关键词：海上风电场；并网模式；高压交流输电；高压直流输电
Abstract: the research reference to domestic and international experience in the development of offshore wind power technology, respectively, according to the Tianjin offshore wind farm planning and layout of the development of offshore wind power technology, the total installed capacity of wind farms, wind farms and network mode, the wind farm grid voltage level analysis, combined with the topographical features of the of Tianjin coastal and offshore, Hanau the waters and Dagan waters six wind farms comprehensive comparative analysis and network programs, proposed space requirements grid lines and facilities, set aside for the future, Tianjin offshore wind energy resource development and utilization space conditions.Keywords: offshore wind farms; grid mode; high voltage AC transmission; HVDC
中图分类号：P319.1+1 文献标识码： A 文章编码：
1 引言
近海地区风电场建设与传统风电场建设主要区别之一就是受地理条件影响，风机不能就近接入邻近电网且并网线路需要穿越部分近海海域，对风电并网造成一定困难，而风电场并网发电又是风能资源利用的重点，没有并网的风电无法提供稳定可靠的电力供应，因此探索研究适合我市的海上风电场并网模式对我市开发利用风能资源有着极其深远的意义。
2 海上风电场并网模式研究
2.1风电场接入系统电压等级的选择
海上风电场的装机容量一般都在100MW以上。风电场接入系统的电压等级一般根据风电场的规模、地理位置、周边地区电网的现状、发展规划等因素综合考虑选择。
容量在100MW左右的海上风电场，其电力电量主要考虑就地平衡、消纳，在满足并网技术条件的前提下，可选择以110kV或220kV电压等级直接接入地区220kV变电站。一定规模的海上风电场(例如容量在500MW左右)，可根据中心升压站位置，以220kV电压等级接入500kV或220kV枢纽变电站。大规模集中开发的海上风电场(例如容量在1000MW以上)，可考虑采用500kV电压等级直接接入主干电网。
2.2风电场升压变压器
目前国际市场上的风电机组出口电压大部分是0.69kV或0.4kV，为减少输电系统的电力损耗，一般一台风电机组配备一台变压器，先升压至35kV，再根据海上风电场的规划考虑设置不同规模的海上升压站。
2.3海上风电场的主要并网方式
2.3.1交流输电并网方式
当海上风电场的规模相对较小且风场离海岸离较近时，风电机组一般采用交流电缆的输电方式接入陆上电网。采用交流输电并网的特点主要是电力传输系统结构简单，成本低，但传输容量和传输距离受到限制。
2.3.2基于LCC技术的传统HVDC（直流）并网方式
随着海上风电场规模和风电场离岸距离的增大，有必要采用HVDC技术连接风电场和陆上电网，尤其是风电场额定容量为500MW以上的系统。虽然采用直流传输线路时，线路两端换流站的建造费用比较昂贵，但考虑到直流电缆成本比交流电缆低等各种因素，与交流传输方式相比，采用这种输电方式所增加的费用并不那么突出。
2.3.3基于VSC技术的HVDC（直流）并网方式
基于VSC的HVDC输电技术是20世纪90年展起来的新型HVDC输电技术，与基于LCC的HVDC输电技术不同，它解决了基于LCC的传统HVDC输电需要吸收大量无功功率和换相失败等问题。基于VSC技术的HVDC输电特别适用于风电场与交流主网的接入系统。即使在发电和负荷变化极快的情况下，也能给交流电网增加很大的稳定裕度，还可以消除湍流风和塔影引起的电压闪变[1]。
2.3.4 海上风电场的主要并网方式比较
选择何种方式进行海上风电场并网，需要考虑各种风电并网方式的特点。总的来讲，交流传输并网方式结构简单，成本低，但是传输距离和容量受限，适合小容量、近距离的海上风电场并网；LCC-HVDC的传输并网方式不受传输距离的限制，但换流站成本较高，一般用于特大型海上风电场并网；VSC-HVDC的传输并网方式优点最多，非常适合于海上风力发电场与岸上电网的并网连接，但VSC-HVDC输电系统的最大传输容量目前只能达到几百兆瓦，且换流站成本较高，因此比较适合于中大型海上风电场的并网[2]。
三种并网方式的经济选择范围如图1所示。一般风电场额定容量在180MW以内，离岸距离在120km之内，采用交流并网比较合适；当额定容量在350MW以内时，采用基于VSC技术的HVDC输电系统并网比较合适；更大容量的风电场则需要采用基于LCC技术的传统HVDC输电技术。
图1 并网经济方式中装机规模与距岸距离的关系
2.4海上风电场输电线路的经济比较
换流站的造价和系统设计的电压等级、电流水平等关系并不明显，基本和传输容量有关，价格一般在900元/kW 左右。对于柔性直流工程，由于它刚刚起步，并且仅仅在欧美少数国家投产，因此，目前还很难为其做出适合中国国情的报价预测，但不会低于900元/kW 的水平。对于交流输电系统， 其变电站建设和其他设备费用成本基本为 300 元/kW[3]。轻型直流输电系统的工程造价约为交流系统的2.35倍，但是系统损耗仅为交流系统的2/3。从长远看，随着轻型直流输电技术的成熟，系统及电气设备造价的进一步降低，轻型直流输电系统运营经济性将会更好，综合优势更加明显，更具有推广应用价值[4]。
【关键词】风力发电机；理性；控制策略
1、引言
随着科技的不断进步，社会的不断发展，能源问题将会成为未来人类必须解决的问题之一，同时可再生能源结构会成为未来能源的倾向之一。现如今风能作为一种无污染的可再生能源备受人们的关注，在一定程度上，风力发电将会成为未来最具潜力的新能源之一。国家的科技人员都一直着力于风电技术的研究与开发，国家发改委更是制定了《乘风计划》与《光明工程》计划。全球的风能约为2.74×109MW，其中可利用的风能为2×107MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大10倍。
我国风能资源总量约42亿千瓦，技术可开发量约3亿千瓦。目前东南沿海是最大风能资源区，风能密度为200W/M2～300W/M2，大于6m/s的风速时间全年3000h以上就可取得较大经济效益。
2、风力发电在中国现状
2005年以后，我国风电企业数量实现了逐年翻番式的猛增，风机制造商瞬间由二三十家增至百余家，结果这种过度的发展导致了众多问题，乱象丛生。此种情况一直延续到2011年8月，国家能源局宣布收紧此前归属地方核准的“5万千瓦以下风电项目”审批权，目的是通过限制项目审批来遏制地方政府冲动，缓解风电产能过剩的风险。此后，国内风电产业步入深度调整期。经过这两年的洗礼，风电行业，尤其是风机制造业，进行了全行业大洗牌，小企业纷纷倒闭，大企业也开始关注自主研发，打造自己的主力机型，利用高原风机和海上风机等战略找准定位，部分企业开始趋于成熟。风电行业在度过前两年的调整期后，目前已经得到了较好的调整。目前地方经济亟须项目拉动，有业内人士担心会出现“一放就乱”，一些地方为了完成考核突击上项目，一些部门因为权力加大后滋生腐败，出现权力寻租等情况。
更多的业内专家则指出，经过近两年的调整，弃风、技术成熟度不高、产能过剩等问题，至今尚未完全解决。在此背景下，风电场开发投资收益预期始终不明朗，直接影响到风电开发商上马新项目的热情。国家能源局公布的数据显示，2012年全国弃风电量约200亿千瓦时，是2011年弃风量100亿千瓦时的一倍。为缓解弃风限电问题，国家能源局去年底至今年初连发数份文件，以期进一步加强风电并网和消纳的相关工作。国家电网也在这方面做出了努力。总投资超过94亿元的国家风光储输工程，正是为解决并网消纳难题而建设的新能源接纳工程，它能让风电、光伏发电与储能发电相结合，搭配成像火电一样稳定的电源，再并入主网。系统运行一年半以来，已经累计接纳新能源发电近4亿度。
3、风力发电的困难重重
风电三大巨头先后公布了第三季度财报。与两年前的赫赫战绩不同，三季度的惨淡财报使三巨头全部陷入尴尬的境地。华锐风电第三季度单季营收仅有5.48亿元，单季亏损高达2.8亿元，创造了最新的单季营收和净利润新低；金风科技第三季度营收24.6亿元，净利润为负3243.88万元，为2008年以来的首次单季度首亏；明阳风电营业收入同比下降58.6%至7.878亿元人民币，净利润下降94.4%至502.98万元。而就在两年前，风电三大巨头连续上市曾一度创造了风电产业的神话。
“难”似乎成了最近风电行业的唯一的话题，近期公布的中报显示，华锐风电2011年上半年实现营业收入53.25亿元，较上年同期下滑29.45%；净利润为4.91亿元，同比下降幅度超过60%。金风科技2011年上半年营业收入51.94亿元，同比下降17.61%；报告期公司综合毛利率21.24%，同比下降约3.4%。除了这些刺眼的数字之外，2011年以来不断发生的风机脱网、倒塌、起火等生产事故更是成为了行业不景气最直观的注脚。
然而，这一切似乎只是刚开始，上半年发生多起风电脱网事故，电监会因此要求风电机组必须具备低电压穿越能力，这使得整机企业不得不在每台风机上增加十几万至几十万不等的改造成本。更麻烦的是，这些事故也使得风电项目审批核准难度加大。按照之前的核准制度，我国5万千瓦以下的风电场项目由省发改委核准即可，无需上报国家能源局，结果地方大量上马5万千瓦以内的风电场项目，或将大项目化整为零规避审批，从而导致地方风电场项目与国家新能源开发整体规划冲突。中长期发展目标竟然在几年内就全部完成，同时也造成与电网整体规划不协调，进而造成大量风电机组无法接入电网的浪费现象。
终于在年中之时，能源局收回了地方省级政府的风电核准权。能源局第一批拟核准风电项目为2883万千瓦，而当初申报上去的项目却超过5000万千瓦，约一半的项目被能源局砍掉。如果按照以前的核准制度，那些被砍掉的项目有很多会被地方发改委放行。
4、发展风电需要理性
中国的风电装机容量位列世界第一，但上网电量却不足总发电量的2%。在无法短时间内解决风电并网问题的情况下，北方地区的风电大省开始尝试用风电来提供冬季供暖能源，从而加大风电在生产地的消费量。
风电并网问题由来已久，由于风电的经济性难与煤炭等常规能源抗衡，且跨区输电能力不足，因此，在远离负荷中心的风能资源丰富的三北地区，风电场普遍存在不能按照设计能力发电的问题，也就是被称为“弃风”问题，而这个问题在最近两年变得十分严重，大量的风能资源被浪费。
为解决该问题，除了加大跨地区输送电力的办法，近年来，各方还尝试各种途径加大风电场当地消纳风电的能力，但成效甚微。而风电供暖则是最近获得管理层和企业较大认可的一种方式，在经过两年的试点示范之后，国家能源局和地方政府、风电企业开始推动扩大这一模式的尝试。风电产业要全面健康可持续发展，需要解决的问题很多，但依靠科技进步来推动风电产业是摆在我们面前的现实课题。
首先，需建立以企业为主体、市场为导向、产学研技术结合的创新体系。对开展试点的企业应对其研发机构，研发人员，研发资金，研发项目，专利申请，产品品牌，能力建设等方面提出具体要求和量化的指标。
第二，正确处理技术引进和技术创新的关系。采用自主研究开发和引进消化国外技术相结合的方式，是实现提高竞争能力的较好途径。、
第三，加强风电创新能力建设，建立风电公共技术服务平台，共同对资源进行整合、共享、完善和提高，通过建立共享机制和管理程序逐步做到资源有效利用。
第四，加速风电技术人才培养。中国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电设备主要依靠进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多，但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。现在，随着技术进步和环保事业的发展，风能发电在商业上将完全可以与燃煤发电竞争。
【参考文献】
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[2]赵洪杰，马春宁.风力发电的发展状况与发展趋势[J].水利科技与经济，2006（9）.
