2016-10-26 11:59:51 | 人围观 | 评论:
问题之一：电网系统的发展有无边界？
电力系统发展经历了从直流传输到交流成网的历史过程，电压等级、输送容量与输送距离逐渐扩大，系统复杂程度逐步提高。目前，世界各国的主网基本是400kV或者500kV的网架，而最高电压等级达到了交流1000kV，以及直流800kV、1100kV甚至更高。紧密互联的交流电网，也曾被比喻为“电力高速公路交通网”。
那么一个有意思的一般性问题是，电压等级与传输容量与距离是否应该，以及能够继续提升，其必要性与可行性如何，互联电网系统的覆盖范围是否需要或者能够继续扩大。超级电网作为最大的人造系统，其发展有无边界。现实中，的确曾经有“北非-欧洲超级电网”、“洲际电网”的提法与建议。
从技术上来讲，更大范围和/或更高电压等级的输电线路在一定范围内不存在技术性的障碍，更多地争论体现在必要性与可行性上。该种提议的支持者的论据包括资源的更大范围传输与电力的互济与平衡，发挥电网的网络效应。一个地区发生了由于事故或者装机不够的缺电，其原因往往归结到电网覆盖范围不够大，不能够从远处调电予以解决。
这种思路，其实有点类似金融“庞氏骗局”论证的特点。如果一个“集资”活动资金链断裂，其永远可以解释为资金规模不够大。如果能够更大，它就可以不倒，永远玩下去。可事实上，这种论证难有说服力。其扩大的过程，就是对各项资源的消耗与占用增加的过程，所需要的巨大的协调必要性与复杂程度，早就超过了可得与可能的范围。这也是Desertec涉及到了40多个国家与地区，而5、6年以来几无进展的基本原因。
当然，打比方永远只能是一种说明方式，帮助人们更形象的理解，它不能代替对于命题的论证，因为无法证明打比方的可比性在哪里。无论是“电力交通网”还是“旁氏骗局”的比方都是这样。
电网的发展有无边界，在逻辑上却是可以回答的。总体而言，电力传输是损耗较高的能量传输方式，这一点通过简单的推算就可以看出来，这也是电网系统通常并不作为交通基础设施的基本原因。通过铁路运输，4000大卡的煤运输1000公里，单位万吨公里油耗在25公斤。这样1万吨煤，消耗25吨油，按照热量，能耗也就在0.6%。
而电力机车的效率更是比燃油机车高出几倍，即使按照等价热值(测算相应电的燃煤等量热值)，其能耗也会小于0.2%。至于运输过程中倒车等损耗，在目前的技术条件下，与上边的能耗相比，要小一个数量级以上，几乎可以忽略不计。而目前的直流电力传输的线损率，普遍要在5%以上，要比铁路运输高出一个甚至几个数量级。
在能源效率低很多的情况下，总体经济性也必然相对的低。因为能源输送中，能源的消耗在绝大部分情况下都是最大的可变成本，效率低意味着可变成本会相对较大。无论初始投资大还是小，随着时间的累积，可变成本大会侵蚀全寿期的经济性，成为经济性差的主导因素。
扩大的电网范围与规模，一方面，导致投资的上升与损耗的加大，以及日常维护与安全保障需要的增加;另一方面，可以在更大的范围内调配出力特性存在互补可能的电源形式，节省装机与减少系统冗余。前者可以看做电网扩大的成本，而后者是其收益。电网的规模不是越大越好，当然也不是越小越好。随着边际成本的上升与边际收益的下降，这无疑是一个存在最优规模的问题。
那么，目前的互联电网规模是否超过了最优规模，还是未达到?这并不显而易见。但是以下几个基本事实可以提供部分信息。
第一，我国的区域电网范围已经比大部分地区的互联电网要大，无论是地理范围还是装机容量;第二，主要电网设备的利用率比其他国家要低;第三，升压到1000kV交流网络的投资巨大，是次级电压序列网络的指数倍数;第四，电网目前的结构与复杂程度已经很高，安全与稳定保障难度从每年的保电事实也显示比较大。
