風電產業的國際比較及中國風電發展創新思考

王珂++賴勐++徐艷++孫荃++周景月

[摘 要]基于全球低碳經濟發展背景，為穩步實現中國在2020年將優質清潔可再生能源消費量提高到占能源消費總量15%的目標，對以煤電為主的傳統能源結構進行轉型的同時，需大力提升風電在內的可再生能源的比重。基于風電產業政策的國際比較，分析中國風電產業政策發展中存在的問題，借鑒風電產業發展先進國家經驗，從政策支撐、融資渠道、技術支持等方面，為新常態下中國風電產業的可持續發展提供理論參考。

[關鍵詞]風電產業；國際比較；借鑒；新常態

[中圖分類號]F062.9 [文獻標識碼]A [文章編號]1671-8372（2016）03-0041-07

一、引言

在過去的30年里，全球經濟每增長3.3%，電力需求就增長3.6%[1]。電力行業作為推動中國能源轉型的關鍵環節[2]，在中國推進能源革命，加快能源技術創新，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系的政策引導下，將為中國能源轉型發展做出重要貢獻。目前中國火力發電量占全國總發電量的80%，火電裝機容量占全國電力總裝機容量的73%左右 [2]。中國以煤炭為主的能源格局，不僅導致了嚴重的資源浪費和環境污染，也給中國應對氣候變化提出了嚴峻的考驗，是中國當前和今后一段時期生態文明建設的瓶頸所在。

相較于太陽能、燃料電池和潮汐能等能源，風電是最具有成本效益的可再生能源。風電不僅可以大幅度減少碳排放，而且風能通過較少的研究和發展后可更早地進入到商業化階段[3]。在穩步提升包括風電在內的可再生能源在中國能源結構中占比的同時，積極穩健的可再生能源產業政策，有助于推動新常態下中國能源結構的調整和產業結構的優化。本文基于風電產業的國際比較和分析，從政策支撐、財稅支持、市場導向、科技創新、生態建設等角度分析中國風電產業發展面臨的機遇和挑戰，并為中國風電產業的可持續發展提供理論借鑒。

截至2015年12月，全球的風電裝機總量已達432419MW。其中，中國年裝機總量第一，為145104MW[4]（見圖1）。同年，世界年新增裝機容量前10的國家中，中國風電的年新增裝機容量達30500MW（見圖2），占比48.4%；歐盟、印度2015年裝機總量分別為147771MW、25088MW，年新增容量分別為13805MW、2623MW，占比分別為21.9%、4.2%[4]。

圖1 2002-2015年全球風電累計裝機容量[4-6]

二、風電產業的國際比較、分析及借鑒意義

（一）比較和分析

基于各國風電產業政策發展現狀（見表1），主要從風電產業發展的法律和政策保障、經濟政策支持、技術研發三方面比較國際、國內風電產業發展，分析各國風電產業發展的側重點和著力點，以及我國風電產業發展中面臨的障礙。

2.RPO（Renewable Purchase Obligation），可再生能源購買義務

1.法律和政策保障

表2列舉了美國、德國、西班牙等主要風電發展國給予本國風電發展的政策支持、政策工具及主要政策內容。

表3從扶持風電在內的可再生能源政策、項目支持、財稅優惠和價格機制等方面匯總了我國風電產業發展過程中重要的法律、法規、通知及其主要內容。

2.經濟政策支持

Rodriguez J S將風電支持政策劃分為基于價格和基于數量兩類[10]。前者主要包括固定電價政策（FIT）、稅收激勵等措施，后者主要包括可再生能源配額制度（RPS）等內容[11]。

（1）固定電價政策（FIT）

固定電價政策是歐洲，尤其是德國和西班牙最為有效的可再生能源激勵政策[12]。德國政府2004年、2008年、2011年三次根據技術發展水平和資源開發水平對電價水平、電價下幅比例和標準資源值進行調整，對《可再生能源法》進行修改，最大限度地保證了政策穩定，也保證了電價水平的科學性[13]。