[3]孙涛，王伟胜，戴慧珠，等.风力发电引起的电压波动和闪变[J].电网技术，2003（12）.
[4]迟永宁，刘燕华，王伟胜，等.风电接入对电力系统的影响[J].电网技术，2007（2）.
关键词：电力运营；风险管控；电源电网协调；市场环境；电网结构 文献标识码：A
中图分类号：TM73 文章编号：1009-2374（2016）14-0149-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.14.075
1 概述
随着常规化石类能源日益枯竭，环境问题的日趋严重，开发多种绿色能源已广泛受到世界各国（特别是发达国家）的高度重视。当前，风力、太阳能发电等多种电源的装机容量每年都在大幅增加。在社会与环保的需求下，电力运营管理有三个目标：（1）以优先调度使用可再生能源为前提，保证火电和水电为主的电网经济和安全运行；（2）着眼于国家产业和能源政策的指导，在国民经济综合平衡的基础下，进行全局性、长期性的电力运营风险监控；（3）积极建设电网交易平台，开展电力市场改革，充分利用市场机制应对多种电源的电网运营风险。
2 影响电网企业运营管理的风险因素
多种电源电网运营风险主要有以下不确定风险因素：上网电价、燃料价格波动、负荷动态需求变化（负荷预测的不确定性）、风力与太阳能发电的随机性、智能电网条件下用户的用电模式变化等。这些因素均可导致电网运营主体的收益变化，从而导致多种电源电网运营风险的产生。
2.1 燃料价格波动的运营风险
大型火力发电机组可变成本主要包含燃料费、水费、排污费、销售税金及附加员工工资，其中燃料费所占比80%。我国发电侧装机容量中75%的机组是大型火力发电机组。火力发电机组的燃料价格直接受国际国内电煤市场的影响，政府没有任何补贴。近年来，国际国内电煤价格受市场的供求平衡而不断波动，并且波动巨大，对发电侧火力发电机组的发电成本及发电运营主体获利产生深刻的影响。因燃煤价的剧烈波动带来不确定性已日益成为发电侧火力发电企业运营管理中最大的风险。在电价不变而煤价上涨的情况下，火力发电企业的收益必然会大幅下降，甚至亏损；反之，同理。
2.2 负荷预测的不确定性导致的运营风险
在电网运行中，用电负荷随时都在波动，因此作为电能的提供方（发电侧）需要事先对所供电的区域的负荷进行预测，再制定安全的发电计划。然而电力负荷变化是受经济、社会、气候等多种不确定因素的作用，因而在多重因素的叠加作用下，传统模式难以准确描述电力负荷的实际变化规律（传统的单一固定式模型的预测方法只考虑一种变化趋势或单一因素的影响）。随着技术和科技的革新，负荷预测方法不断改进和完善，负荷预测的精度和符合度不断提高，但是从某种意义上说，负荷预测仍然存在一定的不确定性因素，这就对发电侧运营管理造成一定的风险。例如在发电企业生产期间，对所供电区域电网负荷预测的准确与否，直接关系到发电机组的经济调度和运行可靠性。由于各个发电机组结构组成不同、发电原理不同、机组容量不同，因此每个机组发电的边际成本不同，机组的启停机时间也不同，一般来说，电网运行中宜选用边际成本低、启停时间小的机组承担基荷；同理，承担峰荷应是边际成本高、启停时间长的机组。发电侧的发电企业原则上应根据负荷预测来综合调度机组进行有序发电的，负荷预测不准确就会造成综合调度模型失真，从而造成电网调度机组
失误。
2.3 上网电价变化带来的运营风险
对于发电侧（各类的电力企业）运营管理来讲，上网电价是主营产品销售价格，因此，上网电价的变化将直接影响到发电侧（各类的电力企业）的发电量和收益。由于我国电力市场的存在，上网电价会随着电力市场的交易情况实时变化，因此上网电价的波动变化会给发电侧的运营管理带来一定量的经济风险。在发电侧与需求侧竞价的电力市场环境下，市场出清价是由完全市场竞争得出的，所以具有明显的波动性和随机性。
2.4 市场环境下用户的用电行为模式变化
随着电力改革的深入，电力销售在市场环境下，用户的用电行为模式会向更利于自身优惠的方向变化，其中一个显著的变化就是用户可以根据实时电价调整其用电时间和用电量。然而每个用户对实时电价调整的敏感度是不同的，因而每个用户行为变化程度也不同，这一变化因以往从未实施过，其导致的用户负荷变化目前还没较合理的模型预测。新的电力负荷预测就需要迎合当前新电力市场的特性，更多关注相关实施环境的变更，并更具自适应性，此外随着分布式发电、充电墙（桩）普通用户的推广，更多的公众用户可以实现与智能电网及时互动供电。在电力市场条件下，影响负荷预测准确性的因素除了传统的天气、季节、类型等，实时电价是一个非常重要的影响因子，绝不能忽略此影响因素，忽略此影响因素做出负荷预测的结果将会产生重大偏差，基本失去应用价值。
2.5 智能电网带来负荷变化
未来智能电网需要容纳较大比例的主动负荷（可储能负荷），例如电动汽车、储能墙（设施）。主动负荷（可储能负荷）与传统的负荷相比，其主要特点有三点：（1）主动负荷具有双向性，即可以充电时视为负荷，也可以在放电时视为电源。例如电动汽车、储能墙（设施）；（2）因为电动汽车、储能墙（设施）充放电时间是随机的，电动汽车更是连充放电地点也是随机的、不确定的，造成主动负荷在时间上、空间上的不确定性；（3）从某种程度上来说，传统负荷是不可控的，可以采用一定的经济、政策、技术措施控制主动负荷的随机性，进而使得主动负荷具有一定可控性，这将减少负荷剧烈变化对电网稳定性、供电可靠性的
影响。
2.6 风力、太阳能等新技术非常规能源带来的新挑战
多种电源电网将要接纳相当大比例的新技术非常规能源。风力、太阳能等新技术非常规能源发电的特点有如下两点：（1）新技术非常规能源具有随机波动性或间歇性，例如光照强度的变化、风速的变化等；（2）新技术非常规能源的不完全可控性，例如太阳能要遵循季节更替、白昼黑夜的自然规律，风电则随着天气变化，白天可能风轻云淡、晚上却风声大作。海洋能、生物质发电、地热发电这些新技术非常规能源作为新电源都有其自身特点的间歇性与不可控性，对智能电网的供给和负荷需求之间的平衡带来调频、调峰以及稳定性显著影响，也对发电侧运营管理带来不确定性。
面对数量、比例不断增加的新技术非常规能源，混合多种电源的电网运营管理就应对电网结构提出了更高的要求，完善新能源的接入方式，开发新能源发电技术与先进技术、先进设备的开发和应用。只有对建立起的电网新结构要求新技术非常规能源的发电侧运营做出相对应的调整，才能保证供智能电力网络的稳定性增加。例如：风电场和光伏电站接入电网，针对其出力的间歇性与随机性，对其启动、停机、有功功率控制、无功/电压调节、低压穿越能力提出要求；电网为了减少稳定运行的潜在风险，必须要具备足够的存储容量和调度措施、控制手段来对其进行修正，用户侧容纳主动负荷来承担。随着多种电源进入电网、电网的智能化水平的提高，电网运营管理除了面对传统的风险因素的作用外，还要遭受来自智能电网方面、多种可再生能源发电带来的新型不稳定、干扰因素的挑战。
3 应对多种电源的电网运营风险的策略
应对多种电源的电网运营风险控制措施应注重以下五点：（1）电网在制定电网规划时应考虑运营风险因素。企业通过优化供电电网规划设计，增强电网网架结构，调整多种可再生能源，对电源电网的规划项目实施次序，提高电网系统抵御风险能力；（2）多种电源发电企业在制定自身生产计划安排时就应将运营风险因素考虑在内，合理安排检修计划和夏（冬）高峰、丰（枯）水期、重要保电、配合大型工程建设等特殊时期方式时，应同时考虑可再生能源发电间歇性与随机性、智能电网主动负荷带风险管控措施；（3）多种电源发电企业应将物资储备和管理相结合，通过加强电力设备物资采购管理，加强生产设备调控，提升电网输配变电设备整体负荷的适应性水平、电能质量水平；（4）加强多种电源发电企业应急管理工作，通过完善各个发电企业、输配电网络的应急预案和体系，建立健全电网的应急联动机制，加强应急演练，形成机构多元化应急物资储备方式，同时加强及时和长期电网稳定控制和减少电网事故造成的损失和影响范围；（5）将多种电源电网的运营风险控制纳入技改检修项目计划、管理制度和标准、日常生产工作计划、培训教育计划中。
参考文献
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摘要：我国目前已经成为世界能源消耗第一大国，能源结构的不平衡也导致环境问题日益加剧，为了实现可持续发展，发展新能源是我国的必经之路。所有新能源中，风能最具发展潜力。本文借助产业经济理论中的SCP范式分析了我国风机制造市场的市场结构、市场行为和市场绩效，发现我国风机制造业具备寡占型的市场结构，并且目前我国风机制造业市场中的竞争主要表现在价格行为和非价格行为包括兼并和产业链整合等。通过对市场结构与市场绩效的实证分析，发现市场集中度对毛利率的正向影响，说明我国风机制造业符合传统的SCP框架。最后，根据我国风机制造业中存在的一些问题提出了相关的政策建议。
关键词：风机制造；SCP范式；产业发展
一、 引言
根据巴克莱银行的统计，我国目前的能源结构为热能69%，水能22%，核能1%，其他清洁能源7%。但是在热能发电中煤炭占到了70%，与欧美国家“石油为主，煤炭、天然气为辅，水电、核能为补充”的能源结构有着较大差异。这种失衡的结构也导致了我国日益严峻的环境污染和生态环境，不利于我国经济的可持续、稳定发展，寻找和开发新能源，优化能源结构，减少环境污染，已经成为我国能源战略未来的发展方向。巴克莱银行预计，到2020年可再生能源将占到我国能源消费的35%，其中风能和太阳能约占15%。风能相较其他新能源而言，具有技术成熟、发电成本较低的巨大优势，欧美国家已经建立起了较为完整的风力发电产业链，最适合大规模商业化开发，也是我国发展清洁的新能源首选。
