风电“统一规划”难解风电“弃风”问题

　　在人们对能源安全、气候变化与本地环境质量的关切下，提高波动性可再生能源在能源体系中的比重，成为世界各国的共同选择。我国风力发电的发展经过较长时间的技术与经验积累，从2005年开始迎来爆发式发展。在标杆电价体系的支持下，装机容量连续多年翻番式增长，到今年底，装机容量预计将达到8000万千瓦。但是，在装机迅速增加的同时，也暴露出很多的问题，最为突出的是风电的实际利用小时数与设计小时数差距较大，由于风电并网困难造成的“弃风限电”日益严重。风电的发展有容量而没电量，可以说背离了其发展的初衷，造成了投资的巨大浪费，也给风电业主带来并将继续带来巨大损失。这一问题的出现引发了很多方面的思考与解读。
　　对风电接入电网的几点共识
　　经过过去的实践与经验总结，人们对风电的特性认识的越来越清楚，并且形成了几点共识，这些共识包括：
　　(1)风电接入电网需要接入成本，越偏远的地方，其接入成本越高。
　　(2)不同于传统的可控机组，风电的出力具有随机性与间歇性，数值天气预报为基础的预测也总是有偏差的，这意味着风电接入电网，增加调峰备用需求，给系统运行增加额外困难，意味着更高的成本与调度难度。但是这种增加是程度上的，而不是性质上的。原有的需求波动也具有这种特性。二者没有本质的区别。
　　(3)风电的补贴不是奖励，而是创造对传统化石能源(同样包含大量补贴)的公平竞争环境。核电在研发试验阶段存在大量的公共资源补贴(有研究指出，从1974年到2005年，所有的公共R&D有半数流到了核电领域，在能效提高领域的支持还不如核能一项)，火电的环境破坏成本并没有纳入决策框架，也相当于一种“隐性补贴”。
　　取消或降低“标杆电价”为时过早
　　目前，由于风电限电造成风电场利润水平大幅下降，与此同时，受困于欧洲疲弱的碳市场，CDM收益也大幅下降。风电场的收益状况很不乐观。
政府政策的目标，是要取得较高的可再生能源发展目标，以及通过这种经验积累以及需求拉动，促进产业的技术进步与成本下降，从而尽快摆脱补贴的状态。但是，目前，标杆电价的改变是不合时宜的。对于风电业主而言，一个确定性的预期是至关重要的，它关系到企业投资需要的投资收益率的高低。要实现同样的目标，如果政策稳定，企业投资收益的风险溢价就比较低，那么总体的成本反而可能是最小的。目前需要着力解决的，是增量成本如何通过扩大基金支持强度(比如提高可再生能源附加标准)来消化的问题。