“棄風”問題何解？
封麵故事
作者：張樹偉
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、體製安排），討論棄風的解決思路。
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，中國風電並網裝機達到7700萬千瓦，已經超過美國（約6100萬千瓦），位居世界第一位。但是由於嚴重的發電限製，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年以後，清潔發展機製（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，風電設備製造行業技術進步、成本下降的效應完全被抵銷了。
從公共政策的角度，這也影響到標杆電價（FIT）水平的下調。解決風電棄風問題，關係到短期風電行業與產業經營、中期電力係統多元化轉型（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。現在，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個方麵需求與供應側的措施：
改進天氣預測的精度，用於風電出力預計
這種改進，麵對大氣係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。
需求側響應
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隻能“束之高閣”。
靈活電源
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。
擴大聯網範圍
需要巨大的投資，由於建設的長周期也需要假以時日。
建立儲能係統
抽水蓄能、風電供熱等形式較為可行。其他的技術都屬於遠景技術，其商業化的難度甚至要大於風電的並網本身。
技術上的可行性並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、政策與體製的約束眾多，也會限製技術充分發揮作用。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、體製安排），討論棄風的解決思路。
第一、短期項目層麵棄風問題的解決——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，電力係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麵臨成本較高的問題。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。
然而事實並非如此。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，現存電力係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係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，容量市場並沒有因為可再生能源發電而存在的必要）。