1 绪论
中国目前正处于能源的高消费时期，能源已经成为制约中国经济可持续发展的瓶颈，促进可再生能源的发展，是解决能源瓶颈问题及实现节能减排的重要手段之一。为此，中国加大了鼓励风电发展的政策措施。
21世纪初，中国风电发展迅猛：2000-2005年，全国风电装机容量平均每年以20%的速度递增；自2005年中国颁布了《可再生能源法》后，风电装机更是呈现出快速发展态势。从中国风电装机容量看，2006～2009年，装机容量均以翻番的速度增加(图1)，2010年中国新增风电装机容量为18928MW，累计风电装机容量达到44733MW，均居世界第一。同时，中国风机制造业发展迅速，2010年有20余家机组制造企业新增装机达到100MW以上，华锐(4386MW)、金风(3735MW)和东汽(2623.5MW)、联合动力(1643MW)、明阳(1050MW)五家企业新增装机超过1000MW，中国整机制造商于2009年首次位列世界五大制造商之列。
中国风电快速发展的同时，仍然存在着一些风电装机无法形成发电能力的问题。现有研究认为，造成风电上网难的主要因素并非是技术瓶颈，而是存在着政策和体制障碍。现有对中国风电发展问题的研究，主要集中在以下三个领域：风电并网对电力系统的影响；风电产业发展中的技术创新问题；风电并网后的运行控制或调度模式设计。本文将揭示中国风电快速发展的经济政策背景，分析风电无法并网发电的政策障碍，提出促进中国风电进一步稳定发展的政策建议。
2 中国促进风电发展的经济政策回顾
2.1 电价政策多次改革，固定电价机制减少了电价波动风险
中国风电电价政策共经过六个阶段的发展，具体可分为成本电价阶段、还本付息电价阶段、审批电价阶段、招标定价加政府审批方式阶段、固定标杆电价与招标定价共存阶段。经过还本付息电价、政府审批电价、招标电价等风电定价形式的探索，风电价格水平逐渐趋于合理。2009年7月24日国家发展和改革委员会发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，中国电价政策进入固定标杆电价阶段，但仍存在一些特许期尚未结束的部分特许权招标项目。
固定电价政策通过制定长期固定电价给予风电产业以稳定的市场，剔除了影响电价的可变因素，使风电场投资商及风电设备制造业在进入市场前能对盈利状况和市场前景进行可靠的评估和了解，从而减少了盲目投资，有效地减少了电价波动带来的风险。
2.2 电价补贴额逐年提高，保障了风电项目收益
中国对风电项目的补贴自2 0 0 2年开始实施。据统计，2002～2009年，国家对风电的补贴额从1.38亿元上升为52.89亿元，电价补贴总量逐年提高，保障了风电项目收益。
2.3 财政税收政策有力地支持了风电的快速发展
(1)可再生能源发展专项资金及全额收购制度促进了风电发展
图1 2000年～2010年中国风电新增装机与累计装机统计
基于国际经验和中国可再生能源发展的需要，可再生能源发展专项资金在2006年1月1日开始实施的《可再生能源法》中首次和明确设立。为了进一步落实对风电等可再生能源发电全额收购，《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25号令)自2007年9月1日起开始实施。2010年4月1日起开始实施的《可再生能源法修正案》对可再生能源发展基金和全额收购制度分别进行了改进。将可再生能源电价附加收入与可再生能源发展专项资金及其他资金合并形成可再生能源发展专项基金。该基金除了用于补贴电网企业收购可再生能源电量时不能通过销售电价回收的部分费用，还用于支持与可再生能源发展相关的科学技术研究、标准制定与信息系统建设、示范工程等，并将全额收购制度改为全额保障性收购制度，由有关部门确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重。
