整体上的吸引力。如果出于非经济原因成行,可能意味着较大的经济无谓损失。目前,当务之急是消灭“点对点”“点对网”的长距离跨区送电,这极度影响着送电端与受电端的系统灵活性。

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