基于这些事实，笔者倾向于认为，中国交流互联电网的进一步扩大不是指向最优规模的方向。中国的电网已经具有了超级电网的特征，未来的重点发展方向应该在低压的智能化方向。
从技术特点上讲，紧密联系的交流电网最主要的作用在于成网，而目前扩大成网的边际收益很小，而边际成本非常高，因此交流电网的范围不宜再扩大(Desertec也格外强调了直流的优势);独立的直流线路更多地用于长距离输送电力，输电损耗较高，需要项目级的审慎论证。
问题之二：超级电网与智能电网是否兼容？――国外案例
直观来看，从投资与资金层面，超级电网每增加一份投资，就意味着智能电网减少一份投资，双方是互相挤出的。Blarke与Jenkins2013年在《EnergyPolicy》的一篇文章对此进行了理论与案例探讨。他们首先从二者的发展路径、技术特征以及相关利益群体比较了二者的不同，倾向于认为这二者存在本质上的冲突。
这种冲突具体表现在：超级电网更加关注传输技术，是渐进的技术进步，而智能电网更加关注本地控制与减少外部依赖，是“颠覆性”改变，其发展代表的“赢家”与“输家”也存在本质的不同。无疑，超级电网中电力服务商将是赢家，其拥有了更大的市场;而智能电网发展中，用户面临的选择变多，是赢家。
因此，如果这二者在一个地理范围内竞争，就有一种可能，超级电网的“渐进”技术变化与大量投资可能会挤压智能电网的发展。作者以丹麦西部的电力市场形态为例进行了分析。这一区域已经建设了较多的传输线路，可以与没有电网扩张的东部地区进行天然比较。比较的结果发现，丹麦西部传输线路建成之后，大量的低价格电力传输到东部，造成西部电价价格的上升，而这一电价的上升使得很多的智能电网技术(比如电热锅炉)失去了经济吸引力，从而造成投资的不足，减少了西部智能电网发展的可能性。
基于此，作者建议，智能电网与超级电网的发展，要做到严格的地理区域上的区分战略，特别是中短期内。二者在同一个市场竞争的结果往往是此消彼长的，从而造成技术锁定的风险。对于智能电网发展，作者建议要重新定义基础设施的定义，不能仅限于网络与线路，要确保充足的智能电网投资。
由于中国与丹麦的国家特点、发展起点、社会经济环境等诸多方面迥异，这一研究的含义及对我们的启示需要进一步探讨。
同打比方不是一种论证方式一样，做比较也不是可信的论证方式，可比性的有无是个问题，仍旧需要具体问题具体分析。这一点同样适用于特高压的争论，无论是与德国800公里超高压线路还是高铁去比都是这样。这是一个基本的逻辑。
问题之三：我国智能电网与超级电网是否兼容？
电网的发展，涉及到的经济、能源等不确定性必须得到显性的考虑。电力输送规模越大，需要与之配合的资源就越多，要求越高，而不匹配的可能性也会越大，这是所有重大基础工程的共同特点。过去，我国二滩水电站的消纳困难是一个典型的案例。而每年，为了保证三峡水电的消纳，同样需要花费巨大的技术、人力与其他资源。
未来，经济的发展、人口的增长、不同能源的价格、技术的进步与重大突破等因素都会影响到输电受入地区的电力需求，以及需要受入电力的规模。其中的不确定性极大，甚至成为输电省份还是受电省份都存在着诸多可能。重大的电网输送工程建成，成为“烫手山芋”的可能性是客观存在的。在这一点上，“科学把握未来发展趋势”几无可操作性，“对一个地区定位”的过时做法出错成本非常之高。比如，为何仅基于能源资源禀赋定位内蒙古为能源基地，而不是基于其自然资源与生态环境、地理位置定位为生态保护基地，成为基地相比分散的布局，有何规模效益可以发挥?
