• 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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  日前，湖南电力交易中心发布关于2020年10月月内风电减弃扩需专场交易的公告，交易方式为预挂牌交易。详情如下：湖南电力交易中心有限公司关于2020年10月月内风电减弃扩需专场交易的公告(2020年23号）依照国家有关政策、湖南省电力市场交易规则和省能源局《关于开展风电减弃扩需专场交易的通知》，为优

  近年来，我国风电装机持续位列全球第一，可早期加快速度进行发展导致的“弃风”痼疾却任旧存在。2019年，我国风电弃风电量169亿千瓦时，全国平均弃风率为4%。大部分弃风限电地区的形势进一步好转，其中，甘肃、新疆、内蒙古弃风率分别下降至7.6%、14%和7.1%。2020年虽然全国风电红色预警全面解除，但弃风现象犹

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  2023年6月8-9日，由北极星电力网、北极星风力发电网主办的“迎风向海迈入深蓝第三届海上风电创新发展大会”成功召开。会上，水电水利规划设计总院新能源研究院副院长胡小峰做出了《迈向深水远岸的海上风电高水平质量的发展》主旨演讲。他指出，从保障我国东部省份能源绿色低碳转型和产业高质量发展态势来看，海上风

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  近日，“第四届中国风电运维及回收利用高峰论坛”在江苏南通召开，金风科技全资子公司金风慧能副总经理阎闯受邀出席活动并发表致辞。阎闯表示，风电机组大型化趋势下，产业链协同发展面临挑战，实现风电机组产品的平台化、组件的模块化和部件生产的标准化，将成为未来中国风电行业提升竞争力的必然选择

  3月22日，在“数智引领——大兆瓦风机、超长叶片高水平质量的发展论坛”间隙，记者来到位于湖南韶山的三一重能叶片工厂（以下简称“韶山工厂”），近距离感受这座风电行业的首个“数字元平台”工厂。与传统工厂形成鲜明对比传统的风电叶片工厂，一直被粉尘和噪音所困扰。生产条件艰苦、作业环境差、质量波动

  3月27日，由金风科技与郑州航空工业管理学院联合主编、社会科学文献出版社出版的绿色金融蓝皮书：《中国风电行业绿色金融发展报告（2022~2023）》（下称“《报告》”）正式对外发布。《报告》基于国家“双碳”目标背景，聚焦中国风电行业绿色金融发展进程与现状，力求全方位、系统性地展示中国风电行业绿色

  2023年2月16日，针对并联型风电变流器控制管理系统、具备储能功能的变流器的两项重要能源行业标准的工作组会议在深圳顺利召开。本次会议由能源行业风电标委会风电电器设备分标委（NEA/TC1/SC6）组织，由深圳市禾望电气股份有限公司承办，来自风电行业的相关变流器厂商、整机厂商、业主单位、科研机构等38家