“棄風”問題何解？

張樹偉

本文結合不同的時間尺度（短期、中期與長期）與空間尺度（具體項目、產業規劃與宏觀政策、體制安排），討論棄風的解決思路。

2013年，按照國家能源局的統計，棄風問題得到了一定程度的緩解，平均棄風電量11%，比2012年降低6個百分點。吉林（22%）、甘肅（21%）、內蒙古（蒙東20%，蒙西12%）、河北（17%）的棄風率仍顯得過高。到2013年年底，中國風電并網裝機達到7700萬千瓦，已經超過美國（約6100萬千瓦），位居世界第一位。但是由于嚴重的發電限制，從發電量來看，仍舊比美國低15%左右。

風電實際運行小時數相比設計值大打折扣，影響風電業主的投資回收計劃。2012年以后，清潔發展機制（CDM）項目的核證減排量（CERs）價格大幅下跌，風電項目減少了約0.1元/千瓦時的減排量出售收益。而10%-20%的棄風，其對電廠收益的影響也大致如此。二者相加，風電場的年收益要下降30%，其平均利潤較高峰時期要減少2/3以上。過去幾年，風電設備制造行業技術進步、成本下降的效應完全被抵銷了。

從公共政策的角度，這也影響到標桿電價（FIT）水平的下調。解決風電棄風問題，關系到短期風電行業與產業經營、中期電力系統多元化轉型（風電避免鎖定在“高成本、低份額”的均衡狀態，進入“低成本、高份額”的新的均衡），以及長期的節能減排目標的實現與綠色低碳發展。

傳統電網的功能是實現可控的電力供應與變化的需求間的平衡?，F在，隨著風電、太陽能發電越來越多，不可控的電力供應比例將越來越大。從技術上來講，減少棄風有以下5個方面需求與供應側的措施：

改進天氣預測的精度，用于風電出力預計

這種改進，面對大氣系統固有的不連續與不確定性，其效果也基本是“成事在天”的，總會存著或大或小的誤差。這一改進的潛力是極其有限的。

需求側響應

在我國電力市場基本還沒有建立的情況下，這一途徑短中期內還只能“束之高閣”。

靈活電源

特別是起停迅速的天然氣，以及一些配合的煤電機組。但是無疑，頻繁的起停將增大設備運行的難度，增加設備維護的成本，減少這些機組的利用率。這一增量成本如何補償必須解決。

擴大聯網范圍

需要巨大的投資，由于建設的長周期也需要假以時日。

建立儲能系統

抽水蓄能、風電供熱等形式較為可行。其他的技術都屬于遠景技術，其商業化的難度甚至要大于風電的并網本身。

技術上的可行性并不是實際中需要采用的充分理由，需要經濟性的考量與比較。這也是在特定情況下，少量棄風是有效率的選擇的原因。而現實中的物理的、經濟的、政策與體制的約束眾多，也會限制技術充分發揮作用。本文結合不同的時間尺度（短期、中期與長期）與空間尺度（具體項目、產業規劃與宏觀政策、體制安排），討論棄風的解決思路。

第一、短期項目層面棄風問題的解決——改變調度優先次序

西部風能物理資源豐富地區大規模的風電裝機已是既成事實。短期內，電力系統的調峰備用機組不可能迅速增加，而風電的其他利用方式，比如供熱也因為技術實踐不足等原因，無法迅速的展開。電力需求不旺，新的電源發展與擴大聯網外送也面臨成本較高的問題。短期內棄風問題的大幅改觀（比如降到3%以內，這接近北美與歐洲情況）似乎無解。

然而事實并非如此。分析幾個“棄風”的重災區，可以發現，其傳統的煤電機組的利用小時數仍舊高達3500-4000小時，甚至更高，現存電力系統接納風電的技術潛力（比如調峰深度達到20%以內，利用小時數在1500-2000小時）還遠未實現。

