导读： 我国风电在过去十余年里快速发展，已经成为世界第一大风电装机国，累计装机容量从2006年的2.5GW增加到了2015年底的145GW，年平均增速达到50%。由于风电成本无法与火电、水电等传统能源相竞争，如此快速的发展主要得益于政府政策支持。
由政策驱动的风电装机总规模持续增加
我国风电在过去十余年里快速发展，已经成为世界第一大风电装机国，累计装机容量从2006年的2.5GW增加到了2015年底的145GW，年平均增速达到50%。由于风电成本无法与火电、水电等传统能源相竞争，如此快速的发展主要得益于政府政策支持。以2005年《可再生能源法》的颁布为开端，我国陆续出台了诸多支持可再生能源法发展的政策措施，形成了较为完备的法律政策体系，这些政策主要包括：
上网政策：《可再生能源法》明确规定，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。这意味着，在保证电网安全的前提下，合法成立的可再生能源发电企业的所有发电量应由电网全额收购。随着“弃风”现象不断加剧以及我国电力市场新一轮改革的开启，2016年上半年国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，对全额保障性收购做出了更为具体的定义：“可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。”
电价政策：中国风电定价政策的演变大致可以分为三个阶段。第一个阶段是2003年以前的核准电价制度，当时风电装机总量很低，国家主管机构对风电项目电价进行逐个核准。第二个阶段是2003年到2008年之间招标电价和核准电价并存。中央政府对大规模风电场组织特许权招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价，通过签订长期合同保障电力销售和上网电价。之后，中标价格成为有此经验的省份建设新风电项目的基础。对于那些没有招标经验的省份仍然沿用了核准电价。在此期间，区域之间风电价格差异较大，低至0.38元，高至0.8元每千瓦时（Qiu和Anadon，2012）。第三个阶段是从2009年开始实行的固定上网电价制度. 全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应制定标杆上网电价（图1）。风电标杆电价高出火电标杆电价的部分由财政进行补贴，资金来源主要是可再生能源电价附加。
税收政策：风电场享受多重税收减免政策。主要包括所得税“三年三减半”，即风电场前三年运营期间完全免除所得税，之后的三年免除一半的所得税；增值税享受即征即退50%的政策，2009年增值税改革允许将中间成本和固定投资作为税收扣除项，大幅降低了风电场税收负担。
风电发展区域失衡，支持政策充当何种角色？
与全国风电装机总量快速增加相伴的另一个现象是风电发展严重的区域不平衡。虽然从2010年以来几乎所有的省份都有风电装机，但装机集中在风能资源丰富的三北地区（华北、东北和西北）。 图2为我国2015年累计风电装机并网容量的省域分布。“三北”八省份（内蒙古，新疆，河北，甘肃，宁夏和东北三省）累计装机量占全国总容量的三分之二以上。
风电发展区域不均衡，尤其是装机主要分布在西部和北部省份、远离东部用电负荷地区，直接的后果是我国居高不下的弃风率。根据能源局公布数据，2011-2015年间我国弃风率最低为8%，而最高达17%（图3），而2015年德国和美国德州弃风率为1%和0.5%。高弃风率带来巨大资源浪费，虽然我国风电并网装机量是美国的接近两倍（145GW vs.75GW），但发电量却低于美国（1860亿KWH亿vs.1900亿KWH）。主要限电地区无疑集中于风电装机较多而又远离东部用电负荷的省份，2015年甘肃省、新疆和吉林三省弃风率高达39%，32%和32%（图4）。