(2)研发支持政策促进了中国风电技术水平的提升
中国自20世纪70年代开始尝试风电机组的开发，从1996年开始，启动了“乘风工程”、“双加工程”、“国债风电项目”、科技支撑计划等一系列的支持项目推动了风电的发展。2008年8月11日财政部发布的《关于印发<风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法>的通知》(财建[2008]476号)中规定了风电机组新产品研发补贴政策。2010年10月11日，为了解决中国装备制造业基础零部件发展薄弱的问题，工业和信息化部发布了《关于印发<机械基础零部件产业振兴实施方案>的通知》。在这些研发政策的推动作用下，国内企业风电技术水平显著提高，已完全掌握兆瓦级风电机组设计与制造的关键技术，兆瓦级风电机组产量明显增加，目前已成为我国风机市场的主流产品，新增装机平均功率也呈明显增加趋势(图2)。同时，发电机、齿轮机、叶片等风电设备零部件生产领域发展迅速，目前已经基本可以满足国内风电产业发展需求。
(3)税收政策促进了风电的快速发展
中国促进风电发展的税收优惠政策包括：对风电实行增值税应纳税额减半征收；在所得税方面，风电企业享受所得税三免三减半的优惠(自项目取得生产经营收入的第一个纳税年度起，前三年免征企业所得税，第四年至第六年即按12.5%减半征收企业所得税)；同时，自2009年1月1日起，在维持现行增值税税率不变的前提下，允许企业逐年抵扣其新购进设备所含的进项税额。此外，在关税政策方面，对国内企业为开发、制造1.2MW以上的大功率风力发电机组而进口部分关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退政策，对进口单机功率不小于1.5 MW的风电机组配套的关键零部件和原材料，免征关税和进口环节增值税。
3 阻碍中国风电进一步稳定发展的政策障碍
图2 2005～2009年我国年新增装机平均功率
3.1 电价政策缺乏灵活性
固定电价有效地促进了中国风电的快速发展，但是固定电价政策由于缺少一定的灵活性，除了在多次修订固定电价水平时造成的管理成本的增加，在促进中国风电进一步稳定发展方面，也受到了一些质疑，主要体现在以下几个方面。
(1)在目前风电电价政策框架下，电网公司缺乏收购风电的积极性。对电网公司来说，收购风电电价和火电电价一样，电网公司难以获得额外收益，而且收购风电挤占了火电的收益，缺乏必要的经济补偿，这使得电网企业在调度安排上，难以实现尽可能扩大风电并网比例的原则，即使电网企业主观上愿意实现这一目标，客观实行起来，难度也很大。另外，体现在风电的跨省、跨区消纳上，现有风电的固定电价机制不利于实现风电的跨省、跨区交换。
(2)电价补贴由国家财政补贴，在增加了国家的财务支出负担的同时使发电企业的风险意识降低。2009年，中国用于风电补贴的支出是52.9亿元人民币，比上一年增长两倍以上t。由此可见，对风电上网电价的体现为不同形式的补贴数额巨大，随着风电的进一步发展，这一数额将会以惊人的速度继续扩大。同时，由于较高电价所带来的风电企业的高利润回报，促进了中国风电企业的超速发展，这种发展在电网建设、调峰电源建设难以与之同步发展的情况下，造成了风电资源的浪费和效率的降低。
(3)目前风电采用固定上网电价，无论在负荷高峰期还是低谷期均采取统一的上网电价。该种定价模式不利于体现风电运行成本低的特征，导致风电对于用电消费者来说不具备经济优势，不利于增加风电企业的竞争力和提高风电的消纳能力。
3.2 电价补贴机制不健全，缺乏投资补贴措施
