弃风弃光是当下风电和光电产业发展面临的最大挑战之一，造成弃风弃光的典型原因是电网灵活性不足，这有时是不可避免的，这也常常被用来解释为什么可再生能源利用率较低的国家，想要在电力系统中大幅增加可再生能源发电比例也非常困难。
但流行的解释未必就是对的。事实上，许多已建设备本可以实现更具灵活性的运营，但因为没有动力去做技术改造而作罢。本文以热电联产系统应用较为成功的丹麦为例，展示了如何通过不断克服“技术局限”，提高电力系统整体灵活性，从而大幅减少弃风弃光现象。这其中的关键，是丹麦监管当局通过重塑电力市场结构，刺激电厂积极开发新技术和管理解决方案，从而提高其运行灵活性和利润最大化。
这一举措使得丹麦拥有了世界上最高的风电比例——42%，同时将弃风现象减少到可以忽略的水平。
热电联产灵活性不足带来弃风弃光
几十年来，丹麦很大一部分电力是通过被公认为最缺乏灵活性的热电技术提供的，即热电联产（CHP）。顾名思义，热电厂具有同时向用户提供热力和电力的双重职责，这也正是其缺乏灵活性的原因：当热电厂提供热力时，就必须同时生产电力。因此在冬季，当热电厂为了提供热力而持续运行时，它也在不断向电网输送电力——无论电力需求是否存在。因此，当电力需求量很低，风电充足，而热电联产机组又必须运行时，电力系统运营商必须优先满足供热需求（即优先使用机组同时生产的电力），不得不放弃更具经济性的风力发电。
由于具备超高的能效，热电联产技术对于许多国家实现减排目标至关重要，尤其是处在寒冷气候带的国家。由于热电联产技术将发电过程中产生的余热（通常是被浪费的）用于供热，对于分别生产电力和热力，热电联产技术能够节约30%左右的化石燃料，提高了整体的能效。
中国热电联产技术在灵活性方面的欠缺对可再生能源并网带来了极大的挑战，导致了在供热需求较高的东三省地区弃风弃光现象比较严重。2015年至2016年间，中国全国弃风弃光率分别达到了17%和10%，相当于浪费了风电和太阳能电力行业341亿元人民币的营收。虽然丹麦的风电装机及发电比例远超过中国一些因热电联产而弃风现象严重的省份（如风电比例达到17%的吉林省），但其电网当前的弃风率仅为0.2%（吉林省2016年弃风率为30%）。
市场机制刺激技术升级
丹麦在其风电比例尚未达到如今的高度时就意识到了热电联产缺乏灵活性的问题——用户的电力需求常常与供热需求并不一致，尤其是在夜间，温度骤降（供热需求升高，因此热电联产电力产量也升高），但企业停工、居民入睡（电力需求降低）。经过深入研究，丹麦人逐渐开发了一系列得以广泛应用的技术解决方案，帮助解决供热与电力需求不匹配的问题：
* 存储热力供以后使用，这意味着电力生产可以摆脱供热需求的影响。
* 在电力供应过剩而供热需求未被满足时，电热锅炉和热泵可以将电力转换为热力。
* 作为最后的手段，以降低综合能效为代价，可以打开旁通阀让热电联产机组将蒸汽导向涡轮四周，从而只生产热力而不生产电力，这比原来同时生产热力和电力时燃烧更少的燃料。
虽然这些技术解决方案十分关键，但丹麦人更重要的创新在于他们部署这些技术的方式。丹麦并没有强制推行这些技术解决方案，而是依靠市场的力量激励运营商改造热电联产设备并调整它们的运营，使其更具灵活性。
丹麦早在1999年就引入了竞争性电力市场，当时并未将热电联产电厂并入这些市场，因为他们将热力供应视为公共福利，认为其不应受到市场力量控制。对电网来讲，这意味着供热需求在任何时刻都控制着来自热电厂的最低水平电力供应，限制电网使用其他成本更低的发电方式。虽然热电厂能够提高其出力水平，但出力水平的降低程度是受技术限制的。由于热电联产的优先级高于低边际成本的风电和太阳能电力，电力系统必须选择并网优先级别高的热电联产生产的电力，造成了弃风弃光现象的发生。简而言之，热电厂被认为是“必须运行”的发电机组。
但随着不断开发新的技术解决方案，“必须运行发电机组”的概念受到了质疑。丹麦决定分解对热电联产的调度决策：热力供应继续作为受监管的公共服务，但对电力生产则开始引入市场机制。这意味着热电联产的热力供应将与过去一样，按照用户实际使用的热量、以规定的费率得到补偿，但热电联产的电力生产必须在批发电力市场中收回成本。
