风电弃风问题日益加剧，受到政府、企业与全社会的广泛关注。2016年，继发布风电的最低保障小时数政策之后，政府又密集出台了其他相应的政策与措施。这些措施包括：
　　
　　7月4日，国家能源局发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，旨在挖掘燃煤机组调峰潜力、提升我国火电运行灵活性、全面提高系统调峰和新能源消纳能力。在各地方和发电集团建议的基础上，最终确定了丹东电厂等16个火电灵活性提升改造试点项目。
　　
　　7月18日，国家能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，提出建立风电投资监测预警机制，引导风电企业理性投资、促进产业健康发展。根据这一机制，国家能源局当年将不对预警结果为红色的省份下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新的风电项目。
　　
　　7月19日，国家发改委、国家能源局发布了我国电力体制改革六项改革配套文件之一的《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》。文件中明确指出，对2017年3月15日后投产的煤电机组，各地除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量将不再执行上网标杆电价。同时，鼓励新投产煤电机组自愿认定为可再生能源调峰机组。
　　
　　7月22日，国家发改委、国家能源局印发《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》，为促进可再生能源消纳，在全国范围内通过企业自愿、电网和发电企业双方约定的方式确定部分机组为可再生能源调峰。在履行正常调峰义务基础上，可再生能源调峰机组优先调度，按照“谁调峰、谁受益”原则建立调峰机组激励机制。
　　
　　这些文件的出台都旨在缓解乃至解决可再生能源利用率不高的问题，特别是在系统中与煤电的规划、管理与运行相关的问题。本文基于提升系统灵活性的目标，从风电与火电到底谁在战略、规划、与运行管理层面处于优先地位(优先如何体现?如何做到优先?优先有何收益方面的含义?)的视角，对这些密集发布文件的内容进行综合分析，以期对未来重要的政策变化提供建议和启示。
　　
　　战略层面——“风电优先”基本成为共识，但需防止过犹不及
　　
　　由于环境的急剧恶化以及气候治理问题的踟蹰不前等原因，节能减排、清洁低碳近几年在美国、欧洲和我国很多时候成为了“政治正确”。发展可再生能源，特别是风电、太阳能已经成为各主要经济体能源转型的主要选择与努力的方向。
　　
　　基于要实现的环境与社会目标，这个选择具有一定的合理性。但是，过犹不及，如果仅贴上“好”与“坏”的标签，却丝毫不考虑程度、时间与空间的变化，无疑就会产生逻辑与行动上的错误，导致过于悲观或者乐观的看法。
　　
　　这种“做过了”的体现之一，是对可再生能源等的过度乐观(overselling),宣称“清洁低碳已经是世界能源发展的趋势”。其依靠的论据似乎是，美国天然气份额快速上升、部分西欧国家(特别是德国、丹麦等)在可再生能源发展上的目标加快实现。这种看法，忽视了美国天然气大部分情况下比煤变得便宜的事实，且西欧过去一段时期天然气使用下降、煤炭上涨的事实。更不要提印度、东南亚，包括我国煤炭利用设施的巨量增长可能。清洁低碳还远远不是世界发展的趋势，现在的努力也远远无法实现气候减排的安全目标。这方面，无疑需要国际治理体系付出巨大的额外努力与相当的成本。清洁低碳是一个艰巨的目标，需要合适与成本有效的政策工具，它还远远不是趋势。
　　