風機制造、風場運維和融資成本等是影響風電定價的重要因素。風電成本在很大程度上取決于風能資源，尤其是輪轂高度的平均風速、渦輪機和配套設備的成本、是否鄰近一個足夠大的輸電網（電網擴展和加強的成本）以及電網的可接入性[14]。

中國直到2009年7月才首次明確固定電價政策及固定電價水平，當時依據國內不同地區風能資源劃分的4個水平的固定電價沿用至今。但是穩定不變的風電價格，一方面，不能將技術水平提升帶來的風電企業投資成本下降體現在價格上；另一方面，基于環境成本的考慮，由于化石燃料的環境污染成本未計入其產品的市場價格，導致風能等可再生能源的優勢無法通過價格體現。

（2）財稅優惠政策

典型的稅收政策包括“生產稅收抵免”和“投資稅收抵免”。美國風電產業的迅速發展主要得益于稅收抵免政策的積極推動[15]。2009年2月19日，美國總統奧巴馬簽署《美國復蘇與再投資法案》，規定將風能的產品稅收抵免延長至2012年12月31日[16]。2013年1月，由于美國政府最終投票通過了《生產稅抵免法案（PTC）》和《投資稅抵免法案（ITC）》延期 1 年的決定，致使2014 年和 2015 年美國風電產業出現大幅反彈[17]。

西班牙政府通過征收能源稅來促進本國可再生能源的發展。2012年，西班牙議會正式通過的《新能源法案》中就規定，電力企業應將出售電力所得收入的7%作為能源稅[14]。

印度政府通過各項免稅計劃刺激本國風電產業的發展。針對風電設備，印度政府自1992年起就開始實行100%的加速折舊政策，且對5年內新建的風力發電項目免征企業所得稅。2002年，印度政府再次延長免稅年限，規定風電場前10年可免征企業所得稅。此外，印度國家電力監管委員會（SERCs）發布的《2003年電力法案》中包含的稅收激勵政策，進一步促進了本國風電場的建設。據統計，2011年印度對70%的新增風電裝機進行了大幅度加速折舊，這意味著稅務負債可大幅度削減。但是，過高的行業補貼在增加政府負擔的同時，也給產業政策的調整帶來了阻礙。

中國政府自2001年9月起，將風電增值稅從17%下調到8.5%[18]，從一定程度上減輕了風電企業的稅收負擔。從增值稅方面，對于資金密集型的風電企業而言，中國增值稅轉型有利于風電企業降低稅賦、控制成本，促進設備更新改造，提升風電企業競爭力。中國自2001年1月1日起，對風電企業實行增值稅按8.5%減半征收的政策。但相較于煤電企業的購買燃料的進項稅抵扣政策，風電企業的稅賦仍比煤電企業高[19]。

在所得稅方面，目前風電企業享受的稅收優惠力度仍不足。相對于中關村高新技術企業所享受的“從企業盈利的第一至第三年內免征所得稅，第四至第六年可按7.5%的稅率征收所得稅，第七年開始按照15% 稅率征收所得稅”的稅收優惠政策，中國風電企業享受的“三免三減半”的所得稅優惠的力度明顯不足[20]。

（3）補貼

鑒于風電設備投入高、企業成本負擔較重的問題，德國政府對于風電開發商、風電設備采購皆給予一定額度的補貼。其中，對于風電開發商，“25×104kW風能計劃”中就規定風電開發商可依據其發電量獲得一定政府補貼；隨后，1991年頒布的《上網電價法》提出給予風電商一定比例的價格補貼。針對本國風電設備，德國政府在2008年二次修訂后的《可再生能源法》中規定，對采購2倍額定容量以上大型風機的企業給予適度政府補貼，該規定大大促進了德國大型風電設備的發展。

