国际新能源网讯：人们对能源安全、气候变化与本地环境质量的关切下，提高波动性可再生能源在能源体系中的比重，成为世界各国的共同选择。我国风力发电的发展经过较长时间的技术与经验积累，从2005年开始迎来爆发式发展。在标杆电价体系的支持下，装机容量连续多年翻番式增长，到今年底，装机容量预计将达到8000万千瓦。但是，在装机迅速增加的同时，也暴露出很多的问题，最为突出的是风电的实际利用小时数与设计小时数差距较大，由于风电并网困难造成的“弃风限电”日益严重。风电的发展有容量而没电量，可以说背离了其发展的初衷，造成了投资的巨大浪费，也给风电业主带来并将继续带来巨大损失。这一问题的出现引发了很多方面的思考与解读。
对风电接入电网的几点共识
经过过去的实践与经验总结，人们对风电的特性认识的越来越清楚，并且形成了几点共识，这些共识包括：
（1）风电接入电网需要接入成本，越偏远的地方，其接入成本越高。
（2）不同于传统的可控机组，风电的出力具有随机性与间歇性，数值天气预报为基础的预测也总是有偏差的，这意味着风电接入电网，增加调峰备用需求，给系统运行增加额外困难，意味着更高的成本与调度难度。但是这种增加是程度上的，而不是性质上的。原有的需求波动也具有这种特性。二者没有本质的区别。
（3）风电的补贴不是奖励，而是创造对传统化石能源（同样包含大量补贴）的公平竞争环境。核电在研发试验阶段存在大量的公共资源补贴（有研究指出，从1974年到2005年，所有的公共R&D有半数流到了核电领域，在能效提高领域的支持还不如核能一项），火电的环境破坏成本并没有纳入决策框架，也相当于一种“隐性补贴”。
取消或降低“标杆电价”为时过早
目前，由于风电限电造成风电场利润水平大幅下降，与此同时，受困于欧洲疲弱的碳市场，CDM收益也大幅下降。风电场的收益状况很不乐观。
政府政策的目标，是要取得较高的可再生能源发展目标，以及通过这种经验积累以及需求拉动，促进产业的技术进步与成本下降，从而尽快摆脱补贴的状态。但是，目前，标杆电价的改变是不合时宜的。对于风电业主而言，一个确定性的预期是至关重要的，它关系到企业投资需要的投资收益率的高低。要实现同样的目标，如果政策稳定，企业投资收益的风险溢价就比较低，那么总体的成本反而可能是最小的。目前需要着力解决的，是增量成本如何通过扩大基金支持强度（比如提高可再生能源附加标准）来消化的问题。
并且，笔者认为，中国风电光伏设备产业的“产能过剩、重复建设”问题跟标杆电价支持政策无关。这一激励政策并不会给间接的设备制造商带来任何“确定性”收益，制造商面临的竞争是很激烈的。这种情况下，制造商的大幅度扩张，跟传统中国其他行业，比如钢铁、甚至基础设施行业的“产能过剩”无异。那些行业是不存在类似标杆电价制度的。这是中国经济发展的模式与体制问题，需要更多的从政府与市场关系中找答案。
所谓“统一规划”难以解决风电“弃风”问题
有人建议“统一”风电与电网的“规划”，笔者对此持完全不同意见。照此理解，似乎是风电的发展节奏与规模要按照电网能够提供的“能力”安排。那进一步的问题就是，电网能够提供的“能力”是如何确定的？如果风电与电网需要“统一”规划，那风电与设备制造需要不需要，设备制造跟螺钉螺母需要不需要？
“统一规划”政策上的根本问题，是混淆了“风电”发展的“目标”与“途径”，混淆了短期与长期。风电目标的确定，应该基于节能减排目标的需要。风电目标要实现，其他的条件，包括技术能力、生产能力、接网进度、充足的调峰备用资源都是需要进一步提升的“条件”。对于一个具体的风电项目，的确电网接入与风电建设是“统一”的。事实上，电网接入是风电建设可行性报告的重要一节内容，这是短期具体建设项目层面的内容。而从中长期来看，电网的规模、结构、特点都在变化，电网作为公共基础设施，需要作出改变以适应风电的发展。
“统一规划”从理论上也不具有可行性。光风电一个内生的变量其不确定性都非常之大，所有电源形式的内生如何去确定各自的发展规模与节奏？在理论上，的确是可以基于成本最小方案来模拟，但是理论本身的完备在数据与约束的模糊性下求变几无作用。环境约束如何选取，排放成本如何评估，各种电源全成本（而不仅仅是财务成本）如何衡量都是个大问题。在笔者看来，风电的全社会成本比火电要小得多，如果按照这种方法论，火电的份额应该是零。
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。有人将这一现象看做“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？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。正如对“计划经济”的形容一样，“计划经济的确没有经济危机，因为它每天都是危机”。
风电具有“电力市场”下的市场价值
