我国扶持风电发展的有关政策汇总

我国扶持风电发展的有关政策汇总

摘要：由于石油价格连创新高，在政策的大力扶持下，近年来国内外风电行业飞速发展。风力发电是目前最为成熟的新能源，市场竞争力远超越于太阳能，并有着广阔的发展前景。我国近年来扶持政策一个连着一个，使我国风电行业以超预期的速度迅猛发展，风电总装机容量已排名世界第五位，跻身风电大国之列。目前我国仍处于风电开发的初期，未来前景不可限量。

中国在2007年新增风电装机容量3,499MW，同比2006年增长156%，总装机容量6050MW排名世界第五位，中国可再生能源行业理事会(CREIA)预计到2015年，中国的风电装机容量将达到50,000MW,该协会秘书长表示：快速的风能市场增长刺激了中国国内企业生产风电设备的意愿，现在，在中国有超过40家本土企业参与生产电力设备。在2007年，本土产品占据56%的市场份额，而这一数字在2006年是41%。全球风能理事会会长泽沃斯认为：中国本土目前生产能力是：5,000MW,预计到2010年将达到10,000至12,000MW。风电行业取得的巨大成就是与各级政府的大力扶持分不开的。

一、可再生能源发展规划指明了方向

为加快我国能源结构的优化调整，近年可再生能源产业的规划和相关政策频繁出台，给新能源产业的发展提供了良好的政策支撑和前景。

2007年9月4日，国务院公告了《可再生能源中长期发展规划》。这是继2007年新能源法颁布实施后我国可再生能源发展里程的又一件大事。规划中进一步明确了我国可再生能源中长期具体发展目标。即：2010年可再生能源消耗量占全国能源消耗总量的10%，2020年达到15%。其中，风电总装机容量2010年500万千瓦。可再生能源产业未来15年将培育近2万亿元的新兴市场。其中，风电投资约1900亿元。

2008年3月18日，国家发改委对外公布《可再生能源发展“十一五”

规划》(以下简称“五年规划”)。与去年8月公布的《可再生能源中长期发展规划》(以下简称“中长期规划”)相比，“十一五”期间部分可再生能源的发展目标和发展重点进行了调整。《可再生能源中长期发展规划》与《可再生能源发展“十一五”规划》的基本目标及比较见表1。

根据“五年规划”，到2010年，中国的可再生能源在能源消费中的比重将达到10%，全国可再生能源年利用量达到3亿吨标准煤。同时，中国将重点发展水电、生物质能、风电、太阳能和农村可再生能源。其中引人注目的是，在刚刚公布的“五年规划”中，国家发改委大幅提高了风电规划目标。“中长期规划”提出，到2010年，全国风电总装机容量达到500万千瓦。而在“五年规划”中，这一目标被提高到了1000万千瓦。源于2007年我国风电总装机容量超预测的发展速度（截止2007年底我国累计风电装机容量己达556.17万千瓦）；

2006-2010年，预计风电装机容量和太阳能光伏装机容量的年均复合增长率达到了58.49%和80.86%。

不仅如此，按照“中长期规划”，到2010年要“形成江苏、河北、内蒙古3个100万千瓦级的风电基地”，而在“五年规划”中，这一目标被提高到5个。“五年规划”提出，“十一五”期间，将以风电场的规模化建设带动风电产业化发展，促进风电技术进步，提高风电装备国产化制造能力，降低风电成本，增强风电的市场竞争力。

与规划目标调高同步，“五年规划”提出了相应的保障措施和政策。首先，各有关部门和各级政府要抓紧制定和完善《可再生能源法》相关配套法规和政策，明确发展目标，将可再生能源开发利用作为建设资源节约型、环境友好型社会的考核指标。做好可再生能源发电并网、上网电价及费用分摊有关规定、财政补贴和税收优惠等政策的完善和落实工作。其次，安排必要的财政资金，支持可再生能源技术研发、试点项目建设、农村可再生能源开发利用、资源评价、标准制定和设备国产化等工作。国家对可再生能源开发利用、技术研发和设备生产等给予税收优惠支持。在完善促进可再生能源开发利用的市场环境方面，“五年规划”提出，国家有关部门将采取财政、税收、价格等综合措施和强制性的市场份额政策，并通过组织政府投资项目和特许权项目等方式，培育持续稳定的可再生能源市场。在加快可再生能源技术进步和产业体系建设方面，“五年规划”指出，将重点支持生物液体燃料、风电、生物质发电和太阳能发电的技术攻关和技术产业化工作。同时，会支持国内可再生能源技术集成和装备能力建设，为加快可再生能源开发利用提供技术和产业支撑。

