“弃风”问题何解？

　　2013年，按照国家能源局的统计，弃风问题得到了一定程度的缓解，平均弃风电量11%，比2012年降低6个百分点。吉林(22%)、甘肃(21%)、内蒙古(蒙东20%，蒙西12%)、河北(17%)的弃风率仍显得过高。到2013年年底，中国风电并网装机达到7700万千瓦，已经超过美国(约6100万千瓦)，位居世界第一位。但是由于严重的发电限制，从发电量来看，仍旧比美国低15%左右。 　

　　风电实际运行小时数相比设计值大打折扣，影响风电业主的投资回收计划。2012年以后，清洁发展机制(CDM)项目的核证减排量(CERs)价格大幅下跌，风电项目减少了约0.1元/千瓦时的减排量出售收益。而10%-20%的弃风，其对电厂收益的影响也大致如此。二者相加，风电场的年收益要下降30%，其平均利润较高峰时期要减少2/3以上。过去几年，风电设备制造行业技术进步、成本下降的效应完全被抵销了。

　　从公共政策的角度，这也影响到标杆电价(FIT)水平的下调。解决风电弃风问题，关系到短期风电行业与产业经营、中期电力系统多元化转型(风电避免锁定在“高成本、低份额”的均衡状态，进入“低成本、高份额”的新的均衡)，以及长期的节能减排目标的实现与绿色低碳发展。

　　传统电网的功能是实现可控的电力供应与变化的需求间的平衡。现在，随着风电、太阳能发电越来越多，不可控的电力供应比例将越来越大。从技术上来讲，减少弃风有以下5个方面需求与供应侧的措施：

　　改进天气预测的精度，用于风电出力预计

　　这种改进，面对大气系统固有的不连续与不确定性，其效果也基本是“成事在天”的，总会存着或大或小的误差。这一改进的潜力是极其有限的。

　　需求侧响应

　　在我国电力市场基本还没有建立的情况下，这一途径短中期内还只能“束之高阁”。

　　灵活电源

　　特别是起停迅速的天然气，以及一些配合的煤电机组。但是无疑，频繁的起停将增大设备运行的难度，增加设备维护的成本，减少这些机组的利用率。这一增量成本如何补偿必须解决。

　　扩大联网范围

　　需要巨大的投资，由于建设的长周期也需要假以时日。

　　建立储能系统

　　抽水蓄能、风电供热等形式较为可行。其他的技术都属于远景技术，其商业化的难度甚至要大于风电的并网本身。

　　技术上的可行性并不是实际中需要采用的充分理由，需要经济性的考量与比较。这也是在特定情况下，少量弃风是有效率的选择的原因。而现实中的物理的、经济的、政策与体制的约束众多，也会限制技术充分发挥作用。本文结合不同的时间尺度(短期、中期与长期)与空间尺度(具体项目、产业规划与宏观政策、体制安排)，讨论弃风的解决思路。

　　第一、短期项目层面弃风问题的解决——改变调度优先次序

　　西部风能物理资源丰富地区大规模的风电装机已是既成事实。短期内，电力系统的调峰备用机组不可能迅速增加，而风电的其他利用方式，比如供热也因为技术实践不足等原因，无法迅速的展开。电力需求不旺，新的电源发展与扩大联网外送也面临成本较高的问题。短期内弃风问题的大幅改观(比如降到3%以内，这接近北美与欧洲情况)似乎无解。

　　然而事实并非如此。分析几个“弃风”的重灾区，可以发现，其传统的煤电机组的利用小时数仍旧高达3500-4000小时，甚至更高，现存电力系统接纳风电的技术潜力(比如调峰深度达到20%以内，利用小时数在1500-2000小时)还远未实现。

