從技術特點看，風電與光伏都具有通過研發、技術外溢以及干中學取得成本下降的潛力。推動市場規模也可以激發成本下降式的創新。但在初期成本高昂的階段，沒有足夠市場容量，成本下降的過程就不會啟動。

也就是說，風電具有成本下降的潛力，但這種潛力的釋放需要借助額外政策。優惠電價作為一種補貼，是提高風電市場份額的主要政策工具。

2014年風電裝機接近破億千瓦，在全國來風情況普遍偏小的背景下，平均利用小時數1893小時，棄風率8%。面對火電利用小時還高達4000小時的現實，可以說，即使現有的電力系統完全不變，風電并網的技術潛力仍遠未實現。2015年初，風電標桿優惠電價有所下調，電力體制改革業已開始，可再生能源附加基金帳戶仍然吃緊。如何解決這一問題，市場化的體制改革對風電意味著什么？

可再生能源需要支持是因為清潔無污染嗎？如果是這樣，為何不給水電優惠電價呢？

風電清潔并不構成需要優惠電價的理由。因為，第一，如果清潔意味著價值，那么風電的這種優惠電價（大約比傳統煤電高0.25元），其確立的依據就應該在于這種減排污染的效應有多大，從而讓其能夠跟傳統發電技術在同一環境下公平競爭。這類似于法律意義上的“刑罰適當”。但優惠電價水平的確立顯然不是以反映清潔的價值為目標的，而是以可以使風電正常盈利為目標。

第二，以這種方式減排的成本很高。優惠電價固然能夠促進可再生能源的發展，但是對降低傳統能源，特別是煤炭的吸引力沒有任何幫助。同時，由于這種補貼將降低電力的整體電價水平，從而引發需求反彈，減排將更困難。

從技術特點看，風電與光伏都具有通過研發、技術外溢以及干中學取得成本下降的潛力，前二者可以歸類到技術創新的推動，而最后者可以歸為市場的拉動。推動市場規模也可以激發成本下降式的創新。但在初期成本高昂的階段，沒有足夠市場容量，成本下降的過程就不會啟動，很難形成足夠的、有市場競爭力的規模。

也就是說，風電具有成本下降的潛力，但是這種潛力的釋放需要借助額外政策。優惠電價作為一種補貼，是提高風電市場份額的主要政策工具。

2014年，風電業界出現了一種擔憂，認為電力市場化改革會危及風電的支持政策。這是不必要的擔憂，混淆了體制改革與政策調整。

各種發電機組一旦建成，其投資成本，以及固定的運行成本（比如還貸、人員工資）將成為“沉沒成本”，系統要成本最優化，必須首先使用那些可變成本低的發電類型。可再生能源沒有燃料成本，自然是最優先的選擇。只有這樣，從“做大蛋糕”——系統最優化的角度，也才是合理的。因此，在我國存在的火電與風電爭發電小時數的問題，首先應該描述為一個整體系統最優價值標準下的效率問題，而不是一個風電與火電分蛋糕的“利益分割”問題與視角。歷史存在的利益格局，比如行政定立的平均發電小時數，不應成為打破這種格局的政策障礙。

這也是為什么現貨電力市場，其定價體系基本都是基于邊際成本設計。在一個邊際成本決定價格的電力市場中，低邊際成本將無限壓低市場整體的價格水平。眾多文獻的檢驗表明，在西歐目前的電源結構下，可再生能源每增加100萬千瓦，市場的價格水平可能就要跌落6-10歐元。

當然，長期而言，可再生能源進入市場到底會提高還是降低電價是一個很有爭議、甚至很難定義清楚的問題。這些影響，在我國高度管制的電力系統中，尚未充分暴露。

在政府文件中，出現了“風電到2020年價格與火電持平”的預期性目標，但如何操作仍不得而知。

就筆者的觀點而言，這種僵直的目標是需要取消的，不應簡單作為取消補貼的時間表。面對技術進步與市場的不確定性，特別是火電負外部性內部化的程度，這種目標缺乏一定的彈性。并且，政府已經設定了風電2020年實現2億千瓦裝機的目標，如果實現了風火同價已經可以分散決策，自主發展，何需此種裝機目標？裝機目標與價格目標，只能存在一個，或建立二者之間的定量聯系。

從地區角度來看，中國、印度等具有制造業能力的國家，寄希望于別國成本下降之后技術輸入是不現實的——發達國家各種要素成本高，不發達國家缺乏制造業的基本能力，成本更高（比如非洲）。唯一期望的就是自己通過實際規模擴張，技術學習以降低成本。15年左右的風電支持期（從2005年可再生能源法出臺算起），無論從國際同行經驗還是技術進步的節奏來看，都顯得有些過于倉促。

(張樹偉供職于中國人民大學經濟學院能源經濟系；陳東娟供職于中節能風力發電股份公司)