二、中国风机制造业市场结构分析
根据中国风能协会2013年的统计数据中可以看出，风机制造业呈现出一家独大的局面，行业排名第一的金风科技市场占有率达到了23.3%，第二名联合动力的市场占有率则只有9.2%，第三名明阳风电的市场占有率为8%。
2006年时，我国风机主要的制造商只有金风科技，大部分市场份额被Vestas、GE和Gamesa等外资企业占据，这也说明我国本土风机制造业当时实力较弱，无法与拥有技术优势的外资企业抗拒。随着越来越多的企业加入风机制造业之中，外资企业所占市场份额也开始逐渐下降。在这一进程之中，金风科技一直保持着行业龙头的地位，其市场占有率只有08、09、10年被华锐风电超越居于第二位。
根据中国风能协会公布的数据，2006年至2013年行业的CR4指数分别为0.8541、0.7381、0.6703、0.655、0.599、0.532、0.47；CR8指数分别为0.9248、0.8698、0.8315、0.81、0.82、0.771、0.738、0.657。
根据CR4与CR8的历史走势可以看出我国风机制造业的行业集中度是逐渐下降的，根据贝恩的产业结构与类型划分，我国风机制造业从06年的寡占I型逐步发展到13年的寡占IV型。根据植草益的产业结构与类型划分，我国风机制造业从06年的极高寡占型逐步发展到13年的高中寡占型。总的来说，我国风机制造业的竞争程度在逐渐加强，市场竞争日趋激烈。
三、中国风机制造业市场行为分析
（一）风机制造业融资行为分析
由于风机制造在我国属于新兴产业，因此大部分制造商都属于中小型企业，企业规模较小，其资金的主要来源一部分是长期经营所累积下来的利润，另一部分则是从银行等金融机构获得的贷款，资金力量相对薄弱，风机制造企业要想获得进一步发展必须要解决好自身的资金问题。在实际的经营发展中，一些发展良好的企业还可以通过商业信用获得运营资本；但是总体而言，对于大多数的风机制造企业来说，它们均面临着中小企业融资困难的问题，它们的融资行为受国家当前的金融环境和政策的影响较大。同时风机制造业又是一个资金壁垒较高的行业，若能筹措到充足的资金则会面对较好的发展机会，否则，极易被较高的资金壁垒排斥在外。因此风机制造企业要想加快自身的发展，保障自身在市场竞争中保持不败的市场地位就需要解决好企业资金问题。
（二）风机制造业定价行为
处于市场支配地位的寡头垄断企业如金风科技、华锐风电等对内外资企业都保持着巨大优势，既对价格定位进行主导支配，其他企业都依据龙头企业的定价来制定自己的价格；还对风机市场的市场情况和价格情况变化最为关注，根据德意志银行的统计，风机市场的平均价格的调整往往落后于金风科技的价格调整。
（三）风机制造业整合并购行为
从2005年到2013年，活跃在市场上的风机制造企业数量从40家增加到了100家左右。但是根据专业机构的评估，风机制造可以产生规模效应的边界点在50万KW/年以上，年度装机规模需求需要达到1000～1500万KW/年，也就是说，实际上市场上只需要20～25家有效率的风机制造企业就可以满足风机市场的需求。但是目前尚未有任何一家风机制造企业的装机容量能够达到产生规模效应的边界点之上。因此我国风机制造市场中尚未出现大规模的并购行为。随着各家制造商产能的逐步提升，可以预见未来将发生频繁的并购行为。
四、中国风机制造业市场绩效分析
（一）利润水平
考虑到数据的可获得性，对风机制造业的利润率研究主要采用的数据是风机制造业内主要上市公司的利润率作为指标。虽然上市公司的利润率并不能代表整个产业的利润率水平，但是，由于上市公司基本上都是在国内整机市场份额前列的公司，所以可以认为其仍然代表了整个行业市场绩效的变化过程。
这里选取了金风科技、湘电股份、东方电气、上海电气、华仪电气和华锐风电六家上市公司来考察风机制造商的利润情况。行业平均利润率是根据这六家上市公司的风机制造业务的毛利率计算得出的。2007至2013年，风机行业平均利润率分别为18.36%、17.17%、19.99%、17.94%、13.89%、9.37%、14.76%。
（二）技术进步水平
2005年，我国风电场新安装的MW级风电机组仅占当年新增装机容量的21.5%。随着国内风机制造企业MW级风电机组产量的增加，2007年MW级风电机组的装机容量占到当年新增装机容量的51%，2008年占到72.8%，2009年占到86.8%。MW级风电机组目前已经成为我国风电市场的主流产品。
与此同时，受国际风电发展大型化趋势的驱使，我国大型风电企业也开始进入风电装备大型化的竞争，2009年以来，我国在多MW级风电机组研制方面取得重大进展，如金风科技研制的2.5MW和3MW的风电机组、华锐风电研制的3MW、5MW海上风电机组、湘电股份和保定天威研制出的3MW风电机组。
（三）市场绩效与市场结构关系的实证研究
从第二章的内容看，我国风机制造业属于寡头垄断型市场。传统的SCP框架假设市场结构与市场绩效之间存在着正相关关系。最能刻画市场结构的指标当属产业集中度，而最能代表市场绩效的指标当属行业平均利润率，假设我国风机制造业的市场结构与市场绩效之间的关系符合SCP的传统框架，以行业平均毛利率SPR为因变量，产业集中度CR4为自变量，建立一元回归模型。
运用最小二乘法估计上述模型得到的估计值为-0.009182，T统计量为-0.116，P值为0.9119；的估计值为0.273098，T统计量为2.155，P值为0.0838。
根据P值来看，在10%的显著性水平下，产业集中度与我国风机制造业利润率存在显著的正相关关系。这说明我国风机制造市场的市场绩效受市场结构的影响较为明显。随着近几年我国风机制造业产业集中度的下降，风机制造业的利润水平也随之降低。对于风机制造企业来说，为了获得更高的利润率就必须努力扩大自己所占的市场份额。
从这一结果来看，我国风机制造业的市场结构与市场绩效之间存在着显著的正相关关系，即行业平均利润率随着产业集中度的提高而提高。这一结果也说明了我国风机制造业符合传统的SCP框架。
五、政策建议
（一）制定成熟的市场准入制度
我国风机制造市场目前还属于寡占型的市场结构，从第四章的实证分析来看，企业所占的市场份额越多所获得的利润水平就越高。这将导致盲目进入产业抢占市场份额的行为。为了防止这些不能达到规模经济的小企业进入市场，政府应该根据技术、产能等条件制定最低准入标准，严格控制风机制造业产能盲目扩张。同时积极引导企业之间的并购整合，鼓励优势企业做强做大，培育具有达到行业规模效应边界的大企业。
（二）提高企业自主创新能力
从之前的分析中可以发现我国风机制造业的技术水平与国外先进水平差距较大，并且产品的质量也不能与外国公司相提并论。为了提高我国风机自主创新和技术水平，尽快赶上欧美发达国家，需要国家鼓励风机制造企业提高自主创新能力。我国风机制造企业在吸收引进国外技术的同时，要通过对国外先进产品的研究与模仿加强自身研发团队的培养。同时，为了提高国内风机的质量，还需要建立严格的风电机组并网技术标准和相应的检测程序。
（三）加强产学研联盟机制建设
目前，我国风电产业对产学研资源平台的利用率不高，不能充分发挥三者的优势。风机制造技术的创新离不开理论知识的发展，高校和科研院所通过基础性的科学研究为风机制造企业开展技术创新提供了坚实的科学技术基础。风机制造企业与高校和科研机构结成产学研联盟，不仅能够提高风机制造企业自身的研发实力，也为高校和科研院所的研发人才提供了将理论知识转化为实际成果的平台。（作者单位：华东政法大学商学院）
参考文献：
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关键词 欧洲 风电产业 自主创新
可再生能源由于清洁、可以再生、本地化生产等特点而受到世界各国的重视。从资源潜力、技术水平、产业基础以及对社会、生态、环境的影响等各方面分析，风力发电是当前除水能之外，市场竞争力最接近传统能源、争议最少、也是最可能大规模发展的清洁发电技术，因而也是全球发展规模最大、速度最快的新能源产业。
不同于对“资源”争夺激烈的化石能源。可再生能源的开发必须立足于现代装备制造技术，才能将风力、太阳能等自然资源转化为可用及可控的现代能源。因而，大规模风能资源的开发，首先需要建立在先进、可靠、经济的风电设备的制造之上。近年来在(可再生能源法)及其配套政策的引导和鼓励下，我国风电产业作为新能源产业的代表得到了长足进步，目前已涌现出60多家风电设备整机制造及一大批零部件配套企业，连续两年装机容量增长速度超过100％，取得了令世界瞩目的发展成就。但产业繁荣的背后，不能忽视的是，我国还没有完全掌握兆瓦级以上风电机组的核心技术。很多企业为了占领这块新市场，通过引进生产许可证等方式快速上马项目、扩张产能，但产品质量及可靠性问题开始逐步暴露，也没有摆脱某些核心零部件依赖进口的被动局面，这日益成为制约我国风电产业发展的一个主要瓶颈。更值得注意的是，由于缺乏长期基础性研发积累、集中匆忙引进技术抢占市场，导致大量核心技术依赖进口、却又出现产品同质化竞争严重的局面，这将严重影响我国新能源产业的健康和可持续发展。
为了有针对地解决风能等新能源产业当前快速发展所面临的主要问题，能源所与国家能源局、中国风能协会组成团，于2008年对新能源发展全球领先的丹麦、德国两个国家的风电产业进行了考察。期间，考察团分别与两国的政府部门、国家可再生能源实验室、公共技术研发和试验部门、产品的检测认证和行业协会等进行了座谈，并参观了两国典型的风电整机和零部件制造企业。了解到政府、企业、科研机构这三者在支持新能源的长期研发、培养高端人才、加强公共服务以及促进新技术产化过程中的主要思路。有关情况如下：