　　这一现象在电力市场环境下是不可想象的。因为风电可以以边际成本低的优势，以零报价上网，在压低市场价格的同时，获得市场份额，优先满足或低或高的电力需求。德国可再生能源大发展的背景下，其传统机组利用率下降严重。2013年夏季，天然气机组出力就因为燃料成本高昂(边际成本高)，其利用率下降了20%，而同期电价也下降了13%，这一传统机组不赚钱的情况已经使得系统维持足够的备用容量都困难。因此探讨建立容量市场(Capacity market) 变得必要(尽管理论上，因为机组可以通过足够高的尖峰负荷时段的“稀缺租金”回收固定资本投资，容量市场并没有因为可再生能源发电而存在的必要)。

　　而我国目前显然处在另外一个极端上——系统存在过度冗余。原因之一，在于我国调度体系中仍然维持的所有机组“平均上网小时数”的政策，并且省级政府具有巨大的自由量裁权。必须指出的是，风电对传统电源的挤压，这是其技术特点与电力市场设计所决定的。同时，成本低(指的是可变成本，固定部分已经沉没，不体现在决策之中)的排序优先(merit-order)是有效率的市场建设的要求。

　　2013年弃风的改善，在笔者看来，大部分来自于优化调度、减少线路的阻塞，以及新增的需求。这一优化的潜力在未来仍将是存在的，随着互联的电网基础设施的改进可能会持续改善。但是相比而言，更大的结构性调整在于改变调度的排序规则，模拟市场竞价行为。这需要调峰补偿机制的更良好运行，以及对这一改变的分布式影响(distributional impacts)问题的解决。

　　比如如果改变调度规则，火电机组的市场份额将受到进一步压缩，甚至有些省份在某些时段会成为一个纯可再生能源电力供应系统，火电完全“沦为”备用。应该讲，这是全局有效率的选择，是基于本地资源禀赋、技术特点以及社会经济形态下的“最优”(socially-optimal)的电源结构的反映，无疑是一个需要努力的方向。

　　这是机制安排问题，不是风电与传统电源间的所谓利益“分饼”游戏。但是，必须承认，这一政策改变对于火电行业的分布式影响将是非常巨大的，其政治上的可行性存疑。在“最优”无法实现的情况下，业已出现的风电与火电之间的“发电权”交易，相比目前的格局，是一种双方都可以接受的次优选择。

　　而对于新项目，详细的并网安排对于项目的可行性论证是必不可少的。事实上，一个典型的风电可研报告，其中重要不可或缺的章节就是电网接入方案。项目的电网接入设计，本来就是项目边界内的一部分，二者是“项目与电网统一规划”的。这一问题在已有装机未能及时并网的问题暴露之后，已经得到了极大的改善。未来风电项目的及时并网，应该不会是大的问题，关键在于接入电网之后的利用率是否可以达到可研预期。

　　第二、中期产业规划规避弃风问题——明确目标、条件与方法论

　　风电的产业规划超越了项目层面，是对风电整体发展的政策，甚至装机的规模、时序、布局的确定与控制。在笔者看来，要避免潜在大规模弃风问题的出现，风电与电网的规划的关键是要区分清楚哪个是目标，哪个是条件(target and means)，有哪些物理、环境、经济约束是起作用的，而哪些是需要改变的。风电的发展如果是目标，那么其他的基础条件，包括电网基础设施在内，都是需要提升以满足风电发展的途径。而风电的目标确定，往往基于的是更广的能源、经济与环境系统的发展要求，比如节能减排目标、新兴产业发展等等。

　　条件提升的过程中可能会遇到可行性的障碍，比如短期内的投资缺口、工期问题等，但是这不存在不能改善的绝对性“边界”。因此，设定政治性目标，包括风电份额与电网调峰能力的政治性目标，是有可操作性的方式。

　　过去，我国曾经出现过大量的4.95万千瓦的容量现象。究其原因，在于规避中央政府的审批。这一度被认为是“无序发展”的乱象 。那么试问：如果没有这个“口子”，最初的可再生能源“十一五”规划得以严格执行，那中国2010年的风电装机规模也就500-1000万千瓦，风电机组能否取得如此大幅度的成本下降?不恰当的政府管制，恰恰是发展的“障碍”。1000万千瓦风电可能不会有“弃风”问题，但是风电产业的发展要滞后太多，陷入“自我锁定”的困境当中。风电审批的下放，可以说是基于一个错误的理由(风电项目偏小，拿到中央审批有点繁琐)，做了一件正确的事情。