首先，在电价补贴方面，需要对补贴资金来源和补贴机制进行改进。根据美国和西欧的经验，补贴资金主要来源于系统效益收费和化石燃料税的征收。而中国的补贴资金主要来源于可再生能源电价附加的征收，化石燃料税的征收尚未纳入政策体制中。此外，风电电价补贴每半年进行一次结算，时间上的相对滞后使风电开发商资金不能得到及时回收，给风电场带来一定的财务风险，甚至影响风电开发商的资金周转。
其次，投资补贴应用较少，尤其是对民营资本的财政支持政策较为缺乏。国际上投资补贴应用较多。如希腊、瑞典对可再生能源项目提供投资额补贴比例分别达到30%～50%和10%～25%，印度为风电提供10%～15%的投资补贴，欧洲大多数国家还对个人投资或参股的可再生能源项目进行补贴。
3.3 交易体制不完善对风电大范围消纳造成阻碍
目前我国电力交易体制，尤其是跨省交易体制的不健全对风电进行跨省、跨区的大范围消纳造成了较大阻碍，主要包括以下三个方面：第一，省间交易价格难以达成一致意见。东北区域多种跨省输送电量并无政府批复的输电价格，如蒙东送黑龙江、蒙东送吉林、黑龙江送吉林、吉林送辽宁。目前省间输送电价由送受双方协商确定厂网间结算电价，但该协商价格很难达成一致意见。第二，网损得不到补偿。跨省输电穿越省份的电网企业得不到网损补偿2。第三，缺少调峰资源的跨省配置的交易机制，这进一步影响了风电跨省消纳能力，限制了风电大规模利用水平的提高。
3.4 辅助服务经济补偿框架不够完善，电源企业参与调峰的积极性不强
由于风电所具有的间歇性和不稳定性、反调峰特性，风电并网发电，需要水电、燃气机组、燃煤机组等对其进行调峰，以保证电网的可靠性和安全性。虽然2006年电力监管委员会发布的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》中已规定，并网发电厂所提供的包括自动发电控制(AGC)等辅助服务应予以补偿，但并无具体细则，难以调动发电厂参与调峰的积极性，并成为制约扩大风电并网发电比例的主要因素之一。
4 促进中国风电进一步稳定发展的政策建议
4.1 调整风电并网电价政策，提高风电竞争力
风电的竞争力体现在运行成本低，环境污染小。为体现风电的竞争力，应注重通过市场机制本身促进风电发展，为此建议对风电并网电价进行以下调整：第一，实行更加灵活的风电并网电价制度。例如，通常时期，采用已经核准确定的风电特许权招标电价或风电标杆上网电价；用电高峰期，若风电参与调峰，则采用相对更高的调峰电价；若在夜间用电低谷时，采用低谷期电价。夜间负荷处于低谷期时，往往是风力资源最充足时期，这时大量弃风造成清洁资源的严重浪费，此时即使实行低谷电价，也会给风电企业带来可观收入，同时有效利用了清洁资源。
从国际经验上看，西班牙针对风电的双轨制定价实施较为成功，显著地加速了风电的崛起，可供中国政策制定者参考。双轨制定价即一种市场电价与固定电价相结合的定价方式，又称浮动电价或溢价机制。该种定价方式既可以使发电侧参与市场竞争，同时又纳入了固定电价机制的稳定性和可预测性的优点。2004年西班牙完善后的电价政策规定：发电企业对于风电的价格有两种选择：一是固定电价，即市场平均销售电价的90%；二是市场电价加政府补贴，补贴为市场平均参考销售电价的40%或者50%。2007年5月西班牙出台的《皇家法案》中规定对于市场价和溢价之和规定了上下限(图3)。由于市场电价加溢价的电价选择方式往往能使发电企业获得更多利润，88%的发电企业会选择该方式。
4.2 完善风电补贴机制，并逐步降低对风电的补贴力度
针对风电现有补贴机制存在的问题，需要在多方面对补贴机制进行完善。首先，建议对补贴核算和发放流程以法律形式固定，提高补贴发放效率，促使补贴资金按时足额地发放给风电开发商。其次，在补贴资金来源问题上，可参照西欧等国做法，对火电等常规发电方式征收化石燃料税，纳入可再生能源基金用于风电等可再生能源的发展。另外，为满足风电等可再生能源发展需要，应根据实际情况扩大补贴资金来源，并进一步提高可再生能源发电附加标准。
