北极星智能电网在线讯: 导语：弃风问题持续多年悬而未决。细算这背后的经济成本，也许可以找到解决问题的关键所在。
2015年是风电弃风加剧的一年，全国风电平均利用小时数1728，相比2014年下降172小时，平均弃风率接近15%。其中，甘肃、新疆、吉林弃风程度达到1/3之多。风电与光伏相加起来在整个发电量中占的份额增加了0.7%，但总量仍不到4%。
与此同时，全国总发电量与用电量增长只有0.5%，这显示了电力需求增长的乏力。这种情况下，陆续投入运行的各类电源，如核电、水电、煤电与可再生能源发电等对份额的争夺更加激烈。由于缺乏显性的竞争规则(比如短期基于边际成本的报价与共同出清市场)，特别是缺乏电价的有效传导机制(否则，在供需如此过剩的情况下，电价水平应该大幅跌落，甘肃等地区一年有很多时段上网都会是零电价)，这种争夺更大程度上变成了一种政治角力，“做蛋糕”的市场进化与变化问题，变成了基于各种非经济效率标准的“分蛋糕”。由于煤炭的严重过剩，保证煤炭的销量、从而保证煤炭企业生存，成为了部分利益主体的追求。这成为了2015年压缩风电市场份额、乃至缩减补贴额度的重要原因。这方面的变化，往往被冠之以“风火交易”、“直接交易”的名义。
目前，可再生能源总体上仍然不具有商业化自主发展的能力，其成本的下降潜力需要优惠电价的支持才能打破“死锁”，这是全社会付出的短期成本，被加在了大部分的消费者身上。根据我国的可再生能源法，风电享受固定优惠电价，但是在操作中似乎有变成“固定奖励”的趋势(大致是0.25元/度电左右)，要承担市场波动风险，这一成本分摊从法律视角来看是有问题的;随着可再生能源的增多，火电机组的利用小时数、启停数、循环次数都会增加，这也意味着成本，而这一成本如何社会化却仍旧不甚清楚，缺乏价值标准与机制安排。
本文将在这几个方面做一些探讨，并在最后指出，电力系统运行调度数据的公开，是更好理解这些问题的前提，是一项非常迫切的任务。
“电力需求不旺”、“风电弃风加剧”不构成原因与结果
严重的弃风限电成为政府、学界、工业界与公众普遍关心的问题。如何理解弃风的原因关系到可能的解决方案的具体形式。对于弃风的原因诸多报道与分析从不同的角度给出了解释，并提出了相应的解决方案。电力需求不旺是客观环境，将其作为发电弃风加剧的原因却是不合格的。
从一般性的角度来看，问题的原因之所以能够称之为原因，是在于它可以指向潜在的解决方案;而电力需求不旺显然不具有指向解决方案的功能。发达国家的用电负荷在很大程度上都已经饱和，甚至以每年1到几个百分点的速率下降，可是为什么美国5年间风光份额从2.5%上升到接近5%、德国更是占到总发电量的30%，它们的弃风程度并没有随需求形势而变化，甚至还有大幅的改善?只能说，在需求不旺的环境下，既有的问题得到了更充分的暴露，并且由于规模的扩大，意味着更大的损失。
从这个角度，试图通过控制整体上的发展节奏，以缓解问题的思路也是一种“掩盖”与推迟问题暴露的思路。这种思路，对于正处于学习过程中的先进技术尤其是不合适的。它可能中断正处于连续学习过程中的先进技术。
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。
