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从技术特点看,风电与光伏都具有通过研发、技术外溢以及干中学取得成本下降的潜力,前二者可以归类到技术创新的推动,而最后者可以归为市场的拉动。推动市场规模也可以激发成本下降式的创新。但在初期成本高昂的阶段,没有足够市场容量,成本下降的过程就不会启动,很难形成足够的、有市场竞争力的规模。
也就是说,风电具有成本下降的潜力,但是这种潜力的释放需要借助额外政策。优惠电价作为一种补贴,是提高风电市场份额的主要政策工具。
2014年,风电业界出现了一种担忧,认为电力市场化改革会危及风电的支持政策。这是不必要的担忧,混淆了体制改革与政策调整。
各种发电机组一旦建成,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,首先应该描述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。历史存在的利益格局,比如行政定立的平均发电小时数,不应成为打破这种格局的政策障碍。
这也是为什么现货电力市场,其定价体系基本都是基于边际成本设计。在一个边际成本决定价格的电力市场中,低边际成本将无限压低市场整体的价格水平。众多文献的检验表明,在西欧目前的电源结构下,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。
当然,长期而言,可再生能源进入市场到底会提高还是降低电价是一个很有争议、甚至很难定义清楚的问题。这些影响,在我国高度管制的电力系统中,尚未充分暴露。
在政府文件中,出现了“风电到2020年价格与火电持平”的预期性目标,但如何操作仍不得而知。
就笔者的观点而言,这种僵直的目标是需要取消的,不应简单作为取消补贴的时间表。面对技术进步与市场的不确定性,特别是火电负外部性内部化的程度,这种目标缺乏一定的弹性。并且,政府已经设定了风电2020年实现2亿千瓦装机的目标,如果实现了风火同价已经可以分散决策,自主发展,何需此种装机目标?装机目标与价格目标,只能存在一个,或建立二者之间的定量联系。
从地区角度来看,中国、印度等具有制造业能力的国家,寄希望于别国成本下降之后技术输入是不现实的——发达国家各种要素成本高,不发达国家缺乏制造业的基本能力,成本更高(比如非洲)。唯一期望的就是自己通过实际规模扩张,技术学习以降低成本。15年左右的风电支持期(从2005年可再生能源法出台算起),无论从国际同行经验还是技术进步的节奏来看,都显得有些过于仓促。张树伟(供职于中国人民大学经济学院能源经济系)陈东娟(供职于中节能风力发电股份公司)
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