　　体现之二，在于似乎只要贴上“清洁”的标签就意味着无穷价值，就可以“通行无阻”。比如因为水电具有减排、发电成本低的特点(并不必然意味着用电成本低，比如外送2000公里)，所以是“好”的;“好”的就要“积极发展”，“积极发展”意味着“克服各种困难也要大力开发、使用”，即使这种发展从经济角度而言，完全是用一个很大的投入实现一个很小的价值，完全属于“大炮打蚊子”。在这种思维方式的作用下，很容易对“好”的奖励过度，而对所谓“坏”的惩罚过猛。这种定位思维是对很多连续性问题的二值简化(无论清洁、低碳，都需要回答一个“多低算低”、“多清洁算清洁”的问题，以表达明确的含义)。
　　
　　从长远来看，优先考虑可再生能源在战略上来说不会犯太大的错误。但是，基于特定的时间点、市场环境，以及变化的技术、政策与竞争，都可能会改变其最优的份额以及实现最优份额的节奏和轨迹。要避免只要涉及可再生能源(比如再一次搞成了完全与波动性出力不相容的基地建设)发展了，就是对的的评价标准(可称之为效益分析)，更加关注合理性与成本有效性，以尽快解决短期问题，从而避免损害长期的发展潜力。
　　
　　规划层面——“加强协调说”使“哪个优先”的问题变成了模糊的自由量裁
　　
　　弃风问题受到的关注越来越多，在这个问题上，我们需要有效的区分三者：问题的原因、问题的后果、问题的解决方案。
　　
　　笔者之前的文章多次指出，“电源电网不够协调”作为弃风的原因是模糊、不合格与不完整的。这种归因，容易混淆哪个是目标、哪个是条件(target and means)，有哪些物理、环境、经济约束是起作用的，而哪些是需要随时间改变的。风电的发展如果是目标，那么其他的基础条件，包括电网基础设施、煤电安排在内，都是需要提升以满足风电发展的途径。风电的目标确定，往往基于的是更广的能源、经济与环境系统的发展要求，比如节能减排目标、新兴产业发展等等。条件提升的过程中可能会遇到可行性的障碍，比如短期内的投资缺口、工期进度问题等，但是这不存在不能改善的绝对性“边界”。
　　
　　即使存在严重过剩的煤电，也不应该成为风电弃风加剧、限制风电装机增长的理由，因为基于全社会福利最大化的标准，风电应该始终在“优先”的位置。而这还远远不是事实的全部。即使在项目层面，由于电网的阻塞，在部分的时段存在由于电网的安全校核下的弃风，那么正如作者之前的对连续区间问题的定量分析所表明的那样，这部分也远远不能解释风光份额5%还不到情况下的高达20%以上的弃风(它只可能能解释其中的3%，在甘肃等个别地区，可能可以解释10%)。
　　
　　究其原因，所谓“协调说”，没有优先级别的安排，更像一种“战场指挥官”范式的安排，恰似“运筹帷幄”，只是并不清楚这种安排的价值标准(原因)是什么，如何应对现实发展的不确定性、不同利益群体的激励不相容，以及信息不对称问题，巨大自由量裁的问题却无法回答。
　　
　　滞后的电价下调，使得目前的火电在3-5年就可以收回投资，这种激励过度不解决，火电的问题很难解决。各种电源的发展节奏，都不需要规划层面“战场指挥官”的控制，而是要通过及时有效的价格信号去引导。从这个角度，需要尽快转变“战场指挥官”型的思维方式与规范范式。
　　
　　运行层面——“风电优先”仍有待体现，不同政策间存在冲突
　　
　　风电在调度体系中的优先地位在各种文件中有很高频率的体现，但是这一优先如何具体化仍旧是个问题。这突出的表现在所谓系统调峰服务的提供上。
　　
　　按照《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》的说法，单机容量 30 万千瓦及以下的常规煤电机组，出力至少能降到额定容量50%以下;30万千瓦以上的机组，出力至少能降到额定容量60%以下;出力低于60%的部分可视为可再生能源调峰的压减出力部分。
　　
　　一个简单的例子，以目前的装机过剩程度，可能很多地区即使没有任何波动性电源，由于需求的低迷与波动(存在负荷的高峰与低谷)，化石能源机组平均市场份额、年利用小时数可能都达不到5000，60%的负荷率在大部分时段都是无法保证的。这低于60%就给可再生能源提供服务的设定，不知道从何谈起?
　　
　　在具体的时段上，如果煤电正运行在60%的出力水平上，如果风大起来，煤电需要压减出力，但是压减又需要风电额外支付成本。这如果就是辅助服务的话，那么所谓的“风电优先”能够体现在哪里?
