棄風問題持續多年懸而未決。細算這背后的經濟成本，也許可以找到解決問題的關鍵所在。

　　2015年是風電棄風加劇的一年，全國風電平均利用小時數1728，相比2014年下降172小時，平均棄風率接近15%。其中，甘肅、新疆、吉林棄風程度達到1/3之多。風電與光伏相加起來在整個發電量中占的份額增加了0.7%，但總量仍不到4%。

　　與此同時，全國總發電量與用電量增長只有0.5%，這顯示了電力需求增長的乏力。這種情況下，陸續投入運行的各類電源，如核電、水電、煤電與可再生能源發電等對份額的爭奪更加激烈。由于缺乏顯性的競爭規則（比如短期基于邊際成本的報價與共同出清市場），特別是缺乏電價的有效傳導機制（否則，在供需如此過剩的情況下，電價水平應該大幅跌落，甘肅等地區一年有很多時段上網都會是零電價），這種爭奪更大程度上變成了一種政治角力，“做蛋糕”的市場進化與變化問題，變成了基于各種非經濟效率標準的“分蛋糕”。由于煤炭的嚴重過剩，保證煤炭的銷量、從而保證煤炭企業生存，成為了部分利益主體的追求。這成為了2015年壓縮風電市場份額、乃至縮減補貼額度的重要原因。這方面的變化，往往被冠之以“風火交易”、“直接交易”的名義。

　　目前，可再生能源總體上仍然不具有商業化自主發展的能力，其成本的下降潛力需要優惠電價的支持才能打破“死鎖”，這是全社會付出的短期成本，被加在了大部分的消費者身上。根據我國的可再生能源法，風電享受固定優惠電價，但是在操作中似乎有變成“固定獎勵”的趨勢（大致是0.25元/度電左右），要承擔市場波動風險，這一成本分攤從法律視角來看是有問題的；隨著可再生能源的增多，火電機組的利用小時數、啟停數、循環次數都會增加，這也意味著成本，而這一成本如何社會化卻仍舊不甚清楚，缺乏價值標準與機制安排。

　　本文將在這幾個方面做一些探討，并在最后指出，電力系統運行調度數據的公開，是更好理解這些問題的前提，是一項非常迫切的任務。

　　“電力需求不旺”、“風電棄風加劇”不構成原因與結果

　　嚴重的棄風限電成為政府、學界、工業界與公眾普遍關心的問題。如何理解棄風的原因關系到可能的解決方案的具體形式。對于棄風的原因諸多報道與分析從不同的角度給出了解釋，并提出了相應的解決方案。電力需求不旺是客觀環境，將其作為發電棄風加劇的原因卻是不合格的。

　　從一般性的角度來看，問題的原因之所以能夠稱之為原因，是在于它可以指向潛在的解決方案；而電力需求不旺顯然不具有指向解決方案的功能。發達國家的用電負荷在很大程度上都已經飽和，甚至以每年1到幾個百分點的速率下降，可是為什么美國5年間風光份額從2.5%上升到接近5%、德國更是占到總發電量的30%，它們的棄風程度并沒有隨需求形勢而變化，甚至還有大幅的改善？只能說，在需求不旺的環境下，既有的問題得到了更充分的暴露，并且由于規模的擴大，意味著更大的損失。

　　從這個角度，試圖通過控制整體上的發展節奏，以緩解問題的思路也是一種“掩蓋”與推遲問題暴露的思路。這種思路，對于正處于學習過程中的先進技術尤其是不合適的。它可能中斷正處于連續學習過程中的先進技術。

　　風電優惠電價不是因為風電清潔，而是要解決技術學習中的市場失靈

　　從技術特點看，風電與光伏都具有通過研發、技術外溢以及“干中學”取得成本下降的潛力，前二者可以歸類到技術創新的推動，而后者可以歸為市場的拉動。在初期成本高昂的階段，沒有足夠市場容量，成本下降的過程就不會啟動，很難形成足夠的、有市場競爭力的規模。推動市場規模也可以激發成本下降式的創新。

　　也就是說，風電具有成本下降的潛力，但是這種潛力的釋放需要借助額外政策。因此，保證足夠的激勵是關鍵。優惠電價作為一種補貼，是提高風電市場份額的主要政策工具。對補貼強度削減的意愿如果超過了實際的成本下降的節奏，那就將意味著通過裝機擴大引發的技術學習效應的中止。這對于一個新興的產業是有害的，極有可能導致一個產業成熟期的推遲，甚至是夭折。這對裝備制造業是個很大的隱患。

　　我國的風電支持政策，到底是固定電價，還是固定優惠？

　　2005年通過的《可再生能源法》對可再生能源的支持政策有如下描述：

　　“第十九條 可再生能源發電項目的上網電價，由國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定，并根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整。

　　第二十條 電網企業依照本法第十九條規定確定的上網電價收購可再生能源電量所發生的費用，高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額，附加在銷售電價中分攤。”

　　從這一表述，特別是第十九條來看，中國的可再生能源發電支持政策應該是FIT(Feed-in-tariff)，也就是固定優惠電價。這一電價需要的補貼額度，如果現實中電價出現變化，也將出現變化。這一政策不應該是FIP，也就是按照大致0.25元/度的固定補貼額度去補貼，而應該同樣承擔市場的價格波動風險。

　　在部分地區的實際操作中，出現了與法律要求不符的情況。這一點，迫切需要全國人大的司法解釋與澄清。

　　2016年3月28日，發改委下發了《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》，確定了風電“保障性收購電量”的原則，也就是風電的最小保證小時數必須高于實現其正常盈利水平（比如8%內部收益率）的小時數之上，這一小時數之外的發電量可參與市場競爭。應該講，這是一種缺乏機制條件下“沒有辦法的辦法”。面對尚不及格的風電小時數，規定一個60分的水平線，盡管《可再生能源法》明確要求需要100分的。