西班牙政府在1991年發布的國家能源規劃中，也明確規定，政府應按照風電企業風機裝機規模的20%給予補貼。2007年，西班牙工業部根據661/2007號法令，與風電產業達成協議，至2013年對其補助將削減35%。已建成的風電場在并網時，在市場價格基礎上享受政府補貼價格的時段將縮減[21]。2014年7月，西班牙政府對于風電補貼政策有所變動，依據“特殊再分配措施”規定，使用年固定補償款替代之前本國風電場開發商收到的固定上網電價補貼[22]。

丹麥政府對包括風電在內的可再生能源建設也給予大量補貼。自1981年起，丹麥政府每年投入1.202 億克朗至補貼基金，規定每一項可再生能源設施獲得的補貼最高可達其安裝成本的20%的，最高額不超過100萬克朗；之后，政府再次將補貼上限提高到安裝成本的30%。此外，針對風機投入，政府也規定了不同的補貼額度。1992年頒布的《電力生產補貼法》規定，對于公共事業公司和私有公司而言，各自風力發電機可獲得的補貼額度分別為0.10克朗/kWh、0.27克朗/kWh。

印度政府高度重視可再生能源的發展，截止到2015年底，印度風電裝機容量達到25088MW[4]，已成為僅次于中美德的全球第四大風電生產國。2008年，針對全國49MW以下的并網風電項目，印度新實施0.5盧比/kWh的補貼扶持計劃。為彌補本國風電產業免稅比例從80%下降至15%的政策變動對本國風電產業造成的影響，2012年印度實施了發電刺激計劃（GBI）和可行性彌補缺口基金（VGF）這兩項補貼。2015年，發電量激勵政策和加速折舊優惠政策的恢復極大地推動了印度風電市場的回暖[22]。

中國電價附加標準雖持續提高，但自2009年以來，可再生能源補貼就一直存在缺口。由于補貼和產業規模不相適應，因此，在擴大可再生能源發展基金規模的同時，還應進一步優化財政補貼發放流程，確保及時足額發放到位。此外，國家能源局已經提出一個目標，即到2020年風力發電實現平價上網，不再給予補貼。

（4）可再生能源配額制度

一些歐洲國家，如比利時、意大利、瑞典、英國和波蘭等近些年比較青睞配額制與證書交易相結合的方式[12]。依據配額制，可再生能源企業若實現配額目標規定的發電量，在通過認證后可獲得綠色電力證書，通過發電企業間交易該證書，幫助未完成配額指標或完成配額所需成本較高的企業完成自身的配額目標。

中國目前的配額制僅停留在行政命令層面，尚未建立綠色證書交易機制，因此配額制并沒有成為真正實現經濟激勵的財稅政策[12]。2016年3月3日，國家能源局發布《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），首次明確了2020年各省（區、市）能源消費總量中的可再生能源比重目標為5%～13%，而全社會用電量中的非水電可再生能源電量比重目標為9%。《指導意見》還提出建立可再生能源電力綠色證書交易機制，這對未來碳交易、碳金融意義重大，但這一機制的實現需要系統性的政策配合[23]。

3. 技術研發

作為世界上第一個倡導使用風機技術質量認證和采用標準化系統的國家，丹麥風機設備的認證基于產品類型認證和質量認證體系，涵蓋風機的生產和安裝以及基本動力曲線監測和噪聲檢測。美國1994年成立國家風能協調委員會，進行風力資源評估；1998年起，美國國家可再生能源實驗室的國家能源技術中心為美國和國際標準提供風機認證服務。德國政府在20世紀80年代就已進入了風電研發技術的高峰期，并在該基礎上建立風電認證體系，增加了風電企業零部件的通用性和互換性，在降低風電發電成本和提升風電機的可靠性能的同時，更有效鼓勵了風電企業進行技術創新。西班牙政府通過自主公共風能研發中心組織—西班牙能源及技術研究中心為風電技術提供研發支持。印度成立的風能技術中心，從風電研發能力的提升、風力資源的評估、風電場的選址及風電信息提供、培訓和監測、風機監測機構、認證機構及預備標準等方面，共同將風電所需各方面信息細節化，以促進本國風電發展[24-25]。

