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“扩大外送”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。第3 期“专栏”文章辨析了电源、电网协调与弃风的关系，本文讨论将扩大外送作为解决弃风问题“药方”的有效性与经济效率。《电力发展“十三五”规划》提及，“科学推进远距离、大容量电力外送”，“统筹电源基地开发、外送通道建设和消纳市场，促进网源荷储一体协同发展”，“跨区送电具有可持续性，满足送端地区长远需要，应参与受端电力市场竞争”；（西北地区）“十三五”期间，重点加大电力外送和可再生能源消纳能力；加快准东、宁东、酒泉和陕北特高压直流外送通道建设；建成东北（扎鲁特）送电华北（山东）特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题。
这种说法不可避免地涉及到可再生能源的短期运行与长期系统内的消纳，以及如何界定何为“科学”（标准问题从来都语焉不详）。它是对的吗？也对，也不对。可惜的是，它不对的部分与各地区目前面临的问题更加相关。“这种外送将以何种方式具体实施”成为了关键的问题。
事实
造成我国东北等地区弃风的主要原因是系统平衡问题，而不是网络阻塞（见图1）。网络阻塞可以解释部分弃风，但是其他因素“比如煤电（热电）过高的必须运行容量、电网调度分辨率过粗等”造成的弃风量更大。基于目前的系统不变，存在相比新建外送线路更经济有效、未耗竭的解决方案。扩大外送的笼统建议与这些地区的主要问题不符。
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、输电企业构成的整个系统之中，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？
逻辑
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有很多，因此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），更有利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，或者改变很少）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。
含义
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生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，由于可再生能源波动性的特点，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，因为整个系统的利用率是随着可再生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，这严重影响着送电端与受电端的系统灵活性。