　　從風電的可研報告來看，其測算的基于標桿電價水平下的內部收益率基本是8%左右，因此，以上的要求，意味著需要保證可研報告模擬的利用小時數水平。這一測算體系跟新一輪的測算如何協調，是接下來的一個開放性的問題。

　　風電需要的調峰輔助服務比想象中要少很多

　　電力在我國仍舊是一個高度管制的能源部門，這一特點突出地表現在發電、輸配電、用電以及整個價格體系的不靈活(inflexibility)。發電結構以煤電為主，快速調節能力較為缺乏，這是可再生能源接入電力系統的一個障礙；輸配調度仍以“平均調度”為主，對高效機組激勵不足；用電工商業份額占比超過85%，負荷峰谷差相對較小，對負荷跟蹤與峰荷出力的需求要低；發電價格、輸配電電價與終端銷售電價由政府制定并決定調整的節奏與幅度，缺乏市場發現價格與發電市場份額的機制與基礎設施。

　　這一體制之下，短期電力市場基本是不存在的，事實上執行的是“年前電力市場”，也就是提前一年以“發用電計劃”的形式確定機組的“市場份額”，然后剩余的時間尺度內（月、天、小時）全部是調度體系基于安全、可行標準的量裁與實際操作。各種機組具有提供基本平衡服務的義務。調度機構在滿足全年份額的前提下，具有較大的靈活性在小于年的時間尺度上決定機組的出力與排序。

　　從這個角度來看，我國目前的所謂“調峰服務”亟需在概念與范圍上進行厘清。在目前系統冗余度較大的情況下，大部分機組出力不足，能夠提供向上的靈活性的資源非常多。而在向下的靈活性的提供上，很多地區存在的“棄風”與“棄煤電”間的抉擇，以及為了保證風電的更多發電份額而產生的“啟停調峰”、“深度調峰”、“爬坡循環”。說到底，其實更多的應該是競爭的結果，而不是傳統機組的“額外服務”。

　　這一點可以從其他國家的市場經歷中得到檢驗。筆者的一個合作者Lion Hirth博士的研究提供了德國這方面的數據。他的工作顯示，從2008年到2013年，德國的波動性可再生能源發電份額（主要是風電與光伏）從7%上升到了13%，而同期電網的向上的調頻、調峰資源需求（這需要通過招標來購買）卻下降了20%，而向下的資源大體保持穩定。伴隨著風功率預測水平的提升、電網調度的進一步精細化、共享的網際備用，風電光伏波動性帶來的調峰需求增加下降了很多，要比通常想象的少的多。

　　風電的波動不是不確定性，只有那些不可預知的波動（也就是預測誤差部分）才是。這一點上，需要的參照系是市場競爭體系，而不是行政式的市場份額劃分。

　　目前，我國的電力系統存在過度冗余，其程度即使以最大負荷（而不是平均負荷）跟裝機總量比，也超過了25%。所以，可向上調節的資源非常多，這種調節的價值基本趨近于0（基于這一點，儲能可行的商業模式可能需要探討）。向下的調節能力不足可能受到“以熱定電”機組要滿足供熱出力的限制，也可能受制于核定的“最小技術出力”（這個現實中到底處于何種水平，存在模糊的空間。基于市場競爭行為顯示的最小出力是更準確的“顯示偏好”.也就是到何種電價水平，煤電廠就寧愿啟停而不愿意留在系統中虧錢了），這意味著額外的成本（損害增加、煤耗增加、壽命縮短等）。但是這似乎跟所謂“調峰服務”無關，而涉及到下面的問題。

　　深度調峰是服務、還是競爭的結果，是否需要補償亟需厘清

　　從成本如何承擔的角度來看，“深度調峰”是否需要補償也需要更加明確的標準。在丹麥、德國、美國等地區，煤電的靈活性改造是必要的，其煤電機組也常常在額定出力的10%-20%的區間運行。但是這種必要性完全是機組無法適應市場更頻繁的變化而造成的。如果不具有更大的靈活性，這些機組必須承擔在市場電價已經低于燃料成本（甚至是負電價）條件下的仍然在線、而不停機的成本（只要這一成本仍小于停機帶來的成本）。

　　這是傳統機組的煩惱，也是加在傳統機組上的成本，很大程度上并不構成“輔助服務”，不具有將這種成本社會化的充分依據。這是傳統化石燃料生產商需要解決的問題，而不是系統與社會的問題。

　　?調度數據的及時公開是理解我國棄風問題的關鍵

　　以上提及的這幾個問題與煩惱，都需要基于法律與全社會的視角去區分問題的制造者與成本的承擔者。亟需防止的是，將系統各種問題的解決方案的成本通過輸配電價或者終端電價回收，缺乏明確依據的進行社會化。

　　從政治經濟學角度，建立能夠切實代表電力消費者的組織，有助于厘清中國電價虛高的現實，澄清長期存在的若干誤解，將風電的“降價效應”有效地傳遞給終端，從而促進先進用電方式的進化，改變電價調整作為政府與電力企業之間“討價還價”的模式。這一點有待在中長期，以主要用電用戶為主（特別是高耗能用戶）開展進一步探討與研究。

　　要更準確清晰的理解本文提及的問題和其產生的原因，以及各種原因的貢獻，特別是誰造成的問題、又應該由誰去承擔成本，系統運行數據的透明化無疑是個基本的前提。從這一角度，同歐美地區的慣例一樣，調度數據的及時公開是對我國棄風問題形成共識的數據基礎與第一步。這是一項非常迫切的任務。