弃风电项目问题解决方法及思路解析

添加时间：2014-07-22 12:31:16 来源：爱中国能源网

　　过去，我国曾经出现过大量的4.95万千瓦的容量现象。究其原因，在于规避中央政府的审批。这一度被认为是“无序发展”的乱象 。那么试问：如果没有这个“口子”，最初的可再生能源“十一五”规划得以严格执行，那中国2010年的风电装机规模也就500-1000万千瓦，风电机组能否取得如此大幅度的成本下降？不恰当的政府管制，恰恰是发展的“障碍”。1000万千瓦风电可能不会有“弃风”问题，但是风电产业的发展要滞后太多，陷入“自我锁定”的困境当中。风电审批的下放，可以说是基于一个错误的理由（风电项目偏小，拿到中央审批有点繁琐），做了一件正确的事情。

　　“弃风”必然意味着系统的平衡或者对于风电的调度与风电出力之间出了问题。有学者据此提出通过“统一电网与风电规划”在中期规划尺度上规避新增风电的弃风问题。笔者对这一基本思路表示赞同，但是“统一规划”本身更像是对“弃风”问题的另一种表达（reframing the question) ，而不是问题的解决方案，它并不能回答“风电的发展规划与发展节奏”的问题。

　　过去，以独立的经营个体让渡自主决策权为基本特征的“统一规划”，在部分情况下是以更大的代价“消灭”了、而不是解决了问题。典型的例子就是西电东送送出地区（四川）曾经出现的本地用电紧张局面，属于电力资源错配（本地用电紧张说明本地电力价值升高，而外送电价甚至低于本地上网电价，还要付出输送成本）。“统一规划”在超越项目层面之外，需要表明其基本的方法论体系与合理性。在笔者看来，经过改进的综合资源规划（Updated-IRP）方法具有一定范围的可行性。但是目前这方面的具体讨论，在变化了的市场与产业环境背景下，是极其不充分的。 
      第三、长期的电力体制安排——电力市场不可或缺

　　中长期来看，解决风电的弃风问题，关键在于电力市场的建立。风电本身成本之外的系统接入成本与平衡成本，可以通过专门的辅助服务市场显示其构成与变动，建立激励相容的风电发展的系统支持体系。

　　在风电产业初期，通过FIT电价体系，风电发展的风险得到有效规避，消除了风险溢价，实现规划目标的成本较之直接电力市场竞争往往要低。但是，在产业具有了明显的规模，进入了“规模上升、价格迅速下降”的轨道之后，FIT电价体系的“固定”就显得不合时宜了。风电直接参与市场竞争成为可能与必要，德国目前正处于这个转折阶段（EEG2.0）。这一阶段之后，风电发展的布局、发展节奏等关键的要素，将可以通过市场价格信号的引导得到一定程度的优化。从开发节奏来看，电力市场的存在可以更好地表征电力供需的松紧程度（现货价格），指示未来的电源建设的前景（期货价格）。在电力市场条件下，缺乏需求的情况（比如后半夜）下，将只可能有趋于零、甚至低于零的价格（这可以在风电份额大的德国、丹麦电力市场的某些时段看到），而风电外送到远端市场在大部分时间也很难与当地电源竞争（因为输电成本与传输损耗）。明确的价格信号将决定系统潮流的走向，指引新项目的布局与建设，决定不同电源的市场份额。

　　过去，人们习惯于从资源禀赋思考布局问题。但是必须明确的是，资源禀赋多还是少，成本是高还是低，只是最终供电成本的一部分。比如，西部的风力资源比东部丰富的多，但是其缺乏足够的需求。考虑到远距离输送的损失，其供应一度电的成本，可能比东部的低风速风机要高出很多。用成本-效益分析指导风电发展，可能很多资源丰富地区因为其距离负荷中心太远，会丧失开发价值。这一点，对西部的煤炭、水电资源也是同样的道理，特别是面临开放国际市场竞争的煤炭。毕竟，最终的经济效率的提高，才是经济能源环境可持续发展的保证。这一“好”还是“不好”的判断理念要成为实践，市场化为基础的电力市场是不可或缺的。

　　现实问题的复杂性使得期望通过制定完善的蓝图，上帝般的安排一切，按图索骥，达到一个均衡的路径已经是不可能完成的任务。稳定明晰的体制机制的建立，在于创造一条通往秩序的规则。有规则，则有序。这也是风电的长期发展所需要的。

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