国外各国风电政策概况 虽然各国的具体政策不尽相同，但都主要通过“推动力”和“引导力”的有机结合来促进风电产业的发展，形成世界风电发展政策实施与发展的脉络框架。 1．1 推动政策 各国对风电的推动力表现为政策的“强制性”，如规模限定政策、强制性市场准入政策、强制性购电政策等。规模限定政策是对风电发展规模的宏观调控,主要对风机装机容量和风电份额做出限定，是保证目前经济性不具优势的风电在电力市场上占有足够份额的有效手段。如，日本政府制定到2010 年风机装机容量达到300万kW的目标；德国规划，到2010、2020、2050 年风电比例分别上升到10 %和50%。丹麦政府曾计划到2005年风能的利用达到10%，后调整为2003年达到16%，2006年又进一步提高到2030年总电能的40%～50%。强制性市场准入政策是通过法律法规强制电力供应商购买一定数量或比例的风电产品，为风电的市场需求提供保障，以降低生产商的市场风险、保障经济收益。最典型的是可再生能源配额制。这一政策结合绿证交易制度适度地将市场机制引入风电发展，有利于提高风电自生能力，对世界风电的发展产生极大的促进作用。如美国可再生能源配额制(RPS)要求实施地区的电力消费中必须有规定比例的可再生能源电力，这个义务由供电公司承担；日本可再生能源配额制规定，到2010年每个电力零售商销售电量的1.35 %必须来自再生能源；德国规定，电力公司必须允许风电就近上网并包销电量；西班牙规定，能源供给企业必须收购可再生能源电力并给予合理的补偿。 强制性购电政策是保障风电消费的硬性措施。目前风电电价高于火电、水电电价，风电的自愿消费有限，使得许多国家制定了风电的强制性购电政策。如,美国1978 年通过的公共电力管制政策(PURPA) 要求公用电力公司每年必须按“可避免成本”购买合格发电设施所发电力(风电是其中之一)；日本1995年的“电力事业法”修订案规定电力公司必须按当地售价收购风电。 1．2 引导政策 1.2.1 激励性引导政策 激励性引导政策涉及风电“生产前—生产—市场—消费”4 个阶段，主要是采用经济手段，吸引对风电的投资，大力支持风电发展。 投资激励政策旨在通过拓宽融资渠道、投资补贴、税收减免等手段拓宽融资渠道，提高投资商的投资积极性。目前世界各国风电发展资金来源除政府财政出资和银行贷款外，还有私有资本投资。丹麦大多数风机是由私人或专风能利用合作社购买的，超过15 万丹麦家庭或者是风机的持有者或者占有一定股份；德国政府对风电项目给予25 %的投资补贴；比利时工业与贸易部给予近海风电25 %～30%的投资补贴，同时返还风电0.6美分/(kW·h)的能源税；印度政府为风电投资者提供多种优惠，包括扣除资本费用、免征消费税和营业税，风电项目在投产后的10年内免征80%风电生产所得税。 生产激励政策主要是通过补贴、奖励等措施提高生产商的积极性，提高风电总产出。如，德国1989 年按电量给予税收返还性质的补贴，支持风电示范项目，1991年起对风电上网提供0.06马克/(kW·h)的补贴《可再生能源法》修订后，对风况较好的海边和海岛前5年奖励8.5美分(约0.144马克) 。以后为6美分(约0.102马克)；对风况不好的地方，奖励0.178马 克。加拿大从2003年开始执行风电激励政策，为风电提供0.01美元/ (kW·h)的补贴。 风电电价直接影响风电的市场份额，是制约风电发展的本质问题。对电价进行调控是目前鼓励风电发展的最有效手段。价格调控政策主要是通过政府定价降低风电实际消费价格，扩展风电市场。德国是利用价格调控政策促进风电发展比较成功的国家。他们在风电发展的不同阶段采取不同的电价：1995年可再生能源购电法规定风电上网电价为0.176马克(平均风力发电成本为0.07～0.12马克/(kW·h)),风电建设投资一般5～10年即可全部收回。2000年通过的《可再生能源法》规定“保护价格”,并根据各地风力情况规定保护价收购时间 。此外，德国还规定风电上网电价高于平均售电价的部分可上报政府批准后在全网分摊；丹麦曾执行政府补贴政策，即国家定价风电上网电价为0.6丹麦克朗/ (kW·h)，其中电网付款0.33丹麦克朗，二氧化碳退税0.10丹麦克朗，国家补贴0.17丹麦克朗。 1.2.2公共服务性引导政策 公共服务性政策通过宣传教育、研发投入等引导投资商、生产者和消费者正确认识风电的高效性、战略性与成长性,优化风电发展前景。 宣传教育