一、当前国际风电市场发展的基本形势
发展可再生能源已经是大势所趋。主要发达国家和发展中国家都已经将发展风能、太阳能等可再生能源作为应对新世纪能源和气候变化双重挑战的重要手段；许多国家采取了诸如价格、市场配额、税收等各种激励政策，从不同的方面引导和支持风电的发展。比如德国和丹麦等欧洲国家采用的长期保护性电价政策，英美等国主要采取可再生能源配额制政策，为风电建立稳定的需求市场；美国有些州还采取生产税减免来减少风电开发的成本；荷兰采取绿电交易的方式，从不同的角度引导和支持风电的发展；也有的国家和地区通过采用电费加价的方式筹集建立公共效益基金，支持风力发电的发展等。
在政策的鼓励下和技术推动下，全球风电产业取得长足进步。风电的成本已大幅度下降，每千瓦时的风电成本由80年代初的20美分下降到2007年的4-6美分。伴随着风电技术经济的改善，全球风电市场也不断扩大。2007年全球风电的新增装机容量约为2000万千瓦，预计在2008年底成为第一个全球累计装机超过1亿千瓦的非水电可再生能源发电产业。作为能源领域增长最快的行业，风电产业共为全球提供了近35万个就业机会。欧洲和美国在全球累计风电市场中占统治地位，截止到2007年底，德国是目前风电装机最大的国家，装机容量2225万千瓦，其次是美国、西班牙、印度和中国。2007年，风电在欧洲新增电源中首次超过天然气发电，成为第一大电源；美国新增的风电装机也仅次于气电，位居第二；特别是,2007年欧盟25国风力发电装机容量和发电量在电力系统中的比例已经分别达到了6％和3.5％，其中丹麦高达25％和16％，德国是17％和7％，分别位于世界的前两位。风力发电已开始表现出从“补充能源”朝向“战略替代能源”方向发展的趋势。
二、丹麦和德国的风电产业发展形势
与风电市场的发展规模相似，欧洲是全球风电产业的中心，丹麦、德国则是欧洲风电产业的领头羊。2007年，全球派名前十位的风电设备供应企业中，有5家来自这三个国家，占据了超过全球近一半的风电市场。
丹麦是世界上最早发展风电的国家之一，也是当前海上风电开发最多的国家(累计装机容量为426MW)，目前拥有世界上最大的风电设备制造商Vestas公司。Vestas公司不仅年产量位居世界第一，而且占据了世界28％的风电市场，已在全球几大洲12个国家设立数十个生产工厂，并在包括中国在内的美、英、法、德等主要风电市场的累计占有率都处于前两名的位置。丹麦自身的风电市场非常有限，Vestas公司的99％产品销售额来自其他国家的风电市场，而风电产业却为丹麦创造了2万个就业机会，风电产业已经成为丹麦外贸的象征和最重要的支柱产业之一。
德国是世界上最早(1991年)颁布固定电价法促进风电发展的国家之一。在强有力的政策鼓励下，德国不仅是当前世界上风电市场最大的国家，而且德国公司在全球排名前十的主要风机制造商中占据了4席；此外，在齿轮箱、发电机、精密轴承等风机关键零部件的供应上。德国不仅基本满足了自身产业发展的需要，在欧洲乃至世界风电市场也占据了相当的份额，表现了强大的制造能力和整体竞争优势。2007年，风电产业为德国提供了8万个就业机会，产业总值达74亿欧元。
可以说，丹麦和德国已经建立了相对成熟的风电市场，以及非常具有竞争力的风电产业链。风电也已经成为代表两国重要的新兴产业之一。
三、欧洲风电产业发展的重要经验
风电产业是典型的高新技术产业。丹麦、德国风电市场的规模化发展，首先得益于电价、强制性上网等优惠的政策环境。这两国所积累起来的风电产业方面的巨大优势，除了受益于财税优惠等激励措施以及稳定的市场需求外，与这些国家强大的创新能力、工业基础和高素质人才队伍也有很大关系。通过调研了解到，两国风能等高新技术产业的发展，除了要依赖优惠的政策环境外，还与国家基础性研究、人才队伍培养和公共体系的设立有着密切的联系。总结
来看，有以下的特点：
(一)部级研究机构在前期技术积累和人才培养中发挥了重要作用
地处北欧半岛上、自然资源相对匮乏的丹麦很早就重视新能源技术的研发，并于上世纪70年代成立了国家可再生能源实验室(RISOE)。在当时风能技术的发展前景还不明朗的情况下，在政府资助下，RISOE开展了大量与包括风电在内新能源产业相关的基础性研究，组建了专门的学科方向，培养了高端人才队伍，建立有很强技术手段的试验中心，形成具有世界级的跨学科研究能力等。而且，在RIOSE这个纽带的带动下，经过其它科研机构和企业的培育，丹麦逐步形成了稳定的风能产业人才队伍。RIOSE还将“基础研究与产业应用”结合起来，促进了技术的推广和向企业的转移，从而很好地发挥了“政府与企业”之间的桥梁作用；丹麦Vestas公司最初的风电技术即来自RISOE。德国也于2000年建立了由经济部、环境部共同管理的能源研究机构，可再生能源是其重要职能之一，重点支持可再生能源技术研发和示范推广。
当前，风能等新能源产业的规模和过去已不可同日而语，企业的研发力量也逐渐强大，这些部级研究机构在促进产业成长的作用上也发生了变化，但这些机构在开展包含太阳能、氢能等其它新能源基础性研究和人才队伍建设方面的工作，本质上没有发生变化。总之，欧洲风能产业的发展历程表明，部级研究机构在促进新兴产业的技术知识积累和人才队伍培养方面，发挥着重要的基础性作用。
(二)建立了较为完善的研发公共服务体系
装备制造业的产业化必须在开展大量基础性研发的基础上，通过模拟实际复杂工作条件，经历大量重复性的测试和试验过程，即应用型研发过程，最终才能开展产品的商业化推广，对跨学科的行业更是如此。风能等新能源产业是跨学科领域的代表。比如叶片的生产。就需要考虑在野外恶劣的环境下工作，要求叶片在一定的重量、刚度和工艺限制条件下，同时保证一定的极限强度及较高的疲劳强度。因而，风电设备的先进和稳定。更需要取决于是否有先进、完善的设备检测和测试手段。
是否可提供公共服务的研发平台也是衡量一个国家应用性研发能力的一个标准。因为这种可提供大量公共性试验检测服务的设施或机构，在新兴产业起步初期，是不可能靠商业化的方式运行起来的。欧洲的风电产业除了有先进可靠的技术、完备的供应链、专业细致的分工之外，更为重要的是依靠政府的力量建立了大量这种可以提共公共服务的技术平台，比如模拟实际风况的试验风电场、风能资源评价、风电设备零部件测试中心等。丹麦和德国拥有欧洲最多、最先进的试验风电场，以及叶片等零部件测试机构，这些机构的服务对象甚至面向所有的欧洲和其他地区的客户。这些公共试验设施和机构，为各个风电企业的原型试验、性能改进、材料试验等研发活动提供了场所，避免了政府支持某个具体企业而形成技术垄断，还减少了产业发展初期基础施的重复性投入，降低了企业创新初期的研发成本，同时也为风电机组的检测和认证等提供了技术手段，为风电设备的市场准入提供了技术保障。在产业发展成熟后，通过转让或私人入股，这些提供公共服务的机构也逐步商业化运作，减少了对政府投入的依赖。
(三)建立了完善的风电标准和检测认证体系
新兴产业发展初期，产品的质量通常参差不齐。这就必须制定一定的技术标准，并形成进行产品鉴定的能力。欧洲作为风电产业发展最早的地区，也是最先制定设备技术标准并实行了产品认证制度的地区。丹麦政府十分重视风电标准和检测认证，支持RISOE开展标准体系的研究，建立风电设备及零部件测试认证能力。德国政府也在风电产业发展早期委托德国船级社(cL)建立认证体系。两个国家开始都规定，只有通过认证的风电机组才有资格得到政府补贴，激励了企业参与认证工作。RIOSE以及GL都承担了各自国家风能产业最初发展的质量控制。风电设备认证制度既保障了风电设备的质量，也简化了政府对风电项目开发建设的管理。例如，在德国建设风电场项目，如果项目采用的机型是经过认证的，政府不再对项目安装的机组逐一进行安全检查，总体上降低了管理成本。
事实上。无论是部级研发机构，还是人才培养、公共服务体系以及认证等体系的建立，都是相互关联，并互相促进的。比如部级研究中心为新能源技术的研发打下了基础，公共技术服务平台可以为产业化的研发工作提供帮助，还可以成为认证工作的技术手段，而认证的标准研究来自于部级研究机构的成果，所有这些工作的实现最终培养了这个行业的高端人才队伍。由此可见，基础性研发、公共的服务工作，对于一个新兴产业的起步，特别是人才的培养，发挥着不可缺失的作用。
三、促进我国风电产业发展的政策建议
在化石能源资源日益枯竭、气候变化问题日益突中的大背景下，可再生能源技术的竞争，已经是新一轮国际能源领域竞争的焦点。谁掌握了可再生能源的装备技术，谁就拥有了未来开发利用可再生能源的主动权。我国主要通过优惠电价、特许权项目招标、“风电机组70％国产化率”等方式促进和保护国内风能产业的发展，促进了风电装机量和风电机组产量的快速增加。但是我国风电产业整体上处于从“技术引进”转向“自主创新”的关键阶段，须具有核心竞争力，才能在未来全球竞争中屹立不倒。面对风电等新能源产业的企业兼并、产业整合趋势，我国除了要从鼓励企业加强技术创新着手外。还应当在“科技立国”的发展战略下，创造有利于提升企业实力的政策环境。
通过这次考察，提出促进我国风电产业发展的若干建议：
(一)应加强新能源人才队伍建设
