風電行業貸款政策

『壹』 2012國家限制性信貸政策主要體現在哪幾個方面

1、信貸投放量控制：存貸比控制、存准調整等
2、銀監會「三法一指引」：信貸用途、流動資金需求測算（額度控制）、固定資產貸款管理、支付方式控制等
3、行業投向控制：平台、房地產信貸緊縮，產能過剩、二高一剩等行業投向控制（光伏、船舶、風電、鋼貿、水泥、平板玻璃等行業限入）

『貳』 國家新能源現在有哪些政策

2018年新能源政策介紹

一、純電動綜合工況續航里程補貼

航300km以下的車型補貼會大幅下降，只有續航300km及以上的車型才能獲得比以往更高的財政支持；續航里程下限從100km提升到了150km，並且增加了400km續航里程補貼的檔位；

(2)風電行業貸款政策擴展閱讀：

把握適度的行政力度，多運用市場化手段

當前，我國能源政策進入了一個新的階段，政策導向為鼓勵節約能源、使用綠色能源。新能源的市場發展前景需要靠企業自我挖掘，過度的行政手段會對企業的正確預期產生干擾。行政式能源市場化政策可適當放鬆，制定多樣化的能源政策，從多個角度發揮其作用。

鼓勵制定具有地域特色的能源政策

國家可出台宏觀調控層面的能源政策，如能源價格、能源法律法規等。而對於需要根據地域發展情況、能源分布特色制定的政策，則可由各地區視情況制定，但為避免各地區忽視社會整體福利，國家可以制定能源的原則性條款，如環境保護條款、清潔能源優先發展條款等。

加大能源產學研合作激勵力度

新能源的推廣使用需要成套技術支持，相對於後期投人生產來說，前期的研發投人成本巨大，普通企業無法承受或獨自承擔。這我國推廣新能源替代傳統非綠色能源，除了財政補貼、稅收優惠等激勵性政策外，可間接通過前期技術研發支持等政策引導能源發展方向。

『叄』 金融業如何支持新能源發展

新能源行業的融資渠道，根據融資工具的不同有股權融資、債權融資，根據融資方式不同有間接融資和直接融資。比如債權融資間接融資就是銀行貸款，股權融資形式公開的形式，公募的方式就是到股票市場發行股票。
資金信託理財產品是低成本融資渠道之一，資金信託產品是由銀行委託信託公司定向運作客戶的理財資產，新能源企業作為信託產品的借款主體，可以獲得信託理財產品募集的資金，從而滿足企業中長期融資需求。此外，有銀行針對可再生能源設備製造商和能源生產商的特點，推出了特色金融服務方案，包括應收賬款管理、網上信用證、現金管理方案等多種服務。
政策性銀行對新能源領域的支持：
國家開發銀行自建行以來，堅持貫徹國家宏觀經濟政策和產業發展政策，大力支持我國可再生能源產業的發展。除大型水電工程外，重點支持了一批風電、農村中小水電等項目，同時積極推進生物質發電等新興產業，為其示範項目和規模化發展提供資金支持。
水電方面：大力支持整個流域梯級滾動開發，重點推進長江上游、黃河上游、金沙江中下游、雅礱江、大渡河、紅水河、瀾滄江和烏江等流域的水電開發；為三峽、拉西瓦、二灘、錦屏一級、二級、龍灘、小灣、瀑布溝、溪洛渡、向家壩等特大型水電站項目的開發建設提供穩定的資金支持。
風電：到06年底，風電貸款余額是43億元。首先支持國家大型風電基地開發，重點支持了河北、內蒙古、新疆、甘肅、吉林、江蘇等風電基地的開發建設。
支持電力大企業集團風電項目建設，以五大發電集團以及國華、中節能等集團客戶為平台，從企業規模化角度推動風電產業發展。
第三就是支持大型風電項目，重點支持江蘇如東、河北張北、吉林通榆、內蒙古錫林郭勒等一批大型的項目。
支持風電設備國產化：重點支持國內風電設備製造企業規模化、自主化、標准化發展。如果我們今後風電要大力發展，還要依賴國外的設備，國外的技術。
生物質發電：國家示範項目，山東單縣秸稈生物質能發電項目，提供貸款 21000 萬元。