是什么原因造成了我国风电发展区域间的不平衡？最为常见的解释是风力资源分布的不平衡造成的。我国风电资源丰富，潜在可利用风能超过5500GW（中国气象局，2014），但区域分布非常不均衡。政府和学术界都对我国风力资源以及风电开发潜力进行过研究，这里我引用He and Kammen（2014）对我国各省风电装机潜力的估计结果，如表1所示。可以看出，省级层面风电开发潜力差异巨大，从少于1GW到超过600GW，并且中国北部（内蒙古，黑龙江，吉林，辽宁）和部分西部（西藏，新疆，青海，甘肃）的广大地区风能尤其丰富。但是，地区之间风能分布的差异并不能很好地解释风能发展的巨大地区差异，风能资源利用率从不足1%到超过100%。即使在风力资源潜力比较相似的省份，实际装机容量差异也可能很大。
另外一个更加令人费解的问题是为什么在风能资源丰富的地区从2009年就开始出现严重“弃风”现象，装机规模还持续高速增加？
以甘肃为例，2011年和2012年弃风率高达11.7%和24%，但是到2015年装机容量比2012年又翻了一番，单个省份风电装机容量占全国总装量近10%，风电发展区域不均衡进一步加剧。
风能资源区域分布的差异并不能完全解释风电发展的区域不均衡。为了探求中国风电发展区域发展不均衡的驱动因素，我们从风电投资者视角入手，通过建立区域风电投资存量调整模型，利用我国2004年到2011年县级风电装机以及其他经济社会相关数据来分析研究导致风电发展地区差异的驱动因素。
具体逻辑如下：假设风电投资者像市场上其他市场主体一样，追求利润最大化，因此他（她）选择具有最高投资回报率的投资地区建立风电场。而从区域层面上来看，一个地区风力装机量存在一个均衡水平（equilibrium），该水平取决于影响风电场盈利能力的一系列因素（表2），包括1）资源禀赋情况，如风力资源、土地情况会影响风电生产成本；2）本地经济发展情况、电网情况，这些因素会影响风电需求；3）替代性能源；4）风电支持政策。为了探究支持政策可能对不同地区产生不同影响，我们根据风电上网标杆电价区将所有的县分为四个区域。
略过繁琐的学术细节，我们的研究有三个主要发现：首先，与许多产业相似，风电产业也显示出集聚效应，也就是风电场也喜欢“扎堆”。在许多产业内，相似的企业在某一区域投资可以通过共享设施、供应链整合、知识外溢以及共享劳动力市场等降低成本、提升效益。第二，需求因素对风电投资的区域选择没有显著影响。这里的需求因素包括当地经济发展情况决定的本地需求，也包括由电网传输能力显示的外部需求。最后，政府支持行政策，包括提供直接的投资资金和较高的上网电价政策，在不同地区有不同的影响。而支持力度最为明显的是政策在风力资源最为丰富的地区(I、II类资源区)，而对其他类资源区的影响相对要小很多。
我们的研究有助于评估我国风电发展政策的有效性。毫无疑问，政府的支持，包括保障性上网和固定上网电价制度，对鼓励风电大规模发展发挥了重要作用。然而，这些政策可能也加重了风电地区分布不均衡、弃风率高的现象。
我们的研究表明，风力发电的投资者在选择位置时更关心发电成本，而对需求因素考虑不足，风电装机容量集中在中国北部和西部，这些地区远离东部和华南的负载中心。为什么投资者对需求因素考虑不足？很大程度上是由于我们的全额保障性收购政策和固定上网电价政策造成的。道理很简单，对投资者来说，全额保障性收购意味着发多少可以卖多少，固定上网电价意味着不会因为供给过多需要降价出售，两者共同保障了一个稳定的预期收益，那影响利润的因素自然只剩下了成本，投资者非常理性的选择去风力资源较为丰富、发电成本低地区投资。
现行可再生能源支持政策亟待调整
保障性上网、固定上网电价和税收优惠对促进我国新能源快速发展的积极作用是毋庸置疑的。但随着我国新能源的发展达到了相当规模，这些政策的弊端也开始显露。
首先，财政补贴缺口巨大。能源局副局长李仰哲在参加第七届中国（甘肃）国际新能源博览会开幕式时指出，可再生能源产业发展中面临的两个突出问题：一是弃风弃光问题突出，二是财政补贴缺口巨大。截止到今年上半年，可再生能源补贴缺口累计达到550亿元，决策部门面临巨大压力。如果“十三五”期间我国仍然执行相同的补贴政策，随着风电、光伏装机量与发电量的持续增加，可再生能源附加随着我国用电量增加放缓而增收更加困难，一增一减，补贴缺口将进一步加大。
其次，保障性收购无法根治弃风现象。为了解决弃风、弃光问题，今年上半年发改委和能源局连续下发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，对可再生能源消纳困难的省份规定了最低保障收购年利用小时数。这些文件出台的进步意义在于，这是对《可再生能源法》中规定的全额收购的一个修正，主管机构承认和接受现实中很多地区无法真正做到全额收购。
