2015年是“十二五”的最后一年。我们即将进入新的规划周期的五年(2016-2020)。
如果从2005年《可再生能源法》实施算起，风电的大力发展已经走过了10年的时光，实现了基本从零到并网装机超过1个亿千瓦，累计已核准超过1.7亿的发展节奏。与此同时，规模增加形成的学习效应(Learningeffect)与规模效应(Scaleeffect)，带来了单机容量的扩大(从几百KW到主流3MW，乃至更大)与单位成本的显著下降(风机设备从万元/千瓦以上下降50%甚至更多，度电成本不同程度的下降)。
从能源与电力系统结构来看，风电的角色仍旧是微小的(5%以内)，但是在并网节奏、上网利用率方面已经出现了比较严重的问题。基于长期减排目标的实现，风电需要发挥更大的作用(必要性)，也具有承担更大角色的潜力(距离最优份额还很远)。
本文拟从政策与市场的角度讨论几个现实中的争议性问题。
风电远期存在最优份额，但是短期发展不应受整体电力需求放缓影响
电力需求在各种时间尺度(年、季节、月、天、小时、秒)上都是波动的，比如每天都存在着负荷的高峰(比如中午与傍晚)与低谷(后半夜)(差别可以大到50%乃至更大)，每年都存在着夏季的用电高峰以及春节期间的极低需求。相对于单一的发电技术，不同特点技术的组合是成本更低的选择。比如基荷选择低燃料成本机组(比如核电)，尖峰负荷选择低投资成本(比如天然气)机组往往是最有经济效率的。
任何机组都无法完美的复制负荷曲线的形状，也存在着经济、环境、技术乃至物理上的诸多约束，不是越多越好，也不是越少越好。系统存在着一个建立在各种约束与成本最小化(或者在福利意义上最大化)目标下的最优电源结构。从这个角度，风电在学习过程启动之后(发电成本快速下降，但与此同时系统成本上升，而市场价值可能跌落不少)，存在最优份额(但是初期需要强有力的政策，摆脱低份额、高成本状态，见下一节)。目前的实证研究给出的结果范围在20%-60%左右，取决于理论框架与对各种约束条件的具体参数化。
随着第三产业与居民负荷的增长，与可再生能源的日益增多，未来的系统，无疑会是一个更少基荷、更频繁的爬坡、更多备用的系统。这对未来的发电与电网投资具有很强的含义。除了可再生能源之外的其他电源形式，将只会拥有越来越少的利用水平，以及在更短周期与更少机会内回收固定投资的机会。
未来的电力系统，需要日益成为一个轻资产、灵活的系统。这一系统特点的演变，需要在“十三五规划”以及相关的发展思路中予以明确的考虑。以回答“最优的电源结构是什么”的问题为基础，决定包括煤电、气电以及各种可再生能源的发展规模与节奏。区别于以往的“大力”、“积极”、“审慎”等抽象形容词，这一价值标准将能够更加有效地指导新的机组投资与电源结构的变化。
我国政府已经做出了到2030年，实现20%非化石能源目标，以及碳排放达到峰值的目标(并尽可能提前)。基于目前非化石能源的发展预期，非化石能源份额从2020年的15%额外继续增长5%，意味着其发展速度要比其他能源快超出很多才有可能(若化石能源完全不增长，也需要实现40%以上的增长)。卓尔德研究中心(www.draworld.org)的定量核算表明，20%的非化石能源份额目标是碳排放2030年达到峰值的充分条件。可再生能源，特别是风电2亿装机、光伏1.5亿装机的“十三五”发展目标，将是实现这两个国际承诺的关键组成部分。
[pagebreak]在目前电力整体过剩的情况下，电力价格大幅度下调的行政触发滞后，火电装机仍保持快速增长，而电力总量的短期供过于求已经看到明显的信号。但是，风电的进入，起到的是优化结构的作用，这一节奏不应该受到这种总体形势的影响。这一论点仍旧是基于“最优份额”的思路——风电距离它的最优份额还很远。并且从技术学习的角度，其技术学习、成本下降的潜力仍旧没有充分实现。
促进可再生发展的最优政策——组合政策最优，但现实世界是不完美的
理论上，环境成本的内部化可以通过征收碳税，或者其他等价的政策工具，比如“限额—贸易”系统来实现。传统化石能源更贵，从而可再生能源竞争力此消彼长，得到有效增强;同时，能源价格上涨，有效地抑制了需求，从而更容易实现目标。这些政策工具，可以称之为最优(first-best)政策。
同样的，其他方面的收益，也能够通过相应的社会成本内部化来经济有效地解决。比如创新的正外部性，可以通过给予R&D补贴或者产出补贴的方式来纠正激励不足。最优的政策是组合政策，以纠正存在的多种市场失灵。尽管可以预知的，碳税仍旧是起到主要作用的。风电获得优惠电价支持，主要是解决技术的外部性问题，而不是环境的外部性(通过补贴可再生解决环境问题可以预见的成本将非常之高)。
