风电“弃风”加剧日益受到全社会关注。我国政府在2016年上半年密集发布相应政策措施文件。继出台风电的最低保障小时数、火电灵活性改造试点、风电项目开发监测预警机制、放开发用电计划安排之后，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》(下称，办法)，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。
1、为何低于60%出力就可以视为调峰服务需要明确的依据?
根据办法，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%的部分视为可再生能源调峰的压减出力部分。
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，由于需求低迷与用电需求周期性波动，平均看，化石能源机组年小时数可能都不足5000小时。粗略看，60%的负荷率(意味着年平均小时数5200小时以上)在大部分时段都是无法保证的。如果系统负荷总体上低于60%，这种所谓的 “多出的发电权”有何机会转让给其他机组代替发电?
在具体时段上，如果煤电正运行在60%的出力水平上，风电出力增加，就意味着煤电需要压减出力，但是“压减”需要风电额外支付成本或交易“发电权”。但如果是辅助服务，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”。这意味着这部分“电量”就是属于火电的，可以转让。这是事实上的火电优先，是需要进一步澄清的。
2、调峰机组多发的小时数如何安排，谁去少发?
可再生能源调峰机组可获得更大市场份额，但在总体“蛋糕”固定的情况下，必然意味着其他机组的小时数将进一步缩水。也即，不参与这种“调峰”服务，其市场份额会进一步减少，成为承担损失的主体。
如此，可以预见的是，所有的火电机组都会参与，成为可再生能源调峰机组。最终结果就是，相比没有这个文件，调度预留的发电份额更大，而机组分到的“计划内” 小时数更少。尽管这对于可再生能源更多的发电可能有好处(也不确定，依赖于现实的特定情况)，但与之前最大的区别似乎只是：调度开机组合的自由量裁权更大了，计划外的发电安排更多了。
联系到火电灵活性试点改造，其在技术上非常有必要，可解决火电深度调峰的技术可行性问题，煤电从10个小时完成启停，变为4个小时，进而2个小时，具有很大系统价值。但这种深度调峰的成本由谁承担?如在某个时刻，需求负荷只有10，风电有8，火电有10，那么如果风电优先承担8，火电就只有承担2的可能性与空间。无法调到20%，或调到20%损失的电量与增加的支出，似乎只是火电的“烦恼”，而不是风电的问题。这部分成本如何消化，并不存在将成本社会化(如通过输配电价回收，或终端电价提供补贴)的理由。
3、调度运行数据的透明化对诊断风电弃风至关重要。
长远看，煤电再多的过剩也会因需求增长，或本身亏损退出市场(这是过剩的表现与必然后果)所消化，但适应风电光伏波动性电源运行特点的系统的足够灵活性提升，却无法自动实现。理论上，风电的波动不是问题，只有那些不可预见的波动才是问题。风电的优先权问题在实际的管理与运行体制中还远没有落实，事实上执行的是火电发电优先权的确认。
可再生能源日益增多，未来的系统无疑应是一个更少基荷、更频繁爬坡、更多备用的系统。这似乎与过去存在的“基荷”思维存在本质冲突。即使需求永远不是一条直线，但似乎目前政府认为只有出力是一条直线才意味着没有辅助服务。
要更准确清晰地理解本文提及的问题及产生的原因，以及各种原因的贡献，特别是谁造成的问题、又应该由谁承担成本，调度是否根据风电波动，更加精细化(如从小时级计划到15分钟计划)安排各种机组的出力，系统运行数据的透明化无疑是基本前提。从这一角度，同欧美地区惯例一样，调度运行数据的及时公开是对我国弃风问题形成共识性诊断的数据基础与前提。
