从风电发展形势来看，国内风电市场没有维持2006年至2009年之间的翻番增长趋势，国内风电设备制造业迅速扩张的产能在2011、2012年间得以释放后，面临了较大的产能过剩压力。回顾我国2005年设备制造业开始规模化起步至今的这9年时间，设备制造企业需要更加注重长期积累、培养研发队伍从而形成与同行差异化产品和服务能力，只有这样，才能受到市场认可，也才能在行业困难时期利用整个行业的调整时期生存下来。

 

 

    《可再生能源法》除规定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电外，还规定了发电企业有义务配合电网企业保障电网安全，而恰恰是此条规定成为一些地区电网以保障电网安全为由对可再生能源进行限电的法理依据。对发电项目电网安全性的审查应在并网审批阶段进行，一旦项目通过并网审批，应视同电网已经综合考虑了项目并网后对电网所产生的影响，电网公司无权再以损害电网安全为由限制可再生能源发电上网。同时，《可再生能源法》也对不依法全额收购可再生能源发电企业所发电量的行为设置了相应的罚则，建议国家电力监管机构对可再生能源发电并网和收购实际执行情况展开调查，并对未能按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的违法行为追究赔偿责任，以保证可再生能源电力的全额保障性收购。目前，国家能源局在《关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》中，公布了2012年度各省(区市)风电年平均利用小时数，并就2013年进步加强风电并网和消纳的相关工作进行了布置。通知要求各省(区市)有关部门和企业要充分认识消纳风电的重要性，把实现风电全额消纳作为推动能源生产和消费革命的重要载体，作为衡量能源管理水平的重要标志，积极创新体制机制，采取各种技术手段和政策措施，促进风电的市场消纳。

 

    尽管国家能源局已对各地提出了明确的促进风电消纳的措施要求，但从促进风电长期、可持续发展的角度来看，最主要的还是应从战略的高度进行“顶层”式的设计，将风电等新能源的发展放在能源发展战略最为突出的位置，并作为推进节能减排环境保护及能源转型工作的重要抓手，协调好新能源与传统能源在电力建设、系统运行和调度管理等方面的关系，深入挖掘技术管理和政策方面的潜力;同时，还需要建立可以充分考虑各种电源协调发展的价格激励体制，这样才能充分发掘机组的各种技术潜力，实现系统的最优化运行。

 

 

    2011年以来，风电等可再生能源发电项目补贴资金发放延迟时间过长，对开发企业资金运转造成极大的影响，加上局部地区限电因素，使部分风电项目亏损严重。补贴资金发放延迟的主要原因是可再生能源基金的收入额度不足，目前为止仅有征收可再生能源电价附加单一来源。但按照我国目前的风电电费结算模式，电网企业与风电企业结算时，仅以燃煤脱硫标杆电价结算；之外的补贴部分，再由国家发展改革委再不定期提出各省电网公司所征收可再生能源电价附加金额的各省分摊、调配方案。尽管国家发改委在2011年1月提出了第七批电价附加分摊方案，对2010年1-9月的补贴进行了发放；但是，直至2012年11月，才发放了第八批可再生能源电价补贴和配额交易方案，对2010年10月—2011年4月的发电量进行了补贴，期间间隔近2年。在风电企业严重亏损的情况下，这种严重滞后的补贴发放程序大大加剧了风电企业的财务负担。

 

    面对此种情况，提出如下建议：

 

    第一，建议明确征收可再生能源电价附加是可再生能源补贴的唯一来源，取消用国家财政年度专项资金补偿可再生能源电价附加资金缺口的规定。此外，建议可再生能源电价附加的征收水平根据我国可再生能源发展状况进行适时调整。

 

    第二，建议简化可再生能源电价附加的征收和补贴拨付方式，规定可再生能源电力附加收支均由电网公司代为完成。电网公司根据上网电价直接与可再生能源发电企业结算，同时免除可再生能源电力附加在征收、发放过程中的各种税费。政府主管部门则只对此进行检查和监督。