风电产业的国际比较及中国风电发展创新思考

王珂++赖勐++徐艳++孙荃++周景月

[摘 要]基于全球低碳经济发展背景，为稳步实现中国在2020年将优质清洁可再生能源消费量提高到占能源消费总量15%的目标，对以煤电为主的传统能源结构进行转型的同时，需大力提升风电在内的可再生能源的比重。基于风电产业政策的国际比较，分析中国风电产业政策发展中存在的问题，借鉴风电产业发展先进国家经验，从政策支撑、融资渠道、技术支持等方面，为新常态下中国风电产业的可持续发展提供理论参考。

[关键词]风电产业；国际比较；借鉴；新常态

[中图分类号]F062.9 [文献标识码]A [文章编号]1671-8372（2016）03-0041-07

一、引言

在过去的30年里，全球经济每增长3.3%，电力需求就增长3.6%[1]。电力行业作为推动中国能源转型的关键环节[2]，在中国推进能源革命，加快能源技术创新，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的政策引导下，将为中国能源转型发展做出重要贡献。目前中国火力发电量占全国总发电量的80%，火电装机容量占全国电力总装机容量的73%左右 [2]。中国以煤炭为主的能源格局，不仅导致了严重的资源浪费和环境污染，也给中国应对气候变化提出了严峻的考验，是中国当前和今后一段时期生态文明建设的瓶颈所在。

相较于太阳能、燃料电池和潮汐能等能源，风电是最具有成本效益的可再生能源。风电不仅可以大幅度减少碳排放，而且风能通过较少的研究和发展后可更早地进入到商业化阶段[3]。在稳步提升包括风电在内的可再生能源在中国能源结构中占比的同时，积极稳健的可再生能源产业政策，有助于推动新常态下中国能源结构的调整和产业结构的优化。本文基于风电产业的国际比较和分析，从政策支撑、财税支持、市场导向、科技创新、生态建设等角度分析中国风电产业发展面临的机遇和挑战，并为中国风电产业的可持续发展提供理论借鉴。

截至2015年12月，全球的风电装机总量已达432419MW。其中，中国年装机总量第一，为145104MW[4]（见图1）。同年，世界年新增装机容量前10的国家中，中国风电的年新增装机容量达30500MW（见图2），占比48.4%；欧盟、印度2015年装机总量分别为147771MW、25088MW，年新增容量分别为13805MW、2623MW，占比分别为21.9%、4.2%[4]。

图1 2002-2015年全球风电累计装机容量[4-6]

二、风电产业的国际比较、分析及借鉴意义

（一）比较和分析

基于各国风电产业政策发展现状（见表1），主要从风电产业发展的法律和政策保障、经济政策支持、技术研发三方面比较国际、国内风电产业发展，分析各国风电产业发展的侧重点和着力点，以及我国风电产业发展中面临的障碍。

2.RPO（Renewable Purchase Obligation），可再生能源购买义务

1.法律和政策保障

表2列举了美国、德国、西班牙等主要风电发展国给予本国风电发展的政策支持、政策工具及主要政策内容。

表3从扶持风电在内的可再生能源政策、项目支持、财税优惠和价格机制等方面汇总了我国风电产业发展过程中重要的法律、法规、通知及其主要内容。

2.经济政策支持

Rodriguez J S将风电支持政策划分为基于价格和基于数量两类[10]。前者主要包括固定电价政策（FIT）、税收激励等措施，后者主要包括可再生能源配额制度（RPS）等内容[11]。

（1）固定电价政策（FIT）

固定电价政策是欧洲，尤其是德国和西班牙最为有效的可再生能源激励政策[12]。德国政府2004年、2008年、2011年三次根据技术发展水平和资源开发水平对电价水平、电价下幅比例和标准资源值进行调整，对《可再生能源法》进行修改，最大限度地保证了政策稳定，也保证了电价水平的科学性[13]。

风机制造、风场运维和融资成本等是影响风电定价的重要因素。风电成本在很大程度上取决于风能资源，尤其是轮毂高度的平均风速、涡轮机和配套设备的成本、是否邻近一个足够大的输电网（电网扩展和加强的成本）以及电网的可接入性[14]。

中国直到2009年7月才首次明确固定电价政策及固定电价水平，当时依据国内不同地区风能资源划分的4个水平的固定电价沿用至今。但是稳定不变的风电价格，一方面，不能将技术水平提升带来的风电企业投资成本下降体现在价格上；另一方面，基于环境成本的考虑，由于化石燃料的环境污染成本未计入其产品的市场价格，导致风能等可再生能源的优势无法通过价格体现。

