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| 莫让“两个一体化”成为电力系统低碳转型路上的“陷阱” |
| 加入时间：2020-10-19 来源：本站 作者：jyllj |
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“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表的重要讲话在全世界引发热议。中国会采取哪些更有力的政策和措施来支撑积极的国家自主贡献目标实现，国内外各行各业翘首以盼。
这个档口，我们能源行业在欢欣鼓舞的同时，更需要审慎地安排相应的“战术”——现在的每一步都会被当成潜在的“更有力的政策和措施”，被全球业界分析解读。《国家发展改革委国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》（以下称“《征求意见稿》”）就处于这样的“检验”时刻。可惜的是，目前的“两个一体化”概念不清、目的不明、路径存疑，不仅无法有效促进能源转型，甚至可能变成饮鸩止渴的方案，成为电力系统转型路上的“坑”。
一、“两个一体化”的概念究竟是什么
在项目层面，“两个一体化”概念其指向无疑是明确的。比如在某个工业园区建设一套集多种发电、配电、储能、用电为一体的能源综合供应系统。但如果超越了项目层面，那又具体指向何物呢？
比如，《征求意见稿》提及，为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径，实现源、网、荷、储的深度协同，主要包括“区域（省）级源网荷储一体化”、“市（县）级源网荷储一体化”、“园区级源网荷储一体化”等具体模式。区域（省）级一体化不就是区域（省）级电力系统，和现在的电力系统有什么区别？难道现在有哪个系统不是风光水火或者源网荷组成的？包罗万象的一体化是为了什么，有何意义和必要性？相比目前的系统在边际上又有何区别？
二、“两个一体化”究竟想干成什么
《征求意见稿》表示面对“电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显，亟待统筹优化”等问题，为提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，所以要推进“两个一体化”。
1.综合效率是哪个指标，高不高有什么比较基准？
2.协调不够是什么意思，谁需要来协调，具体协调什么？协调机制是什么？源是发电的，网是输电的，荷是用电的。他们之间基本是买卖的关系，卖不掉就亏，买不到就用不上电，需要放到市场中去解决的问题，为什么还要用带有计划色彩的“协调”来优化？
3.各类电源间在市场中应该是竞争关系，为何存在一个“互补互济”的问题？如果说地区间存在互补互济、调剂余缺、共享备用的概念尚可以理解，这“电源间”的互补互济具体指什么？难道需要让可再生能源来帮助煤电，以延缓退煤进程？
4.统筹优化的主语是谁？谁有这个权威与能力去做统筹优化？又统筹的哪个具体环节？
更进一步，《征求意见稿》对纳入规划的两个“一体化”项目，就可以“优先使用各省（区、市）可再生能源发展规模总量指标”，以及诸多其他特权，导致特权现象滋生。这种戴个帽子，说个优点（不知道价值几何，即使有社会价值，照顾这种社会价值也不是企业的责任），就可以从整体电力需求市场“锅里扒饭吃”，减少其他机组的市场份额或者投资空间的做法，有失公平。
除了纳入“规划项目盘子”（行政目标）之外，《征求意见稿》对于如何促进整个系统更高效协调发展，没有提出更有力的政策工具与机制方面的考虑。
三、提高通道利用率不应该成为公共政策目标
在过去的若干年，电力行业建成了诸多完全不考虑本地需求与市场的“外送电源”、“配套电源”，通过“大飞线”式的输电线路，跨越多个省区以不频繁的出力变化来僵直送电。由于操作环节的时序性问题（所谓的协调问题）、或者送电/受电意愿不强、技术原因等诸多复杂的因素，导致这些输电线路的利用率普遍不高。从目前的现实来看，扩大已建成线路的利用率，主要有以下几种方式：
1.增加配套电源。一个500万千瓦的风电场，往往要配套一个400万千瓦，甚至更多的煤电去联合“打捆”输送，产生超过600万千瓦功率外送功率，甚至更大。