按照新兴产业的发展规律，人才队伍的培养和聚集至少需要20到30年的时间。虽然经过近几年的发展，我国在发展风能等新能源方面已经具备了一定的人才队---伍基础，但许多技术人员来自与新能源相近领域的专业人员，没有接受过系统的技术学习和培训；很多大型企业主要利用自身相关技术租工业基础，通过联合设计或引入战略合作的方式培养风电开发和制造技术队伍，因而造成整个行业的高端技术研发、技术管理方面的复合型人才都大量缺乏。技术瓶颈的解决必须依靠人才，而人才存量不足以及后续人才队伍培养目前已经成为制约我国新能源产业可持续发展的一个重大问题。必须结合国家创新团队、创新能力建设的任务，将人才培养作为未来新能源产业发展的首要任务，着力培养具有战略思维和战略眼光的决策型技术人才，以及专门的高端技术研发人才，包括国家层面的总体技术研发带头人、企业层面的具备自主研发能力的中坚技术力量，为我国的新能源产业的健康、自主发展提供人才队伍的支撑。
(二)加大对团队和公共技术研发能力的培养
虽然新能源人才短缺的原因是多方面的，但主要与我国研发体系制度息息相关。当前我国基础学科的建设
有两种不利于长期人才培养的模式：一种是采取高度依托个体专家的学术带头人制度，而没有着眼于长期稳定研究团队的建设，使得人员的变动对基础前沿研究的影响很大，研究成果也没有稳定团队的承继；例如在可再生能源领域，我国还没有长期支持和投入的部级风能、太阳能或生物质能研究实验室。因而也无法从战略角度把握这类领域的前睹性技术；二是国家对研发的支持方式仍主要是一次性投入，许多国家工程中心和研发中心都没有长期的、连续性的投入，导致这些机构无法为国家基础性研究提供公共服务；例如，北京太阳能研究所、新疆金风国家风能工程研究中心等，后来都为生存走了服务于自身企业的道路，丧失丁基础研发和公共服务的根本职能，因而也成就不了丹麦RISOE之类的一流科研朝构和人才培养基地。
新能源作为一个新兴行业，其可持续发展需要有长期、坚实的基础研究做支撑；欧洲的风能产业发展经历了几十年的不懈努力，取得了今天的成就。我们必须加强对部级研究机构的长期投入，构建起部级的可再生能源技术研究机构，整合国内现有的技术资源，协调开展基础性和公共性技术研发，并加强与企业的交流和合作，发挥政府和企业、基础研究与产业发展之间的纽带作用，并同大学教育等培训结合起来，共同承担起人才队伍建设的长远任务。
(三)加大对公兵技术服务平台的建设
欧洲的发展经验已经表明，一个成熟风电产业的发展，风电设备测试中心、试验风电场等可承担公共技术服务的机构和设施是必不可少的。我国当前处于产业发展初期，由于市场前景广阔，几年内就涌现出60多家整机和几百家零部件企业。但由于风力工况非常复杂，风电设备的技术集成性很高，国内企业的经验和技术积累都还不够，在初期企业缺乏对测试工作的大量资金投入，缺乏公共性的测试平台等一系列原因，国内大量新下线的机型在缺乏野外测试的情况下仓促推向市场，使得风电机组产品的质量大打折扣，影响了机型的使用效果，造成实际故障率很高。特别是当前高度依赖进口控制系统等核心零部件，更加需要通过公共平台的建立，降低企业研发成本，并打破上下游企业间的猜疑，开展更加广泛的上下游企业间的合作，才能尽快突破技术瓶颈，开发出有竞争力的产品。因而，建议尽早建立部级风电公共试验平台，建设叶片、电机、齿轮箱和传动系统试验和测试设施，为国内风电企业自主研发特别是首台机组的测试、验证提供技术条件。无论是试验风电场还是其他传动系统的公共试验平台，其建设和运行可以采取“国家支持建设、股份制共管运作，以电养场”的方式，也可以采取丹麦试验风电场所采取的“国家投资、租赁服务”的运作模式。
(四)尽快建立国家风电设备标准、检测和认证件系
在现有的研究中计算电力市场VaR的非参数法主要有历史模拟法、蒙特卡洛法和分形理论。其中历史模拟法和蒙特卡洛法早期研究较多，而分形理论是一种电力市场VaR计算的新方法。历史模拟法假设市场未来的电价和历史数据类似，这样就可以用历史电价数据模拟将来电价的变化，从而在一定的置信水平下计算出将来的可能最大损失。文献[10，12]在研究电力市场的风险度量时采用了该方法。历史模拟法概念直观、计算简单，容易接受，但其需要大量的历史数据，对于历史较短的市场其计算能力较差。蒙特卡洛法计算VaR则不需要依靠历史数据，它是通过计算机进行模拟仿真来计算VaR值，文献[13-15]对蒙特卡洛在电力市场风险管理中的运用做了研究。蒙特卡洛估计精度高，但其计算时间较长，投入成本较高，且其需要假设随机过程，可能造成模型风险。文献[16-17]把分形理论运用于对电价波动的分析，发展了一种新的研究电价波动的非参数法。刘伟佳等(2012)针对电价分形的特点，基于回归间隔法(RIA)对电价进行分析，并给出了计算多重分形分布数据VaR值的算法。他们在对PJM数据实证分析后指出，该方法与传统的基于正态分布的VaR相比，不会高估市场风险，且可迅速适应不同时期不同类型的电价波动，及时衡量电价风险。
2基于参数法的电价波动预测与电力市场价格风险度量
非参数法的固有缺陷使其无法担当电力市场风险评估的重任，学者们转而研究参数法计算电力市场的VaR。在运用参数法计算电力市场VaR时，首先预测电价的波动方差（2tσ），然后用估计的条件标准差（tσ）乘以假设分布下的标准分位数，就可以得到其VaR值。基于参数法计算VaR的优点在于减少了对大量历史数据的依赖，缩短了计算的时间，降低了计算的成本。从参数法的原理可以看出对电价序列的波动建模是计算VaR的必要前提，对波动率的准确预测是提高VaR精度的关键。目前研究中对电价波动的预测方法主要是基于GARCH模型和“实现波动”两种，其中基于GARCH模型的方法是对波动预测的传统方法，而实现波动是近年来连续金融理论应用于电力市场电价波动预测的新成果。
2.1GARCH模型
基于GARCH模型计算电力市场VaR的原理是首先建立一个自回归异方差模型(2)其中：tr是电价或电价收益率；2tσ是tξ的条件方差。通过样本数据回归其模型参数，并运用该估计模型对未来的电价方差进行预测，假设tξ服从一个随机分布（比如正态分布或者t分布），然后用估计的条件标准差（tσ）乘以各自分布下的标准分位数，就可以得到VaR值。对tξ的假设不同对VaR的计算影响较大，其结果可能会有很大的差异。文献[18-21]较早运用ARMA-GARCH模型预测西班牙、加利福利亚以及北欧电力市场的电价，分析中他们着重研究的是电价的均值回归和异方差特性，使用的是比较单纯的ARMA-GARCH模型，对残差分布假设为标准正态分布。文献[22]对运用不同的ARCH模型计算VaR进行了比较研究，作者首先根据模型估计的对数似然值（LLR）和AIC、SC信息判断准则综合得出EGARCH-M模型更适合刻画电价的变化；随后把连续MCP时间序列按24个不同的时段划分为24组数据，分别在正态分布、t分布和广义误差分布（GED）下计算VaR值，运用Kupiuc检验对其进行精度分析，认为不同时段应该对扰动项进行不同假设,在深夜的时候(22、23、24、1等时刻)，正态模型假设对电价波动风险有较好的估计；而在白天的时候，t分布假设和GED假设对波动风险的估计比较好。白天的大部分时刻，正态分布假设完全不适合波动风险计算，而GED假设的适用范围比t分布略为广泛一些。文献[23-24]在研究电价的波动建模时分别假设其服从t分布和加权高斯分布。在对电价波动的研究过程中，学者们发现由于电力商品的特殊性，电价的波动还存在一定的特有性质，如电价波动的不对称、电价偶然的极值跳跃等，这些对电价波动的预测带来了很大的影响，学者们分别对这些性质做了处理：
（1）电价波动的“杠杆效应”。文献[25]在研究电价的性质时发现电价的波动存在一定的“反杠杆效应”，即电价的波动在电价正的变化时比负的变化时要大，所以他建议在对电价的波动建模时应该考虑用EGARCH模型来处理这种杠杆现象，他们运用加利福利亚电力市场的数据实证研究证明了这一结论。文献[26]也认为EGARCH模型能很好的捕捉到电价波动的不对称性。文献[27]则在对美国5个不同市场数据研究中也发现了电价波动的不对称性和季节性等特征，通过建立一个门限模型（TGARCH）来处理这种杠杆效应，在波动模型中还加入了季节性的变量。文献[28]在对澳大利亚五个电力市场电价的波动进行研究时指出，电价波动在需求较大时波动较大，而在需求较小时波动较小，表现出较强的不对称性，同时波动随需求有较大的周期性，研究中作者用GARCH、基于t分布的APGARCHS和基于偏t分布APGARCH等模型对电价波动过程的模拟进行了比较研究，认为基于偏t分的APGARCH模型模拟澳大利亚的电价波动最为合适。文献[29]比较分析了GARCH、EGARCH、APARCH和CGARCH模型对波动预测的效果，认为APARCH模型在对电价的波动短期预测的效果要优于其他三个模型。文献[30]在研究美国中西部电价的变化时也发现了电价波动的“杠杆效应”，他们则运用了EGARCH-M模型处理电价波动的“杠杆效应”。文献[31]对十个不同的GARCH模型进行比较研究，其结果显示在均值回归方程中加入波动影响的ARMA-GARCH-M模型能够一定程度上解决波动的“杠杆效应”，在预测波动时的表现要优于其他模型。
