近几年来，由于油价上涨、能源紧缺和对变暖的关心，风能作为一种可再生的清洁能源，以其蕴量巨大、分布广泛、没有污染等优势，受到各国越来越多的重视，加快开发利用风能已成为能源界的共识。目前，许多都在大规模发展风电，欧洲的风电装机容量已相当于25座核电站的发电量，风电总装机容量年增长率也是达到30%以上，美国、意大利、德国、法国的年增长率更高达50%以上,并把风电作为满足今后一二十年新增电力需求的重点，风电增长速度大大高于传统电源。
    在各种“绿色能源”中，风能相比太阳能、生物质能等几种可再生能源，风电资源丰富，技术成熟，成本低，对环境破坏更小。在过去20多年里，风电技术不断取得突破，规模经济性日益明显。根据美国可再生能源实验室NREL的统计，从1980年至2005年期间，风电的成本下降超过90%，下降速度快于其他几种可再生能源形式, 已成为经济的可再生能源。
    我国风能资源储量居位，商业化、规模化的潜力很大。资料显示，可开发利用的风能储量约10亿千瓦，其中，陆地上风能储量约2.53亿千瓦(陆地上离地10米高度资料计算)，海上可开发和利用的风能储量约7.5亿千瓦。 陆地上的大风场主要分布在新疆、内蒙古、甘肃、宁夏等西北地区以及广东、浙江等沿海地区。在海上，从渤海、黄海到台湾海峡等都有很好的风力资源可以利用。可再生能源学会数据分析显示，2000年至2005年，风力发电年复合增长率为29.5%,到2005年底，虽然已建成并网风电场43个，总装机容量达126万千瓦，但可开发潜力和发展前景仍然很大。
    尽管近年来我国风电发展迅猛，但与风电大国相比，差距仍在加大，我国的风电产业还应以“新兴”二字来描述。资料表明，目前印度的风电装机容量有211万千瓦，大大超过我国。我国风力发电装备正形成完整的产业链。近两年国内虽有20多家设备制造商纷纷进军风力发电设备制造，但大部分都是走从国外购买技术的道路，不仅很难形成自己的核心技术，而且可能导致几年后风机的价格战。
    今年正式实施的《可再生能源法》规定风力发电强制上网、全额收购、分类定价等原则。初步完成的《可再生能源中长期发展规划》，未来15年，风力发电装机容量将达到3000万千瓦。以每千瓦装机容量设备投资7000元计算，2020年以前我国新增风电装机容量投资将超过2030亿元,按设备费用占项目总投资59.25%计算，2020年前我国风电设备的市场容量高达1200亿元，给风力发电发展描绘出了一幅美好的前景。今年7月发改委1204号文件明确提出，设备国产化率达不到70%以上的风电场不允许建设，进口设备关税不能减免, 正是在这种背景下，许多国内企业看到了风力发电和风电设备制造的潜力和前景纷纷进入，风力发电迎来难得的黄金时机。许多跨国风电设备制造商“闻风而动”，准备在或独资或合资建立自己的生产基地。
    政府对风电的大力扶持，使不少敏感的投资者已嗅到风能利用中蕴含的巨大商机。随着风电投资渠道的进一步拓宽，风电开发商业化的运营模式成熟，风电投资力度明显增加，风电产业正面临千载难逢的发展机遇。在国内举办的一些风力发电项目招投标会议上，投资者对项目的争夺十分激烈，有的投资方不计成本争夺风力发电项目，圈占风力资源好的区域。从近的几次特许权招投标来看，尽管专家们都提出竞标价格偏离了成本底线，但投资者还在互相杀价，行业外一些不太熟悉风力发电实际成本的投资者也在往下跳。有的已经开始建厂生产风电设备。背离了鼓励风电产业发展和投资者追求利益的初衷。
     因此，不少专家认为，企业“跑马圈地”占领风能资源并不代表“一刮风就能来钱”，投资者需要理性看待风能市场。今后，只有具有较强发展能力、盈利能力、竞争能力和带动能力的新能源发电企业集团和走自主创新路子的风电设备企业，才能成为我国这轮风电开发热潮中真正的财富享有者。