『肆』 國家目前對風力發電項目有什麼鼓勵政策有什麼資金和貸款方面的扶持

不是所有的風電項目都賺錢，大部分風電項目不一定成功。
現行風電項目內需發改委批，有些地方並容不適用風電，因此很多打著旗號的所謂風電項目實質上是在圈地。就目前來講，煤電仍是成本最低的風電項目發電上網的價格補貼受政府控制，價格是關鍵，其他的相關政策都可以認為是附帶的。

『伍』 為何說光電行業發展融資難的問題尚待解決

據報道，太陽能光熱發電可以提供連續、可靠的電力且具有良好的調節性能版，不僅可以替代化石能權源發電，還可以發揮調峰和儲能作用，提高電力系統接納風電和光伏發電的能力，但是行業發展融資難等問題待解。

網友紛紛表示，希望政府可以出台相關的政策，促進光電行業的發展！

『陸』 個人投資風力發電，能否向國家開發銀行申請貸款

不能，你只能有了成熟產品以後憑借實用性專利申請專項扶持

『柒』 風力發電機組能使貸款嗎

一、 嚴格落實規劃和預警要求。

各省（自 治區、直轄市）能源主管部門要嚴格 執行《國家能源局關於可再生 能源發展「十三五」規劃實施的指導意見》（國能發新能〔2017〕31號）（以下簡稱《指導意見》）中各地區新增風電建設規模方案的分年度規模及相關要求。預警為紅色和橙色的地區應嚴格執行《國家能源局關於發布2018年度風電投資監測預警結果的通知》（國能發新能〔2018〕23號）的有關要求，同時不得在「十三五」規劃中期評估的過程中調增規劃規模。預警為綠色的地區如需調整規劃目標，可在落實風電項目配套電網建設並保障消納的前提下，結合「十三五」規劃中期評估，向國家能源局申請規劃調整後組織實施。

二、將消納工作作為首要條件。

各省（自治區、直轄市）要按照《國家發展改革委、國家能源局關於印發〈解決棄水棄風棄光問題實施方案〉的通知》（發改能源〔2017〕1942號）和《國家能源局綜合司關於報送落實〈解決棄水棄風棄光問題實施方案〉工作方案的通知》（國能綜通新能〔2018〕36號）要求向國家能源局報送2018年可再生能源電力消納工作方案，對未報送的省（自治區、直轄市）停止該地區《指導意見》中風電新增建設規模的實施。

三、嚴格落實電力送出和消納條件。

新列入年度建設方案的風電項目，必須以電網企業承諾投資建設電力送出工程並確保達到最低保障收購年利用小時數（或棄風率不超過5%，以下同）為前提條件，在項目所在地市（縣）級區域內具備就地消納條件的優先納入年度建設方案。通過跨省跨區輸電通道外送消納的風電基地項目，應在送受端省級政府間送受電協議及電網企業中長期購電合同中落實項目輸電及消納方案並約定價格調整機制，原則上受端省（自治區、直轄市）電網企業應出具接納通道輸送風電容量和電量的承諾。

四、推行競爭方式配置風電項目。

從本通知印發之日起，尚未印發2018年風電度建設方案的省（自治區、直轄市）新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。已印發2018年度風電建設方案的省（自治區、直轄市）和已經確定投資主體的海上風電項目2018年可繼續推進原方案。從2019年起，各省（自治區、直轄市）新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。各省（自治區、直轄市）能源主管部門會同有關部門參照隨本通知發布的《風電項目競爭配置指導方案（試行）》制定風電項目競爭配置辦法，抄送國家能源局並向全社會公布，據此按照《指導意見》確定的分年度新增建設規模組織本地區風電項目競爭配置工作。分散式風電項目可不參與競爭性配置，逐步納入分布式發電市場化交易范圍。