（2）财税优惠政策

典型的税收政策包括“生产税收抵免”和“投资税收抵免”。美国风电产业的迅速发展主要得益于税收抵免政策的积极推动[15]。2009年2月19日，美国总统奥巴马签署《美国复苏与再投资法案》，规定将风能的产品税收抵免延长至2012年12月31日[16]。2013年1月，由于美国政府最终投票通过了《生产税抵免法案（PTC）》和《投资税抵免法案（ITC）》延期 1 年的决定，致使2014 年和 2015 年美国风电产业出现大幅反弹[17]。

西班牙政府通过征收能源税来促进本国可再生能源的发展。2012年，西班牙议会正式通过的《新能源法案》中就规定，电力企业应将出售电力所得收入的7%作为能源税[14]。

印度政府通过各项免税计划刺激本国风电产业的发展。针对风电设备，印度政府自1992年起就开始实行100%的加速折旧政策，且对5年内新建的风力发电项目免征企业所得税。2002年，印度政府再次延长免税年限，规定风电场前10年可免征企业所得税。此外，印度国家电力监管委员会（SERCs）发布的《2003年电力法案》中包含的税收激励政策，进一步促进了本国风电场的建设。据统计，2011年印度对70%的新增风电装机进行了大幅度加速折旧，这意味着税务负债可大幅度削减。但是，过高的行业补贴在增加政府负担的同时，也给产业政策的调整带来了阻碍。

中国政府自2001年9月起，将风电增值税从17%下调到8.5%[18]，从一定程度上减轻了风电企业的税收负担。从增值税方面，对于资金密集型的风电企业而言，中国增值税转型有利于风电企业降低税赋、控制成本，促进设备更新改造，提升风电企业竞争力。中国自2001年1月1日起，对风电企业实行增值税按8.5%减半征收的政策。但相较于煤电企业的购买燃料的进项税抵扣政策，风电企业的税赋仍比煤电企业高[19]。

在所得税方面，目前风电企业享受的税收优惠力度仍不足。相对于中关村高新技术企业所享受的“从企业盈利的第一至第三年内免征所得税，第四至第六年可按7.5%的税率征收所得税，第七年开始按照15% 税率征收所得税”的税收优惠政策，中国风电企业享受的“三免三减半”的所得税优惠的力度明显不足[20]。

（3）补贴

鉴于风电设备投入高、企业成本负担较重的问题，德国政府对于风电开发商、风电设备采购皆给予一定额度的补贴。其中，对于风电开发商，“25×104kW风能计划”中就规定风电开发商可依据其发电量获得一定政府补贴；随后，1991年颁布的《上网电价法》提出给予风电商一定比例的价格补贴。针对本国风电设备，德国政府在2008年二次修订后的《可再生能源法》中规定，对采购2倍额定容量以上大型风机的企业给予适度政府补贴，该规定大大促进了德国大型风电设备的发展。

西班牙政府在1991年发布的国家能源规划中，也明确规定，政府应按照风电企业风机装机规模的20%给予补贴。2007年，西班牙工业部根据661/2007号法令，与风电产业达成协议，至2013年对其补助将削减35%。已建成的风电场在并网时，在市场价格基础上享受政府补贴价格的时段将缩减[21]。2014年7月，西班牙政府对于风电补贴政策有所变动，依据“特殊再分配措施”规定，使用年固定补偿款替代之前本国风电场开发商收到的固定上网电价补贴[22]。

丹麦政府对包括风电在内的可再生能源建设也给予大量补贴。自1981年起，丹麦政府每年投入1.202 亿克朗至补贴基金，规定每一项可再生能源设施获得的补贴最高可达其安装成本的20%的，最高额不超过100万克朗；之后，政府再次将补贴上限提高到安装成本的30%。此外，针对风机投入，政府也规定了不同的补贴额度。1992年颁布的《电力生产补贴法》规定，对于公共事业公司和私有公司而言，各自风力发电机可获得的补贴额度分别为0.10克朗/kWh、0.27克朗/kWh。

印度政府高度重视可再生能源的发展，截止到2015年底，印度风电装机容量达到25088MW[4]，已成为仅次于中美德的全球第四大风电生产国。2008年，针对全国49MW以下的并网风电项目，印度新实施0.5卢比/kWh的补贴扶持计划。为弥补本国风电产业免税比例从80%下降至15%的政策变动对本国风电产业造成的影响，2012年印度实施了发电刺激计划（GBI）和可行性弥补缺口基金（VGF）这两项补贴。2015年，发电量激励政策和加速折旧优惠政策的恢复极大地推动了印度风电市场的回暖[22]。

中国电价附加标准虽持续提高，但自2009年以来，可再生能源补贴就一直存在缺口。由于补贴和产业规模不相适应，因此，在扩大可再生能源发展基金规模的同时，还应进一步优化财政补贴发放流程，确保及时足额发放到位。此外，国家能源局已经提出一个目标，即到2020年风力发电实现平价上网，不再给予补贴。