　　“弃风”必然意味着系统的平衡或者对于风电的调度与风电出力之间出了问题。有学者据此提出通过“统一电网与风电规划”在中期规划尺度上规避新增风电的弃风问题。笔者对这一基本思路表示赞同，但是“统一规划”本身更像是对“弃风”问题的另一种表达(reframing the question) ，而不是问题的解决方案，它并不能回答“风电的发展规划与发展节奏”的问题。

　　过去，以独立的经营个体让渡自主决策权为基本特征的“统一规划”，在部分情况下是以更大的代价“消灭”了、而不是解决了问题。典型的例子就是西电东送送出地区(四川)曾经出现的本地用电紧张局面，属于电力资源错配(本地用电紧张说明本地电力价值升高，而外送电价甚至低于本地上网电价，还要付出输送成本)。“统一规划”在超越项目层面之外，需要表明其基本的方法论体系与合理性。在笔者看来，经过改进的综合资源规划(Updated-IRP)方法具有一定范围的可行性。但是目前这方面的具体讨论，在变化了的市场与产业环境背景下，是极其不充分的。

　　第三、长期的电力体制安排——电力市场不可或缺

　　中长期来看，解决风电的弃风问题，关键在于电力市场的建立。风电本身成本之外的系统接入成本与平衡成本，可以通过专门的辅助服务市场显示其构成与变动，建立激励相容的风电发展的系统支持体系。

　　在风电产业初期，通过FIT电价体系，风电发展的风险得到有效规避，消除了风险溢价，实现规划目标的成本较之直接电力市场竞争往往要低。但是，在产业具有了明显的规模，进入了“规模上升、价格迅速下降”的轨道之后，FIT电价体系的“固定”就显得不合时宜了。风电直接参与市场竞争成为可能与必要，德国目前正处于这个转折阶段(EEG2.0)。这一阶段之后，风电发展的布局、发展节奏等关键的要素，将可以通过市场价格信号的引导得到一定程度的优化。从开发节奏来看，电力市场的存在可以更好地表征电力供需的松紧程度(现货价格)，指示未来的电源建设的前景(期货价格)。在电力市场条件下，缺乏需求的情况(比如后半夜)下，将只可能有趋于零、甚至低于零的价格(这可以在风电份额大的德国、丹麦电力市场的某些时段看到)，而风电外送到远端市场在大部分时间也很难与当地电源竞争(因为输电成本与传输损耗)。明确的价格信号将决定系统潮流的走向，指引新项目的布局与建设，决定不同电源的市场份额。

　　过去，人们习惯于从资源禀赋思考布局问题。但是必须明确的是，资源禀赋多还是少，成本是高还是低，只是最终供电成本的一部分。比如，西部的风力资源比东部丰富的多，但是其缺乏足够的需求。考虑到远距离输送的损失，其供应一度电的成本，可能比东部的低风速风机要高出很多。用成本-效益分析指导风电发展，可能很多资源丰富地区因为其距离负荷中心太远，会丧失开发价值。这一点，对西部的煤炭、水电资源也是同样的道理，特别是面临开放国际市场竞争的煤炭。毕竟，最终的经济效率的提高，才是经济能源环境可持续发展的保证。这一“好”还是“不好”的判断理念要成为实践，市场化为基础的电力市场是不可或缺的。

　　现实问题的复杂性使得期望通过制定完善的蓝图，上帝般的安排一切，按图索骥，达到一个均衡的路径已经是不可能完成的任务。稳定明晰的体制机制的建立，在于创造一条通往秩序的规则。有规则，则有序。这也是风电的长期发展所需要的。

　　本文作者 张树伟 能源经济学博士，高级工程师，现任卓尔德(北京)环境研究与咨询中心首席能源经济师，此前多年供职于中国电力行业、IEA等能源咨询与决策支撑机构