按目前国内风电制造的产能扩张和产业推进的速度，《可再生能源中长期发展规划》和《可再生能源发展“十一五”规划》里风电发展的预期目标将提前实现。

二、特许权政策还在完善

国家2003年开始透过风电特许权招标制度来确定风电上网电价，招标档中明确规定上网电价最低的投标人即是中标人，导致投资商之间恶性竞争，投资案无利可图，虽然2005年国家招标档取消了“承诺上网电价最低的投标人即是中标人”的字眼，但上网电价的评分权重仍高达40%，06年该评分权重再降至30%，但由于上网电价的评分权重仍高居第一位，因此前四次风电特许权招标结果最终皆以最低价投资商中标告终，其中04年内蒙古辉腾锡勒项目以0.382元/千瓦创全国最低价。风电特许权项目的主要内容见表2。表3：2003-2006年前四次特许权招标结果见3。

风电特许权招标项目，堪称中国风电产业发展的里程碑，促进了风电开发规模化发展的速度，通过明确规定风电上网的责任主体、风力发电成本的分摊消化等制约因素，为风电投资主体多元化和投资商的利益保障奠定了基础，因而才出现风电产业快速发展的格局。风电开发的加速直接带动上游行业—风电设备制造业的快速成长，06年第四期特许权招标中明确要求风电机组制造商应与开

发商捆绑投标，各参与投标的装备制造商都与主要部件供应商签订供货协议，制订出达到70%的国产化率的方案和时间表。因此，特许权项目既促进了风电规模化发展，又以保障各相关方利益的方式推动了风电产业链的发展，其中对国产化率的要求保障了风电装备制造业的增长空间。2004-2006年我国风电装机容量国内外设备占比分布见图1。

图1

国家主导的第五期风电特许权项目于2007年11月30日于北京正式开标，本次特许权招标分四个项目，分别是此次招标项目4个，总装机容量95万kW，分别是内蒙古乌兰巴音30万kW、内蒙古通辽北清河30万kW、甘肃玉门昌马20万kW和河北承德御道口15万kW。本次招标共吸引26家企业参与投标，是迄今为止规模最大、投标人数最多的一次，会有如此大的参与力度我们认为跟政府改变游戏规则所致：不同于往年，第五期风电特许权招标文件中，国家刻意将投标上网电价权重降至25%，这样的结果使的投资商之间的价格恶性竞争诱因大大的降低，有利于整体风电产业的发展，风电厂将变成一个有利可图的行业。

第五期风电特许权具体投标情况是：内蒙古乌兰巴音项目投标商15家，投标电价范围0.4180～0.5159元/千瓦时，平均投标电价0.4665元/千瓦时；内蒙古通辽北清河项目投标商11家，投标电价范围0.4729-0.5400元/千瓦时，平均投标电价0.5189元/千瓦时；甘肃玉门昌马项目投标商14家，投标电价范围0.4789-0.5300元/千瓦时，平均投标电价0.5180元/千瓦时；河北承德御道口项目投标商11家，投标电价范围0.5293-0.6300元/千瓦时，平均投标电价0.5613元/千瓦时，显示投资商的投标价格趋于集中合理，恶性竞争状况大幅改善，第五次风电特许权招标的平均上网电价将触底回升。

根据国家主导的第五期风电特许权项目的招标文件来看，风电机组本地化方案及技术方案分别占了35%及20%，显示国家积极落实设备国产化的政策，这样的政策宣告对国产风机设备厂及其零部件厂无疑是一大利多。第五期风电特许权投标案评估标准百分比见图2。第五次风电特许权项目背后隐含了国家关切风电上网电价的合理化及积极扶持国产设备产业的决心。

图2

三、标杆电价制度正在试探中

自2003年开始的风电特许权项目对我国风能发展起到了积极的作用。到2005年为止，已有总装机容量为1500兆瓦的10个项目完成了招标，他们的平均中标上网电价为0.4894元/度。根据专家的测算，目前，我国风电上网电价如按年上网电量为等效满负荷2000小时计算，在0.6元/度电左右时，才能保证风电项目的投资回报率能高于常规发电项目的平均投资回报率。

