财政部日前正式出台的《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》，对可再生能源专项资金的扶持重点、申报及审批、财务管理、考核监督等做出全面规定。
这意味着《可再生能源法》的12项配套法规规章基本出齐，它们将合力推动中国的可再生能源发展。
财政部发布的《办法》显然是这一系列规章中非常重要的部分。据介绍，可再生能源发展专项资金将以无偿资助和贷款贴息两种方式重点扶持三大领域：“潜力大、前景好的石油替代；建筑供热、采暖和制冷；发电等可再生能源的开发利用”。
具体而言，该《办法》规定，申请无偿资助方式的，除标准制定等需由国家全额资助外，项目承担单位和个人须提供与无偿资助资金等额以上的自有配套资金。贴息资金根据实际到位银行贷款、合同约定利息率以及实际支付利息数额确定，贴息年限为1～3年，年贴息率最高不超过3%。其中，“风能以其相对成熟的技术和规模化的便利，将得到专项资金的大力支持，用于风能的专项资金将主要用于补助和检测认证体系的建立，”风能协会负责人称。
国家发改委能源所可再生能源中心主任、《可再生能源法》起草人之一王仲颖表示，国家对风电的支持政策基本上已经比较完善了，可以说是相当优惠。这些政策法规整体思路上，就是支持风电产业化和自主化，以实现风电对石油、煤炭等等能源的替代。
首先是2005年7月出台的《关于风电建设管理有关要求的通知》，《通知》中明确规定了风电设备国产化率要达到70%以上，未满足国产化要求的风电场不许建设，进口设备要按章纳税。
其次是今年1月1日开始正式实施的《可再生能源法》。该法要求电网企业为可再生能源电力上网提供便利，并全额收购符合标准的可再生能源电量，以使可再生能源电力企业得以生存，并逐步提高能源市场竞争力。该《法》将风电特许权项目中的特殊之处用法律条文作为通用的规定，将风电的发展纳入法制的框架。
考虑到现阶段可再生能源开发利用的投资成本比较高，为加快技术开发和市场形成，《可再生能源法》还分别就设立可再生能源发展专项资金，为可再生能源开发利用项目提供有财政贴息优惠的贷款，对列入可再生能源产业发展指导目标的项目提供税收优惠等扶持措施作了规定。
之后，有关部门陆续出台了12部配套法规，其中，“最需关注的是三大法规，”王仲颖指出。这三大法规是《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源产业指导目录》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》。
特别是《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定，风能发电价格实行政府指导价即通过招标确定的中标价格。《试行办法》还明确了可再生能源的费用分摊机制，规定可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分等费用，各省级电网企业按其销售电量占全国的比例，分摊全国可再生能源电价附加额，其实际支付的可再生能源电价附加与其应承担的电价附加的差额，在全国范围内实行统一调配。
风电价格一直是制约风电发展的重要问题，配套法规的出台明确了风电的价格形成机制。此前的风能发电电费一般只在省级电网甚至更小的电网内分摊。由于风能发电项目一般都位于经济相对落后的内蒙古、甘肃等中西部省区，当地难以承受较高的分摊电价，在很大程度上也制约了风电的发展。现在通过在全国范围内分摊电价，将大大促进风电的发展。
“在及时制定配套政策方面，《可再生能源法》是做得最好的法律之一。”全国人大环境与资源保护委员会法案室主任孙佑海表示。
风电自身优势博得政策青睐
为什么要给风能这样多的优惠政策？在可再生能源中，风力发电是世界上公认的最接近商业化的可再生能源技术之一。风力发电不消耗矿产资源，发电过程对环境没有破坏影响，在强调可持续发展、保护环境的今天，风电已经成为人们普遍欢迎的清洁能源。
作为能源消耗大国，中国能否保持经济快速增长和可持续发展，能源问题成为决定成败的关键。有数据显示，中国的风能储备占世界风能的9.2%，居世界首位，具有商业化、规模化发展的潜力，大力发展之下有望解决我国能源紧缺问题。
我国计划到2020年，风电总装机容量达到3000万千瓦，风电及太阳能发电等可再生能源有望占到总装机容量的8%～10%。而目前，中国风力发电装机容量仅占全国电力装机的0.11%。
国家发改委能源局可再生能源处调研员梁志鹏指出，“我国可开发利用的风能资源量较大，但是由于风力发电固有的间歇性和波动性以及风电项目造价高，技术不成熟，使其在目前电力市场中的经济性差，进入规模化发展困难重重。政府政策支持是风电发展的根本保障”。
