爱华网2010年我国风电装机容量超过美国，成为世界最大风电装机国家。然而，我国风电发展偏重以资源定规划，鼓励大规模风电的开发，相对忽视了风电产业下游的送出和消纳问题。风电产业在经历一轮大规模扩张后，这一结构性问题随即暴露，严重限制了产业下游风电运营商的健康发展，并沿着产业链向上传导，对产业上游的风机企业造成负面影响。为了实现风电产业健康发展，电力送出和消纳的问题必须得到解决。当前对风电并网问题提出的解决方案多集中于加强发电与电网的统一规划和有序开发，建设智能电网等方面。这些建议对于我国风电下一步发展都非常重要。不过，相关建议只是强调了政府的“有形之手”，相对忽视了市场这只“无形之手”的力量。市场机制能够通过让经济效率高的企业获得更多资源，实现优胜劣汰，促进产业的良性发展。在利用市场机制促进新能源产业发展方面，美国一些政策思路值得借鉴。
我国风电消纳环节成为制约产业健康发展的瓶颈
风电消纳关系到价值最终实现，对整个产业发展至关重要。在一定政策限制下，定价的合理性体现在发电企业、电网和消费者三方均能接受，从而促进产业良性协调发展。风电消纳问题凸显，电力在产业链终端不能转化成价值，发电商会出现运营问题，同时自然会向上传导影响上游企业，从而形成对整个产业的瓶颈。
我国风力发电装机容量连续快速增加，却缺乏风电送出和消纳方案，风电送出、消纳的矛盾日益突出。根据国家电网数据，截至2010年年底中国风电并网容量2956万千瓦〔1〕。以此计算我国并网风电占装机容量的比例不超过70%。电监会的数据显示2009年1月至2010年6月，仅内蒙古一省未收购风电电量就达到21.0亿千瓦时，其余吉林、河北、甘肃、黑龙江未收购风电电量均在3亿千瓦时左右。为此，国家电网的规划提出到“十二五”末，风电消纳规模要超过9000万千瓦，2020年将达到1.5亿千瓦以上。
风电消纳不足还表现为风电上网定价偏低，价格补贴不能充分落实。根据当前理想情况计算，风电平均成本在0.37～0.46元/千瓦时之间，合理的上网电价范围是0.57～0.70元/千瓦时。而现行标杆电价仅为0.51～0.61元/千瓦时。尽管风电上网价格偏低，部分地区还存在风电电价政策落实不到位的情况，有些地区按平均上网电价结算，不是按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价与风电企业结算电费，结算价与标杆价之间的差额较大。在新的定价措施实施以来，也出现了电价附加资金征收和调配与现行财务、税收体制不符的问题。由于收取附加资金和补贴收入重复征税，使得附加资金大量缩水，并且附加资金调配层次多，时效差，调配和补贴周期达半年以上。
同时，产业上游的装备制造商也受到冲击。风电消纳问题向上游传导一个佐证就是当前风机生产企业出现的财务问题。华锐风电和金风科技是我国风机行业的领军企业，两家企业在2010年都遭遇了现金流大幅下降。去年，华锐风电成为全球风机市场占有率第二大企业，公司2010年年报显示，营业收入达到人民币203亿元，利润达到31.7亿元，这两项都比2009年增长了48%。在业绩增长的光环下，华锐2010年经营活动产生的现金流量净额是-10亿元，而2009年这一数字是13.8亿元，经营性现金流同比下降了173.6%。金风科技最新年报也反映出同样的问题。2010年金风科技在营业收入和利润总额分别增长63.8%和40.5%的情况下，经营性现金流却从2009年的13亿元迅速下降到1.8亿元，下降幅度达到86%。由于过去一年风机企业产品订单并未显著减少，风机企业现金流下降的主要原因是风场开发商纷纷延迟付款，使企业预收货款下降所致。这个问题一方面与风机行业的产能过剩有关，另一方面也折射出发电企业盈利情况不佳，向上转移经营压力。
依靠市场机制促进可再生能源
发展的美国经验