（4）可再生能源配额制度

一些欧洲国家，如比利时、意大利、瑞典、英国和波兰等近些年比较青睐配额制与证书交易相结合的方式[12]。依据配额制，可再生能源企业若实现配额目标规定的发电量，在通过认证后可获得绿色电力证书，通过发电企业间交易该证书，帮助未完成配额指标或完成配额所需成本较高的企业完成自身的配额目标。

中国目前的配额制仅停留在行政命令层面，尚未建立绿色证书交易机制，因此配额制并没有成为真正实现经济激励的财税政策[12]。2016年3月3日，国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（以下简称《指导意见》），首次明确了2020年各省（区、市）能源消费总量中的可再生能源比重目标为5%～13%，而全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重目标为9%。《指导意见》还提出建立可再生能源电力绿色证书交易机制，这对未来碳交易、碳金融意义重大，但这一机制的实现需要系统性的政策配合[23]。

3. 技术研发

作为世界上第一个倡导使用风机技术质量认证和采用标准化系统的国家，丹麦风机设备的认证基于产品类型认证和质量认证体系，涵盖风机的生产和安装以及基本动力曲线监测和噪声检测。美国1994年成立国家风能协调委员会，进行风力资源评估；1998年起，美国国家可再生能源实验室的国家能源技术中心为美国和国际标准提供风机认证服务。德国政府在20世纪80年代就已进入了风电研发技术的高峰期，并在该基础上建立风电认证体系，增加了风电企业零部件的通用性和互换性，在降低风电发电成本和提升风电机的可靠性能的同时，更有效鼓励了风电企业进行技术创新。西班牙政府通过自主公共风能研发中心组织—西班牙能源及技术研究中心为风电技术提供研发支持。印度成立的风能技术中心，从风电研发能力的提升、风力资源的评估、风电场的选址及风电信息提供、培训和监测、风机监测机构、认证机构及预备标准等方面，共同将风电所需各方面信息细节化，以促进本国风电发展[24-25]。

目前，中国风电产业的发展，在成本层面，投入偏高，效益较差；在技术层面，与发达国家相比，缺乏国内大型机组的核心技术及强大的技术支撑平台、充足的研发资金，严重影响了中国风电产业的规模化进程。

（二）经验借鉴

1. 风电产业政策的强力支撑

风能及其相关产业的开发利用能够得到激励和充分开发的前提是制定一套适宜的风能政策和机制并有效实施[8]，通常有免税、配额制、补贴、固定电价等政策。这些政策在不同国家和地区之间带来的效益大大不同。如PTC、绿色交易证书以及欧洲能源复兴计划（EEPR）为风能发展提供政策支持；EEPR为在欧洲具有高度战略意义的海上风电项目提供资金支持[11]。2015年，美国政府再次延长对可再生能源的主要联邦税收优惠政策，即生产税抵免法案（PTC）和投资税抵免法案（ITC）[16]。美国计划2030年将风电占全国电力比例提升到30%。2013年，为促进海上风能的发展，印度的新能源和可再生能源部（MNRE）公布了国家海上风电政策草案（DNO-WEP）[26]。

中国已经实施了三个层次的可再生能源政策，前两个级别由中央政府确立，后一个由地方政府确立[27]。

2. 制定合理的风电上网电价

在引进消化国外先进风能资源评价模式的同时，应该考虑采取一些方式提升四类风资源较好地区（云南、山西、陕西、部分东北地区）风电企业的收益率。例如，考虑在科学划分风能资源的同时，允许这些地区的风电开发企业采取和当地政府协商电价的方式来制定风电电价上网价格。

3. 建立保障风电产业有序发展的专项资金

印度政府早在2008年就设置了支持风电发展的专项周转基金，通过软贷款的形式资助风电企业的商业性项目。中国可结合国情，设立支持风电发展的专项资金，通过设立合理的风能资源开发使用费作为资金来源。持续深化中国风电产业的资金支持力度，政府扶持资金按期到位的同时，建立和完善中国风电产业发展的公共基金。

4. 构建一套包括发电、并网、用电在内的激励体系

为扶持可再生能源进入本国市场，德国政府依据《可再生能源法》制订的市场促进计划中规定，政府提供显著低于市场利率的贷款以支持本国的风电推广和应用。相比之下，中国现行的风电财税政策在发电、并网和用电在内的一系列环节缺乏一套完整的政策激励体系，即在用电量输配环节、风电上网电力的收购环节和消费端用户环节都缺乏补偿和激励政策[28]。