纵观国际上支持风电发展的政策机制有三种：一是采取固定收购价格机制，对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量，通过招标竞争形式确定开发商；三是配额制，即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例，供电公司完成配额。
王仲颖也表示，从国际经验看，政府的激励政策在新能源发展过程中举足轻重。这些政策措施包括各种形式的补贴、价格优惠、税收减免、贴息或低息贷款等。高强度的激励机制是克服障碍、促进发展的关键性措施。
特许权政策尚待在实践中完善
然而，回顾我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的鼓励政策，曾经在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也可随之升高，企业没有降低成本的压力。
随着电力体制改革和电价政策改革，我国开始对常规电力项目实行以先进水平平均成本为基础的定价原则，并在部分地区实行竞价上网。这种大环境的变化，使风电的“还本付息”鼓励政策与电力市场改革产生了明显的不适应。
从2001年1月开始，我国政府将在石油、天然气行业勘探开发中实施较成功的特许权制度用于风力发电项目的开发和实施，而此次通过《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》将这种模式确认。
目前这种特许权招标的模式在实践中受到了一些质疑。之前业内广为期盼的是“火电电价+0.25元/度”形成的固定电价，即以燃煤为参照的标杆电价加补贴每度电0.25元。
《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》出台后，政策的初衷和执行者的行为出现严重偏差，有的企业报出“跳楼价”，引起了其它企业的极大不满，因此对政策产生疑义。
最让投资者心有余悸的是2003年江苏如东10万千瓦风电特许权招标项目。当时共有6家投资商投标该项目，参加者有华睿集团、华能新能源环保产业控股有限公司、龙源电力集团等公司。除了华睿，其余公司的投标价均在每度电0.6～0.7元之间。在招标现场，黑马华睿杀出，报出了0.39元的低价，引起招标现场哗然。据业内人士透露，主持招标的负责人曾力劝华睿退出，但华睿一再坚持。最终，华睿中标，中标价格也被调高至0.436元。但目前该项目由于贷款和风机选型出现拖延，整个项目的工期明显滞后。
龙源电力集团公司总经理谢长军认为，“国内风电特许权招标项目以电价最低作为竞争标尺，一些投标者不尽合理的低电价，不仅带来了市场的恶性竞争，而且项目投入运行后，使开发投资企业面临较大经营风险，更不利于地方经济的发展。希望国家有关部门抓紧制定合理的可再生能源发电价格政策”。
对此，梁志鹏表示，从长远来看，风电特许权政策的具体内容还需要不断完善，尽力避免风电特许权招标中在价格上出现的恶性竞争，避免过度追求低成本，注重国产风电设备制造水平和能力的提高，保护投资者的积极性。在今后风电特许权政策的实施中，还要注重特许权政策与其它相关政策的结合。
国家发改委能源局副局长吴贵辉也表示，随着可再生能源规模的不断扩大、技术不断进步、管理不断成熟，政策肯定会要调整的。“就拿电价来说，可能有的要调高，有的可能要调低。我相信会存在这种情况”。
另外，谢长军还表示：“国家虽然在税收、国产化、并网方面有一些鼓励政策，但是对于正处在幼稚期的产业来讲，力度不够”。
而在王仲颖看来，真正的问题在于：当前风电产业化才刚刚开始，面临许多方面的体制障碍。风电规划需要纳入全国一盘棋的规划中，需要政府部门的计划强制实行。在他看来，当前相互牵连的三大问题，都需要政府部门的统筹解决，即风力资源、技术自主化和电网规划。“国家不介入，企业是无法做到的”。
再者，虽然有法律规定电网企业必须收购风电，但是电网企业是否有内在动力，还是一个问题。由于风能发电项目一般都在远离电网尤其是骨干电网的偏远地区，投资建设和管理并网发电项目的接入系统，给电网企业建设和管理电网带来挑战，在一定程度上也会增加财务成本。随着风电场装机容量的增加以及风电装机在某个地区电网中所占比例的增加，这些负面影响就可能成为风电并网的制约因素。
这些问题不解决，风电的产业化很难进行下去。王仲颖透露，针对这些问题，财政部和能源部门不日将有新规出台。
这意味着《可再生能源法》的12项配套法规规章基本出齐，它们将合力推动中国的可再生能源发展。
财政部发布的《办法》显然是这一系列规章中非常重要的部分。据介绍，可再生能源发展专项资金将以无偿资助和贷款贴息两种方式重点扶持三大领域：“潜力大、前景好的石油替代；建筑供热、采暖和制冷；发电等可再生能源的开发利用”。