以德国电力市场为例，所有的发电类型参与竞价，根据他们的运行成本，大部分不处于边际的电厂可以获得额外的利润，补充其固定成本。可再生能源参与市场定价，因此，在某些需求低谷阶段，可再生给出了零、甚至是负的价格。这对于市场价格的压低具有决定性作用。这是有效电力市场中风电等低运行成本电源的市场价值所在。
目前，德国的上网电价，只有5欧分/千瓦时左右，在人力、设备成本都高出很多的情况下，这跟我国东部地区已经非常接近。电力市场竞争带来的价格下降作用明显。
如果存在电力市场，风电等低可变成本电源在市场报价中的优先地位，会极大的发挥其市场力，将运行成本（主要是燃料成本）高的化石燃料发电推到边际市场，直至导致后者退出市场，成为“落后的要被淘汰的产业”。我国的电力市场的缺失使得可再生能源的这种市场价值无从发挥，也从一个侧面证实，目前弃风限电问题更多的是政策（平均调度资源）、机制（缺乏竞争性上网，缺乏辅助服务市场）与体制问题。
“弃风”的短期解决之道
短期内，电力系统的调峰备用机组不可能迅速增加，而缺乏价格信号也使得“调度”风电资源无利可图。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3000-4000小时以上。需求不旺这一现象在电力市场环境下是不可想象的。究其原因，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”的僵化政策，并且省级政府具有巨大的自由量裁权。
调度规则如果不能改变，其他的“弃风”措施基本无用，特别是远距离输送的技术措施。一方面，其建设周期也很长，另一方面，即使建成了，面临着火电机组的“占位式”挤压，如果没有充足的电力需求，受入风电地区也很难有消耗风电的空间。改变调度的排序规则，模拟市场竞价行为，是解决风电弃风的“短期”应对措施。
智能电网与超级电网不“兼容”
在如何解决可再生波动性输出的问题上，各国的思路与方式并不相同。美国2008年推出智能电网（Smart Grid）战略，核心在于智能电表与分布式存储技术，在美国能源部2009年电网现代化投资中，100%将用于智能化发展，而没有扩大电网互联的预算安排；欧盟2010年发布的基础设施优先计划中，跨国天然气与电力超级传输网络（Super Grid）的扩大则是投资的重点，而智能化部分的投资更多地体现在要吸引社会私人投资。
在我国，关于超级电网与智能电网的讨论也日益增加，可能影响“十二五”乃至更长期的电网基础设施与电力发展。那么，必须回答的问题是：超级电网与智能电网，能否整合成为超级智能电网（SuperSmart Grid），他们是竞争关系还是互补关系？他们是否可以和谐共存，抑或一个的发展会强烈的抑制另一个的扩张？从全社会的效率与福利角度，政策制定者是否需要对其中一个进行政策扶持，以避免另外一个统治性发展的潜在锁定风险？等等。
Blarke与Jenkins2013年的一篇文章对此进行了理论与案例探讨。他们首先从二者的发展路径、技术特征以及相关利益群体比较了二者的不同，倾向于认为这二者存在本质上的冲突。超级电网更加关注传输技术，是渐进的技术进步，而智能电网更加关注本地控制与减少外部依赖，是“颠覆性”改变，其基本形态代表的“赢家”与“输家”也存在本质的不同。因此，如果这二者在一个地理范围内竞争，就有一种可能，超级电网的“渐进”技术变化与大量投资可能会挤压智能电网的发展。随后，作者以丹麦西部的电力市场形态为例进行了分析。这一区域在过去年份建设了较多的传输线路，可以与没有进行这一工作的情况进行天然比较。比较的结果发现，丹麦西部传输线路建成之后，大量的低价格电力传输到东部，造成本地电价价格的上升，而这一电价的上升使得很多的智能电网技术（比如电热锅炉）失去了经济吸引力，从而造成投资的不足，智能电网发展的可能性有所下降。
建立电力市场方能理顺风电长期发展
我国以煤电为主的发电结构，是电力系统灵活性差的一个重要表现，这是可再生能源顺利扩大规模与市场的技术障碍。目前可以明确的是：可再生能源市场价值如果无法发挥，无论是超级电网还是智能电网，都无法解决可再生“优先”上网的问题。解决可再生能源扩大并网的问题，系于电力系统的市场化改革，以及电网基础设施的无条件对所有发电者的无条件开放。缺乏这些变革，即使基础设施健全，对解决可再生扩大份额的问题，也远不充分。而智能电网如能形成气候，长期来看，也可能使得大型基础设施变得不必要。
基于以上的分析，笔者认为：
（1）风电的“弃风”问题，不应该落脚到“风电发展过快”上，而是相对的电网发展“慢”。
（2）电网发展“慢”的原因，在于缺乏对于电网建设与调峰备用资源发展的激励信号。
（3）短期内，改变调度规则，模拟“竞价电力市场”运行是解决“弃风”的有效手段。
（4）长期来看，构建风电友好型的智能电网系统，追求系统的灵活性（价格反应实时灵敏，调峰备用机组众多，分布式充分发展），建立电力市场是解决风电“弃风”的终极之道。