三、探索构建新常态下中国风电产业可持续发展运营模式

（一）新常态下中国风电产业可持续发展的财税政策支撑

1. 完善财税补贴政策

进一步完善新型增值税体系下的财税优惠政策（碳税）。扩大可再生能源发展基金规模，完善可再生能源补贴机制，优化财政补贴发放流程，确保补贴发放及时到位。同时，国家逐渐调低风电上网电价以降低风电行业对补贴的依赖。结合“十三五”期间中国提出的智慧能源的概念，构建可再生能源实时补贴机制，建立基于互联网平台的分布式可再生能源实时补贴结算机制；将大规模的风电场纳入基于互联网平台的实时补贴范围[29]。

2. 优化风电定价机制

借鉴美国、丹麦、西班牙、印度等风电产业发达国家的经验，积极推进风电产业政策与电价政策结合，保证风电差价补贴，实现同网同价。

风机制造方面，建立风电认证体系，规范其成熟记性和频谱，在降低风电发电成本的同时，不断提升风电机的可靠性能。

风机运维方面，提升大数据在风场全生命周期管理中的运用，将气象资料与风场微观选址、风机选择密切结合，降低风机的被动故障检修率，优化风场发电、运营、维修、资产管理环节。基于国内外成熟的大数据平台，提升大数据在风场全生命周期管理中的运用，构建基于智能电网的云数据平台，鼓励建设智能风电场，将气象资料与风场宏、微观选址和风机选择密切结合，降低风机的被动故障检修率，优化风场发电、运营、维修、资产管理环节，统筹规划风场运维管理。通过增强对风场运行管理的预判，以加强电网的预测与调度，实现可再生能源的智能化生产。

融资成本方面，结合中国碳交易市场的逐步建立，发展碳金融衍生产品，为风电产业提供融资平台。建设基于互联网的绿色能源灵活交易平台，支持风电等绿色低碳能源与电力用户之间实现直接交易。

（二）化解风电消纳困局，关注低风速地区风电产业发展

弃风限电已被列为“十三五”期间重点解决的问题。结合中国电力体制改革，借势推动风电在内的可再生能源发电上网，从输配电价改革、电力市场建设、用电计划、售电侧改革四个方面，重点解决风电消纳面临的各方利益博弈问题。

面对风资源丰富区域远离用电负荷中心的矛盾，从政策层面，控制弃风限电过高地区的风电产业发展的同时，电网运营商也应该对风电上网调度等方面提供更多支持。从技术层面，一方面，加快建设特高压输电线路，加强电网建设；另一方面，推动集中式和分布式风电储能协同发展，开发低成本、高效率的储能产品，例如氢储能。

此外，结合当地政府的合理审批和年度开发，发展华中、华南、华东等低风速地区的风电产业。这样，在改善弃风限电问题的同时，有助于实现风电项目在全国范围内更合理的地理分布。

（三）加快掌握风电机组核心研发技术

2016年4月19日，发改委、能源局发布的《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》中，明确将大型风电技术创新作为重要任务之一[30]。同时，提出研发基于大数据和云计算的海上风电场集群运控并网系统，实现废弃风电机组材料的无害化处理与循环利用，保障海上风电资源的高效、大规模、可持续开发利用[31]。

（四）推进能源互联网建设

结合我国能源生产消费革命，从智能发电、智能电网、智能储能、智能用电、智能能源交易、智能管理和服务六大方面，构建基于互联网的能源生产者、能源经销者、能源消费者和能源服务提供者的交流和交易市场，积极化解能源生产中心和消费中心的地理不匹配问题；大力提升风电等可再生能源在我国能源消费结构中的比重，优化我国能源结构，提升能源效率，实现绿色低碳发展。

（五）评估中国风电产业可持续运营模式的综合效益

基于现有政策及保障体系，以优化风电产业链为目标，结合费用—效益分析方法，构建中国风电产业可持续发展运营模式的生命周期评估模型，评估低碳经济视角下中国风电产业运营模式的投资需求和生命周期的经济、生态、社会效益。

四、结语

正确认识能源发展的“新常态”—可再生能源对化石能源的逐步替代，在稳定现有能源供需的前提下，积极发展风电等在内的可再生能源，对中国能源结构调整和绿色能源体系构筑皆具重大意义。基于产业政策的大力扶持，结合市场机制的调动，辅以一系列激励措施，如降低风电融资成本、支持私营市场的发展、逐步实现风电“平价上网”、技术创新提升风电企业核心竞争力、考虑投资回报设立一些风电示范性项目等，活跃风电企业外生增长环境。同时，中国风电企业应不断提升其自身的技术创新能力，以增强风电企业的内生激励机制。此外，结合国情加快开发陆上风电的同时，兼顾海上风电的稳步开发。从各方面积极促进新形势下中国风电产业的大力发展。

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[责任编辑 王艳芳]