去年下半年以來風電棄風率有所降低，各地涌現“搶裝潮”。本文將從技術、系統成本以及市場三個視角，對風電并網及其系統影響涉及到的關鍵問題進行討論。

2014年，全國來風情況普遍偏小，全年風電利用小時數下降明顯，平均利用小時數為不到1900小時。風電發電量的增幅降低，一定程度上減輕了風電市場消納的壓力，風電平均棄風率8%，同比下降4%。由于存在風電優惠電價下調的預期，下半年各地區不同程度出現了“搶裝潮”。截至2014年底，全國風電累計核準容量1.7億千瓦，在建容量接近8000萬千瓦。

進入2015年，我國在推出風電標桿電價體系5年之后，根據風電的技術進步情況，下調了這一優惠政策的支持力度，平均在2分錢左右。下調的依據在于過去幾年風電設備行業技術進步與規模效應帶來的投資成本大幅下降，而反對下調列出了補貼拖欠、并網困難、棄風限電嚴重、CDM收益消失等問題，影響風電業主的預期收益率。與此同時，風電并網容量突破了1億千瓦的整數大關。總體電力需求在2015年的前幾個月依舊低迷，也使得希望通過擴大的電力需求來改善風電的棄風問題變得困難，棄風率在前幾個月大幅上升(接近20%)，存量不動、依靠增量解決問題的騰挪空間已經變得有限。

在電力體制改革業已啟動的大背景下，如何從體制設計與機制安排的角度，解決棄風問題變得重要。理解棄風形成的原因可能關系到相應的解決方案的提出，無論是在短期還是長期。筆者2014年的文章指出，“風電與電網缺乏協調”的說法是具有誤導性的。它只在短期項目級成立，而在更長的時間尺度上更像是對存在問題的另外一種表述，“加強協調”的說法不意味著任何方法論，會混淆風電發展的目標與途徑，也不能提供風電長期發展的目標方案。

最近，對棄風原因的解釋多了一種火電與風電利益糾纏說，“統籌二者的利益”自然是其解決方案。這種思路在筆者看來同樣是誤導性的，它轉移了話題，跳過“做蛋糕”的系統最優化問題，直接解讀為“分蛋糕”的分配問題(這個當然也重要，但是無疑是第二位的)，將追求效率為基本價值目標的經濟議題，變成了一個充滿妥協意味的政治議題。

風電并網的技術視角——系統靈活性要求提升

電力系統的靈活性，簡而言之是電力系統面臨供給與需求波動仍舊保持系統時刻平衡的能力，包括“向上”與“向下”的靈活性。風電出力的最大特點在于其波動性(variability)，也就是說風電機組的出力大小，是天氣情況決定的，而不像傳統的化石燃料機組，受人的控制。出力波動與預測誤差的存在，意味著系統面臨需求不確定性之外，多了一層不確定性，無疑將需要更多的可以靈活調節的機組以在各個時間尺度上幫助系統的平衡。

對應于資產存量更新的速度，不同時間尺度上的系統靈活性資源選擇有所不同。

短期(1年到幾年)內，電力系統的結構與技術不可能發生大的變化，風電接入電網更多考慮的是如何通過優化電網調度運行來提高接入風電的能力。更加準確的進行風電出力預測，將減少系統平衡的不確定性，進而減少對靈活性的要求，在系統平衡中扮演著比較重要的角色。提高調度計劃的時間分辨率，從日前計劃不斷的滾動修正到小時級計劃，以及半小時、15分鐘計劃，可以縮小系統需要平衡的程度，提高運行效率。此外，業已存在的基于價格(峰谷電價)或者基于激勵(可中斷電源)的需求側管理措施，也可以有效地扮演平衡服務的角色。

中期(幾年到10年)：電力系統有機會發生比較明顯的結構改變與增強技術能力。擴大的電網聯網范圍(可以利用更多的出力特性不同的機組，集合負荷特性不同的用電者，平抑波動)、靈活電源(比如天然氣單循環機組。這部分機組具有起停迅速、成本較小的特點，固定投資成本低，是峰荷最有力的競爭者)以及抽水蓄能等都是系統靈活性提高的方式。

長期(幾十年)：現有的電力系統特點、存量資產可以完全忽略。問題變成了基于何種價值標準，需要“設計”或者推動形成一個什么樣的電力系統。其中，先進的技術與模式的作用與角色，比如先進儲能技術、電動汽車與電網的互動、互聯網促進電力響應的應用等風電并網過程，是一個非常熱門的話題。如果系統的可再生能源越來越多，并且其在市場競價與政策安排中居于優先地位，那么意味著系統剩余的負荷曲線波動將更大，系統會越來越呈現只有腰荷與峰荷，而沒有明顯基荷的特點。這一特點，無疑意味著系統的靈活性以及輕資產密度的需求(因為利用率的下降，投資成本大的電源類型發電成本將無法攤薄)。

在中期尺度上，存在著可能的一種變化，那就是通過對現有系統的更新改造或者關停(比如未達到技術壽命的發電機組)來加快系統的結構變化與資產更新。這方面值得探討的是：在中短期，是否需要提前退役嚴重影響系統靈活性的大容量輸電線路以及大容量的煤電機組。