具体而言，该《办法》规定，申请无偿资助方式的，除标准制定等需由国家全额资助外，项目承担单位和个人须提供与无偿资助资金等额以上的自有配套资金。贴息资金根据实际到位银行贷款、合同约定利息率以及实际支付利息数额确定，贴息年限为1～3年，年贴息率最高不超过3%。其中，“风能以其相对成熟的技术和规模化的便利，将得到专项资金的大力支持，用于风能的专项资金将主要用于补助和检测认证体系的建立，”风能协会负责人称。
国家发改委能源所可再生能源中心主任、《可再生能源法》起草人之一王仲颖表示，国家对风电的支持政策基本上已经比较完善了，可以说是相当优惠。这些政策法规整体思路上，就是支持风电产业化和自主化，以实现风电对石油、煤炭等等能源的替代。
首先是2005年7月出台的《关于风电建设管理有关要求的通知》，《通知》中明确规定了风电设备国产化率要达到70%以上，未满足国产化要求的风电场不许建设，进口设备要按章纳税。
其次是今年1月1日开始正式实施的《可再生能源法》。该法要求电网企业为可再生能源电力上网提供便利，并全额收购符合标准的可再生能源电量，以使可再生能源电力企业得以生存，并逐步提高能源市场竞争力。该《法》将风电特许权项目中的特殊之处用法律条文作为通用的规定，将风电的发展纳入法制的框架。
考虑到现阶段可再生能源开发利用的投资成本比较高，为加快技术开发和市场形成，《可再生能源法》还分别就设立可再生能源发展专项资金，为可再生能源开发利用项目提供有财政贴息优惠的贷款，对列入可再生能源产业发展指导目标的项目提供税收优惠等扶持措施作了规定。
之后，有关部门陆续出台了12部配套法规，其中，“最需关注的是三大法规，”王仲颖指出。这三大法规是《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源产业指导目录》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》。
特别是《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定，风能发电价格实行政府指导价即通过招标确定的中标价格。《试行办法》还明确了可再生能源的费用分摊机制，规定可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分等费用，各省级电网企业按其销售电量占全国的比例，分摊全国可再生能源电价附加额，其实际支付的可再生能源电价附加与其应承担的电价附加的差额，在全国范围内实行统一调配。
风电价格一直是制约风电发展的重要问题，配套法规的出台明确了风电的价格形成机制。此前的风能发电电费一般只在省级电网甚至更小的电网内分摊。由于风能发电项目一般都位于经济相对落后的内蒙古、甘肃等中西部省区，当地难以承受较高的分摊电价，在很大程度上也制约了风电的发展。现在通过在全国范围内分摊电价，将大大促进风电的发展。
“在及时制定配套政策方面，《可再生能源法》是做得最好的法律之一。”全国人大环境与资源保护委员会法案室主任孙佑海表示。
风电自身优势博得政策青睐
为什么要给风能这样多的优惠政策？在可再生能源中，风力发电是世界上公认的最接近商业化的可再生能源技术之一。风力发电不消耗矿产资源，发电过程对环境没有破坏影响，在强调可持续发展、保护环境的今天，风电已经成为人们普遍欢迎的清洁能源。
作为能源消耗大国，中国能否保持经济快速增长和可持续发展，能源问题成为决定成败的关键。有数据显示，中国的风能储备占世界风能的9.2%，居世界首位，具有商业化、规模化发展的潜力，大力发展之下有望解决我国能源紧缺问题。
我国计划到2020年，风电总装机容量达到3000万千瓦，风电及太阳能发电等可再生能源有望占到总装机容量的8%～10%。而目前，中国风力发电装机容量仅占全国电力装机的0.11%。
国家发改委能源局可再生能源处调研员梁志鹏指出，“我国可开发利用的风能资源量较大，但是由于风力发电固有的间歇性和波动性以及风电项目造价高，技术不成熟，使其在目前电力市场中的经济性差，进入规模化发展困难重重。政府政策支持是风电发展的根本保障”。
纵观国际上支持风电发展的政策机制有三种：一是采取固定收购价格机制，对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量，通过招标竞争形式确定开发商；三是配额制，即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例，供电公司完成配额。