以招标方式确定风电项目上网电价最初是怕风电发展失控而采取的一种控制性的折衷办法。但这种办法控得太死，一些大公司为了获得发展风电的好名声而刻意压低竞价价格，甚至亏本投标，这使得风电项目无法依照经济规律反映应有的价格。特许权招标制度的推广，加剧了风电运营行业的竞争，从而明显降低了风电的上网电价，合理盈利得不到保障，令内外资私营投资和开发商利益受损，打击了投资热情。风电运营成了大集团的特权，虽然由于潜在的配额制压力，大的电力集团积极跑马圈地，占领风电资源。非特许招标项目电价缺乏明确的文件规定，在特许招标制度的参照下，总体电价仍不能让风电运营商获得稳定合理的回报。

这些大公司常用的手段包括：过高评估风能资源和上网电量，设定较高的第二段电价，低估设备价格、风电机组基础成本和消减运行维护费等。过低的竞标价格已令相当一部分风电企业失去投标兴趣。“曾有一个内蒙古投标商开出的价格是每千瓦时0.38元――这是一个让谁都赚不了钱的电价，全世界都找不到一家比他们更低的。”一位风电企业负责人无奈戏称。在“2007工博会—工业与建筑节能论坛”上，中国可再生能源学会理事长石定寰表示：“当前国内风电上网电价采取招标方式确定，这并不是一个好办法，有可能导致‘杀鸡取卵’的结果――一批真正有实力、有技术从事风电项目的企业因受制于规模而无法成功中标。他们受到很大压力，于是就只能选择抄近路――购买国外技术。但长此以往，国内风电技术上不去，给产业发展埋下了隐患。”

石定寰并非业内第一个质疑风电竞价上网的专家。此前，世界风能理事

会主席、欧洲风能协会主席阿瑟劳斯-泽尔沃斯就曾公开表示，中国的风电价格政策不利于风电产业的发展，导致风电价格的多变性和不确定性，对国内外制造商非常不利――他们会因无法承受价格压力对中国风电望而却步。中国风能协会副理事长施鹏飞则建议以固定上网电价的方式，精心设计一套风电价格机制，以使风电产业实现可持续发展并为中国人民带来最大的利益。

如能实行标杆电价制度，将使行业合理盈利得到保障，有利于吸引更多的投资者参与投资，对于优化投资主体，合理引入新的管理，运行经验以及竞争机制都是有利的。由此，行业才能真正实现相对的市场化，其长期的可持续发展、进步才是可以期待的。

2007年10月，电监会建议将电价政策由招标定价制度改为固定电价制度。根据《可再生能源风电价格及费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格[2007]44号）规定，广东省制定了省内风电标杆上网电价，目前暂定为0.689元/千瓦时（含税），原上网电价高于这一标准的维持原有标准不变，其中实行招标的项目按照招标确定的价格执行。

广东制定了风电的标杆电价，但对于特许招标项目，仍执行招标电价。这一政策是在（发改价格[2006]7号）文框架内的调整，目的是为了促进广东新能源产业的发展。目前一些企业在获取了风电项目的建设权后，并不积极推进项目，主要就是电价难以形成合理回报。此次广东制定的标杆电价，基本上就是在当地燃煤机组标杆电价基础上加价0.25元，和（发改价格[2006]7号）规定的生物质能发电电价政策是一致的。根据我们的测算，该电价对于利用小时在2000左右的风电项目，可以获取12%左右的ROE回报。因此，预计该政策的推出，将极大地推进非特许招标风电项目的进展，广东模式有可能在其他省份推广。同时，标杆电价出台后，有可能对现有的特许招标制度产生一定的冲击，不排除最终实现取消招标制度，采用和生物质能发电一样的标杆电价制度的可能。

像美国、德国等国家的风电项目都是实行固定电价，但并非全国统一定价，而是分州、分区进行定价。并且随着技术进步带来的成本下降，逐步调低电价。“实行固定电价有利于风电项目吸引投资。”美国能源基金会副主席杨富强分析指出，目前可再生能源发电项目引资的最大障碍，就在于电价不确定导致未来收益的不确定性，让风险投资和银行不敢投资。电价固定后，就会降低风电项目投资者的风险。

四、税收政策鼓励自主创新

2007年初，财政部、发展改革委、海关总署和税务总局四部委联合发布了《关于落实国务院加快振兴装备制造业的若干意见有关进口税收政策的通知》，决定对16个重大技术装备关键领域调整进口关税政策。