是政府对风电等可再生能源进行信息发布、环保性宣传,以提高消费者消费自觉性。风电具有明显的生态效益。风电消费的普及应建立在公众对这种优势的充分了解之上，故一些国家和组织将宣传教育列为风电发展的促进政策。如，欧盟在专为增加可再生能源的使用和市场份额而实施的Altener 项目(可再生能源项目) 的2期项目中划拨专项经费用于可再生能源信息的传播；《2010 年可再生能源欧洲共同体战略和行动计划》的“启动方案”，通过发放宣传材料、奖励等手段吸引社会对可再生能源的投资；加强可再生能源的信息服务、信息传播，并且将它们列为《欧洲共同体战略白皮书》的重要行动计划。研发投入政策通过加强财政投入支持国际技术合作，大力推进风电产业的技术进步和技术成熟，为风电发展提供技术保障。欧洲各风电公司每年投入到科研、技术开发的资金达到公司产值的10 %～20 %；丹麦政府在1976～1996年对风电的研发投入总计3.5亿丹麦盾(3.5亿元人民币)；澳大利亚于1995～1997年花费数百万美元进行风力发电试验。环境属性政策是要求常规能源支付污染造成的环境与卫生保健成本、促进电力行业公平竞争的政策，主要有征收生态税、碳税和气候税等，如英国征收的气候费、丹麦对风电实行的二氧化碳税返还政策、荷兰对矿石燃料使用者征收的碳税、瑞典的环境津贴等。 2．中国风电产业的发展政策 为了促进风电建设, 年我国原电力部就颁布了关于风力发电场建设和管理的若干意见, 要求各地电网应收购各地风电场发出的上网电力, 风电上网电价按照还本付息加合理利润的原则确定。虽然后来随着电力部门的演变和国家管理体制的改革, 这一政策现已无从实施, 但它的出台为我国风力发电的起步奠定了重要的基础。年我国政府又颁布了“ 关于促进可再生能源发展有关问题的通知”，提出了促进可再生能源发电项目尤其是风电的优惠政策, 包括由银行安排基建贷款、银行贷款的项目给予的财政补贴、采用国产设备的风电项目给予的投资利润率优惠等。此外，风力发电的增值税率按照减半为征收，风力发电零部件和整机的进口关税也暂时按照和征收。在国务院公布的新一轮电力体制改革方案中，明确提出将制定发电排放的环保折价标准, 形成激励清洁电源发展的新机制，这就为风电等来自可再生能源的电力提供了公平竞争的机会，从而会大大促进风电等清洁的可再生能源发电的发展。在电价改革方案中也特别提到，“风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，电力市场成熟时由政府规定供电企业售电量 中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场”。这些规定对于尚处于初期发展阶段的我国风电产业成长将会起到重要的扶持作用。 2.1 我国现行的主要风电激励政策 (1) 价格优惠政策 政府文件明确要求电网允许风电就近上网,并收购全部电量，上网电价按“发电成本+ 还本付息+合理利润”的原则确定，并规定高于电网平均电价的部分采取全网共同承担的政策。 (2) 税收优惠政策 增值税优惠,关税优惠,减免所得税。 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。 (3) 投资补贴政策 贴息贷款,我国政府从1987 年起设立了农村能源专项贴息贷款，主要用于大中型沼气工程，太阳能的利用和风电技术的推广应用。补贴政策，在可再生能源方面,中央政府的补贴主要用在研究开发和试点示范上，地方政府的补贴除一部分用于支持可再生能源的科学研究外，主要用于太阳能和风电技术的推广和应用。 (4) 研究与发展投入政策 中央政府的可再生能源研究开发政策主要体现在两个方面:一方面资助可再生能源的研究和开发,给予大量的补贴；另一方面支持可再生能源的发展计划，制定并实施了一批大型的发展计划。 2.2 我国风电产业