王仲颖也表示，从国际经验看，政府的激励政策在新能源发展过程中举足轻重。这些政策措施包括各种形式的补贴、价格优惠、税收减免、贴息或低息贷款等。高强度的激励机制是克服障碍、促进发展的关键性措施。
特许权政策尚待在实践中完善
然而，回顾我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的鼓励政策，曾经在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也可随之升高，企业没有降低成本的压力。
随着电力体制改革和电价政策改革，我国开始对常规电力项目实行以先进水平平均成本为基础的定价原则，并在部分地区实行竞价上网。这种大环境的变化，使风电的“还本付息”鼓励政策与电力市场改革产生了明显的不适应。
从2001年1月开始，我国政府将在石油、天然气行业勘探开发中实施较成功的特许权制度用于风力发电项目的开发和实施，而此次通过《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》将这种模式确认。
目前这种特许权招标的模式在实践中受到了一些质疑。之前业内广为期盼的是“火电电价+0.25元/度”形成的固定电价，即以燃煤为参照的标杆电价加补贴每度电0.25元。
《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》出台后，政策的初衷和执行者的行为出现严重偏差，有的企业报出“跳楼价”，引起了其它企业的极大不满，因此对政策产生疑义。
最让投资者心有余悸的是2003年江苏如东10万千瓦风电特许权招标项目。当时共有6家投资商投标该项目，参加者有华睿集团、华能新能源环保产业控股有限公司、龙源电力集团等公司。除了华睿，其余公司的投标价均在每度电0.6～0.7元之间。在招标现场，黑马华睿杀出，报出了0.39元的低价，引起招标现场哗然。据业内人士透露，主持招标的负责人曾力劝华睿退出，但华睿一再坚持。最终，华睿中标，中标价格也被调高至0.436元。但目前该项目由于贷款和风机选型出现拖延，整个项目的工期明显滞后。
龙源电力集团公司总经理谢长军认为，“国内风电特许权招标项目以电价最低作为竞争标尺，一些投标者不尽合理的低电价，不仅带来了市场的恶性竞争，而且项目投入运行后，使开发投资企业面临较大经营风险，更不利于地方经济的发展。希望国家有关部门抓紧制定合理的可再生能源发电价格政策”。
对此，梁志鹏表示，从长远来看，风电特许权政策的具体内容还需要不断完善，尽力避免风电特许权招标中在价格上出现的恶性竞争，避免过度追求低成本，注重国产风电设备制造水平和能力的提高，保护投资者的积极性。在今后风电特许权政策的实施中，还要注重特许权政策与其它相关政策的结合。
国家发改委能源局副局长吴贵辉也表示，随着可再生能源规模的不断扩大、技术不断进步、管理不断成熟，政策肯定会要调整的。“就拿电价来说，可能有的要调高，有的可能要调低。我相信会存在这种情况”。
另外，谢长军还表示：“国家虽然在税收、国产化、并网方面有一些鼓励政策，但是对于正处在幼稚期的产业来讲，力度不够”。
而在王仲颖看来，真正的问题在于：当前风电产业化才刚刚开始，面临许多方面的体制障碍。风电规划需要纳入全国一盘棋的规划中，需要政府部门的计划强制实行。在他看来，当前相互牵连的三大问题，都需要政府部门的统筹解决，即风力资源、技术自主化和电网规划。“国家不介入，企业是无法做到的”。
再者，虽然有法律规定电网企业必须收购风电，但是电网企业是否有内在动力，还是一个问题。由于风能发电项目一般都在远离电网尤其是骨干电网的偏远地区，投资建设和管理并网发电项目的接入系统，给电网企业建设和管理电网带来挑战，在一定程度上也会增加财务成本。随着风电场装机容量的增加以及风电装机在某个地区电网中所占比例的增加，这些负面影响就可能成为风电并网的制约因素。
这些问题不解决，风电的产业化很难进行下去。王仲颖透露，针对这些问题，财政部和能源部门不日将有新规出台。
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编辑：NewsSource
来源：中国投资
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来源：中国投资
本文链接：能源政策与风电产业化进程比翼双飞
http:www.cps800.com/news/2006-11/200611209653.html
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文章标签： 能源政策/风电产业化
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