『捌』 影響風電企業投資戰略的因素有哪些

影響風電企業投資戰略的因素有：
1、 國內風電企業能否繼續通過CDM（清潔發展機制）項目獲得補貼資金有很大不確定性。
歐盟等締約方希望2013年之後CDM可以繼續運行，但也有締約方提出反對意見，因此CDM在2013年之後將如何運行尚無明確答案。而CDM資金補償，對風電企業盈利造成重大影響。
2、集體上市融資，擴張速度過快。
風電行業是典型資金密集型行業，資金匱乏成為風電企業做大做強的主要障礙之一，這也是各企業競相謀求上市的動力之源。
近兩年來風電企業大量上市融資現象，表現為：
（1）從設備製造到運營，風電企業的批量上市將對整個風電產業鏈產生巨大的影響。
（2）目前風電企業存在快速擴張的問題，集體上市融資，將導致行業面臨更為激勵的競爭態勢。
（3）在中國風電行業內，由於上游配套廠商多，作為主機廠家和風廠業主選擇餘地就會大。由於行業標准滯後，上游配套廠商就會被動。加上風機企業上市多，會在產業鏈里形成寡頭壟斷情形，對上游配套供應商的發展更為不利。
（4）華能新能源此次IPO未果，意味著熱炒多年的風電行業出現冷卻。
（5）除此之外，高昂的發電成本、脆弱的盈利能力、並網難題等都被看作是風電企業面臨的困境，而這些也是影響投資者對上市風電企業投資決策因素。
3、國內外政策的不穩定性對投資風電企業的影響重大。
（1）發改委強調「風電設備國產化率要達到70%以上」，該政策給本土風電企業提供了發展良機，改善了以前國產化程度低，降低了風電場設備的投資和造價。但國外政府認為上述規定有礙於國外企業在中國風電產業的公平競爭。
2010年1月，發改委又取消了此項規定，該政策的不斷變化對中國的國產風電企業的發展產生了消極影響。
（2）目前與國外先進的風電企業相比，中國風電企業投資建設成本相對還較高，政府的扶持力度不夠完善且很多政策未落到實處。
（3）自2011年1月1日起包括風力發電和環保資源綜合利用在內的企業自用設備進口將一律徵收進口稅收，具體見財關稅[2009]55號文件附件《重大技術裝備進口稅收政策暫行規定》。意味著進口國際先進風電技術設備將要承擔更大的成本。
而之前財關稅[2007]11號《國家稅務總局關於落實國務院加快振興裝備製造業的若干意見有關進口稅收政策的通知》可對部分關鍵零部件和國內不能生產的原材料的進口稅收實行先征後退政策的16個重大技術裝備關鍵領域包括大型清潔高效發電裝備，其中包含有大功
率風力發電機。
（4）2010年12月22日，美國對中國風電製造商的補貼向WTO提出起訴引起外界對中國風電市場的擔憂在美國提出起訴的第二天，國內新能源企業股價均出現明顯下跌態勢。
4、運輸距離遠，穩定性差。
許多風電企業遠離負荷中心，輸電線路長，負荷小，支撐電源少，網架結構薄弱，安全風險大，為了保證電能及時送出，部分風電企業自建送出工程，電網長距離輸送電能穩定性差，容易出現輸送「瓶頸」。
而且不同季節不同種類的電存在上網沖突，冬季為保證供暖必須保證熱電機組運行，夏季汛期風電棄風和水電棄水是不可調和的矛盾，因而限制了風電足額上網。
5、風電開發和電網建設不能有機結合。
電網建設嚴重滯後於風電裝機速度這一客觀事實，嚴重影響了風電行業的發展，電網未來發展應解決的目標是實現並網裝機容量，實現「質」和「量」的並進。
國內的智能電網建設尚處於起步階段，因此較嚴重地影響風電行業發展，雖然部分風電已實現電網接入，但被限制發電的情況時有發生，部分風電場損失電量高達30%。
6、 投資及放貸不穩，負債率高，盈利率低。
目前中國風電市場已全面進入競爭，無論是價格還是設備的競爭都已相當激烈。價格競爭使行業利潤一降再降，由於國企有較強的資金支持，許多民營企業已經出現虧損局面或者被收購。
目前來看無論投資還是放貸給風電企業，都要承擔相當大的風險。2010年下半年多家銀行加大了新能源行業的貸款力度，僅華銳風電一家企業就獲得了工行100億元融資額度。而在2010年第二季度全球清潔技術領域吸引的投資中，太陽能公司占投資總量的41%，生物燃料公司佔了15%，智能電網應用領域佔到13%，風能只佔很小比例。
盡管風電裝機容量上漲勢頭仍強勁，但對風電企業的投資熱潮顯然已經褪去。
7、近年中國風電發展速度快，技術水平及效率卻相對較低
中國風電行業近幾年的發展速度很快，用5年時間實現了歐美發達國家近30年的發展進程，在產業不斷進步、市場規模快速發展的同時，技術及效率卻相對落後。

