去年下半年以来风电弃风率有所降低，各地涌现“抢装潮”。本文将从技术、系统成本以及市场三个视角，对风电并网及其系统影响涉及到的关键问题进行讨论。
2014年，全国来风情况普遍偏小，全年风电利用小时数下降明显，平均利用小时数为不到1900小时。风电发电量的增幅降低，一定程度上减轻了风电市场消纳的压力，风电平均弃风率8%，同比下降4%。由于存在风电优惠电价下调的预期，下半年各地区不同程度出现了“抢装潮”。截至2014年底，全国风电累计核准容量1.7亿千瓦，在建容量接近8000万千瓦。
进入2015年，我国在推出风电标杆电价体系5年之后，根据风电的技术进步情况，下调了这一优惠政策的支持力度，平均在2分钱左右。下调的依据在于过去几年风电设备行业技术进步与规模效应带来的投资成本大幅下降，而反对下调列出了补贴拖欠、并网困难、弃风限电严重、CDM收益消失等问题，影响风电业主的预期收益率。与此同时，风电并网容量突破了1亿千瓦的整数大关。总体电力需求在2015年的前几个月依旧低迷，也使得希望通过扩大的电力需求来改善风电的弃风问题变得困难，弃风率在前几个月大幅上升(接近20%)，存量不动、依靠增量解决问题的腾挪空间已经变得有限。
在电力体制改革业已启动的大背景下，如何从体制设计与机制安排的角度，解决弃风问题变得重要。理解弃风形成的原因可能关系到相应的解决方案的提出，无论是在短期还是长期。笔者2014年的文章指出，“风电与电网缺乏协调”的说法是具有误导性的。它只在短期项目级成立，而在更长的时间尺度上更像是对存在问题的另外一种表述，“加强协调”的说法不意味着任何方法论，会混淆风电发展的目标与途径，也不能提供风电长期发展的目标方案。
最近，对弃风原因的解释多了一种火电与风电利益纠缠说，“统筹二者的利益”自然是其解决方案。这种思路在笔者看来同样是误导性的，它转移了话题，跳过“做蛋糕”的系统最优化问题，直接解读为“分蛋糕”的分配问题(这个当然也重要，但是无疑是第二位的)，将追求效率为基本价值目标的经济议题，变成了一个充满妥协意味的政治议题。
风电并网的技术视角——系统灵活性要求提升
电力系统的灵活性，简而言之是电力系统面临供给与需求波动仍旧保持系统时刻平衡的能力，包括“向上”与“向下”的灵活性。风电出力的最大特点在于其波动性(variability)，也就是说风电机组的出力大小，是天气情况决定的，而不像传统的化石燃料机组，受人的控制。出力波动与预测误差的存在，意味着系统面临需求不确定性之外，多了一层不确定性，无疑将需要更多的可以灵活调节的机组以在各个时间尺度上帮助系统的平衡。
对应于资产存量更新的速度，不同时间尺度上的系统灵活性资源选择有所不同。
短期(1年到几年)内，电力系统的结构与技术不可能发生大的变化，风电接入电网更多考虑的是如何通过优化电网调度运行来提高接入风电的能力。更加准确的进行风电出力预测，将减少系统平衡的不确定性，进而减少对灵活性的要求，在系统平衡中扮演着比较重要的角色。提高调度计划的时间分辨率，从日前计划不断的滚动修正到小时级计划，以及半小时、15分钟计划，可以缩小系统需要平衡的程度，提高运行效率。此外，业已存在的基于价格(峰谷电价)或者基于激励(可中断电源)的需求侧管理措施，也可以有效地扮演平衡服务的角色。
中期(几年到10年)：电力系统有机会发生比较明显的结构改变与增强技术能力。扩大的电网联网范围(可以利用更多的出力特性不同的机组，集合负荷特性不同的用电者，平抑波动)、灵活电源(比如天然气单循环机组。这部分机组具有起停迅速、成本较小的特点，固定投资成本低，是峰荷最有力的竞争者)以及抽水蓄能等都是系统灵活性提高的方式。
长期(几十年)：现有的电力系统特点、存量资产可以完全忽略。问题变成了基于何种价值标准，需要“设计”或者推动形成一个什么样的电力系统。其中，先进的技术与模式的作用与角色，比如先进储能技术、电动汽车与电网的互动、互联网促进电力响应的应用等，是一个非常热门的话题。如果系统的可再生能源越来越多，并且其在市场竞价与政策安排中居于优先地位，那么意味着系统剩余的负荷曲线波动将更大，系统会越来越呈现只有腰荷与峰荷，而没有明显基荷的特点。这一特点，无疑意味着系统的灵活性以及轻资产密度的需求(因为利用率的下降，投资成本大的电源类型发电成本将无法摊薄)。
在中期尺度上，存在着可能的一种变化，那就是通过对现有系统的更新改造或者关停(比如未达到技术寿命的发电机组)来加快系统的结构变化与资产更新。这方面值得探讨的是：在中短期，是否需要提前退役严重影响系统灵活性的大容量输电线路以及大容量的煤电机组。