    在目前大力开发的新能源中，风能有望成为可再生能源的主流。据专家预测，风电可能在2020年之后超过核电成为第三大主力电源，2050年可能超过水电，成为第二大主力发电电源。
    专家指出，对于风能的支持态度相当明确。今年1月1日，《可再生能源法》正式实施，紧接着，12项配套政策法规相继出台，这些政策法规给风能的产业化提供了相当良好的发展环境，风电产业有望得到加速发展。
    一法十二规
    政策劲推风电加速发展
    财政部日前正式出台的《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》，对可再生能源专项资金的扶持重点、申报及审批、财务管理、考核监督等做出全面规定。
    这意味着《可再生能源法》的12项配套法规规章基本出齐，它们将合力推动的可再生能源发展。
    财政部发布的《办法》显然是这一系列规章中非常重要的部分。据介绍，可再生能源发展专项资金将以无偿资助和贷款贴息两种方式重点扶持三大领域：“潜力大、前景好的石油替代；建筑供热、采暖和制冷；发电等可再生能源的开发利用”。
    具体而言，该《办法》规定，申请无偿资助方式的，除标准制定等需由全额资助外，项目承担单位和个人须提供与无偿资助资金等额以上的自有配套资金。贴息资金根据实际到位银行贷款、合同约定利息率以及实际支付利息数额确定，贴息年限为1～3年，年贴息率高不超过3%。其中，“风能以其相对成熟的技术和规模化的便利，将得到专项资金的大力支持，用于风能的专项资金将主要用于补助和检测认证体系的建立，”风能协会负责人称。
    发改委能源所可再生能源中心主任、《可再生能源法》起草人之一王仲颖表示，对风电的支持政策基本上已经比较完善了，可以说是相当优惠。这些政策法规整体思路上，就是支持风电产业化和自主化，以实现风电对石油、煤炭等等能源的替代。
    先是2005年7月出台的《关于风电建设管理有关要求的通知》，《通知》中明确规定了风电设备国产化率要达到70%以上，未满足国产化要求的风电场不许建设，进口设备要按章纳税。
    其次是今年1月1日开始正式实施的《可再生能源法》。该法要求电网企业为可再生能源电力上网提供便利，并全额收购符合标准的可再生能源电量，以使可再生能源电力企业得以生存，并逐步提高能源市场竞争力。该《法》将风电特许权项目中的特殊之处用法律条文作为通用的规定，将风电的发展纳入法制的框架。
    考虑到现阶段可再生能源开发利用的投资成本比较高，为加快技术开发和市场形成，《可再生能源法》还分别就设立可再生能源发展专项资金，为可再生能源开发利用项目提供有财政贴息优惠的贷款，对列入可再生能源产业发展指导目标的项目提供税收优惠等扶持措施作了规定。
    之后，有关部门陆续出台了12部配套法规，其中，“需关注的是三大法规，”王仲颖指出。这三大法规是《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源产业指导目录》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》。
    特别是《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定，风能发电价格实行政府指导价即通过招标确定的中标价格。《试行办法》还明确了可再生能源的费用分摊机制，规定可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分等费用，各省级电网企业按其销售电量占的比例，分摊可再生能源电价附加额，其实际支付的可再生能源电价附加与其应承担的电价附加的差额，在范围内实行统一调配。