这一变革的结果是：对于燃烧的每吨煤炭而言，来自热力的收益只能收回燃料的部分成本。热电厂生产的电力必须接受市场价格，这意味着在电价较低时（风力资源丰富及需求量较低），热电厂将无法回收他们的全部边际成本，但当电价较高时（电力市场价格上升反映了电力供应的不足），热电厂则能够获得更高收益。在这个系统中，热电厂必须更具灵活性才能获得最大收益：在低电价时段尽量降低电力生产，而在高电价时段最大化电力生产。
价格波动仅由需求波动决定时，热电厂提高灵活性的经济意义并不大，但随着丹麦国内风力发电比例持续上升，低电价时段越来越多，热电厂提高灵活性的利益动机就越发强烈。
热电厂开始通过优化当前运营方式来提高灵活性，当电力需求较为稳定、电厂以高效且平稳的水平出力时，经验边界值（特定供热水平下的最低必须发电量）被认为是难以逾越的技术局限。这种看法使运营商认为热电厂无法同时实现高效、有效且灵活的运营。但在灵活运营的利益动机激励下，这些运营商开始发现电厂其实能够稳定地实现这样的运营并保持可控的设备磨损度。丹麦热电联产产业得以进一步降低最低运行率，减少开机时间和成本，并提高快速爬坡能力。如今，丹麦的热电厂在快速调整出力方面已达到世界最高水平。
在优化了当前运营方式后，运营商们开始考虑具备成本效益的改造项目。例如，按照2010年丹麦市场价计算，储热罐与旁通技术改造的折现回收期大约是三年左右。热电联产运营商首先保证地区热力站现有储热罐得到最大化利用，随后开始加大投资建设大型上游储热设施。鉴于大型电力存储技术成本仍然较高（虽然已在快速降低），因此热力存储的性价比更高，尤其是它能够被用来最大化低价时段和高价时段的整体收益。
为了进一步提高热电厂的灵活性，电厂接下来开始使用电热锅炉或热泵，在电网收到降低电力生产的经济信号时，通过利用富余电力生产热量来补充热力供应。与热电联产技术的热力生产相比，电热锅炉一般成本高昂且效率低下。但当电力价格因风电生产量大而非常低（甚至是负值）时，电热锅炉成为了更具吸引力的投资选项。
例如，按照2013年市场价格和税收制度计算，在典型热电厂加装一套75兆瓦的电热锅炉，每年能够为热电厂节约大概300万欧元。
这就是说，当许多国家正在通过购置天然气调峰电厂和电池存储设施等高成本方式来中和大量增加可再生能源所带来的电网波动，丹麦则以更低的成本实现了这种运营灵活性，将风险从用户转移至发电者，从而激励后者承担责任，通过创新在市场中保持盈利。
新的挑战
在整个丹麦能源系统中，选择改造的电厂 、提高灵活性的热电厂能够实现更高的经济回报，而其他纯冷凝或未改造电厂则丧失了竞争力，逐渐退出市场。2000年至今，丹麦约有2吉瓦装机的热电机组退役，另外1吉瓦则处于长期待机状态。虽然这些市场淘汰是难以避免的，但将热电厂纳入电力批发市场的做法本身也存在诸多挑战。例如，随着越来越多低成本可再生能源并网，即使经过改造的热电厂也只能维持微薄的利润。未来，随着市场电价进一步降低，热电厂可能不再有利可图，被迫退出市场，从而威胁到稳定的供热能力。
这些挑战和问题的确需要重视，但监管者无须因此恢复保护热电联产的监管制度，这将破坏在这一转型过程中已经取得的成绩，更不用说传统电力批发市场在设计中已考虑到了火电厂的非零边际成本。恢复对热电联产的保护机制，将造成电网电价长时间保持接近零的水平，从而使可再生能源无力回收成本。这一问题给丹麦或中国乃至其他所有国家提出了新的挑战，即如何设计电力市场来适应未来主导我们能源系统的发电技术，包括风电和热电联产等。
要完全摆脱化石燃料，我们就必须实现所有部门的电气化，包括交通、烹饪、供热等等。长远来看，热电联产技术也将被取代。尽管如此，现阶段还有大量热电联产设施在运行，而且具备很高的能效和经济性，它们也同时以牺牲风能资源为代价在运转。而电力供热技术的能效仍然较低，要实现大规模应用还为时尚早。
文章原载于2017年9月18日《财经》杂志
Dan Wetzel，落基山研究所部门总监； 刘一格，落基山研究所咨询师