　　
　　该办法还规定，因为压减出力损失的发电量，可以通过其他时段更多的小时数找回来。“因调峰无法完成的优先发电计划，应遵照节能低碳电力调度的原则，通过替代发电交易给其他机组”。这部分“电量”明显就是属于火电的，无论它发不发，权利都是它的，可以转让给别人。这是事实上的火电优先。
　　
　　与火电灵活性改造联系起来看，试点在技术上是非常有必要的，可以解决火电的深度调峰的技术可行性问题。但是，这种深度调峰问题的成本承担者是谁?举个简单的例子，假设在某个时刻，负荷只有10，风电有8，火电有10，如果风电优先承担8，那么火电只有承担2的可能性。无法调到20%，这似乎应该是火电的问题，而不是风电的问题。欧洲、美国的煤电、气电机组有的在关停，有的在数字化控制改造，都旨在提高启停、爬坡的灵活性，从零出力到满负荷运作，从需要3个小时提速到2个小时，都意味着价值，可以响应系统更频繁的变化。这一改造，如果是成熟技术，并不涉及个人成本不等于社会成本的方面(如果不改造，无法取得市场份额也无法灵活出力，亏损的更厉害)，不具有提供公共补贴的足够依据。
　　
　　风电的波动性不是问题，不可预见的波动才是。风电的优先权问题在实际的政策管理与运行体制中还远远没有落实的表现，事实上执行的是火电发电优先与发电权的确认。这一点无疑需要进一步讨论。
　　
　　破除基荷思维的契机
　　
　　过去，由于峰谷差不大，基荷在系统中的地位很重要。与此对应的基荷思维具有非常广泛的存在，比如：
　　
　　对于煤电与气电的经济性比较，基于固定、甚至不同发电小时数的比较，缺乏任何含义。典型的，最高峰的时刻(比如夏季中午傍晚空调用电高峰，冬季傍晚高峰)每年也就几百个小时，这部分需求电量极其有限，但是容量要求非常高。巨大的一次固定资产投资要在有限的时间内摊销，那么这部分投资显然要越小越好，而燃料消耗由于总量小而变得次要，甚至无关紧要。气电的单位千瓦投资成本比煤电更低(大约20%-30%)。
　　
　　这种情况下，天然气机组，特别是单循环机组(能源效率变得无关紧要)，是相比煤电机组成本更低、经济效率更好的选择，尽管天然气的单位能量成本还是比煤高很多。
　　
　　基于基荷评估长距离输电线路的可行性。这种项目可行性评估往往假定6000甚至更高的小时数。这对于未来更少基荷的系统，无论是在送电端还是用电端，都是极端不现实的假设。
　　
　　出力不是一条直线就意味着辅助服务。随着可再生能源的日益增多，未来的系统无疑会是一个更少基荷、更频繁的爬坡、更多备用的系统。这一点似乎跟过去存在的“基荷”思维存在本质上的冲突，即使需求永远不会是一条直线，但是似乎只有出力是一条直线才意味着没有辅助服务。
　　
　　这些问题，无疑需要结合更细致的调度运行数据来得到一个更好的理解。火电的灵活性改造，无疑提供了一个这样的契机。直接的，如果一条直线的出力是最好的话，那么为什么要改造，变得可上可下，快速上下(启停、爬坡、循环等)?
　　
　　目前，煤电的潜在过剩、在建/规划的数量巨大与可再生能源发展的冲突是一个讨论的热点。从长远看，再多的过剩也会因增长的需求或者亏损退出市场而被消化(目前出台的放开发用电计划，新增机组2017年之后不再享受计划内小时数已经消除了煤电建设的巨大激励，这一点似乎已经不足为虑)。但是，系统的灵活性却无法自动提升，适应风电光伏波动性电源运行与更大份额角色的发展。试点的目标已经确定，基荷思维有望以此为契机尽快扭转，我们有理由报以希望与期待。