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风电优惠电价不是因为风电清洁，而是要解决技术学习中的市场失灵

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，而后者可以归为市场的拉动。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。推动市场规模也可以激发成本下降式的创新。

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。因此，保证足够的激励是关键。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。对补贴强度削减的意愿如果超过了实际的成本下降的节奏，那就将意味着通过装机扩大引发的技术学习效应的中止。这对于一个新兴的产业是有害的，极有可能导致一个产业成熟期的推迟，甚至是夭折。这对装备制造业是个很大的隐患。

我国的风电支持政策，到底是固定电价，还是固定优惠？

2005年通过的《可再生能源法》对可再生能源的支持政策有如下描述：

“第十九条可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。

第二十条电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊。”

从这一表述，特别是第十九条来看，中国的可再生能源发电支持政策应该是FIT(Feed-in-tariff)，也就是固定优惠电价。这一电价需要的补贴额度，如果现实中电价出现变化，也将出现变化。这一政策不应该是FIP，也就是按照大致0.25元/度的固定补贴额度去补贴，而应该同样承担市场的价格波动风险。

在部分地区的实际操作中，出现了与法律要求不符的情况。这一点，迫切需要全国人大的司法解释与澄清。

2016年3月28日，发改委下发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，确定了风电“保障性收购电量”的原则，也就是风电的最小保证小时数必须高于实现其正常盈利水平（比如8%内部收益率）的小时数之上，这一小时数之外的发电量可参与市场竞争。应该讲，这是一种缺乏机制条件下“没有办法的办法”。面对尚不及格的风电小时数，规定一个60分的水平线，尽管《可再生能源法》明确要求需要100分的。

从风电的可研报告来看，其测算的基于标杆电价水平下的内部收益率基本是8%左右，因此，以上的要求，意味着需要保证可研报告模拟的利用小时数水平。这一测算体系跟新一轮的测算如何协调，是接下来的一个开放性的问题。

风电需要的调峰辅助服务比想象中要少很多

电力在我国仍旧是一个高度管制的能源部门，这一特点突出地表现在发电、输配电、用电以及整个价格体系的不灵活(inflexibility)。发电结构以煤电为主，快速调节能力较为缺乏，这是可再生能源接入电力系统的一个障碍；输配调度仍以“平均调度”为主，对高效机组激励不足；用电工商业份额占比超过85%，负荷峰谷差相对较小，对负荷跟踪与峰荷出力的需求要低；发电价格、输配电电价与终端销售电价由政府制定并决定调整的节奏与幅度，缺乏市场发现价格与发电市场份额的机制与基础设施。

这一体制之下，短期电力市场基本是不存在的，事实上执行的是“年前电力市场”，也就是提前一年以“发用电计划”的形式确定机组的“市场份额”，然后剩余的时间尺度内（月、天、小时）全部是调度体系基于安全、可行标准的量裁与实际操作。各种机组具有提供基本平衡服务的义务。调度机构在满足全年份额的前提下，具有较大的灵活性在小于年的时间尺度上决定机组的出力与排序。

从这个角度来看，我国目前的所谓“调峰服务”亟需在概念与范围上进行厘清。在目前系统冗余度较大的情况下，大部分机组出力不足，能够提供向上的灵活性的资源非常多。而在向下的灵活性的提供上，很多地区存在的“弃风”与“弃煤电”间的抉择，以及为了保证风电的更多发电份额而产生的“启停调峰”、“深度调峰”、“爬坡循环”。说到底，其实更多的应该是竞争的结果，而不是传统机组的“额外服务”。

这一点可以从其他国家的市场经历中得到检验。笔者的一个合作者Lion Hirth博士的研究提供了德国这方面的数据。他的工作显示，从2008年到2013年，德国的波动性可再生能源发电份额（主要是风电与光伏）从7%上升到了13%，而同期电网的向上的调频、调峰资源需求（这需要通过招标来购买）却下降了20%，而向下的资源大体保持稳定。伴随着风功率预测水平的提升、电网调度的进一步精细化、共享的网际备用，风电光伏波动性带来的调峰需求增加下降了很多，要比通常想象的少的多。

风电的波动不是不确定性，只有那些不可预知的波动（也就是预测误差部分）才是。这一点上，需要的参照系是市场竞争体系，而不是行政式的市场份额划分。

目前，我国的电力系统存在过度冗余，其程度即使以最大负荷（而不是平均负荷）跟装机总量比，也超过了25%。所以，可向上调节的资源非常多，这种调节的价值基本趋近于0（基于这一点，储能可行的商业模式可能需要探讨）。向下的调节能力不足可能受到“以热定电”机组要满足供热出力的限制，也可能受制于核定的“最小技术出力”（这个现实中到底处于何种水平，存在模糊的空间。基于市场竞争行为显示的最小出力是更准确的“显示偏好”.也就是到何种电价水平，煤电厂就宁愿启停而不愿意留在系统中亏钱了），这意味着额外的成本（损害增加、煤耗增加、寿命缩短等）。但是这似乎跟所谓“调峰服务”无关，而涉及到下面的问题。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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