2008年4月23日，财政部发布了《财政部关于调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策的通知》，通知内容如下：自2008

年1月1日（以进口申报时间为准）起，对国内企业为开发、制造大功率风力发电机组而进口的关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退，所退税款作为国家投资处理，转为国家资本金，主要用于企业新产品的研制生产以及自主创新能力建设。享受退税政策的进口零部件、原材料目录详

见附件。大功率风力发电机组进口关键零部件、原材料退税商品清单见表4。

表4

所称大功率风力发电机组是指单机额定功率不小于1.2兆瓦的风力发电机组。提出申请享受进口税收政策的企业应具备以下条件：1、具有从事大功率风力发电机组或其关键部件设计试制能力；2、具备专业比较齐全的技术人员队伍；3、有较强的消化吸收能力和生产制造能力；4、已有明确的市场对象和较大用户群；5、除控制系统、变流器、齿轮箱外，风力发电机组年销售量应在50台以上，叶片年销售量应在150片以上，发电机年销售量应在50台以上，企业在研制生产初期上述年销售量指标可作适当下调。

通知还规定，自2008年5月1日起，对新批准的内、外资投资项目进口单机额定功率不大于2.5兆瓦的风力发电机组（税则号列：85023100）一律停止执行进口免税政策。而2008年5月1日以前批准的内、外资投资项目，分

两种情况：其进口上述规格的风力发电机组在2008年11月1日前继续按照《国务院关于调整进口设备税收政策的通知》的有关规定执行；在2008年11月1日（含11月1日）以后对上述项目进口单机额定功率不大于2.5兆瓦的风力发电机组（税则号列：85023100），一律停止执行进口免税政策。新政策是国家运用税收政策来鼓励国内风电企业加强自主创新能力的建设，推动国内企业扩大风机设备的生产，扩大国内风电企业的市场份额。

中国资源综合利用协会可再生能源专委会、国际环保组织绿色和平和全球风能理事会近期共同发布的《中国风电发展报告2007》预测，仅依赖现有的政策，中国风电装机容量到2020年底可以达到5000万千瓦，相当于届时中国发电装机容量的4%；但如果政策稍加完善，风电装机容量到2020年底可以达到8000万千瓦，相当于届时发电装机容量的7%。如果给予风电行业最积极的政策支持，风电装机容量到2020年底可以突破1.2亿千瓦，达到届时发电装机容量的10%，发电量相当于5个三峡电站。

五、其他扶持政策

1．CDM清洁发展机制

CDM清洁发展机制是《京都议定书》第十二条确定的一个基于市场的灵活机制，核心内容是允许附件一缔约国（即发达国家）与非附件一国家（即发展中国家）合作，在发展中国家实施温室气体减排项目。清洁发展机制的设立具有双重意义：其一对温室气体减限排的承诺进行量化，发达国家的企业可通过获得CERS来履行国内温室气体减限排义务，也可以在市场上出售获得经济利益；其二，发展中国家通过参加CDM合作可以获得额外的资金或先进的环境友好技术。

据统计，我国2005年后的非特许权风电项目超过90%都已经申请注册CDM，通过CDM得到的资金支持可以有效地激励风电开发的力度，预计2010起CDM和碳排放交易市场会继续为中国风电发展提供资金和技术支持。

2．费用分摊制度

发改委、电监会发布了《关于2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》，这标志着中国可再生能源发电费用分摊制度正式实施。根据这次发布的《通知》，2006年度可再生能源电价附加补贴金额合计2.6亿元，包括38个发电项目的支付补贴电量和补贴金额，涉及装机容量141.4万千瓦。其中，受补贴的风电项目占133万千瓦，占比近95%，获补贴2.27亿元，占87%。《通知》要求电网企业限时结清可再生能源发电项目电费(含接网费用补贴)。

3．全额收购政策

为了解决上网困难问题，《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》于2007年9月1日正式实施。《办法》规定：可再生能源发电企业在电力并网享有优先调度权；电网企业全额收购可再生能源发电上网电量；除大中型水力发电外，可再生能源发电机组不参与上网竞价……《办法》还规定，如果因为电网企业未按规定执行而造成可再生能源发电企业经济损失的，电网企业承担相关责任。《办法》的实施无疑给了风电设备产业一剂定心丸，解决了困扰相关企业上网困难这一后顾之忧，这必将促进风电等新能源发电企业的积极性。