    风电价格一直是制约风电发展的重要问题，配套法规的出台明确了风电的价格形成机制。此前的风能发电电费一般只在省级电网甚至更小的电网内分摊。由于风能发电项目一般都位于经济相对落后的内蒙古、甘肃等中西部省区，当地难以承受较高的分摊电价，在很大程度上也制约了风电的发展。现在通过在范围内分摊电价，将大大促进风电的发展。
    “在及时制定配套政策方面，《可再生能源法》是做得好的法律之一。”环境与资源保护委员会法案室主任孙佑海表示。
    风电自身优势博得政策青睐
    为什么要给风能这样多的优惠政策？在可再生能源中，风力发电是上公认的接近商业化的可再生能源技术之一。风力发电不消耗矿产资源，发电过程对环境没有破坏影响，在强调可持续发展、保护环境的今天，风电已经成为人们普遍欢迎的清洁能源。
    作为能源消耗大国，能否保持经济快速增长和可持续发展，能源问题成为决定成败的关键。有数据显示，的风能储备占风能的9.2%，居位，具有商业化、规模化发展的潜力，大力发展之下有望解决我国能源紧缺问题。
    我国计划到2020年，风电总装机容量达到3000万千瓦，风电及太阳能发电等可再生能源有望占到总装机容量的8%～10%。而目前，风力发电装机容量仅占电力装机的0.11%。
    发改委能源局可再生能源处调研员梁志鹏指出，“我国可开发利用的风能资源量较大，但是由于风力发电固有的间歇性和波动性以及风电项目造价高，技术不成熟，使其在目前电力市场中的经济性差，进入规模化发展困难重重。政府政策支持是风电发展的根本保障”。
    纵观国际上支持风电发展的政策机制有三种：一是采取固定收购价格机制，对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量，通过招标竞争形式确定开发商；三是配额制，即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例，供电公司完成配额。
    王仲颖也表示，从国际经验看，政府的激励政策在新能源发展过程中举足轻重。这些政策措施包括各种形式的补贴、价格优惠、税收减免、贴息或低息贷款等。高强度的激励机制是克服障碍、促进发展的关键性措施。
    特许权政策尚待在实践中完善
    然而，回顾我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的鼓励政策，曾经在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也可随之升高，企业没有降低成本的压力。
    随着电力体制改革和电价政策改革，我国开始对常规电力项目实行以先进水平平均成本为基础的定价原则，并在部分地区实行竞价上网。这种大环境的变化，使风电的“还本付息”鼓励政策与电力市场改革产生了明显的不适应。
    从2001年1月开始，我国政府将在石油、天然气行业勘探开发中实施较成功的特许权制度用于风力发电项目的开发和实施，而此次通过《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》将这种模式确认。
    目前这种特许权招标的模式在实践中受到了一些质疑。之前业内广为期盼的是“火电电价+0.25元/度”形成的固定电价，即以燃煤为参照的标杆电价加补贴每度电0.25元。
    《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》出台后，政策的初衷和执行者的行为出现严重偏差，有的企业报出“跳楼价”，引起了其它企业的极大不满，因此对政策产生疑义。
