2013年，按照國家能源局的統計，棄風問題得到了一定程度的緩解，平均棄風電量11%，比2012年降低6個百分點。吉林（22%）、甘肅（21%）、內蒙古（蒙東20%，蒙西12%）、河北（17%）的棄風率仍顯得過高。到2013年年底，中國風電并網裝機達到7700萬千瓦，已經超過美國（約6100萬千瓦），位居世界第一位。但是由于嚴重的發電限制，從發電量來看，仍舊比美國低15%左右。 

　　風電實際運行小時數相比設計值大打折扣，影響風電業主的投資回收計劃。2012年以后，清潔發展機制（CDM）項目的核證減排量（CERs）價格大幅下跌，風電項目減少了約0.1元/千瓦時的減排量出售收益。而10%-20%的棄風，其對電廠收益的影響也大致如此。二者相加，風電場的年收益要下降30%，其平均利潤較高峰時期要減少2/3以上。過去幾年，風電設備制造行業技術進步、成本下降的效應完全被抵銷了。 

　　從公共政策的角度，這也影響到標桿電價（FIT）水平的下調。解決風電棄風問題，關系到短期風電行業與產業經營、中期電力系統多元化轉型（風電避免鎖定在“高成本、低份額”的均衡狀態，進入“低成本、高份額”的新的均衡），以及長期的節能減排目標的實現與綠色低碳發展。 

　　傳統電網的功能是實現可控的電力供應與變化的需求間的平衡?，F在，隨著風電、太陽能發電越來越多，不可控的電力供應比例將越來越大。從技術上來講，減少棄風有以下5個方面需求與供應側的措施： 

　　這種改進，面對大氣系統固有的不連續與不確定性，其效果也基本是“成事在天”的，總會存著或大或小的誤差。這一改進的潛力是極其有限的。 

　　在我國電力市場基本還沒有建立的情況下，這一途徑短中期內還只能“束之高閣”。 

　　特別是起停迅速的天然氣，以及一些配合的煤電機組。但是無疑，頻繁的起停將增大設備運行的難度，增加設備維護的成本，減少這些機組的利用率。這一增量成本如何補償必須解決。 

　　需要巨大的投資，由于建設的長周期也需要假以時日。 

　　抽水蓄能、風電供熱等形式較為可行。其他的技術都屬于遠景技術，其商業化的難度甚至要大于風電的并網本身。 

　　技術上的可行性并不是實際中需要采用的充分理由，需要經濟性的考量與比較。這也是在特定情況下，少量棄風是有效率的選擇的原因。而現實中的物理的、經濟的、政策與體制的約束眾多，也會限制技術充分發揮作用。本文結合不同的時間尺度（短期、中期與長期）與空間尺度（具體項目、產業規劃與宏觀政策、體制安排），討論棄風的解決思路。 

　　第一、短期項目層面棄風問題的解決——改變調度優先次序 

　　西部風能物理資源豐富地區大規模的風電裝機已是既成事實。短期內，電力系統的調峰備用機組不可能迅速增加，而風電的其他利用方式，比如供熱也因為技術實踐不足等原因，無法迅速的展開。電力需求不旺，新的電源發展與擴大聯網外送也面臨成本較高的問題。短期內棄風問題的大幅改觀（比如降到3%以內，這接近北美與歐洲情況）似乎無解。 

　　然而事實并非如此。分析幾個“棄風”的重災區，可以發現，其傳統的煤電機組的利用小時數仍舊高達3500-4000小時，甚至更高，現存電力系統接納風電的技術潛力（比如調峰深度達到20%以內，利用小時數在1500-2000小時）還遠未實現。 

