在人們對能源安全、氣候變化與本地環境質量的關切下，提高波動性可再生能源在能源體系中的比重，成為世界各國的共同選擇。我國風力發電的發展經過較長時間的技術與經驗積累，從2005年開始迎來爆發式發展。在標桿電價體系的支持下，裝機容量連續多年翻番式增長，到今年底，裝機容量預計將達到8000萬千瓦。但是，在裝機迅速增加的同時，也暴露出很多的問題，最為突出的是風電的實際利用小時數與設計小時數差距較大，由于風電并網困難造成的“棄風限電”日益嚴重。風電的發展有容量而沒電量，可以說背離了其發展的初衷，造成了投資的巨大浪費，也給風電業主帶來并將繼續帶來巨大損失。這一問題的出現引發了很多方面的思考與解讀。

對風電接入電網的幾點共識

經過過去的實踐與經驗總結，人們對風電的特性認識的越來越清楚，并且形成了幾點共識，這些共識包括：

(1)風電接入電網需要接入成本，越偏遠的地方，其接入成本越高。

(2)不同于傳統的可控機組，風電的出力具有隨機性與間歇性，數值天氣預報為基礎的預測也總是有偏差的，這意味著風電接入電網，增加調峰備用需求，給系統運行增加額外困難，意味著更高的成本與調度難度。但是這種增加是程度上的，而不是性質上的。原有的需求波動也具有這種特性。二者沒有本質的區別。

(3)風電的補貼不是獎勵，而是創造對傳統化石能源(同樣包含大量補貼)的公平競爭環境。核電在研發試驗階段存在大量的公共資源補貼(有研究指出，從1974年到2005年，所有的公共R&D有半數流到了核電領域，在能效提高領域的支持還不如核能一項)，火電的環境破壞成本并沒有納入決策框架，也相當于一種“隱性補貼”。

取消或降低“標桿電價”為時過早

目前，由于風電限電造成風電場利潤水平大幅下降，與此同時，受困于歐洲疲弱的碳市場，CDM收益也大幅下降。風電場的收益狀況很不樂觀。

政府政策的目標，是要取得較高的可再生能源發展目標，以及通過這種經驗積累以及需求拉動，促進產業的技術進步與成本下降，從而盡快擺脫補貼的狀態。但是，目前，標桿電價的改變是不合時宜的。對于風電業主而言，一個確定性的預期是至關重要的，它關系到企業投資需要的投資收益率的高低。要實現同樣的目標，如果政策穩定，企業投資收益的風險溢價就比較低，那么總體的成本反而可能是最小的。目前需要著力解決的，是增量成本如何通過擴大基金支持強度(比如提高可再生能源附加標準)來消化的問題。

并且，筆者認為，中國風電光伏設備產業的“產能過剩、重復建設”問題跟標桿電價支持政策無關。這一激勵政策并不會給間接的設備制造商帶來任何“確定性”收益，制造商面臨的競爭是很激烈的。這種情況下，制造商的大幅度擴張，跟傳統中國其他行業，比如鋼鐵、甚至基礎設施行業的“產能過剩”無異。那些行業是不存在類似標桿電價制度的。這是中國經濟發展的模式與體制問題，需要更多的從政府與市場關系中找答案。

所謂“統一規劃”難以解決風電“棄風”問題

有人建議“統一”風電與電網的“規劃”，筆者對此持完全不同意見。照此理解，似乎是風電的發展節奏與規模要按照電網能夠提供的“能力”安排。那進一步的問題就是，電網能夠提供的“能力”是如何確定的?如果風電與電網需要“統一”規劃，那風電與設備制造需要不需要，設備制造跟螺釘螺母需要不需要?

“統一規劃”政策上的根本問題，是混淆了“風電”發展的“目標”與“途徑”，混淆了短期與長期。風電目標的確定，應該基于節能減排目標的需要。風電目標要實現，其他的條件，包括技術能力、生產能力、接網進度、充足的調峰備用資源都是需要進一步提升的“條件”。對于一個具體的風電項目，的確電網接入與風電建設是“統一”的。事實上，電網接入是風電建設可行性報告的重要一節內容，這是短期具體建設項目層面的內容。而從中長期來看，電網的規模、結構、特點都在變化，電網作為公共基礎設施，需要作出改變以適應風電的發展。

“統一規劃”從理論上也不具有可行性。光風電一個內生的變量其不確定性都非常之大，所有電源形式的內生如何去確定各自的發展規模與節奏?在理論上，的確是可以基于成本最小方案來模擬，但是理論本身的完備在數據與約束的模糊性下求變幾無作用。環境約束如何選取，排放成本如何評估，各種電源全成本(而不僅僅是財務成本)如何衡量都是個大問題。在筆者看來，風電的全社會成本比火電要小得多，如果按照這種方法論，火電的份額應該是零。

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。有人將這一現象看做“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?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。正如對“計劃經濟”的形容一樣，“計劃經濟的確沒有經濟危機，因為它每天都是危機”。