但同时，对很多地区来说，规定的最低保障小时数仍然远远高于实际利用小时数，地方实行起来有困难（表3）。以甘肃省为例，2015年弃风率达到39%， 实际利用小时数为1184小时，远远低于1800小时的最低保障性收购。甘肃省2015年可再生能源装机占全省统调发电装机容量的58%，发电量占全省总发电量的44.7%，省内消纳空间有限；而送电到外省也面临多重障碍，电网外送通道不畅可能仅仅是次要原因，更重要的是经济“新常态”下全社会用电量下滑、电力整体供大于求，各地倾向优先使用本地电。因此1800小时的最低保障性收购只能沦为一纸空谈。根据甘肃省工信委最近发布的《关于下达2016年优先发电计划的通知》，2016年风电最低保障性收购年平均小时数只能达到500小时。甘肃省现象并非特例，“省内用不了，外送没人要”可能适用于很多装机量大、弃风率高的西北省份。
再次，较高的保障性收购小时数可能进一步加重可再生能源弃电现象。规定最低保障性收购小时数意味着政策兜底，对于风电装机存量来说，较高的保障性收购小时数降低了其参加电力市场竞争的意愿；更为重要的是，在存量问题没有解决的情况下，新增装机量仍然源源不断。这一预期在各地发布的关于能源的“十三五”规划可以发现佐证，如甘肃2020年风电和光伏装机目标要在2015年的基础上再增加一倍，分别达到25GW和11GW；河北省2020年风电和光伏装机目标分别比2015年再增加80%和超过300%，达到18GW和10GW。
这些装机目标也并非地方政府一相情愿，我们在对甘肃和河北张家口进行实地调研时发现，虽然目前这些地区限电严重，但投资者仍有热情进行新的投资。这恰恰是最低保障性收购的兜底性政策给市场投资主体这样一种预期：目前过高的可再生能源弃电率是暂时性困难，只要度过目前这个阶段，盈利终将来临。而风能和太阳能和其他自然资源一样具有稀缺性，早开发者具有先发优势，投资者希望抢先占据这种优势。
综上所述，我国目前的可再生能源政策不可持续，亟待调整。固定上网电价补贴和可再生能源全额保障性收购政策使得投资者过分重视成本因素而忽略需求因素，使得风电装机集中在风力资源好、但远离用电负荷的“三北”地区，一定程度上造成了我国目前的高弃风率现象。目前的最低保障小时数政策对于大多数弃风大省并不能解决根本性问题，反而可能发出错误的政策信号而继续加重可再生能源弃电现象。如果光伏发电继续实行这一政策组合，未来大规模弃光恐怕不可避免。
随着技术进步和规模化生产，可再生能源发电价格逐年下降，根据媒体披露，国家能源局主管部门也在考虑“十三五”末可再生能源平价上网的可行性，固定上网电价补贴最终会退出历史舞台。但是何时退出以及如何退出，影响新增可再生能源投资。补贴退出不宜一蹴而就，可以逐年递减。并且为了防止补贴调整引发的“抢装”，可以考虑增加调整频率例如每半年或者以更短的间隔时间调整。需要强调的是，我们建议政策制定者应该对补贴退出时间、调整幅度和调整频率等给予市场明确预期，减少政策不确定性。
另外还有一种思路是推行可交易配额制。今年三月国家能源局发布了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，对各省市能源消费总量中可再生能源比重目标和全社会用电量中非水电可再生能源电量比重指标做出规定，同时要求除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量，应达到全部发电量的9%以上，并明确提出要建立可再生能源电力绿色证书交易机制。
从对可再生能源支持效果方面来看，配额制是数量政策，补贴是价格政策，理论上两种政策择一即可，可以达到相同效果。也就是说，配额制如果设计的好的话，可以取代目前的补贴政策和全额收购制度。配额制能够保证可再生能源发展目标的达成，而以绿色证书的形式允许配额在市场上交易可以降低成本，比单纯实行配额制更具有成本有效性。但需要指出的是，可交易配额制的市场设计对于是否能够达到目标以及实现成本有效性至关重要。细节是魔鬼，包括各省可再生能源发展目标设定、交易方式、交易范围、和碳交易市场等规则的设计都是决定配额制和绿色证书交易制度能否成功的关键。