    让投资者心有余悸的是2003年江苏如东10万千瓦风电特许权招标项目。当时共有6家投资商投标该项目，参加者有华睿集团、华能新能源环保产业控股有限公司、龙源电力集团等公司。除了华睿，其余公司的投标价均在每度电0.6～0.7元之间。在招标现场，黑马华睿杀出，报出了0.39元的低价，引起招标现场哗然。据业内人士透露，主持招标的负责人曾力劝华睿退出，但华睿一再坚持。终，华睿中标，中标价格也被调高至0.436元。但目前该项目由于贷款和风机选型出现拖延，整个项目的工期明显滞后。
    龙源电力集团公司总经理谢长军认为，“国内风电特许权招标项目以电价低作为竞争标尺，一些投标者不尽合理的低电价，不仅带来了市场的恶性竞争，而且项目投入运行后，使开发投资企业面临较大经营风险，更不利于地方经济的发展。希望有关部门抓紧制定合理的可再生能源发电价格政策”。
    对此，梁志鹏表示，从长远来看，风电特许权政策的具体内容还需要不断完善，尽力避免风电特许权招标中在价格上出现的恶性竞争，避免过度追求低成本，注重国产风电设备制造水平和能力的提高，保护投资者的积极性。在今后风电特许权政策的实施中，还要注重特许权政策与其它相关政策的结合。
    发改委能源局副局长吴贵辉也表示，随着可再生能源规模的不断扩大、技术不断进步、管理不断成熟，政策肯定会要调整的。“就拿电价来说，可能有的要调高，有的可能要调低。我相信会存在这种情况”。
    另外，谢长军还表示：“虽然在税收、国产化、并网方面有一些鼓励政策，但是对于正处在幼稚期的产业来讲，力度不够”。
    而在王仲颖看来，真正的问题在于：当前风电产业化才刚刚开始，面临许多方面的体制障碍。风电规划需要纳入一盘棋的规划中，需要政府部门的计划强制实行。在他看来，当前相互牵连的三大问题，都需要政府部门的统筹解决，即风力资源、技术自主化和电网规划。“不介入，企业是无法做到的”。
    再者，虽然有法律规定电网企业必须收购风电，但是电网企业是否有内在动力，还是一个问题。由于风能发电项目一般都在远离电网尤其是骨干电网的偏远地区，投资建设和管理并网发电项目的接入系统，给电网企业建设和管理电网带来挑战，在一定程度上也会增加财务成本。随着风电场装机容量的增加以及风电装机在某个地区电网中所占比例的增加，这些负面影响就可能成为风电并网的制约因素。
    这些问题不解决，风电的产业化很难进行下去。王仲颖透露，针对这些问题，财政部和能源部门不日将有新规出台。
    风电发展到目前阶段，其性价比正在形成与煤电、水电的竞争优势。风电的优势在于：能力每增加一倍，成本就下降15%，近几年风电增长一直保持在30%以上。随着我国风电装机的国产化和发电的规模化，风电成本可望再降。因此风电开始成为越来越多投资者的逐金之地。
    艰难起步20年
    在现任新疆风能有限责任公司总经理于午铭的身上，浓缩了我国风电产业发展的历程。
    1991年，于午铭就任新疆风能公司经理，当时的达坂城风电场已并网发电两年，上网电价套用小水电的标准，为0.057元/千瓦时，全场装机2050千瓦，年发电量为500万千瓦时，全年电费收入仅20多万元，还不够提取折旧费用，企业长期亏损。
    而1986～1990年，正是我国风电发展的阶段，尚处于探索和示范阶段，其特点是项目规模小，单机容量小。
    我国风电发展的第二阶段是1991～1995年，即示范项目取得成效并逐步推广阶段。就是在该阶段的1994年，新疆风能公司迎来了个发展机遇――德国政府“黄金计划”援助，即提供进口德国风电机组费用2/3的无偿援助，该公司先后申报成功4个援助项目，引进8台总容量为4050千瓦的风电机组，使得风电场容量增加到6100千瓦。
    我国风电发展的第三阶段是1996年后，为扩大建设规模阶段。在这一阶段，新疆风能公司迎来了第二次发展机遇――在“九五”期间决定推进大型风电机组的国产化研制。该公司进行了以科研人员入股成立有限公司作为科研项目承担主体的机制创新，1998～2000年，研制出10台国产化率34%～96%的600千瓦风电机组，项目成果被评为科技进步二等奖和“九五”重点科技攻关项目优秀成果奖，并催生了新疆金风科技股份公司。