　　這一現象在電力市場環境下是不可想象的。因為風電可以以邊際成本低的優勢，以零報價上網，在壓低市場價格的同時，獲得市場份額，優先滿足或低或高的電力需求。德國可再生能源大發展的背景下，其傳統機組利用率下降嚴重。2013年夏季，天然氣機組出力就因為燃料成本高昂（邊際成本高），其利用率下降了20%，而同期電價也下降了13%，這一傳統機組不賺錢的情況已經使得系統維持足夠的備用容量都困難。因此探討建立容量市場(Capacity market) 變得必要（盡管理論上，因為機組可以通過足夠高的尖峰負荷時段的“稀缺租金”回收固定資本投資，容量市場并沒有因為可再生能源發電而存在的必要）。 

　　而我國目前顯然處在另外一個極端上——系統存在過度冗余。原因之一，在于我國調度體系中仍然維持的所有機組“平均上網小時數”的政策，并且省級政府具有巨大的自由量裁權。必須指出的是，風電對傳統電源的擠壓，這是其技術特點與電力市場設計所決定的。同時，成本低（指的是可變成本，固定部分已經沉沒，不體現在決策之中）的排序優先（merit-order）是有效率的市場建設的要求。 

　　2013年棄風的改善，在筆者看來，大部分來自于優化調度、減少線路的阻塞，以及新增的需求。這一優化的潛力在未來仍將是存在的，隨著互聯的電網基礎設施的改進可能會持續改善。但是相比而言，更大的結構性調整在于改變調度的排序規則，模擬市場競價行為。這需要調峰補償機制的更良好運行，以及對這一改變的分布式影響(distributional impacts)問題的解決。 

　　這是機制安排問題，不是風電與傳統電源間的所謂利益“分餅”游戲。但是，必須承認，這一政策改變對于火電行業的分布式影響將是非常巨大的，其政治上的可行性存疑。在“最優”無法實現的情況下，業已出現的風電與火電之間的“發電權”交易，相比目前的格局，是一種雙方都可以接受的次優選擇。 

　　而對于新項目，詳細的并網安排對于項目的可行性論證是必不可少的。事實上，一個典型的風電可研報告，其中重要不可或缺的章節就是電網接入方案。項目的電網接入設計，本來就是項目邊界內的一部分，二者是“項目與電網統一規劃”的。這一問題在已有裝機未能及時并網的問題暴露之后，已經得到了極大的改善。未來風電項目的及時并網，應該不會是大的問題，關鍵在于接入電網之后的利用率是否可以達到可研預期。 

　　風電的產業規劃超越了項目層面，是對風電整體發展的政策，甚至裝機的規模、時序、布局的確定與控制。在筆者看來，要避免潛在大規模棄風問題的出現，風電與電網的規劃的關鍵是要區分清楚哪個是目標，哪個是條件（target and means)，有哪些物理、環境、經濟約束是起作用的，而哪些是需要改變的。風電的發展如果是目標，那么其他的基礎條件，包括電網基礎設施在內，都是需要提升以滿足風電發展的途徑。而風電的目標確定，往往基于的是更廣的能源、經濟與環境系統的發展要求，比如節能減排目標、新興產業發展等等。 

　　條件提升的過程中可能會遇到可行性的障礙，比如短期內的投資缺口、工期問題等，但是這不存在不能改善的絕對性“邊界”。因此，設定政治性目標，包括風電份額與電網調峰能力的政治性目標，是有可操作性的方式。 

　　過去，我國曾經出現過大量的4.95萬千瓦的容量現象。究其原因，在于規避中央政府的審批。這一度被認為是“無序發展”的亂象 。那么試問：如果沒有這個“口子”，最初的可再生能源“十一五”規劃得以嚴格執行，那中國2010年的風電裝機規模也就500-1000萬千瓦，風電機組能否取得如此大幅度的成本下降？不恰當的政府管制，恰恰是發展的“障礙”。1000萬千瓦風電可能不會有“棄風”問題，但是風電產業的發展要滯后太多，陷入“自我鎖定”的困境當中。風電審批的下放，可以說是基于一個錯誤的理由（風電項目偏小，拿到中央審批有點繁瑣），做了一件正確的事情。 <