2010年之前，美国是世界上风电规模最大的国家，这与美国长期致力于发展可再生能源产业密不可分。早在20世纪70年代，连续经历两次石油危机的美国开始重新审视自己的能源战略，并于1978年制定了国家能源法，开始培育和扶持可再生能源产业。尽管20世纪80年代中后期国际原油价格持续低迷，但美国政府意识到发展可再生能源对维护美国在科技、经济领域的地位上具有重要战略意义，对可再生能源的重视程度持续提升，不断制定相关的激励政策。经过多年发展，美国不仅在支持可再生能源方面形成了一整套政策法律，其中很重要的是培育了可再生能源的市场体系，实现了可再生能源发展良性机制。
首先，推行强制配额和可再生能源证书形成市场基础。可再生能源配额制度（Renewable Portfolio Standars, RPS）主要是指政府用法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出强制性的规定,要求在总电力中必须有规定比例的电力来自可再生能源。当前美国在国家层面关于“可再生能源配额制度”尚未达成一致意见，尽管如此已有29个州以及华盛顿特区和美属波多黎各分别根据自身情况采取了RPS。这一标准要求电力企业使用可再生技术的发电量必须要达到一定比例，但因为是各州自主确立标准，不同州的情况差异也较大。此外，各州设定配额比例和实现时间也不尽相同，比如，加利福尼亚州要求到2020年可再生能源达到全部能源的比例为33%，科罗拉多州要求到2015年实现30%的比例。RPS具有强制性，为了达到RPS要求，各电力企业或通过自建可再生能源发电厂实现，或通过向可再生能源发电厂购买电力实现。倾向选择后一种办法的电力企业就产生了可再生能源的需求。
可再生能源配额（RPS）催生相关需求，进行交易还需要对于电力这种无形商品标记性质和产权，这就发展出了可再生能源证书（Renewable Energy Credit，REC）。REC也叫绿色证书，是代表由可再生能源发出的1兆瓦电能的法定凭证。REC作为衡量工具，每兆瓦上网的绿色电力都有由独立的第三方颁发的独特的标识代码，不会被漏计也不会被重复计算。电力企业可以从其他企业手中购买绿色证书来满足政府颁发的强制指标。企业拥有的REC数量是企业完成RPS的凭证，监管部门并不区分REC的来源。因此REC具有了经济价值，围绕REC形成了专门的交易市场。
其次，建立多层次的可再生能源交易市场。在RPS和REC基础上，美国建立了既包括现货市场，又包括期货市场的多层次市场体系，吸引了多种交易主体。可再生能源的自愿交易者也可以利用市场低成本满足自己的需求。
可再生能源信用证交易非常类似污染权交易。交易市场的出现满足了电力企业以多种途径来达到配额的需求。通过发行REC，可再生能源企业拓展了自己的客户群，不但可以向普通消费者出售绿色电力，还可向其他电力企业出售。可再生能源企业和传统能源企业都可以基于优势和自身战略，选择有利的能源生产方式，并在全国能源生产中实现基于效率的配置最优化。可再生能源信用证市场的出现也满足了环保意识较强的普通企业、机构以及居民消费者通过购买信用证，支持相关产业发展，而不会受到实际电力提供者的限制。这样，REC市场实际上由强制市场和自愿市场组成。前者是发电企业或受限用户为了达到配额进行交易的市场，自愿市场则是没有RPS限制而主动购买REC形成的市场。根据美国能源部的资料，目前主要有87家REC销售商。可再生能源市场上的参与者及其行为影响（见表1）。
在市场组织方面，美国REC典型的现货市场在得克萨斯州，得州公共事业委员会是负责州电力市场监管的政府部门，指定得州电力可靠性委员会作为可再生能源信用证交易市场管理者为电力市场竞争提供平台。得州电力可靠性委员会以季度为单位分配REC 证书,该证书可以独立于电能进行交易、转换和回收。电力零售商要按年完成必要的REC任务并提交REC完成情况。交易双方（发电商与电力零售商）通过市场报价，由绿色证书交易系统自动撮合生成交易价格，成交后进行REC转让，主要交易形式有:经纪人交易、拍卖、双边合同和电力购买协议等。当REC出售给最终消费者或用来满足RPS时，它们以最终购买者的名义退出系统，确保不出现重复交易。
