2015年后的能源市场供需日益呈现出供应过剩的局面。需求不振使得一些固有问题得以充分的暴露，其中“风电与火电争发电小时数”在2016年更加日益显现，使得大部分地区的“弃风”情况更加严重。第一季度，几个风能丰富地区的弃风率高达50%，而火电利用小时数也在下滑，利用率不足的程度越来越大。

　　如何打破这种困局，是一个亟需探讨的公共政策问题，需要一个全社会的视角。本文中，笔者首先讨论火电过剩的标准问题，然后阐述为什么将这种“市场份额的争夺”理解为“利益之争”是误导性的视角，说明需要彻底改造“战场指挥官型”的规划范式。更进一步，提供公共政策、特别是定价机制的调整的政策建议。最后，就如何发挥消费者的政策影响力、增强政策的政治可行性提供一些初步讨论。

　　火电的“过剩”与否和程度需要明确的标准

　　在一个竞争性的电力市场如短期竞价市场中，如果相比缺少弹性的需求、供给负荷偏少(比如在一天中的高峰时段)，那么市场价格会大幅度的上涨，如果能够运行的全部机组投入工作还无法满足不可中断的需求，那么价格的上涨会夸张到几十倍到百倍的量级(如果没有监管限价);而到了负荷低谷阶段，价格完全可能跌落到接近于零，在可再生能源份额较大的电力市场中(比如德法奥、丹麦电力市场)，负电价的出现也已经是司空见惯的事情，每年存在几十，甚至超过100小时。而如果存在行政限价(这种限价出于政治与社会层面的考虑，一般是存在的，比如是平均电价水平的100倍)，那么一个只有电量电价(energy-onlymarket)的市场将永远存在长期的系统充足性问题，因为机组基于边际成本的报价，缺乏足够的高价格来回收“沉没”的固定资本。

　　因此，在起作用的短期市场中，供给的不足或者过剩，其表现充其量是电价的上涨或者下跌而已，没有电力供应是松还是紧的必要。而长期，不过是一个又一个的短期而已，短期的价格上涨，会激励新的机组进入市场逐利，而价格的下跌，则会极大的打击新建机组的热情。这属于市场机制设计如何能够激励长期投资与系统充足性的问题。

　　这与我国的电力形态具有本质的区别，以至于我们不断在是否会“缺电”与是否会“过剩”的循环中纠结，讨论短期利用率低的现象，并且不加区分的赋予长期的容量含义(过剩了就关机组，缺了就猛上)。

　　现在，似乎我们又要开始争论这个问题，只不过问题转到了另外一个方面——电力的潜在过剩。火电机组的平均年利用小时数已经在4500小时上下，也就是满负荷率降到了50%左右。我国电力系统中，大用户直购正在推进、尚在长期用电层面，而“电力库”类型的短期市场尚未建立。电力价格很大程度上仍由行政指令制定，其变化由行政命令触发。缺少了价格的角色，如何判断过剩还是不过剩?这显然需要明确的、合理的判断依据与标准。

　　最优的电源结构是一个可能的长期标准。电力系统的一个基本的特征就是需求一直在波动，存在明显的高峰与低谷，并且不方便大规模储存与运输。这种波动性意味着系统的负荷在随时变化，必然有部分(甚至大部分)机组在较多的时间内处于低于铭牌出力的状态。从持续负荷曲线看，可以根据利用小时数适当离散化，分为基荷、腰荷以及峰荷，体现系统的波动程度。基荷可以有大于7000小时的利用率，适合一些低可变成本的机组(比如水电、核电)，而峰荷的利用率通常只有几百小时，一些小的、单位千瓦投资低的机组就有优势了，平摊到利用小时的成本要大大低于一些大容量、资产密集型机组。这种满足峰荷的机组，其能源效率将变得无关紧要。不同机组具有不同的长期平均(边际)发电成本，从最低的水电，到最贵的光伏乃至一些其他的先进技术发电(比如燃料电池)，以及不同的可变与固定成本的构成。

　　从维持系统平衡来看，没有任何一种发电类型可以完美无成本的复制负荷曲线的形状，而可控机组出力的可预测性与可再生能源的随机性也存在较大的区别。没有一种电源是适应100%需求情况的，系统存在一个最优的电源结构。从世界各国的实践来看，也充分说明了这一点——除了挪威、法国等少数例外与一些管制市场以外，所有国家的电源结构都是高度多样化的，不存在绝对占优的电源类型(比如超过50%发电份额)。