（2）电价波动的“极值跳跃”。电价有时可能会出现一些极大的正负偏离，对于这种极大的正负偏离已经不属于“正常”的波动，一般称为极值跳跃，对于这种偶然出现的极值跳跃，ARCH族模型无法准确地捕捉到，所以在描述电价的波动时还需一个程序对极值跳跃进行描述。文献[32]运用马尔科夫转化模型来描述电价的跳跃，在这个新的模型中没有GARCH过程，只是假设其残差服从标准正态分布，而把电价的运动分为“正常”动态、突然增加、恢复正常三个过程，两个过程之间的转换用一个概率函数来表现，此模型能够捕捉到电价的跳跃特性和解释电价的高波动性质。文献[33]在预测电价的GARCH模型中融入了描述电价跳跃的因素，他们运用了高斯分布来刻画电价跳跃，与没加入跳跃部分的模型相比，前者对波动的预测表现要好于后者。文献[34]从电力市场供给和需求的特点出发进一步分析了电价跳跃的动因，在此基础上建立基于泊松跳跃分布的GARCH-EARJ模型。文献[35]则建立了一个聚焦于价格跳跃预测的ACH模型，该模型的作用是可以较为准确捕捉到价格的极端跳跃。
（3）影响电价波动的特定因素。一些学者在研究电价的波动时认为在电价的运动还受电力市场一些特定因素的影响，这些因素对电价的波动有很好的解释作用，所以模型中还应加入一些描述电力市场特有性质的外生变量。文献[36]认为把GARCH模型应用于电力市场时还要考虑电力市场的特有因素，如容量充足度、必须运行率等都能影响电价的波动。因此，作者引入了容量充足度和必须运行率两个外生变量建立了刻画电力市场价格波动的新GARCH模型，该模型能够弥补常规方法的不足，无论在静态预测还是在动态预测下都能保证较高的精度。文献[37]则把生产技术、市场力和输电阻塞等因素考虑到了电价的研究中，建立了联合外生变量的Reg–ARFIMA–GARCH模型，通过实证分析说明该模型表现较好。文献[38]考虑了电价条件均值和条件方差的共同因素季节因子，把其看成一种看不见的影响条件方差的因素加入异方差的回归中得到了一个新的GARCH-SeaDFA模型，文章指出该模型在波动的短期、长期预测都表现得较好。近年来很多学者把小波处理技术运用到了电价的分析中，首先利用小波变化理论把电价原序列处理成概貌信号和细节信号，对各个分别建模预测后加总得到总的预测[39-43]。但小波分析对波动较大的情况的分析作用有限，而电价在一天的某些时段波动是非常剧烈的，这就导致了该思想在电价波动的分析中受到了一定的限制。对电价特有性质的处理在一定程度上优化了模型对电价运动的刻画，但对电价的运动假设为一个假定的模型，这将导致很大的模型风险。另外研究中把tξ人为地假设为各种分布，这样的假设带有很大的主观性，且不同分布假设下计算结果相差较大，这就需要寻找另外的方法来处理电价的尾部特征。同时在现有用参数法直接计算VaR的文献中尚未融入对极值跳跃特征的描述。
2.2实现波动
随着高频数据越来越容易可得，连续金融理论在金融领域得到快速发展，实现波动在测度股市日波动率中的良好表现引起了电力市场研究中的注意，很多学者试着将其应用于电力市场中。文献[44]认为GARCH模型在刻画电价波动的异方差效应时表现良好，但GARCH在模拟电价波动的跳跃特性方面却表现出无力，他们提出了“实现波动”估计的是日整体波动，而“幂波动”估计则是剔除了波动的跳跃部分，并用该理论把跳跃波动计算出来作为波动预测的变量，运用澳大利亚电力市场的数据实证证明其预测精度要好于单独用实现波动作为预测变量。最后作者把实现波动预测与EGARCH模型的波动预测精度做了比较，实现波动的预测效果比EGARCH模型的预测效果要好。沿着文献[44]的思想，文献[45]估计了澳大利亚、加拿大、美国等8个电力市场的不同价格频率的“实现波动”,其结果显示澳大利亚电力市场和美国电力市场的波动较大，这可能是每个市场的电价频率不同造成的，同时还指出运用不同的“实现波动”和“幂波动”侦查的电价波动跳跃是不稳定的，作者认为这种现象可能是电价的反转引起的序列负相关和日内电价的跳跃次数不只一次造成的，而调整幂波动的滞后步数可以克服其序列负相关。文献[46-47]研究了电能交易量、杠杆效应和周期性等对实现波动的影响，对使用标准的“实现波动”技术和传统基于GARCH的方法预测将来波动的表现进行了比较，得出前者比后者表现的得好的结论。更进一步，如果加入电能交易量、杠杆效应和周期性等外生变量的影响，“实现波动”技术的预测能力提高得更为明显。隐含波动率的概念在金融领域得到了广泛的认同，通过金融衍生品的期权价值运算得到，大量的文献对运用历史“实现波动”和隐含波动率对将来波动进行预测做了比较，一般认为隐含波动率对将来波动有较好的解释能力。文献[48]把该概念引入到电价的波动预测中，因为在电力市场中很少有电力期权交易，所以他们在文章中利用短期电力期货价格计算的波动率代替了期权隐含波动率，然后把这个隐含波动率作为预测模型中的一个变量，指出由于基于期货的隐含波动率包含了市场参与者的竞价和电力市场结构等能影响将来电价波动的信息，所以把它作为一个解释变量能提高对将来波动的预测精度。然而，实现波动的概念来源于连续时间金融理论，而实践中电价的变化与金融市场并不一致。文献[49]用原油与天然气价格数据对其“实现波动”和实现相关进行了分析，在文章中指出，很多传统金融资产的固有特性在能源市场也是存在的，这些固有特性包括：（1）波动的长记忆性；（2）日实现方差和日回报率的非高斯分布。所以作者认为“实现波动”和实现相关在能源市场是可以接受的，并建议把该概念运用于其他能源数据加以检验。虽然上面的研究中普遍得出了“实现波动”技术在预测电价波动方面有很大的优势，但对该概念能否运用于电力市场的电价数据并没有说明。而电力商品与原油等商品还是存在很大的差异，所以对“实现波动”在电价波动预测中的运用还需谨慎对待。另外根据“实现波动”的概念来看,它只能计算日波动或者更大时间间隔的波动，而对于日内波动的计算和预测却受到了限制。
3半参数法计算电力市场价格风险
参数法对电价序列厚尾偏锋等特征描述的乏力，导致了参数法在计算电力市场VaR时有较大的误差，学者纷纷寻找能够描述其尾部特征的方法，比如假设其尾部服从广义误差分布、t分布和偏t分布等，但效果有限。半参数法则在尾部的处理上做出了贡献，在一定程度上解决了这个问题。半参法是参数法和非参数法的结合：在预测电价的波动时仍然运用GARCH模型，但对模型中的tξ不做假设分布，而是运用非参数法来估计一定显著水平下的分位数。文献[50]对基于核估计的半参法在电价研究中的运用做了研究，与参数法比较半参法表现出显著的优势。非参数估计分位数的方法还有历史模拟法、蒙特卡洛法、极值理论等，但在电力市场VaR计算研究中，基于极值理论的半参法运用较多。本节接下来重点讨论基于极值理论的非参法。文献[51]首先运用极值理论计算了加拿大电力市场的VaR值，通过与历史模拟法和传统的正态分布假设相比较，认为EVT有更好的精确度。文献[52]在GARCH模型中引入了极值理论的思想来预测将来电价，通过对比认为EVT方法在描述电价的极端变化比传统的时间序列模型表现要好，其对电价的预测更为准确。文献[53]则运用极值理论研究了电力市场VaR的计算，文中的模型与文献[54]中建立的AR-EGARCH-EVT模型相似，假定其厚尾服从广义帕累托分布（GDP），通过POT方法计算其VaR值。作者用五大国际能源市场的电价数据来对AR-EGARCH-EVT、HS、AR-HS、AR-ConVar、AR-EGARCH-N、AR-EGARCH-t等模型计算VaR进行了比较分析，得出新模型对VAR的计算有更高精度的结论。文献[54]使用加拿大电力市场的数据研究了基于GDP分布极值理论对VaR的计算，得出了该方法比常规时间序列方法和历史模拟法计算VaR更精确的结论。文献[55]通过建立EGARCH-EVT-CVaR对电力拍卖市场的风险进行分析时也认为EVT方法与传统的时间模型相比能更好地描述价格的极端变化，更适合于描述电价的厚尾特性。文献[56]在运用极值理论计算电力市场VaR值时，把尾部帕累托分布的参数看成随机变量，并结和贝叶斯估计的思想，这样就可以根据能观察的数据对VaR值进行调整，以达到风险管理的目的。文献[57]在对电价的特性进行归纳总结的基础上，对极值理论在电力市场中运用给予了肯定，并在该文章中对EVT在电力市场风险管理中的运用做了全面的慨括。极值理论能很好地描述分位数的尾部特征，能较为准确地捕着到价格的极端变化，与传统金融时间序列结合显著地提高了电力市场VaR计算的精度。但应用极值理论需要较大量的历史数据，这是它相对于参数法的一个缺陷。极值理论在估计尾部分布时阀值的决定至关重要，如果阀值过高，则超过阀值的数据较少，参数估计值的方差较大；如果阀值较低则会使估计出现较大的偏差，降低了VaR的计算精度。
4结论
关键词：风电；风机制造；竞争力；比较
一、引言
我国幅员广阔、海岸线长，风功率密度达到100w/m2，其中，陆地离地10m风能资源储量达到32.26亿千瓦。我国风电产业的快速发展带动了风电设备制造市场，国外众多风机制造企业纷纷进入我国风电市场，以Vestas（维斯塔斯）、Gamesa（歌美飒）、GE（通用）、Suzlon（苏斯兰）为代表。2006年《可再生能源法》的颁布实施，促进了对可再生能源相关产业的政策扶持，为风电相关企业减免税收，为风机制造企业提供了政策支持。但随着风机制造产业的发展，风机制造企业数量迅速增加，风机制造市场出现产能过剩，进一步引起企业间风机低价竞争，市场环境逐步恶化。
我国风机制造产业正处于初级阶段，风机制造企业发展劣势明显，尤其是我国风机制造市场竞争环境恶化，企业面临的外部环境更加复杂，比较分析我国风机制造企业与国外风机制造企业的市场表现，提炼发现我国风机制造企业竞争优劣势，能够为我国风机制造企业发展提供借鉴作用。
二、我国风机制造产业分析
