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。
深度调峰是服务、还是竞争的结果，是否需要补偿亟需厘清
从成本如何承担的角度来看，“深度调峰”是否需要补偿也需要更加明确的标准。在丹麦、德国、美国等地区，煤电的灵活性改造是必要的，其煤电机组也常常在额定出力的10%-20%的区间运行。但是这种必要性完全是机组无法适应市场更频繁的变化而造成的。如果不具有更大的灵活性，这些机组必须承担在市场电价已经低于燃料成本(甚至是负电价)条件下的仍然在线、而不停机的成本(只要这一成本仍小于停机带来的成本)。
这是传统机组的烦恼，也是加在传统机组上的成本，很大程度上并不构成“辅助服务”，不具有将这种成本社会化的充分依据。这是传统化石燃料生产商需要解决的问题，而不是系统与社会的问题。
调度数据的及时公开是理解我国弃风问题的关键
以上提及的这几个问题与烦恼，都需要基于法律与全社会的视角去区分问题的制造者与成本的承担者。亟需防止的是，将系统各种问题的解决方案的成本通过输配电价或者终端电价回收，缺乏明确依据的进行社会化。
从政治经济学角度，建立能够切实代表电力消费者的组织，有助于厘清中国电价虚高的现实，澄清长期存在的若干误解，将风电的“降价效应”有效地传递给终端，从而促进先进用电方式的进化，改变电价调整作为政府与电力企业之间“讨价还价”的模式。这一点有待在中长期，以主要用电用户为主(特别是高耗能用户)开展进一步探讨与研究。
要更准确清晰的理解本文提及的问题和其产生的原因，以及各种原因的贡献，特别是谁造成的问题、又应该由谁去承担成本，系统运行数据的透明化无疑是个基本的前提。从这一角度，同欧美地区的惯例一样，调度数据的及时公开是对我国弃风问题形成共识的数据基础与第一步。这是一项非常迫切的任务。
