| 广东有4300多公里海岸线和上千个岛屿，风能资源丰富。通过国家计委和广东省对沿海风电资源的普查，全省沿海风能理论储量在96890兆瓦以上，估算风电可装机容量达6000兆瓦，与全省水电资源相近，年可发电量约12亿特瓦时。广东省沿海风场面积539平方公里，若计及众多小岛和海上风电场，则风能资源的理论储量和可装机容量将大为增加。但是由于风力发电站的建设、风电输变电线路的投资建设以及税负等问题，导致近期风电成本较高难以竞价上网。
难以参与竞价上网
广东省能源研究会有关专家指出，广东省的电力工业已经实现厂网分开，随着电力体制改革的不断深化，竞价上网是势在必行。但是近期风电成本高，电价远高于常规能源发电，且风电受资源间歇性的影响，电能品质不高，难以参与竞价上网。
在电力体制改革之前，电力的生产、输配供全部由政府承担，电力部门在保障正常的电力供需平衡的同时也把发展可再生能源作为自己的责任。在“政企分开、厂网分离”之后，广东省新组建成电网公司和发电公司是两大独立运营的集团公司，电力的生产和输、配、供分别由两间公司按公司制管理。公司以获取利润为首要目标，要电网公司高价收购风电，政府必须给予一定的政策支持。
广东省南澳岛就面临着风电上网的输变电线路的投资建设问题。南澳岛现由一条澄海-南澳110千伏和一条35千伏两条过海输变电线路与广东省省网相联，输送风电的能力还不到100兆瓦。但南澳风电可开发的潜力大，据测算，全县(包括海上风电场)可开发的风电装机容量达600兆瓦，其中陆上250兆瓦，海上350兆瓦。南澳现已开发的装机容量仅占陆上可开发装机容量的21.5%，加上待审批项目的95.5兆瓦，也只占全县风电可开发装机容量的24.5%。南澳风电规模扩大后，发电量增加，输电线路的容量限制问题就会越来越突出，因此迫切需要建设以220千伏为主干的输变电线路。但过海输变电线路的投资量较大，靠南澳县自身解决的困难较大。而在电网公司的角度，风电的发电量占全省发电量的比例还很小，所以出于对公司经济效益的考虑，南澳过海输变电线路的建设难以列入优先建设项目。
风电定价未理顺
广东省现有风电项目的电价原来是按还本付息加合理利润的原则确定的，这种定价原则未能有效地约束投资者严格控制成本、加强对项目的运行管理、提高项目效能以驱动风电成本的下降，导致风电项目形成较高的风电上网电价。而且风电电价高出全省平均销售电价的部分由项目所在的地区，主要在汕头市分摊，对汕头市的电网造成了一定的经济压力。
广东省的粤计基[587]号文明确了“电网管理部门应允许风电场就近并网，并全额收购上网电量。在未实行竞价上网之前，风电上网电价由省物价局及有关部门审批，不得高于省电网销售价。”这一政策为风电项目提供了得到保障的电力市场，并较好地处理了供电部门在收购与出售风电时出现的价差问题。该文件是基于2001年电网的销售电价处于0.57元/千瓦时水平时的，各市在此文后上报的风电项目的含税上网电价大多在0.56～0.57元/千瓦时之间。但2002年，广东省的省网销售电价从0.57元/千瓦时降至0.49元/千瓦时后，按文中对风电上网电价“不得高于省网销售电价”的要求，就出现了上报风电项目上网电价与省网销售电价倒挂的矛盾。
政策瓶颈须突破
目前广东省的风力发电还处于商业化发展的初期，为降低风电初始投资和运行成本，仍需要政府的政策扶持。但现行风电政策中存在一些不合理因素，如贷款期短、税负高、电价定价机制问题等，以致未能有效地降低风电成本。
截至目前，国家对风力发电征收的销售增值税仍按17%计算；广东省的风电项目所采用的机组以进口为主，但国家对进口风机征收关税和进口环节增值税税率合计高达26%，这些都是造成风电上网电价高的主要原因之一。另外，政府也希望通过风电项目的规模发展来鼓励本地化制造。但对国产的风机，其进口部件不能免税，而且国产风电设备出售时的增值税，在风电企业销售电力时不能抵扣。现行的关税政策和增值税政策，又不利于风电设备的本地化生产。 |
