“棄風”加劇

2015年是風電棄風加劇的一年，全國風電平均利用小時數(shù)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(fā)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(fā)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(xù)投入運行的各類電源，如核電、水電、煤電與可再生能源發(fā)電等對份額的爭奪更加激烈。由于缺乏顯性的競爭規(guī)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(qū)一年有很多時段上網(wǎng)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(jīng)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(yè)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(yè)化自主發(fā)展的能力，其成本的下降潛力需要優(yōu)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(jù)我國的可再生能源法，風電享受固定優(yōu)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(shù)、啟停數(shù)、循環(huán)次數(shù)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(tǒng)運行調(diào)度數(shù)據(jù)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(yè)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(huán)境，將其作為發(fā)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(fā)達國家的用電負荷在很大程度上都已經(jīng)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(fā)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(huán)境下，既有的問題得到了更充分的暴露，并且由于規(guī)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(fā)展節(jié)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(xù)學習過程中的先進技術。

風電優(yōu)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(fā)、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(chuàng)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(guī)模。推動市場規(guī)模也可以激發(fā)成本下降式的創(chuàng)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(yōu)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(jié)奏，那就將意味著通過裝機擴大引發(fā)的技術學習效應的中止。這對于一個新興產(chǎn)業(yè)是有害的，極有可能導致一個產(chǎn)業(yè)成熟期的推遲，甚至是夭折。這對裝備制造業(yè)也是個很大的隱患。

我國的風電支持政策，到底是固定電價，還是固定優(yōu)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(fā)電項目的上網(wǎng)電價，由國務院價格主管部門根據(jù)不同類型可再生能源發(fā)電的特點和不同地區(qū)的情況，按照有利于促進可再生能源開發(fā)利用和經(jīng)濟合理的原則確定，并根據(jù)可再生能源開發(fā)利用技術的發(fā)展適時調(diào)整。

第二十條 電網(wǎng)企業(yè)依照本法第十九條規(guī)定確定的上網(wǎng)電價收購可再生能源電量所發(fā)生的費用，高于按照常規(guī)能源發(fā)電平均上網(wǎng)電價計算所發(fā)生費用之間的差額，附加在銷售電價中分攤?！?/p>

從這一表述，特別是第十九條來看，中國的可再生能源發(fā)電支持政策應該是FIT（Feed-in-tariff），也就是固定優(yōu)惠電價。這一電價需要的補貼額度，如果現(xiàn)實中電價出現(xiàn)變化，也將出現(xiàn)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(qū)的實際操作中，出現(xiàn)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(fā)改委下發(fā)了《可再生能源發(fā)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(shù)必須高于實現(xiàn)其正常盈利水平（比如8%內(nèi)部收益率）的小時數(shù)之上，這一小時數(shù)之外的發(fā)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(shù)，規(guī)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(nèi)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(shù)水平。這一測算體系跟新一輪的測算如何協(xié)調(diào)，是接下來的一個開放性的問題。

風電需要的調(diào)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(xiàn)在發(fā)電、輸配電、用電以及整個價格體系的不靈活（inflexibility）。發(fā)電結構以煤電為主，快速調(diào)節(jié)能力較為缺乏，這是可再生能源接入電力系統(tǒng)的一個障礙；輸配調(diào)度仍以“平均調(diào)度”為主，對高效機組激勵不足；用電工商業(yè)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(fā)電價格、輸配電電價與終端銷售電價由政府制定并決定調(diào)整的節(jié)奏與幅度，缺乏市場發(fā)現(xiàn)價格與發(fā)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(zhí)行的是“年前電力市場”，也就是提前一年以“發(fā)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(nèi)（月、天、小時）全部是調(diào)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(diào)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(diào)峰服務”亟需在概念與范圍上進行厘清。在目前系統(tǒng)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(qū)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(fā)電份額而產(chǎn)生的“啟停調(diào)峰”、“深度調(diào)峰”、“爬坡循環(huán)”。說到底，其實更多的應該是競爭的結果，而不是傳統(tǒng)機組的“額外服務”。

這一點可以從其他國家的市場經(jīng)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(shù)據(jù)。他的工作顯示，從2008年到2013年，德國的波動性可再生能源發(fā)電份額（主要是風電與光伏）從7%上升到了13%，而同期電網(wǎng)的向上的調(diào)頻、調(diào)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(wěn)定。伴隨著風功率預測水平的提升、電網(wǎng)調(diào)度的進一步精細化、共享的網(wǎng)際備用，風電光伏波動性帶來的調(diào)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(tǒng)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(diào)節(jié)的資源非常多，這種調(diào)節(jié)的價值基本趨近于0（基于這一點，儲能可行的商業(yè)模式可能需要探討）。向下的調(diào)節(jié)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(xiàn)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(tǒng)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(diào)峰服務”無關，而涉及到下面的問題。

深度調(diào)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(diào)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(qū)，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(qū)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(jīng)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(tǒng)機組的煩惱，也是加在傳統(tǒng)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(jù)。這是傳統(tǒng)化石燃料生產(chǎn)商需要解決的問題，而不是系統(tǒng)與社會的問題。

調(diào)度數(shù)據(jù)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(qū)分問題的制造者與成本的承擔者。亟需防止的是，將系統(tǒng)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(jù)的進行社會化。

從政治經(jīng)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(xiàn)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(diào)整作為政府與電力企業(yè)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(chǎn)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(tǒng)運行數(shù)據(jù)的透明化無疑是個基本的前提。從這一角度，同歐美地區(qū)的慣例一樣，調(diào)度數(shù)據(jù)的及時公開是對我國棄風問題形成共識的數(shù)據(jù)基礎與第一步。這是一項非常迫切的任務。

（作者簡介：張樹偉，卓爾德（北京）環(huán)境研究中心； 謝茜 ，北京師范大學環(huán)境學院，中國21世紀議程管理中心）