这些广泛存在的措施的最终目标，在于以经济有效的方式，保证电力系统在任意地点与时间上的供需平衡。在目前的系统中，通常电网平衡与安全负责的机构(比如调度或者电网)都拥有一定的平衡资源，而发电厂商也在一定的调节范围内有参与系统服务的义务。超过这些范围，电力市场也存在着平衡市场，去实现额外的平衡需求的购买与供应服务。在美国的部分电力市场，这一平衡市场还能够与能量市场联合优化出清，促进整个电力系统的最优化。
风电出力预测的误差(fore error)总是存在，相比传统的可控能源形式，风电往往意味着更多的系统平衡与备用资源。这一平衡的需求，是针对风电预测的误差，而不是风电的全部。这一增加的程度，从若干欧洲风电大国的经历来看，是非常有限的。短期来看，风电存在一定程度的保证容量(与地点与负荷特性高度相关，在5%-40%左右)，而我国电力系统也存在着较大的冗余。不考虑系统的爬坡速率问题，笔者团队的初步研究表明，即使目前的电力系统完全不改造，接纳年(发电量)10%风电与5%太阳能以上份额在技术上是可行的。目前的可再生能源比例距此还存在相当的距离，仍具有快速发展的现有系统可行性条件，关键在于其他问题的解决。
风电并网的成本视角——超越发电成本(LCOE)的系统成本
从一般的角度而言，由于电力的需求是波动的，并且不方便储存，因此不同的时间上具有不同的价值，在电力需求高的时候价值大，需求低的时候价值小。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)，尖峰选择低投资成本(比如天然气)的是最有效率的。
从不同电源类型的出力特性来看，没有任何一种电源类型可以完美无缝隙的满足波动的需求(完全可调节的天然气机组也存在机组故障风险)。从经济学价值的角度，我们可以定义一个假想的“电源”类型，具有与需求完全一致的出力特性，也就不需要任何除发电外的成本。那么，其他电源类型，包括传统的煤电、气电，也包括风电、太阳能等可再生能源，与这一理想电源的差别，就是这些电源除了本身发电成本之外的“系统成本”。因为，作为波动性的电源，风电要提供充分满足需求特性的电力，还将存在相比传统电源更大的系统成本。
以完美跟踪需求变化的发电技术为参照，系统成本主要将包括三个方面：
1、出力特性与需求特性的差别。风电的保证容量较低，因此风电进入系统并不能等效地降低其他机组的投入，它会减少其他机组的利用时间，增加系统过多冗余的必要性，甚至在某些时刻大过总负荷，这在目前的技术条件下可能导致负的电力价格。这导致系统成本相比不发展可再生能源而增加。可称之为特性成本(Profile cost)。
2、出力的误差平衡。风电的出力是波动并具有不确定性的，预测总是有误差的，因此预测的误差就需要系统提供额外的容量来平衡。这就需要平衡成本(Balance cost)。
3、风电出力的地域限制与传输限制。这一成本也存在于其他的电源当中，也就是电网的传输容量限制，或者缺乏，必须为了风电能够充分上网而投资或者扩建。这就对应网络成本(Grid cost)。
以上的三项成本，基本随着可再生能源的份额增加而增加，但是其具体的大小仍取决于电力系统的特点，取决于系统中各项技术的互动。一般而言，特性成本往往是三项成本中最大的。从程度上，可再生能源的随机性与间歇性，也决定了它们的系统成本，往往要大于传统的可控化石能源机组，特别是具有良好调节性能的机组。
必须指出的是，这些成本是客观存在的，但是这是系统特点与风电出力的特点所决定的，并不是市场失灵，不需要任何的政府政策干预。在起作用的电力市场中，这种成本自然会显现并由相应的承担主体。比如由于风电出力的时候市场价格低，而风电不出力的时候市场价格高，那么平均来看，风电的单位发电收益水平就比不上具有灵活调节性能的天然气;风电出力预测有误差，其业主就必然需要在平衡市场购买相应的平衡服务，以实现自己此前向市场的发电承诺;系统需要为大规模的风电出力波动提供更高水平的旋转备用等资源，这一系统服务也必然会以某种形式(比如分摊到输配成本、风电自身承担、调度收费)得以消化。
此外，风电的这种额外成本的存在，跟传统机组出力与需求不一致并没有性质上的区别，也不能得出风电不应该发展的结论。发展风电的意义与目标(Target)在于长期的能源安全、减排与环境收益，以及其他方面。在风电份额还非常小(比如我国)的情况下，这也不构成当前限制其发展的理由(当然，风电的市场价值在长期可能会下降的比较快)。问题的关键在于：能否设计一个起作用的电力市场，能够有助于各种成本要素的发现与定价，并对相应的利益群体提供价格信号或者激励，以更有效率的解决问题，并促进各种需求侧与平衡技术的创新。