這一現象在電力市場環境下是不可想象的。因為風電可以以邊際成本低的優勢，以零報價上網，在壓低市場價格的同時，獲得市場份額，優先滿足或低或高的電力需求。德國可再生能源大發展的背景下，其傳統機組利用率下降嚴重。2013年夏季，天然氣機組出力就因為燃料成本高昂（邊際成本高），其利用率下降了20%，而同期電價也下降了13%，這一傳統機組不賺錢的情況已經使得系統維持足夠的備用容量都困難。因此探討建立容量市場（Capacity market） 變得必要（盡管理論上，因為機組可以通過足夠高的尖峰負荷時段的“稀缺租金”回收固定資本投資，容量市場并沒有因為可再生能源發電而存在的必要）。

而我國目前顯然處在另外一個極端上——系統存在過度冗余。原因之一，在于我國調度體系中仍然維持的所有機組“平均上網小時數”的政策，并且省級政府具有巨大的自由量裁權。必須指出的是，風電對傳統電源的擠壓，這是其技術特點與電力市場設計所決定的。同時，成本低（指的是可變成本，固定部分已經沉沒，不體現在決策之中）的排序優先（merit-order）是有效率的市場建設的要求。

2013年棄風的改善，在筆者看來，大部分來自于優化調度、減少線路的阻塞，以及新增的需求。這一優化的潛力在未來仍將是存在的，隨著互聯的電網基礎設施的改進可能會持續改善。但是相比而言，更大的結構性調整在于改變調度的排序規則，模擬市場競價行為。這需要調峰補償機制的更良好運行，以及對這一改變的分布式影響（distributional impacts）問題的解決。

比如如果改變調度規則，火電機組的市場份額將受到進一步壓縮，甚至有些省份在某些時段會成為一個純可再生能源電力供應系統，火電完全“淪為”備用。應該講，這是全局有效率的選擇，是基于本地資源稟賦、技術特點以及社會經濟形態下的“最優”（socially-optimal）的電源結構的反映，無疑是一個需要努力的方向。

這是機制安排問題，不是風電與傳統電源間的所謂利益“分餅”游戲。但是，必須承認，這一政策改變對于火電行業的分布式影響將是非常巨大的，其政治上的可行性存疑。在“最優”無法實現的情況下，業已出現的風電與火電之間的“發電權”交易，相比目前的格局，是一種雙方都可以接受的次優選擇。

而對于新項目，詳細的并網安排對于項目的可行性論證是必不可少的。事實上，一個典型的風電可研報告，其中重要不可或缺的章節就是電網接入方案。項目的電網接入設計，本來就是項目邊界內的一部分，二者是“項目與電網統一規劃”的。這一問題在已有裝機未能及時并網的問題暴露之后，已經得到了極大的改善。未來風電項目的及時并網，應該不會是大的問題，關鍵在于接入電網之后的利用率是否可以達到可研預期。

第二、中期產業規劃規避棄風問題——明確目標、條件與方法論

風電的產業規劃超越了項目層面，是對風電整體發展的政策，甚至裝機的規模、時序、布局的確定與控制。在筆者看來，要避免潛在大規模棄風問題的出現，風電與電網的規劃的關鍵是要區分清楚哪個是目標，哪個是條件（target and means），有哪些物理、環境、經濟約束是起作用的，而哪些是需要改變的。風電的發展如果是目標，那么其他的基礎條件，包括電網基礎設施在內，都是需要提升以滿足風電發展的途徑。而風電的目標確定，往往基于的是更廣的能源、經濟與環境系統的發展要求，比如節能減排目標、新興產業發展等等。

條件提升的過程中可能會遇到可行性的障礙，比如短期內的投資缺口、工期問題等，但是這不存在不能改善的絕對性“邊界”。因此，設定政治性目標，包括風電份額與電網調峰能力的政治性目標，是有可操作性的方式。