2003年以来，连续开展的两期风电特许权项目，旨在推进风电产业规模化发展，同时也加速了我国风电设备制造产业化的进程。此外，发改委规定“风电设备国产化率要达到70%以上”，给予我国本土风机制造企业较多发展机会。但2010年此项规定的取消，进一步促进了风机制造行业发展。此外，在风电电价方面，我国采用固定总价的模式相继开展风电项目，并按照各地区风能资源水平，相继完善了各地区的上网电价。在政策补贴方面，我国每月按17%的税率征税，年底再由财政返还11%，推动了我国风电产业及相关设备制造产业的快速发展。
2005年之前，我国风电相关产业未受到市场、政府的重视，风电项目主要进口国外风机制造企业所生产风机。但随着国内能源与环境矛盾的不断凸显，以国有大型能源企业为代表的电力开发企业逐步加大对风电项目的投资建设，尤其是在2006年《中国可再生能源法》的颁布实施，推动了风机制造企业的发展，以金风科技股份有限公司（以下简称金风）、华锐风电科技有限公司（以下简称华锐）等本土风机制造企业进入风电项目。同时，我国风电市场的巨大潜力，吸引了以Vestas、Gamesa、Suzlon、Siemens等为代表的国外风机制造企业。因此，我国风机制造企业类型不同、竞争能力差别大、发展阶段不统一，是目前我国风机制造市场的现状。
三、国内外风机制造企业对比
通过对比研究近些年有关制造业被引频次较高的文献，选取了成本、质量、适应性、灵活性、研发作为市场对比分析指标，并依据我国风机制造企业的现状，选取了相关子指标。依据所建立的对标分析指标体系，本文分析了国内外风机制造企业的市场表现如下。
（一）成本
1.风机价格
自2005年，我国风电项目的投资建设带动了对风机设备的需求，风机制造企业产能有限，风机市场价格逐步上涨，由2004年年初的4，800元/Kw达到2008年初的6，200元/Kw的高价。但随着风机制造企业产能不断释放，企业间竞争逐渐加剧，我国本土风机市场价格2010年初下降到5，000元/Kw以下。面对我国风机价格下降现状，国外风机制造企业相继作出下降风机价格的策略，如Vestas的风机价格2007年超过6，000元/Kw，而在2009年下降到5，200-5，500元/Kw。
2.投资设厂
为实现本土化策略，减少运输成本，国外风机制造企业相继在我国建立生产车间、仓储、销售等独资机构，如Vestas自2005年，相继在我国增大投资额，建立了相对完善的生产销售的企业组织，成为在我国的第一大外资风机制造企业。作为在我国的第二大外资制造企业，Gamas逐渐重视我国风机市场，增加对华风电市场投资，并相继在我国各地区投资设厂。较之国外风机制造企业，我国风机制造企业纷纷研发大型MW级风机以适应风机市场的不同需求，并积极开发海外风电市场。如2008年金风收购德国德国VENSYS能源股份公司70%的股权，并先后在德国建立生产基地。
（二）质量
1.风机性能及可靠度
近年来，在安装调节阶段，风机着火、倒塌事故接连发生，造成了不同程度的人员伤亡和经济损失。此外，就产品性能而言，较之国外风机制造企业，我国本土风机发电能力仅能达到国外风机的80-90%，未能达到预期的发电能力，远远落后于国外先进水平。此外，由于设计缺陷，本土企业部分风机因质量问题而不能发电的现象时常发生。
2.认证
国外领先风机制造企业能够取得全球化发展，得力于建立了较为完善的风机设计、制造、运行及维护等方面的技术标准，尤其以丹麦、德国、西班牙等风电发展大国，在设计、运维管理体系、制造监控及样品试运行等阶段，具备较为明确完善的质量评测体系。以Vestas为代表的全球领先风机制造企业在风机投产运行倩，能够实地评测风机在现场的运行情况。较之国外风机评测体系，我国风机制造产业发展时间有限，现有的技术标准、评测体系尚未达到国际领先水平。但近些年，随着国内本土风机制造企业研发能力的提高，企业部分自主研发的机型取得了认证，如华锐1.5MW风机于2007年中旬取得了北京鉴衡认证中心（CGC）的设计评测认证，十余种机型通过了德国劳埃德船级社（GL）认证。
（三）适应性
1.产品范围
我国风机市场主要由MW级风机占据，而3MW、5MW机组已是欧洲主流产品。全球风机单机容量发展趋势如表2-1所示。其中，Vestas主要生产850kW和2MW风机参与我国陆上风电项目，并已生产2MW和3MW海上风电机组参与我国海上风电建设项目招投标；Gamesa的产品范围覆盖1.5MW到2.5MW，并计划将先进的5MW机型引入我国风电建设项目。Vestas、Gamesa等外资企业所生产的风机，按照驱动方式划分，主要沿用双馈式及直驱式。不同于外资企业，大部分本土企业采用双馈式、永磁直驱式两大技术，少数企业采用混合驱动技术路线。
2.零部件供应
目前，零部件供应方式主要包括两种，即纵向一体化模式和专业协作模式，前者要求企业在开发设计风机机型的同时，也要自行生产组装所必须的大部分零部件，后者要求企业主要负责风机机型设计、组装，而零部件供应主要由外部专业化生产厂商提供。随着国外风机制造产业规模化发展，大部分外资企业采用纵向一体化模式，而以GE为代表的少数外资企业采用专业协作模式。近些年，随着风机制造企业研发能力的提高，风电机组制造产业逐渐强化纵向一体化。而我国风电制造产业尚处于产业发展初期，国内风机制造企业零部件生产能力不足，主要采用专业化协作模式。
（四）灵活性
1.市场进入
由于掌握核心技术，以Vestas、Gamesa、GE、Suzlon为代表的外资企业能够凭借技术优势，通过在市场所在地建立生产中心而轻易进入当地市场，如Vestas2MW、Gamesa850kW、Suzlon的1.25MW均采用此种方式进入我国风机制造市场。较之于外资企业，我国本如风机制造企业技术研发能力有待提高，目前较多采用与外资企业签订技术转让合同、生产许可证而取得相应风机产品的市场进入。但随着我国风机制造企业综合能力的提升，部分本土企业所研发的风机机型进入全球领先水平，如华锐自行开发的3MW风机已在东海大桥并网发电。
2.厂区布置
我国风能资源丰富的地区主要集中于我国西北、东北、华北地区及沿海周边岛屿，Vestas，Gamesa，GE，Suzlon为代表的风机制造企业重点在我国风能资源丰富地区投资设厂或建立机构，如Vestas于1996年进入我国风机市场，产品遍布我国13个省的风电场，在我国安装了超过2，000多台风机；作为第二大外资风机制造企业，Gamesa2009年在华风机产品占其全球市场份额的25%，2013年预计达到30%。较之于外资企业，我国风机制造产业发展时间较短，但风机制造企业进入风能市场较早，绝大部分为国有企业，并具备一定的机械生产经验，如华锐前身即为大连重工。较之于外资企业，我国本土风机制造企业对于地方政策、项目所在地环境更为熟悉，能够较好调配地方人力资源、较低运输成本及配套优惠政策。
（五）研发
1.技术革新
以丹麦、德国、西班牙、英国卫代表的欧洲风电大国，其风机制造产业起步于20世纪80年代。其中，丹麦Vestas在丹麦政府资金和技术的支持下逐步掌握风机核心技术，形成了企业自主研发能力。而以印度Suzlon为代表的风机制造企业，政府通过颁布优惠政策或强硬风电项目建设要求规定外资企业须在当地制造基地或研发中心，旨在吸引国外领先风电设计、制造技术。近些年来，我国风机制造企业与国际领先企业开展联合设计研发，吸引国外风机制造领域专业人才，逐步打造企业自身研发能力，如金风、华锐等一批企业通过与国外风机技术研发机构开展联合开发，目前已建立了深度合作机制。
2.技术来源
凭借丹麦RISOE国家实验室为其培养了大量技术资源，Vestas迅速形成了企业自身技术能力，并依靠强大的技术研究和产品开发能力占据市场。较之Vestas，我国本土企业技术来源主要分为以下四类：
第一类，直接购买风机的设计成果和成熟技术。
第二类，与国外风机制造企业或国外研发机构联合设计。
第三类，成立合企业，引进外资企业成熟机型，国内负责整机生产销售。
第四类，与国内研究机构深度合作，开发风机机型，并逐渐形成自身研发能力。
（六）比较结果
依据以上比较分析，国内外风机制造企业竞争优劣势如图1所示。
四、结论
我国风机制造产业尚未达到成熟阶段，国内风机制造企业竞争力较之国外领先企业差距较为明显。2010年我国风机制造市场出现产能过剩，市场竞争环境恶化，本文通过比较分析的方法，研究国内外风机制造企业的竞争情况。结果表明，国外风机制造企业在风机性能及可靠性、国际认证、关键部件供应及核心技术方面具有优势，而我国本土风机制造企业在风机价格、设施布局、市场拓展方面具有优势。为了形成持久的竞争力，国内外风机制造企业需发挥优势，逐步弥补自身不足，适应市场竞争环境。
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目前，我国风电配套输电线路都是由当地电网公司负责投资建设，由此带来投资主体单一化、投资效益低、投资缺乏积极性等一系列问题。这使得风电配套电网建设滞后，风电电量难以及时外送到负荷中心消纳，风能资源富集区“弃风”问题严重，从而极大地阻碍了风能资源的规模化开发利用。然而，可以看到，电力工业市场化改革的推进为解决这一难题提供了可能———电网投资运营主体多元化。在市场环境下，任何相关利益主体(电网公司、潜在的风力发电投资商、高电价区的电力用户等)在有监督机构的管制下都能够对风电配套输电线路进行投资，使得电网的投资运营推向商业化。在市场环境下，虽然风电配套输电线路的投资决策可涉及多个利益主体，但是这些主体之间存在着紧密的利益关系。例如，潜在的风力发电投资商不仅需要关心本地的电力价格及需求情况，还需要考虑高价区电价、电量的变化特点，而这两个因素受到配套输电线路投资者投资决策的影响;而配套输电线路投资主体的投资成本、投资收益也要受到风力发电投资者投资决策的影响。因此，由电网公司或是由风力发电商来进行风电配套输电线路投资将给各个市场主体带来不尽相同的利益格局，从而影响各市场主体的行为策略，最终影响风电配套输电线路的投资效率。因此，采用非合作博弈方法来对各利益主体行为策略进行描述，在此基础上通过建立风电配套输电线路投资决策模型，对不同投资主体主导下，风电配套输电线路的投资容量进行比较，是一项具有实际意义的研究内容。