    2002年，于午铭刚刚办完退休手续，便被广东集华风能有限公司请去，参加汕尾红海湾风电场的建设，2003年9月，红海湾风电场遭到台风“杜鹃”袭击，于午铭撰文，就台风对风电设备的不利影响进行了总结，为今后在沿海地区建设风电场起了重要参考作用。
    2005年，科技部正式批准成立以新疆金风科技公司为依托单位的“风力发电工程技术研究中心”，于午铭参加了该中心的筹建和初期运作。
    几个月后，新疆风能公司改制为股权多元化的新疆风能有限责任公司，于午铭回到早接触风电的企业任总经理。新疆风能公司改制后，总资产增加到3亿元，净资产增加到1亿多元，年销售收入达到几千万元。目前，该公司正筹划使用德国政府贷款，进行第五期扩建，计划新增装机8万千瓦。
    据统计，截至2005年底，我国除台湾省外建成风电场62个，安装风电机组1864台，总装机容量为126.6万千瓦，排在第8位、亚洲第2位。与此同时，我国风电场建设和运行的成本也在逐步降低。初始投资从1994年的约12000元/千瓦降低到目前的约9000元/千瓦。
    顺风扬帆须防暗礁
    我国风电产业历经20年试验、探索，至今仍没有成长为一个完整、健康的产业。但是，就是这样一个“尚未长大成人的婴儿”，近却开始奔跑起来。
    今年以来，随着支持风力发电的政策陆续出台和实施，长期沉寂的风力发电市场迅速被激活，2005年一年，仅内蒙古自治区就批了176万千瓦风力发电项目。据不完全统计，今年实施的风力发电项目超过300万千瓦，其中已签了设备订货协议的就有280万千瓦。
    同时风电也吸引了国内能源大企业的关注。2005年9月16日，大唐集团公司在内蒙古赤峰市的赛罕坝风电三期开工暨翁旗风电一期、松山区风电一期奠基仪式在内蒙古赤峰市翁牛特旗玻力克川风场举行。
    数日后的2005年9月21日，占风电装机容量46%的国电龙源电力集团与广西玉林市签订《关于大容山风能资源开发协议书》，龙源电力期将投资3.5亿，建设装机容量达4万千瓦大容山风电项目。
    尽管我国的风电产业进入了扩大规模阶段，但是与西方风电大国相比，还有很大的差距。据2006年2月17日风能协会(GWEC)公布的数据，2005年新装机组容量达11769 MW，这表明市场年增长43.4%(前一年新装机组容量达8207 MW)。
    风电相对较高的上网电价是阻碍其发展的重要因素之一。据介绍，我国火电价格平均每度0.3元左右，而风电按照其成本核算，价格应该在每度0.6元左右，是普通电价的一倍。因此，价格高昂的风电销售十分困难。目前，一些企业不计成本争夺风力发电项目，圈占风力资源好的区域。从近的几次特许权招投标来看，尽管专家们都提出竞标价格偏离了成本底线，但国内大的能源公司还在互相杀价，行业外一些不太熟悉风力发电实际成本的投资者也在往下跳。
    投资者争上风电项目主要是出于以下几种考虑：一是准备应对可能出台的可再生能源“配额制”(强制性要求火力发电企业必须拥有一定比例的可再生能源发电装机容量)；二是多年来“摸透了”产业政策的“脾气”，就等着拿到项目苦熬到全行业亏损，再次调整风力发电定价办法后，产业变得有利可图。
    可再生能源学会风能专业委员会副主任施鹏飞等专家认为，这种状况如果不得到改变，将使风力发电陷入全行业亏损，那就背离了鼓励风电产业发展的初衷。我国的风电产业刚刚起步，应该走得稳些、好些，目前国内对风力发电的复杂程度明显估计不足。
    资料显示，目前我国已建成40多个风电场，然而风电装机容量仅占电力装机的0.14%，风力发电设备主要依靠进口。
    我国风电市场的现状，容易导致风电产业陷入“成本高――电价低――市场小――投资少――相关产业滞后――科研投入不足――成本难以下降”恶性循环的怪圈。