過去，我國曾經出現過大量的4.95萬千瓦的容量現象。究其原因，在于規避中央政府的審批。這一度被認為是“無序發展”的亂象 。那么試問：如果沒有這個“口子”，最初的可再生能源“十一五”規劃得以嚴格執行，那中國2010年的風電裝機規模也就500-1000萬千瓦，風電機組能否取得如此大幅度的成本下降？不恰當的政府管制，恰恰是發展的“障礙”。1000萬千瓦風電可能不會有“棄風”問題，但是風電產業的發展要滯后太多，陷入“自我鎖定”的困境當中。風電審批的下放，可以說是基于一個錯誤的理由（風電項目偏小，拿到中央審批有點繁瑣），做了一件正確的事情。

“棄風”必然意味著系統的平衡或者對于風電的調度與風電出力之間出了問題。有學者據此提出通過“統一電網與風電規劃”在中期規劃尺度上規避新增風電的棄風問題。筆者對這一基本思路表示贊同，但是“統一規劃”本身更像是對“棄風”問題的另一種表達（reframing the question） ，而不是問題的解決方案，它并不能回答“風電的發展規劃與發展節奏”的問題。

過去，以獨立的經營個體讓渡自主決策權為基本特征的“統一規劃”，在部分情況下是以更大的代價“消滅”了、而不是解決了問題。典型的例子就是西電東送送出地區（四川）曾經出現的本地用電緊張局面，屬于電力資源錯配（本地用電緊張說明本地電力價值升高，而外送電價甚至低于本地上網電價，還要付出輸送成本）。“統一規劃”在超越項目層面之外，需要表明其基本的方法論體系與合理性。在筆者看來，經過改進的綜合資源規劃（Updated-IRP）方法具有一定范圍的可行性。但是目前這方面的具體討論，在變化了的市場與產業環境背景下，是極其不充分的。

第三、長期的電力體制安排——電力市場不可或缺

中長期來看，解決風電的棄風問題，關鍵在于電力市場的建立。風電本身成本之外的系統接入成本與平衡成本，可以通過專門的輔助服務市場顯示其構成與變動，建立激勵相容的風電發展的系統支持體系。

在風電產業初期，通過FIT電價體系，風電發展的風險得到有效規避，消除了風險溢價，實現規劃目標的成本較之直接電力市場競爭往往要低。但是，在產業具有了明顯的規模，進入了“規模上升、價格迅速下降”的軌道之后，FIT電價體系的“固定”就顯得不合時宜了。風電直接參與市場競爭成為可能與必要，德國目前正處于這個轉折階段（EEG2.0）。這一階段之后，風電發展的布局、發展節奏等關鍵的要素，將可以通過市場價格信號的引導得到一定程度的優化。從開發節奏來看，電力市場的存在可以更好地表征電力供需的松緊程度（現貨價格），指示未來的電源建設的前景（期貨價格）。在電力市場條件下，缺乏需求的情況（比如后半夜）下，將只可能有趨于零、甚至低于零的價格（這可以在風電份額大的德國、丹麥電力市場的某些時段看到），而風電外送到遠端市場在大部分時間也很難與當地電源競爭（因為輸電成本與傳輸損耗）。明確的價格信號將決定系統潮流的走向，指引新項目的布局與建設，決定不同電源的市場份額。

過去，人們習慣于從資源稟賦思考布局問題。但是必須明確的是，資源稟賦多還是少，成本是高還是低，只是最終供電成本的一部分。比如，西部的風力資源比東部豐富的多，但是其缺乏足夠的需求?？紤]到遠距離輸送的損失，其供應一度電的成本，可能比東部的低風速風機要高出很多。用成本-效益分析指導風電發展，可能很多資源豐富地區因為其距離負荷中心太遠，會喪失開發價值。這一點，對西部的煤炭、水電資源也是同樣的道理，特別是面臨開放國際市場競爭的煤炭。畢竟，最終的經濟效率的提高，才是經濟能源環境可持續發展的保證。這一“好”還是“不好”的判斷理念要成為實踐，市場化為基礎的電力市場是不可或缺的。

現實問題的復雜性使得期望通過制定完善的藍圖，上帝般的安排一切，按圖索驥，達到一個均衡的路徑已經是不可能完成的任務。穩定明晰的體制機制的建立，在于創造一條通往秩序的規則。有規則，則有序。這也是風電的長期發展所需要的。