更进一步，现实中存在的各种复杂因素，特别是政治上的可行性(征税永远是敏感的政治话题)，会使得征收足够水平的碳税变得不可行。经济能源系统的复杂性，也使得这一水平是多少的问题非常不确定，最优的设计需要的信息要求非常高。
现实世界永远是不完美的。这种情况下，风电要赢得社会各利益群体的支持，具有各种直接与伴生收益就显得很重要。这些伴生收益特别体现在对能源安全(特别是规避化石燃料价格的波动风险)、环境质量的改善上，以及作为创造就业、拉动投资与装备制造业进步与升级的主要手段等等。这些收益的存在，表征了风电发展的长期必要性。
我国在风电技术学习中要起世界引领作用
风能、太阳能发电技术已经基本走出实验室，纯粹的研究与开发(R&D)带来成本下降的因素已经很小了。过去若干年，风电机组单机容量的不断扩大，主要是市场拉动作用(marketpull)的影响。对风电设备制造行业的激励，有效地创造了需求。
风电作为接近商业化发展的技术，需要政府手段解决市场失灵问题，才能从“高成本、低份额”的死锁(也是一种均衡)过渡到“成本持续下降、份额不断上升”学习阶段、再进入到“低成本、高份额”的新的均衡(我们希望的均衡)。发达国家各种要素成本高，而不发达国家缺乏制造业的基本能力，成本更高(比如非洲，突出的表现在本地成本要素，比如运输、建造成本高)。中国、印度等具有制造业能力的国家，寄希望别的国家成本下降之后技术输入是不现实的，因为它们就是世界的低成本中心。
[pagebreak]目前，国际的技术合作存在以下的一种理解的视角。先进的技术、核心的部件可能是发达国家最新发明、制造的，以各种方式引入我国(可以称为外溢，spillover)，在这里实现技术的再创新，以及低成本的制造。这种设备与产品，然后再以贸易出口的形式返回到发达国家，支持他们的可再生能源发展。我国的光伏设备是一个这方面的典型行业。
这一认识如果得到认可，将具有很强的行动含义，回答风电发展的“时间轨迹”(timepath)问题。我国需要在风电的技术学习中起到世界的引领作用，特别是在制造环节。这方面，寄希望于“等时间”、“等国际同行”来实现风电的成本下降是不现实的。
固定优惠电价优于价格可变动的其他机制
实践中，我国采用了固定的分区域电价(FIT)来支持可再生能源的发展。对此的主要批评在于其固定的价格，无法对可再生能源发电的成本下降产生激励。即使有下降(比如德国的“电价走廊”)，是否反映了成本变化，是否存在激励过度也很难讲。没有竞争，一般而言其实现装机目标的成本就会高。
但是，另外一个角度对这一观点形成了有力的反驳。作为新生的技术，其市场风险是很大的，固定优惠电价提供了一个稳定的收益预期，那么其资本成本可能就会相应降低。而如果存在市场价格的波动风险(比如FIP与招标)，这种不确定性必然意味着高的资本成本，风险溢价，从而推高可再生发展目标的实现成本。与此同时，固定的优惠电价虽然没有在发电侧形成有效竞争，但是在上游设备侧的竞争仍然是非常激烈的。这有效地促进了设备制造行业的进步与成本下降，与最初的政策支持目标相符合。
“弃风”问题的解决仍旧关键
目前，风电的“弃风限电”问题，仍旧是困扰产业健康发展的主要问题。如果这一问题仍然得不到有效解决，甚至进一步恶化，那么风电的发展就可能出现困顿的局面，规模无法继续扩大，成本无法继续降低。风电在远未达到其最优份额之前就可能停下脚步。
如何理解弃风的原因关系到可能的解决方案的具体形式。技术上，有很多的供应与需求侧的措施可以减少弃风的发生(比如Lundetal.(2015)的综述)。一般而言，只要投入足够，弃风问题肯定能解决。比如建造一个足够大的电力系统;本地有消纳不了的情况，就通过外送解决;每个风场配一个巨大的储能系统等等。衡量弃风的解决方案，不能停留在“有效”的阶段，而是基于更明确的价值标准，比如哪种方式成本更低，长期更有潜力、更有利于可持续发展的标准去判断。
正如笔者之前文章分析的那样，弃风出现的原因，主要在于缺乏市场竞争机制，导致风电无法对火电形成有效的份额竞争挤压，现有电力系统接纳风电的潜力还远未实现(一个显著的指标是火电的利用小时数还高达4000小时以上，在弃风如此严重的条件下火电“启停调峰”居然还未成为常态)。要避免这种局面的出现，电力体制改革，特别是显性的市场份额竞争机制的建立，仍然是不可缺少的。