這些廣泛存在的措施的最終目標，在于以經濟有效的方式，保證電力系統在任意地點與時間上的供需平衡。在目前的系統中，通常電網平衡與安全負責的機構(比如調度或者電網)都擁有一定的平衡資源，而發電廠商也在一定的調節范圍內有參與系統服務的義務。超過這些范圍，電力市場也存在著平衡市場，去實現額外的平衡需求的購買與供應服務。在美國的部分電力市場，這一平衡市場還能夠與能量市場聯合優化出清，促進整個電力系統的最優化。

風電出力預測的誤差(fore error)總是存在，相比傳統的可控能源形式，風電往往意味著更多的系統平衡與備用資源。這一平衡的需求，是針對風電預測的誤差，而不是風電的全部。這一增加的程度，從若干歐洲風電大國的經歷來看，是非常有限的。短期來看，風電存在一定程度的保證容量(與地點與負荷特性高度相關，在5%-40%左右)，而我國電力系統也存在著較大的冗余。不考慮系統的爬坡速率問題，筆者團隊的初步研究表明，即使目前的電力系統完全不改造，接納年(發電量)10%風電與5%太陽能以上份額在技術上是可行的。目前的可再生能源比例距此還存在相當的距離，仍具有快速發展的現有系統可行性條件，關鍵在于其他問題的解決。

風電并網的成本視角——超越發電成本(LCOE)的系統成本

從一般的角度而言，由于電力的需求是波動的，并且不方便儲存，因此不同的時間上具有不同的價值，在電力需求高的時候價值大，需求低的時候價值小。相對于單一的發電技術風電并網過程，不同特點技術的組合是成本更低的選擇。比如基荷選擇低燃料成本機組(比如核電)，尖峰選擇低投資成本(比如天然氣)的是最有效率的。

從不同電源類型的出力特性來看，沒有任何一種電源類型可以完美無縫隙的滿足波動的需求(完全可調節的天然氣機組也存在機組故障風險)。從經濟學價值的角度，我們可以定義一個假想的“電源”類型，具有與需求完全一致的出力特性，也就不需要任何除發電外的成本。那么，其他電源類型，包括傳統的煤電、氣電，也包括風電、太陽能等可再生能源，與這一理想電源的差別，就是這些電源除了本身發電成本之外的“系統成本”。因為，作為波動性的電源，風電要提供充分滿足需求特性的電力，還將存在相比傳統電源更大的系統成本。

以完美跟蹤需求變化的發電技術為參照，系統成本主要將包括三個方面：

1、出力特性與需求特性的差別。風電的保證容量較低，因此風電進入系統并不能等效地降低其他機組的投入，它會減少其他機組的利用時間，增加系統過多冗余的必要性，甚至在某些時刻大過總負荷，這在目前的技術條件下可能導致負的電力價格。這導致系統成本相比不發展可再生能源而增加。可稱之為特性成本(Profile cost)。

2、出力的誤差平衡。風電的出力是波動并具有不確定性的，預測總是有誤差的，因此預測的誤差就需要系統提供額外的容量來平衡。這就需要平衡成本(Balance cost)。

3、風電出力的地域限制與傳輸限制。這一成本也存在于其他的電源當中，也就是電網的傳輸容量限制，或者缺乏，必須為了風電能夠充分上網而投資或者擴建。這就對應網絡成本(Grid cost)。

以上的三項成本，基本隨著可再生能源的份額增加而增加，但是其具體的大小仍取決于電力系統的特點，取決于系統中各項技術的互動。一般而言，特性成本往往是三項成本中最大的。從程度上，可再生能源的隨機性與間歇性，也決定了它們的系統成本，往往要大于傳統的可控化石能源機組，特別是具有良好調節性能的機組。

必須指出的是，這些成本是客觀存在的，但是這是系統特點與風電出力的特點所決定的，并不是市場失靈，不需要任何的政府政策干預。在起作用的電力市場中，這種成本自然會顯現并由相應的承擔主體。比如由于風電出力的時候市場價格低，而風電不出力的時候市場價格高，那么平均來看，風電的單位發電收益水平就比不上具有靈活調節性能的天然氣;風電出力預測有誤差，其業主就必然需要在平衡市場購買相應的平衡服務，以實現自己此前向市場的發電承諾;系統需要為大規模的風電出力波動提供更高水平的旋轉備用等資源，這一系統服務也必然會以某種形式(比如分攤到輸配成本、風電自身承擔、調度收費)得以消化。

此外，風電的這種額外成本的存在，跟傳統機組出力與需求不一致并沒有性質上的區別，也不能得出風電不應該發展的結論。發展風電的意義與目標(Target)在于長期的能源安全、減排與環境收益，以及其他方面。在風電份額還非常小(比如我國)的情況下，這也不構成當前限制其發展的理由(當然，風電的市場價值在長期可能會下降的比較快)。問題的關鍵在于：能否設計一個起作用的電力市場，能夠有助于各種成本要素的發現與定價，并對相應的利益群體提供價格信號或者激勵，以更有效率的解決問題，并促進各種需求側與平衡技術的創新。