目前，中國風電產業的發展，在成本層面，投入偏高，效益較差；在技術層面，與發達國家相比，缺乏國內大型機組的核心技術及強大的技術支撐平臺、充足的研發資金，嚴重影響了中國風電產業的規模化進程。

（二）經驗借鑒

1. 風電產業政策的強力支撐

風能及其相關產業的開發利用能夠得到激勵和充分開發的前提是制定一套適宜的風能政策和機制并有效實施[8]，通常有免稅、配額制、補貼、固定電價等政策。這些政策在不同國家和地區之間帶來的效益大大不同。如PTC、綠色交易證書以及歐洲能源復興計劃（EEPR）為風能發展提供政策支持；EEPR為在歐洲具有高度戰略意義的海上風電項目提供資金支持[11]。2015年，美國政府再次延長對可再生能源的主要聯邦稅收優惠政策，即生產稅抵免法案（PTC）和投資稅抵免法案（ITC）[16]。美國計劃2030年將風電占全國電力比例提升到30%。2013年，為促進海上風能的發展，印度的新能源和可再生能源部（MNRE）公布了國家海上風電政策草案（DNO-WEP）[26]。

中國已經實施了三個層次的可再生能源政策，前兩個級別由中央政府確立，后一個由地方政府確立[27]。

2. 制定合理的風電上網電價

在引進消化國外先進風能資源評價模式的同時，應該考慮采取一些方式提升四類風資源較好地區（云南、山西、陜西、部分東北地區）風電企業的收益率。例如，考慮在科學劃分風能資源的同時，允許這些地區的風電開發企業采取和當地政府協商電價的方式來制定風電電價上網價格。

3. 建立保障風電產業有序發展的專項資金

印度政府早在2008年就設置了支持風電發展的專項周轉基金，通過軟貸款的形式資助風電企業的商業性項目。中國可結合國情，設立支持風電發展的專項資金，通過設立合理的風能資源開發使用費作為資金來源。持續深化中國風電產業的資金支持力度，政府扶持資金按期到位的同時，建立和完善中國風電產業發展的公共基金。

4. 構建一套包括發電、并網、用電在內的激勵體系

為扶持可再生能源進入本國市場，德國政府依據《可再生能源法》制訂的市場促進計劃中規定，政府提供顯著低于市場利率的貸款以支持本國的風電推廣和應用。相比之下，中國現行的風電財稅政策在發電、并網和用電在內的一系列環節缺乏一套完整的政策激勵體系，即在用電量輸配環節、風電上網電力的收購環節和消費端用戶環節都缺乏補償和激勵政策[28]。

三、探索構建新常態下中國風電產業可持續發展運營模式

（一）新常態下中國風電產業可持續發展的財稅政策支撐

1. 完善財稅補貼政策

進一步完善新型增值稅體系下的財稅優惠政策（碳稅）。擴大可再生能源發展基金規模，完善可再生能源補貼機制，優化財政補貼發放流程，確保補貼發放及時到位。同時，國家逐漸調低風電上網電價以降低風電行業對補貼的依賴。結合“十三五”期間中國提出的智慧能源的概念，構建可再生能源實時補貼機制，建立基于互聯網平臺的分布式可再生能源實時補貼結算機制；將大規模的風電場納入基于互聯網平臺的實時補貼范圍[29]。