以“弃风限电”问题为例。就解决风电的弃风而言，长距离输送的确是解决方案之一。远距离输送作为重大能源工程，其如果建成并最终投入使用，必然成为需要保证高负荷率的“政治工程”，将在东部电力系统参与实时平衡，将极大的消耗东部省份的调峰备用资源，使得东部地区的“廉价可得”的可再生能源发展失去足够电网资源的支撑。
这一风电的发展形态如果形成，意味着高昂的能源供应成本，系统形态将进一步锁定在大范围调配、投入大量资源保障供应与安全上。从这一角度来讲，笔者倾向于认为，我国超级电网与智能电网下的分布式电源发展尤其是冲突的。
在这方面，需要更新关于何为“资源”的观念。关于中国的资源特点，“富煤缺油少气”是一个常用的表述，而对于风电与太阳能资源分布，也有“主要在西北地区”的表述。这其实只是技术资源量的表述，类似“北非的太阳能可以满足欧洲的全部需要”，“太阳能辐射是人类需要能源的100倍”之类的表达，缺乏“经济资源量”的考量，而后者往往是更关键的。
因为资源是否有价值，在于其能否实现有效的利用。目前全国范围内可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的2/3，且均接近电网负荷中心地区。京津冀地区低风速资源到处都是，太阳能资源比较优质，年利用小时数大部分地区可以达到1800-2000小时，这远优于以发展分布式光伏著称的德国的大部分地区。这种资源的利用无需付出较高的能源输送成本，在经济意义上“好于”西部的风电与太阳能资源。
同样，西南地区的水电如果不能低成本的外送，也不能称之为好资源。未来，进口煤炭的竞争力将越来越强，而环境资源的稀缺性的限制也会压制煤炭租金进一步下降，这会使得西部的煤炭资源的价值进一步降低。而由于埋存条件、基础设施、运输条件等限制，其开采成本会越加高昂。中国“富煤”的说法已不是一个经济意义上的说法。
问题之四：理顺价格信号对认识优劣尤其关键
在超级电网与智能电网存在冲突的情况下，如何保证二者的公平竞争就变为一个关键的问题。其中，理顺价格信号在当前可能尤为关键。
从去年开始，云南水电的消纳困难问题暴露出来。分析整个过程可以看出，消纳困难的基本原因不在于基础设施不足以及滞后的问题，而是整体经济性不足导致效益“蛋糕不够大”，而电力供输双方代表无法谈拢的经济性问题。而风电相比水电，其线路利用率更低，从而成本更加高昂，而输送成本下降的潜力也非常有限。
目前，东部的风机运行经验表明，福建、云南等地区更是高达3000小时以上，即使在低风速地区，其运行小时数也可以达到2100小时甚至更高。西部与中东部的资源差别，弥补不了长距离输送低利用小时数电力带来的成本增加。远距离输送风电，其一度电的供应成本，显著地高于在东部地区利用低廉的进口煤炭，建设环境标准更加严格的火电站。实现同样的减排，也将显著地高于东部风电的成本。
相比而言，少数西北地区的太阳能光伏发电有可能具有经济可行性。因为其相对东部，特别是华东地区，具有优越的光照条件，以及低廉的供地成本，输电成本可以被更高的发电量以及更低的成本所抵消。
必须注意的是，成本在大部分情况下不具有优势，在现实中不一定会显性的体现出来。因为已有的体制机制、或者政府政策(税、费、特定价格手段等)可能已经严重扭曲了价格体系。总体上，我国的能源资源价格信号传导不太通畅，统一市场建设还非常滞后。
一个例子就是分省火电标杆电价水平。在目前的标杆电价体系之下，东部地区的电厂的利润水平明显好于中西部地区，这说明其电价水平脱离成本的程度要更大，基于成本的“标杆电价”扭曲程度更高，其代价由所有的高电价地区的消费者承担。在某些项目案例中，面对两地巨大的电价差异(这种差异本身就是不合理的)，这可能造成远距离输送风电到东部仍有“盈余”的错觉。
因此，一个起码的底线，“远距离输送”项目，需要遵循一项目一议的基本原则，更加审慎的进行成本效益分析。通过考虑各种极端情况(出力情况不理想、线路利用率低、安全保障支出增加)的单位供电成本的竞争力，考察项目的可行性。
而对于分布式发电项目，当务之急，是取消严重影响居民判断的“交叉补贴”。在美国以及欧洲的很多地区，由于居民电价水平较高，风电、光伏等分布式、离散化的应用已经极具竞争力，2012年德国40%的可再生能源实现了直接平价上网，陆上风电市场价格直接上网比例更是超过了70%。
而我国居民电价始终处于一个较低的水平。这种低电价并没有降低居民支出的总负担，因为工商业的高昂电价必然要通过其他日常消费品传导给用户，可以说在降低“总体居民支出”负担方面没有帮助，却严重干扰了市场价格信号，使居民用户产生了价格错觉，扭曲了居民的用电行为，更有碍于新兴可再生能源的经济性与竞争力的提高。这一交叉补贴政策必须尽快取消。这一机制如果能够尽快理顺，将提供中国分布式电源发展的最大动力。
最后，对于超级电网与智能电网的投资，要保证二者的独立性。用于后者的部分要与前者可比，并且不能挤占，以防止投资挤出导致智能电网投资的份额不足。
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