风电配套输电线路投资博弈
1.基本假设：博弈论是系统研究决策主体的行为发生直接相互作用情况下的决策均衡的理论。本文采用非合作博弈理论来研究风电配套输电线路投资决策问题，需要进行以下假设:(1)市场中各利益相关主体都是理性的，知道博弈的规则，以追求个体最大利益为目标;(2)本文研究以市场中各利益相关主体利益最大化为目标，暂不考虑系统可靠性;(3)电力是一种商品，其价格受产量影响，是电量的一次线性函数;(4)市场中各利益相关主体都可以成为风电配套输电线路的投资主体，本文目前仅研究由风力发电商投资及由电网公司投资这两种情况;(5)输电线路建好以后，输电容量始终能够得到充分利用，且在不同区域之间输电不存在线损;(6)风力发电商的发电容量充分利用，所有发电商都可以根据市场需求灵活的调节自己的出力，无机组出力约束，且单位成本是固定的，所有发电商的边际成本都为0;(7)参与配套输电线路投资决策的主体没有资金约束。
2.多方非合作博弈风电配套输电线路投资模型：根据假设，市场中各利益相关主体都是理性的，在电力市场环境下，风电配套输电线路的投资决策问题是一个非合作博弈问题。设存在甲、乙两个市场，两个市场已有输电容量为t的输电线路连接，甲市场的发电成本及电价都高于乙市场。甲市场现由常规发电商A垄断，其发电边际成本为恒定值cA。乙市场现有常规发电商B，其发电边际成本为恒定值cB，且乙市场风能资源较为丰富，正准备投建发电装机容量为qW的风电场W，建设风电场W的单位容量投资成本为cW(以每度电摊销的容量投资成本计)，其发电边际成本为0。假设甲市场和乙市场有相似的需求曲线，逆需求函数为(其中a、b为市场需求系数)p=a－bQ(1)当风电场W建成运行后，常规发电商B与风力发电商W将在乙市场中进行古诺竞争，确定自己的发电策略;通过投资新建输电容量为x风电配套输电线路(单位输电容量成本为cT，以每度电摊销的容量投资成本计)可以将廉价的风电大规模地输送到电价较高的甲市场，常规发电商A需要根据风电的落地电价、输送电量调整自己的发电策略，满足其利益最大化;风力发电商W不仅需要结合甲、乙两个市场的市场状况进行发电决策，还可以参与风电配套输电线路投资，以实现其总体收益的最大化;此外，电网公司T可以投资建设风电配套输电线路，以利用两区域市场电价之差，获得相关投资收益。设甲、乙两市场电价之差为η(η=p甲－p乙，其中p甲为甲市场电价，p乙为乙市场电价)。由此可得风电配套输电线路投资的参与约束η－cT＞0(2)即当甲、乙市场电价差满足以上约束条件时，配套输电线路投资主体才有利可图，才能保证其投资积极性。从而，各利益相关主体的收益函数如下:首先，常规发电商A的收益函数为UA=(p甲－cA)q甲A(3)常规发电商B的收益函数UB=(p乙－cB)q乙B(4)式中q甲A———常规发电商A在甲市场的售电量;q乙B———常规发电商B在乙市场的售电量。风力发电商W的收益函数Uw=r1(η－cT)x+(p乙－cw)qw(5)根据假设(6)，风力发电商W的售电量可以用qW来表示;电网公司的T的收益函数UT=r2(η－cT)x(6)上述等式中r1、r2为0－1变量，分别表示由风力发电商投资建设风电配套输电线路及由电网公司投资建设这两种情况(r1+r2=1)。甲市场和乙市场有相似的逆向需求函数，其价格均由售电量确定，甲市场的售电量为常规发电商A的售电量与乙市场输送到甲市场的电量之和，根据假设(5)可得甲市场的售电量Q甲=q甲A+(t+x)(7)乙市场的售电量为常规发电商B与风力发电商W的发电量之和减去输送到甲市场的电量，即Q乙=(q乙B+qw)－(t+x)(8)令gi=［gi1，gi2，…，gin］为电力企业i的一个纯策略，G=［gA，gB，gW，gT］为所有电力企业的纯策略组合。则多方非合作博弈风电配套输电线路投资模型的下标准纯策略模型为:U={UA，UB，UW，UT;G}。如果存在唯一纯策略纳什均衡解G*，则该解满足所有U*i≥Ui(9)如果不存在纯策略纳什均衡解或存在多个纯策略纳什均衡解，则需要进一步求解混合策略纳什均衡。设电力企业i有nm个纯策略{gi1，…，gij，…，ginm}，并以概率分布(混合策略)λi=(λi1，…，λij，…，λinm)(∑nmj=1λij=1)随机选择第j个纯策略，电力企业i在某混合策略组合(策略剖面)λ=(λ1，…，λi，…，λn)上的收益是该剖面上的所有可能纯策略组合的收益期望值，即Ui(λ)=∑n1j1=1∑n2j2=1…∑nmjm=1giλi(10)在所有策略下，如果存在λ*使得Ui(λi，λ*－i)≤Ui(λ*i)(11)λ－i表示除电力企业i以外的其它电力企业的混合策略组合，则称λ*是该博弈的混合策略纳什均衡。#p#分页标题#e#
求解算法
混合策略纳什均衡的求解是一个组合优化问题，混合策略以概率的形式表现，要求算法有无限的搜索空间。禁忌搜索算法从一个初始可行解出发，选择一系列的特定搜索方向作为试探，并且具有记忆功能，对已进行的优化过程进行记录和选择，避免了搜索陷入局部最优，能有效求取大规模组合优化问题的最优解或次优解，但是对初始解具有较强的依赖性。本文借鉴文献［9］提出的改进禁忌搜索算法来求解混合策略纳什均衡。改进禁忌搜索算法以所有电力企业的混合策略收益与纯策略收益之差最小为优化目标［9］，即mindfit=∑ni=1max［Ui(gij，λ*－i)－Ui(λ)］(12)式中dfit———个体适应度。本文采用遍历法结合改进禁忌搜索算法对多方非合作博弈风电配套输电线路投资模型进行求解。首先形成策略空间，并根据式(2)列出的约束条件剔除不可行策略。然后采用遍历法根据式(9)求取纯策略纳什均衡。如果有且仅有一个纯纳什均衡解，则算法结束;否则通过改进禁忌搜索算法求解混合策略纳什均衡。
算例分析
在电力市场化的推进下，随着风电装机的迅速增长，有必要研究不同投资主体投资风电配套输电线路的决策问题。本文假设华北某电力需求较大的省份作为甲市场，内蒙古东部某风电装机容量较大的省份作为乙市场，按照上述多方非合作博弈风电配套输电线路投资模型分别对电网企业及风力发电商作为风电配套输电线路的投资主体的投资决策进行算例分析。
1.电网企业投资风电配套输电线路：在此情况下，电网企业T首先需要决定输电容量的投资量x，常规发电商B和风力发电商W在乙市场进行古诺竞争，常规发电商A决定垄断收益最大化的发电量，电网企业T获得甲乙两市场的电价差。此时，r1=0、r2=1，式(5)、式(6)可分别简化为UW=(p乙－cW)qW(13)UT=r2(η－cT)x(14)电网企业投资风电配套输电线路的情况下，涉及的利益主体有常规发电商A、常规发电商B、电网企业T以及风力发电商W，其收益函数分别是(3)、(4)、(6)、(11)，是一个有4个博弈主体的多方非合作博弈风电配套输电线路投资模型。参照本文第3节所描述的算法，采用枚举法搜寻纯策略纳什均衡解，枚举个数为500。如果没有找到纯策略纳什均衡解，则通过改进禁忌搜索算法求解混合策略纳什均衡，取最大迭代次数为5000，最优值保留迭代次数为50，搜索长度为50，领域解数量为12，禁忌表和频率表长度均为8。电力企业的相关参数及市场需求参数如下:a=950，b=0．1，cW=400元/(MW•h)，cA=250元/(MW•h)，cB=210元/(MW•h)，cT=100元/(MW•h)，t=1100MW。不妨设投资时间维度为1小时。使用Matlab7．0软件计算出电网企业投资风电配套输电线路的情况下各利益主体的策略，见表1（表略）。
2.风力发电商投资风电配套输电线路：在这种情况下，风力发电商W承担配套输电线路的投资，同样常规发电商B和风力发电商W在乙市场进行古诺竞争，常规发电商A决定垄断收益最大化的发电量，风力发电商获得甲乙两市场的电价差。同时，风力发电商决定为甲市场输送多少电量来满足其发电和配电网投资的联合收益最大化。此时式(5)及式(6)中的r1=1、r2=0，式(5)简化为:UW=(η－cT)x+(p乙－cW)qW(12)风力发电商投资风电配套输电线路的情况下，涉及的利益主体有常规发电商A、常规发电商B以及风力发电商W，其收益函数分别为式(3)、式(4)、式(12)，是一个有三个博弈主体的多方非合作博弈风电配套输电线路投资模型。
3.分析：从表1及表2（表略）的对比中可以明显看出，由风力发电商投资风电配套输电线路提高了市场效率。由风力发电商W投资建设风电配套输电线路的输电容量是电网企业T投资的1．4倍，即由风力发电商投资建设风电配套输电线路会带来更大的投资量。发电成本较高的常规发电商A的售电量下降，取得的收益也下降了许多;发电成本较低的常规发电商B的售电量上升，收益增加;作为清洁能源发电商的风力发电商W的售电量增加，收益增加。风电配套输电线路输电容量的增大有利于清洁能源的输出、消纳，增加清洁能源发电商的收益，也有利于发电成本低的常规发电商获得更多的收益，促进发电成本较高的常规发电商技术改进，降低发电成本。
结语
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