的主要政策措施 (1) 支持风能资源评价，编制风电发展规划。“十一五”期间，国家将根据已有的风能资源普查资料，在风能资源丰富区域内，选择部分条件具备的区域建立风能资源专业观测网，并利用风能资源数值模拟方法建立中尺度风能资源分布图谱(水平分辨率1 ×1 km ,垂直分辨率10 m) ,建立全国风能资源数据库。在此基础上，综合考虑各区域内资源、电网、气候、气象灾害、地质环境以及交通等因素，编制风电发展规划,防止一哄而上,盲目建设风电。 (2) 将风电的电网建设纳入国家电网建设规划。为满足风电大规模建设的需要“, 十一五”期间,国家将支持开展与风电发展相适应的电网建设规划和与风电特性相适应的风电接入电网技术研究和试验；调动电网积极性，研究对风电上网的接入费用建立分摊机制，加快风电接入系统建设。 (3) 建立有效的风电价格和税收政策。国家已经出台了包括风电在内的可再生能源价格分摊办法，对风电上网电价高于火电的部分实行全国分摊。此外，在风电税收政策上，将对风电企业给予定期减免所得税和增值税先征后退的优惠政策，支持风电发展。 (4) 支持风机制造国产化和培育自主品牌。“十一五”期间,国家将建立符合我国环境、资源条件的风电设备标准、检测和认证体系，并积极准备实施强制性认证制度；以技术开发能力较强的研究机构和企业为依托，建立国家风电机组整机和零部件技术研究开发中心，加强风电技术开发能力建设；对具有自主知识产权和自主品牌的兆瓦级风电机组的整机制造企业和零部件制造企业给予资金补助，鼓励企业开展新产品的研发、工艺改进和试验示范。 2.3 陆上风电上网价格新政策出台 国家发改委日前（09年7月）发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，规定：按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为4类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。4类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。 同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。 据悉，2003-2007年由中央政府推动的每年一期的五期风电特许权招标中，上网电价一直是重要的评判标准之一。据兴业证券新能源、电力设备研究员王雪峰统计，由于第一、二期的招标规定上网电价最低的投标商中标，致使平均中标上网电价为0.47元/千瓦时，其中，第一期的江苏如东风电场上网电价仅0.4365元/千瓦时；第二期的内蒙古辉腾锡勒风电场上网电价也才0.382元/千瓦时，运营商无利可图；第三、四期的招标将非价格标准纳入考虑因素，上网电价有所提高，但中标者大多仍为电价最低的投标商；从第五期开始，采用与平均竞标电价最接近的投标者中标，当期平均电价为0.52元/千瓦时，比一期增长了10.6%。 3．江苏风电发展的政策框架 (1) 建议风电不参加电力市场的竟价上网，由电网公司按照并网协议和购电合同保障收购，政府应承诺在项目经营期内全额收购风电，风电高电价造成的电网收购成本的增加，由政府采取措施给予优惠政策弥补。 (2) 收购电价按照招投标确定，考虑通货膨胀引起的电价变动。原电力部发布的保证风电上 网的规定中，要求全网分摊风电与电网平均上网电价的差价，因风电特许权项目较大，本项目为10 万kW ，如把差价全加在当地电网和消费者身上是不合理的，建议建立可再生能源配额制(RPS) 和绿色证书交易体系，这是对风电特许权很重要的法规体系。 (3) 税收激励政策,因特许权项目有示范作用，通过一个竞争性的大规模风电项目展示风电项目的性能，没有税收优惠，电价必然高，示范效果不好，税收政策中重点是减免增值税，因风电不同于燃煤和燃油发电，无燃料进货抵扣，故建议对风电实行即征即返，全额或部分返还的增值税政策；为鼓励风电机组的国产化生产，除有免税规定的特定项目，对风电机组整机进口(300 kW 及以上整机除外) 应该适度征收关税，对技术先进的国内不能生产的风电设备零部件，建议免除进口关税和进口环节增值税。 (4) 规定风电特许权项目中一定比例的整机和机组的部分零部件必须由国内生产，指定一个按价值表示的比例，例如40 %的本地化制造设备的比例，或生产设备完全由业主选择，但在关税上采取保护国内设备的措施。 (5) 投