2. 優化風電定價機制

借鑒美國、丹麥、西班牙、印度等風電產業發達國家的經驗，積極推進風電產業政策與電價政策結合，保證風電差價補貼，實現同網同價。

風機制造方面，建立風電認證體系，規范其成熟記性和頻譜，在降低風電發電成本的同時，不斷提升風電機的可靠性能。

風機運維方面，提升大數據在風場全生命周期管理中的運用，將氣象資料與風場微觀選址、風機選擇密切結合，降低風機的被動故障檢修率，優化風場發電、運營、維修、資產管理環節。基于國內外成熟的大數據平臺，提升大數據在風場全生命周期管理中的運用，構建基于智能電網的云數據平臺，鼓勵建設智能風電場，將氣象資料與風場宏、微觀選址和風機選擇密切結合，降低風機的被動故障檢修率，優化風場發電、運營、維修、資產管理環節，統籌規劃風場運維管理。通過增強對風場運行管理的預判，以加強電網的預測與調度，實現可再生能源的智能化生產。

融資成本方面，結合中國碳交易市場的逐步建立，發展碳金融衍生產品，為風電產業提供融資平臺。建設基于互聯網的綠色能源靈活交易平臺，支持風電等綠色低碳能源與電力用戶之間實現直接交易。

（二）化解風電消納困局，關注低風速地區風電產業發展

棄風限電已被列為“十三五”期間重點解決的問題。結合中國電力體制改革，借勢推動風電在內的可再生能源發電上網，從輸配電價改革、電力市場建設、用電計劃、售電側改革四個方面，重點解決風電消納面臨的各方利益博弈問題。

面對風資源豐富區域遠離用電負荷中心的矛盾，從政策層面，控制棄風限電過高地區的風電產業發展的同時，電網運營商也應該對風電上網調度等方面提供更多支持。從技術層面，一方面，加快建設特高壓輸電線路，加強電網建設；另一方面，推動集中式和分布式風電儲能協同發展，開發低成本、高效率的儲能產品，例如氫儲能。

此外，結合當地政府的合理審批和年度開發，發展華中、華南、華東等低風速地區的風電產業。這樣，在改善棄風限電問題的同時，有助于實現風電項目在全國范圍內更合理的地理分布。

（三）加快掌握風電機組核心研發技術

2016年4月19日，發改委、能源局發布的《能源技術革命創新行動計劃（2016—2030年）》中，明確將大型風電技術創新作為重要任務之一[30]。同時，提出研發基于大數據和云計算的海上風電場集群運控并網系統，實現廢棄風電機組材料的無害化處理與循環利用，保障海上風電資源的高效、大規模、可持續開發利用[31]。

（四）推進能源互聯網建設

結合我國能源生產消費革命，從智能發電、智能電網、智能儲能、智能用電、智能能源交易、智能管理和服務六大方面，構建基于互聯網的能源生產者、能源經銷者、能源消費者和能源服務提供者的交流和交易市場，積極化解能源生產中心和消費中心的地理不匹配問題；大力提升風電等可再生能源在我國能源消費結構中的比重，優化我國能源結構，提升能源效率，實現綠色低碳發展。

（五）評估中國風電產業可持續運營模式的綜合效益

基于現有政策及保障體系，以優化風電產業鏈為目標，結合費用—效益分析方法，構建中國風電產業可持續發展運營模式的生命周期評估模型，評估低碳經濟視角下中國風電產業運營模式的投資需求和生命周期的經濟、生態、社會效益。

四、結語

正確認識能源發展的“新常態”—可再生能源對化石能源的逐步替代，在穩定現有能源供需的前提下，積極發展風電等在內的可再生能源，對中國能源結構調整和綠色能源體系構筑皆具重大意義。基于產業政策的大力扶持，結合市場機制的調動，輔以一系列激勵措施，如降低風電融資成本、支持私營市場的發展、逐步實現風電“平價上網”、技術創新提升風電企業核心競爭力、考慮投資回報設立一些風電示范性項目等，活躍風電企業外生增長環境。同時，中國風電企業應不斷提升其自身的技術創新能力，以增強風電企業的內生激勵機制。此外，結合國情加快開發陸上風電的同時，兼顧海上風電的穩步開發。從各方面積極促進新形勢下中國風電產業的大力發展。

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[責任編輯 王艷芳]