    新疆金风科技股份有限公司是国内风电设备供应企业中绝对的霸主，该公司的总经济师石勤清告诉记者，“公司的利润相对于投资其它行业实际上并不高，凭借金风的市场占有率和规模、利润可以基本上满足公司发展的需要”。施鹏飞认为，“对于其它还没有任何业绩的企业来说，想要获得订单的难度可想而知，这需要企业先期投入更大的资金，利润空间将被进一步压缩”。
    风电是个非常有前景的产业，但鼓励开发并不等于“揠苗助长”。目前在我国，风电产业的专业人才奇缺。仅百十号科技人员搞风能发电，相比核电的上万人才，技术研发、风电厂规划、选址设计的人太少。目前还没有任何一所高校设置有风机制造专业。
    探索特色的风电之路
    针对我国风电产业未来的发展模式问题，江苏省发改委经济研究所的顾为东认为，应通过自主创新，走具有特色的、有自主知识产权的大规模风能利用的新途径。
    我国的风电之所以不能走德国、丹麦、美国等发电大国的老路，是由我国的具体国情决定的。这些是在电力供求总体平衡甚至供大于求的背景下，开始大规模发展风电等可再生能源的，而我国则面临着严峻的资源和环境双瓶颈。我国电网的实际情况与上述也大不相同，丹麦是上风电贡献率高的，但事实上，丹麦风电的很大部分是通过欧洲电网由周边消化掉了，而我国的6个电网相对独立，且抗超负荷、波动性的能力较弱。
    如果照搬国外风电的发展模式，我国的风电在解决能源和环境双重瓶颈制约方面所起的作用将微乎其微。因为新增的风电既解决不了现有石化能源造成的污染问题，也不能满足日益增长的能源需求。如江苏省目前正在施工的65万千瓦的风电场，是我国大的风电基地，但是，即便该风电场全部发电，也只能解决年生产能力为78万吨左右的氯碱产业所需的电量。
    施鹏飞认为，我国的风电发展应该推进“非并网发电”。所谓“非并网发电”，就是大规模风电的终端负荷不再是电网，而是直接应用于特殊的工业生产。非并网发电的好处有三个：，简化并网所需的大量辅助设备，大幅度降低风电场的规模和成本；第二，风电经过简单处理就可成为生产原料，使企业享受较低的风电价格，节约生产成本，提升企业竞争力，同时，风电场作为企业自备电厂，可为企业免去相当数额的税收；第三，减轻了风电并网时对电网的冲击。
    为了有效降低风电成本，2003年我国开始推行风电项目特许权招标方式。按照政策规定，规模超过5兆瓦的风场(江苏省除外)，均由发改委执行特许经营权招标。过去3年的特许招标权项目容量，分别为200兆瓦、400兆瓦和450兆瓦，2006年的招标项目合计700兆瓦，比2005年全年新增装机502兆瓦容量还多200兆瓦。电价在竞标中的权重不断降低，由2003年初的100%，到2005年降为40%，2006年又进一步降为30%，一些企业为了拿到项目，会在投标时不切实际地压低价格，中标后企业为了节约成本，只能采用一些落后的技术或采购一些淘汰的设备，这样建成的风电场其效果可想而知。现在的风电产业刚刚起步，把电价龙头压低以后，产业链直到末端都难以健康发展。
    龙源电力总经理谢长军表示，促进风电发展，风电电价要落实到位，尽快建立起长期、稳定的开发建设风电激励机制，制订并监督落实优惠税收政策和电价补贴政策，从根本上形成发展的良好环境，使电价切实起到激励作用。同时鼓励外国企业来华投资生产先进的风电设备，以市场换取先进的风机生产技术，满足我国快速发展的市场需求；鼓励国内科研机构和电力设备生产企业加大对风电设备(特别是大容量风机)的科研投入，刺激风机国产化，形成大批量生产规模，从而降低风电设备价格，提高国产风机的市场竞争力。再就是适当借鉴国外发展经验，结合实际情况，研究实行配额制等带有强制性的相关法律和政策，建立起合理的可再生能源消费机制，培育出健康的、可持续的风电市场。