在我國電力市場還基本沒有建立起來的背景下，電力體制改革配套文件中的臨時性的政策安排(如確保風電的調度優先地位)無疑是有意義的。但是，這無法取代市場作為長效機制的作用。建立電力市場，仍舊是風電可持續有效率發展的重中之重。這同樣與以下將要討論的市場視角有關系。

風電并網的市場視角——“merit-order”效應

由于缺乏以成本為基礎的競爭市場，這種市場的視角在我國還難以找到對應。我們以德國風電發展的效應來說明。

德國地區平均意義上的躉售電價水平，在2008年之后，從60歐元/兆瓦時以上，一路下跌，到現在，平均已經不到40歐元/兆瓦時，也就是3-4歐分/度的水平，在某些時段時不時出現負的電價水平。英國經濟學人雜志的文章《How to lose half a trillion euros》生動了描述了這一過程。

電價的這種跌落，是多種因素共同作用、疊加的結果。但是無論是理論模擬還是實證檢驗二手吊車，都基本一致的證實了可再生能源對電價下降的正貢獻，至少在目前的可再生能源份額水平上。風電、太陽能的可變成本都無限趨近于零。在一個邊際成本決定市場價格的電力市場中，這種低邊際成本將無限壓低市場整體的價格水平，這稱之為“merit-order”效應(優先次序效應)。眾多文獻的檢驗表明，在目前的電源結構下，可再生能源每增加100萬千瓦，市場的價格水平可能就要跌落6-10歐元。

這種市場設計與基于邊際成本的定價模式，從整個系統而言，是市場出清與系統成本優化的必然選擇。因為各種機組一旦建成，其投資成本，以及固定的運行成本(比如還貸、人員工資)將成為“沉沒成本”，系統要成本最優化，必須首先使用那些可變成本低的發電類型。可再生能源沒有燃料成本，自然是最優先的選擇。只有這樣，從“做大蛋糕”——系統最優化的角度，也才是合理的。因此，在我國存在的火電與風電爭發電小時數的問題，首先應該界定為一個整體系統最優價值標準下的效率問題，而不是一個風電與火電分蛋糕的“利益分割”問題與視角。

那么，消費者從下降的電價中得到好處了嗎?

對整體電力消費者，短期內答案無疑是肯定的。從影響看，因為可再生能源，大量的利潤從發電商轉移到了用電用戶。至于中小工業與居民電價漲幅巨大的問題，那只不過是支持可再生能源的負擔不對稱的加到這些部門之上而已。

總體加權電價的漲幅要比人們想象的小得多。居民電價的持續上漲無疑吸引眼球，但它遠不是整個圖景的全部，甚至不是主要部分。直接的電力支出是支出，內含在各種商品中降低的電力成本帶來的支出節省也是存在的。德國最近幾年的總體終端電價水平在不斷上漲，但是如果沒有可再生能源的擴大，這種上漲的程度只會更高，而不是更低。這是解讀與評價德國可再生能源政策的關鍵邏輯。

當然，長期而言，可再生能源進入市場，是提高了還是降低了市場的電價水平，是一個很有爭議，甚至很難界定清楚的問題。市場相比其份額不增長的變化，尤其是電源結構變化會變得非常不確定，并且摻雜了很多衍生的變化。風電規模越大(意味著系統的剩余基荷需求越少，機組的平均利用水平下降，因此高一次投資，低運行成本的發電技術與大容量輸電線路將有可能因為缺乏足夠的利用率被淘汰)，系統就越發需要成為一個更具靈活性的系統，靈活機組的份額將更大。這從長期成本而言吊車公司，往往大于一個(無如此大比例風電)不靈活系統的成本。

從市場價格的角度，一方面，merit-order是永遠存在的，其壓縮市場價格的效應是存在的，但是隨著其份額的擴大，在可再生出力減少的情況下，剩余的傳統火電機組將具有更大的市場力去抬升價格，以在有限的利用小時數以內回收固定成本，提高利潤；另一方面，市場價格的最高限價通常是存在的，這一限制是否會導致系統容量不足，從而長期引發電價整體上漲的問題也是很復雜的。這是實證角度的分析。從規范的角度，目前的這種最高限價、可再生能源大發展與單一電量市場(energy-only)的模式，被大部分人視為不可持續的，需要進一步的改革措施。

此外，價格的變化可能更加劇烈，在可再生能源不出力的時刻，剩余的少量傳統機組將具有很大的市場力去實現一個更高的價格水平。電力市場可能永遠存在稀缺時刻，而這些時刻可能永遠存在市場力問題(大部分機組達到了最大出力，少數發電商操縱市場的能力大為增強)。這一問題需要在市場設計與監管層面有待進一步的解決。當然，這些問題，對于我國的現狀而言，更像是另外一個極端的問題了。

（張樹偉卓爾德(北京)環境研究與咨詢首席能源經濟師，文章經作者授權）