由于不可控因素较多，如政策、产能、科技、气候、传统电力价格等，证书价格会产生较大波动。为了满足市场双方风险管理的要求，芝加哥气候期货交易所（CCFE）有推出的REC 期货合约。形成了更加有组织和标准化的REC市场，减少了市场参与者的交易双方风险。REC期货可以作为市场参与者管理风险的工具，并因期货市场的高透明度和价格发展功能，能够促进不同可再生能源技术之间的竞争和发展。
美国经验的启示与政策建议
美国在发展可再生能源方面并不完全依靠行政手段，而是充分利用了市场机制，因此整体政策实施显得灵活而富有效率。在行政手段方面，美国发展可再生能源的总战略十分明确，并不因外部条件特别是传统能源价格的波动而随意调整，形成了约束性规定和激励性政策互相补充的一揽子政策体系。美国在联邦层面没有达成一致的情况下，如可再生能源配额，允许地方根据资源禀赋和实际情况，制定特殊政策，整个体系显示出较强的灵活性。在行政手段之外，美国在可再生能源配额制下发展出了可再生能源信用证交易市场，利用公平竞争的市场机制，降低了政府管理成本，实现资金与资源的灵活流通，达到了促进可再生能源产业发展的目的。
我国对风电补贴和定价政策总体来看属于行政手段，在风电产业发展初期发挥了积极的作用。2006年开始实施的《可再生能源法》是我国发展可再生能源的核心法律。此后，相关部门又发布了多项规定，如2006年发布的《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理暂行办法》，2007年发布的《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，2009年重新修订的《可再生能源法》等。随着，风电产业度过了幼稚期逐步向成长期和成熟期发展，单纯的行政调整手段开始显露出一些问题。首先，我国风电产业发展国家总体战略设计不够明确，在具体政策层面还存在相互脱节、部门之间不协调等问题。其次，风电的定价和补贴政策，带有较强的计划色彩，且在实践中由于难以协调各方利益，经常出现执行不到位的情况，在风电产业快速发展的时期激励作用反在减弱。因此，政府部门不妨侧重关注战略性，原则性的总量问题，在大的方向和规划制定后，把微观利益协调问题交给市场，通过发展可再生能源交易市场，达到发现价格、优化配置资源的目的。
由此我们提出如下政策建议。
第一，风电发展需要总体战略和一揽子政策。风电产业是新兴产业，须要在战略上提前谋划，否则很容易出现科技与产业脱节、生产与应用脱节等问题。当前存在的风电消纳问题反映了我国风电发展总体战略不清晰，缺少促进产业发展的一揽子政策。我国急需在进一步明确总体战略思路的基础上，通过协调各方利益，加快制定包括科学规划、合理定价、电网建设、交易制度建立等在内的促进风电产业发展的一揽子政策。
第二，引入市场交易机制促进风电消纳和产业优化。从我国风电发展实际出发，吸收美国建设风电市场的经验，探索建立在配额制下的风电市场交易机制。结合国家风电发展规划着重研究包括风电在内的可再生能源配额，提出明确的目标，研究分解办法。
第三，加强风电交易市场化发展的相关技术手段研发。风能和其他可再生能源的市场化交易需要大量技术支撑。为此，有关部门应在国家科技项目中提前部署相关技术研发，支持可再生能源信用证识别与标记技术，结合智能电网建设，试点能源标签制度，为实施信用证制度做好基础。同时，金融部门和商品交易所研究探索可再生能源信用证的交易、结算与期货制度的相关信息管理技术。