2.通过无功资源设备，改善电压控制来增加可传输的功率。比如调相机、静态无功补偿器、分接头切换变压器的添加，使得传输功率更大而保持系统的稳定与电能质量。
3.受电端进一步压缩市场份额，通过深度调峰、压出力实现接纳更多外来电。尽管，这种变化的价值观往往是不足够清晰的，也无法证明其经济理性。“大范围意味着优化配置”的混沌说法仍然泛滥性地存在。必须明确的是：稳定输出的电力从来不应该是电力系统追求的目标，因为需求是在随时变动的。电力的价值应该是在需求高的时候高，需求低的时候低，甚至是负的，而不是稳定的供应价值更高。受电省份接受的僵直外来电，相当部分经济价值是非常低的，甚至是负的。
所有的这些措施，都进一步加剧了业已存在的电力产能过剩。通过割裂市场方式获得特权市场份额，并且固化系统僵直运行的方式，其收益将是极其有限的——解决既有线路闲置问题，但是其成本却是系统性的、更大的，甚至远期不可衡量的。
这些潜在的成本起码包括以下三类：
1.西部市场割裂带来的电力“贱卖”问题
由于这些线路具有事先确定的输电费，根据落地点倒推的“上网电价”甚至低于本地上网电价。新疆、甘肃是典型的例子。卖给本地的电价还可以是0.25元/千瓦时，卖给外地却只有0.2元/千瓦时。其实这种现象在内蒙古、青海、四川等地也普遍存在，这是社会整体的经济损失，并且不对称地被西部地区承担了。
2.东部电力运行进一步僵化的“隐形”损失
这尤其体现在长期。由于这些外来电除了地理位置不在本地，其他安排现状跟本地的“基荷电源”没有任何区别。这加剧了本来已经过剩的本地电源情况，使得系统运行进一步僵直，造成低谷下调困难等整体问题，以及本地低成本与零成本电源“深度调峰”的经济损失。
3.系统稳定与安全保障上的巨大支出
电力系统的频率稳定、电压稳定、功角稳定是保障供给可靠性与电能质量的三大必要条件，而“又大又粗”的系统设备无疑都会不成比例地给这三者造成压力。一条800万千瓦的送电线路，可能要占到落点电网总容量的10%甚至更多，N-1原则要求的确定性备用将非常可观。这往往意味着巨大的系统额外负担，而这部分备用的买单者往往是送受两端的其他电力企业或者用户。
这些特权“大飞线”长距离外送电，在实际中执行特定的政府审批的输电电价，比如哈密——郑州线路为9分/千瓦时。这是建立在利用小时数5500小时基础上的。一个现实问题是：给定华中网只需要高峰电力来满足自身的高峰负荷（比如夏季空调傍晚高峰），那么这些线路的利用率到底是何种水平？基于送受两端的净负荷（总需求——本地低成本供给）的模拟将是有意义的。但是，就笔者的认知范围，这方面的研究还非常少见，而大量基于“基荷送电”评估所谓外来电竞争力的测算，则变得毫无意义且不可比较。
当然，作为已建成线路，其高峰送电完全可以按热容量为限制，短期超容，从而更好地体现不同地区的电力价值差异。这是跟送电曲线需要贴近受电地区需求变动情况并行不悖的。
在这里，必须格外强调：电力一旦上了网，不存在区分是煤电还是可再生能源电力的必要与可行性。目前的跨省跨区僵直外送不符合市场原则与统一市场建设目标，这一点并不因为输送源头是煤电还是风电水电而改变。发展可再生能源是必要的，但是必须以符合基本的统一市场价值观的方式，而不是加剧既有的电力运行扭曲与无效率。这种扭曲与无效率的存在，也注定了这种方式未来不可持续。东部地区一旦想明白了其间的利害关系，也不会要这种僵直垃圾电。
这方面，社会认知和行业管理的水位（尤其是一些环保组织）仍旧很低，存在诸多给电力来源“划成分”，破坏统一市场的做法与思维方式。“增量基地输电通道配套新能源年输送电量比例不低于40%”的说法也存在故意误导之嫌，剩余的60%依然是煤电，这显然有违最初的发展目的。
总体来看，目前的《征求意见稿》在研提时并没有区分施策范畴是具体项目管理、电力系统构建，还是未来的宏观发展体系重塑，模糊成了包罗万象的泛一体化。政策的目标和目的、要解决的问题、政策工具和措施、谁来负责实现等都有待明确化与具体化。与此同时，大量缺乏判定标准界定的抽象形容词，也需要进一步澄清。
考虑到目前规划年我国能源行业一举一动必然引起全球瞩目，我们建议推迟“两个一体化”相关文件出台，站在“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”前仔细思考，重新认真研究需要实现的集体政策目标，以及到底什么样的政策和措施是可行的、经济的。 |
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