图3 西班牙皇家法案中双轨制电价政策下风电的每千瓦时收入
为了促使风电尽快形成与常规能源的竞争力，在确定与目前风电发展相适应的电价补贴后，应逐渐降低对风电的补贴力度。比如可以公布未来5～10年降低上网电价的时间表，逐渐由目前0.22元/kWh左右的补贴标准予以降低，促进企业通过研发核心技术、加强管理等方式降低成本。
4.3 完善风电交易体制，促进风电跨省、跨区消纳
(1)确定跨省(区)电力交易模式。电力跨省(区)交易模式主要包括四种：省(区)电力公司直接交易模式；发电企业委托省(区)电力公司交易模式；各类能源(水电、火电、风电等)形成电量库，统一打捆送出模式；以风电基地发电企业长期送出合约为主，各类电力(水电、火电、风电等)形成增量电量库，统一打捆送出。区域电网间的电力交易模式应由国家电网公司会同南方电网公司统一制定；省间的电力交易模式可由区域电网公司制定，同时报国家电网公司等上级单位核准，以保证各省间的电力交易模式基本一致。
(2)确定风电省间交易、区域间交易的电价机制。跨省(区)电力交易价格由发电企业上网电价、电网输电价格(含网损)和购电价格构成，其中，电网输电价格(含网损)的确定应是重点。制定并实施省间、区域间风电交易电价制度，有利于缓解风电“窝电”与“缺电”并存的现象，促进风电价格机制的市场化、规范化，提高地方政府和发电企业发展风电的积极性。
(3)建立跨省(区)电力交易结算机制。由于电网各省网间连接关系复杂，关口电量计量表计存在交叉和公用的现象，同时还可能存在穿越线损和输电费补偿问题，导致区域电网省间交易电量结算较为复杂，因此确定跨省电力交易结算办法显得十分必要。
4.4 制定火电厂深度调峰及跨省辅助服务的经济补偿办法
为了使制定的电厂深度调峰(调峰幅度为火电机组额定容量的30%～50%)及跨省辅助服务的经济补偿办法实施细则能够顺利实施，应该注意以下问题：第一，以机组的耗煤特性曲线为主要依据，确定深度调峰的成本及经济补偿措施；第二，注意考虑锅炉和汽轮机深度调峰时的经济性；第三，注意深度调峰的风险成本的补偿；第四，应有针对性地制定火电机组深度调峰时的安全技术措施；第五，制定跨省辅助服务的经济补偿办法时，在考虑区域总体机组备用资源利用效率最好和备用水平最优的基础上，根据备用机组的机会成本及提供辅助服务时受益方所获得的收益，确定最终经济补偿数额。
4.5 提高对电网公司为接纳风电带来的额外成本的补贴
电网公司为接纳风电所支出的额外成本包括：为接纳风电所进行的输电线路投资、机组调峰补偿、备用电源、远距离输送风电成本等等。现有补贴仅考虑了接网费用标准等系统补偿，而忽略了整个电网系统为消纳间歇性可再生能源电力所付出的系统成本，即电网公司为接纳风电在电网改造、输电线路铺设、系统效率的降低和利益损失等方面相应成本的增加。
目前对于风电的补贴集中于对发电企业的补贴，而电网公司为适应风电并网进行系统改革带来的成本增加往往难以得到适当的补偿，这就极大地影响了电网公司进行电网建设的积极性，应积极建立相应的机制以促进电网公司接纳风电的积极性。
4.6 利用碳税等市场手段提高风电的竞争力
由于电力价格核算并未将风电给社会带来的环境效益和火电等高污染常规电源带来的环境污染效应考虑在内，导致了竞争的不公平性。因此在积极筹建碳交易市场的同时，应对火电等常规能源征收化石燃料税，将所征收款项用于发展可再生能源。除了碳交易市场的建立，国际上还有许多市场化政策经验可供中国采纳；例如美国的投资和生产税抵免、丹麦的绿色电力市场、德国的固定电价体系等。
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