　　回到我国，2015年，煤电在电力系统中仍旧占据超过60%的装机以及70%的发电量，以至于大部分地方的煤炭机组都具有普遍较大的调峰义务，尽管其启停循环的灵活性远比不上气电、由此带来的资产回收期拉长的损失也大于后者。从煤电的技术、投资特性来讲，其在电力系统中的最优份额(基于系统总成本最小的价值标准)将可以预见，不应该超过了60%之多。从这个角度与标准，我国的煤电机组份额过大，存在着明显的“过剩”。这种过剩，是长期存在的过剩，因为它超过了煤电在系统中的“最优份额”，而不在于需求与供给间的不平衡。四川、湖北、云南这些水电极其丰富的地区，其他电源类型通常只有运行半年乃至几个月的机会。这些地区都建设了若干重资产的大型燃煤发电，而不是轻资产的天然气发电，是这种过剩比较集中的表现。

　　“风火争发电小时数”解读为利益之争是误导

　　如果将“弃风”的原因解释为火电与风电的利益纠缠，“统筹二者的利益”自然是其解决方案。但是这种思路转移了话题，跳过“做蛋糕”的系统最优化问题，直接解读为“分蛋糕”的分配问题(这个当然也重要，但是无疑是第二位的)，将追求效率为基本价值目标的经济议题，变成了一个充满妥协意味的政治议题。这是一种比较强的误导，也很难由此得到任何可行的解决方案。

　　作为已建成的机组，风电还是火电来发，不应该是风火之间的讨价还价，而应该基于全社会效益最大化的标准。风电几乎没有燃料成本，发一度电就节省一度电的煤炭。潜在地，消费者也应该会从这一替代中获得好处，比如更低的电力价格。

　　我们可以做个思维实验。比如，如果甘肃的问题发生在德国，我们会看到什么呢?这起码会包括：

　　1.风电的发电比例超过40%(而不是现在的10%)，全年8760小时有10%以上的时间出现零与负电价(多用电变得有利可图)，其他时间的电价水平也大幅下跌，消费者获利颇多;

　　2.煤电亏损得一塌糊涂，启停调峰频繁，年利用不超过1500小时，关停严重，释放未来停止建设的信号;

　　3.个别时刻电价上涨100倍，激励新的发电(比如储能)与先进的用电方式。

　　必须指出的是，风电的优惠电价是政策手段，跟市场价格下跌在很大程度上是不相干的两个事情。逻辑上，可以二者同时接受，也可以都不接受，或者可以接受任意一个。结构变化带来的剧烈利益调整，不需要也无法“协调”(正当的利益是没法挑战的,也不应该挑战)，否则无法解释为何之前屡屡无法协调成功。

　　如果让火电占据了本不属于自己的更大市场份额，那么从社会的视角来看，每发一度电，就需要额外多消耗一度电的煤，这必然反映在终端的电力成本上。这意味着短期内(这个前提也很重要)，全社会的福利与资源损失。这种争夺，对于全社会而言是存在损失的，不应该成为政府仲裁、火电与风电之间的讨价还价，而应该从“全心全意为人民服务”而且是“全体电力用户”，从全社会的视角提出解决方案。进一步降低电力供应过剩、风电丰富地区的电价水平，是一项必须做的工作。这也可以在“显示偏好”上验证，到底煤炭的低谷调峰能力有多大(电价下降到何种程度，煤电就宁愿停机，而不愿意在序列里待着承担电价低于流动成本的损失了)。

　　需要改造“战场指挥官”型的电力规划范式

　　过去的电力规划，经过很多年的发展，形成了自身的一套方法论，甚至是语言范式与修辞。典型的就是对各种电源发展的抽象形容词界定(比如煤炭要优化、水电要大力、风电要积极、核电要安全)、对地区与能源品种的所谓“定位”(比如能源基地建设)，对给定需求的供给方案的安排(比如2020年需求多少是个“盘子”)与控制。落实到具体的工作层面，就是各种能源项目的结构、布局、时序与基础设施保障等。

　　这种范式很像“战场指挥官”，所以也有“全国一盘棋”、“统筹”、“协调”一说。但是随着