在我国电力市场还基本没有建立起来的背景下，电力体制改革配套文件中的临时性的政策安排(如确保风电的调度优先地位)无疑是有意义的。但是，这无法取代市场作为长效机制的作用。建立电力市场，仍旧是风电可持续有效率发展的重中之重。这同样与以下将要讨论的市场视角有关系。
风电并网的市场视角——“merit-order”效应
由于缺乏以成本为基础的竞争市场，这种市场的视角在我国还难以找到对应。我们以德国风电发展的效应来说明。
德国地区平均意义上的趸售电价水平，在2008年之后，从60欧元/兆瓦时以上，一路下跌，到现在，平均已经不到40欧元/兆瓦时，也就是3-4欧分/度的水平，在某些时段时不时出现负的电价水平。英国经济学人杂志的文章《How to lose half a trillion euros》生动了描述了这一过程。
电价的这种跌落，是多种因素共同作用、叠加的结果。但是无论是理论模拟还是实证检验，都基本一致的证实了可再生能源对电价下降的正贡献，至少在目前的可再生能源份额水平上。风电、太阳能的可变成本都无限趋近于零。在一个边际成本决定市场价格的电力市场中，这种低边际成本将无限压低市场整体的价格水平，这称之为“merit-order”效应(优先次序效应)。众多文献的检验表明，在目前的电源结构下，可再生能源每增加100万千瓦，市场的价格水平可能就要跌落6-10欧元。
这种市场设计与基于边际成本的定价模式，从整个系统而言，是市场出清与系统成本优化的必然选择。因为各种机组一旦建成，其投资成本，以及固定的运行成本(比如还贷、人员工资)将成为“沉没成本”，系统要成本最优化，必须首先使用那些可变成本低的发电类型。可再生能源没有燃料成本，自然是最优先的选择。只有这样，从“做大蛋糕”——系统最优化的角度，也才是合理的。因此，在我国存在的火电与风电争发电小时数的问题，首先应该界定为一个整体系统最优价值标准下的效率问题，而不是一个风电与火电分蛋糕的“利益分割”问题与视角。
那么，消费者从下降的电价中得到好处了吗?
对整体电力消费者，短期内答案无疑是肯定的。从影响看，因为可再生能源，大量的利润从发电商转移到了用电用户。至于中小工业与居民电价涨幅巨大的问题，那只不过是支持可再生能源的负担不对称的加到这些部门之上而已。
总体加权电价的涨幅要比人们想象的小得多。居民电价的持续上涨无疑吸引眼球，但它远不是整个图景的全部，甚至不是主要部分。直接的电力支出是支出，内含在各种商品中降低的电力成本带来的支出节省也是存在的。德国最近几年的总体终端电价水平在不断上涨，但是如果没有可再生能源的扩大，这种上涨的程度只会更高，而不是更低。这是解读与评价德国可再生能源政策的关键逻辑。
当然，长期而言，可再生能源进入市场，是提高了还是降低了市场的电价水平，是一个很有争议，甚至很难界定清楚的问题。市场相比其份额不增长的变化，尤其是电源结构变化会变得非常不确定，并且掺杂了很多衍生的变化。风电规模越大(意味着系统的剩余基荷需求越少，机组的平均利用水平下降，因此高一次投资，低运行成本的发电技术与大容量输电线路将有可能因为缺乏足够的利用率被淘汰)，系统就越发需要成为一个更具灵活性的系统，灵活机组的份额将更大。这从长期成本而言，往往大于一个(无如此大比例风电)不灵活系统的成本。
从市场价格的角度，一方面，merit-order是永远存在的，其压缩市场价格的效应是存在的，但是随着其份额的扩大，在可再生出力减少的情况下，剩余的传统火电机组将具有更大的市场力去抬升价格，以在有限的利用小时数以内回收固定成本，提高利润;另一方面，市场价格的最高限价通常是存在的，这一限制是否会导致系统容量不足，从而长期引发电价整体上涨的问题也是很复杂的。这是实证角度的分析。从规范的角度，目前的这种最高限价、可再生能源大发展与单一电量市场(energy-only)的模式，被大部分人视为不可持续的，需要进一步的改革措施。
此外，价格的变化可能更加剧烈，在可再生能源不出力的时刻，剩余的少量传统机组将具有很大的市场力去实现一个更高的价格水平。电力市场可能永远存在稀缺时刻，而这些时刻可能永远存在市场力问题(大部分机组达到了最大出力，少数发电商操纵市场的能力大为增强)。这一问题需要在市场设计与监管层面有待进一步的解决。当然，这些问题，对于我国的现状而言，更像是另外一个极端的问题了。