『玖』 中國政府何時確定開始扶持發展風電

中國風電及電價發展研究報告
中國-丹麥風能發展項目辦公室
中國可再生能源專業委員會
2009 年11 月14 日
目錄
一、中國風電電價定價機制的演變過程................................................1
二、 特許權招標項目................................................................................4
三、 特殊省份電價分析............................................................................6
四、 中國政府對風電的補貼政策............................................................6
五、 總體結論 ...........................................................................................7
1
一、 中國風電電價定價機制的演變過程
中國的並網風電從20 世紀80 年代開始發展，尤其是「十一五」期
間，風電發展非常迅速，總裝機容量從1989 年底的4200kW 增長到2008
年的1,200 萬kW ，躍居世界第四位，標志著中國風電進入了大規模開
發階段。總體看來，中國並網風電場的發展經歷了三個階段，即初期示
范階段、產業化建立階段、規模化及國產化階段。各階段的電價特點及
定價機制概括如下：
(一) 初期示範階段（1986-1993 年）
中國並網型風電發展起步於1986 年。1986 年5 月，第一個風電場
在山東榮成馬蘭灣建成，其安裝的Vestas V15-55/11 風電機組，是由山
東省政府和航空工業部共同撥付外匯引進的。此後，各地又陸續使用政
府撥款或國外贈款、優惠貸款等引進了一些風電機組，建設並網型風電
場。由於這些風電場主要用於科研或作為示範項目，未進入商業化運行，
因此，上網電價參照當地燃煤電價，由風力發電廠與電網公司簽訂購電
協議後，報國家物價部門核准，電價水平在0.28 元/kWh 左右，例如20
世紀90 年代初期建成的達坂城風電場，上網電價不足0.3 元/kWh
總體來說，此階段風電裝機累積容量為4200kW，風電發展的特點是
利用國外贈款及貸款，建設小型示範電場。政府的扶持主要是在資金方
面，如投資風電場項目及風力發電機組的研製。風電電價水平基本與燃
煤電廠持平。
(二) 產業化建立階段（1994-2003 年）
2
1994 年起，中國開始探索設備國產化推動風電發展的道路，推出了
「乘風計劃」，實施了「雙加工程」，制定了支持設備國產化的專項政
策，風電場建設逐漸進入商業期。這些政策的實施，對培育剛剛起步的
中國風電產業起到了一定作用，但由於技術和政策上的重重障礙，中國
風電發展依然步履維艱。每年新增裝機不超過十萬千瓦。到2003 年底，
全國風電裝機容量僅56.84 萬千瓦。
這一階段，風電電價經歷了還本付息電價和經營期平均電價兩個階
段。1994 年，國家主管部門規定，電網管理部門應允許風電場就近上網，
並收購全部上網電量，上網電價按發電成本加還本付息、加合理利潤的
原則確定，高出電網平均電價部分的差價由電網公司負擔，發電量由電
網公司統一收購。隨著中國電力體制改革的深化，電價根據「廠網分開，
競價上網」的目標逐步開始改革。
總體來說，這一時期的電價政策呈現出如下特點：上網電價由風力
發電廠與電網公司簽訂購電協議，各地價格主管部門批准後，報國家物
價部門備案，因此，風電價格各不相同。最低的仍然是採用競爭電價，
與燃煤電廠的上網電價相當，例如，中國節能投資公司建設的張北風電
場上網電價為0.38 元/千瓦時；而最高上網電價每千瓦時超過1 元，例
如浙江的括蒼山風電場上網電價高達每千瓦時1.2 元。
由此可見，從初期示範階段到產業化建立階段，電價呈現上升趨勢。
(三) 規模化及國產化階段（2003 後）
為了促進風電大規模發展，2003 年，國家發展改革委組織了第一期
全國風電特許權項目招標，將競爭機制引入風電場開發，以市場化方式
3
確定風電上網電價。截至2007 年，共組織了五期特許權招標，總裝機容
量達到880 萬千瓦。
為了推廣特許權招標經驗，2006 年國家發展改革委頒布《可再生能
源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7 號）文件，提
出了「風力發電項目的上網電價實行政府指導價，電價標准由國務院價
格主管部門按照招標形成的價格確定」。根據該文件，部分省（區、市），
如內蒙古、吉林、甘肅、福建等，組織了若干省級風電特許權項目的招
標，並以中標電價為參考，確定省內其他風電場項目的核准電價。其他
未進行招標的省（區、市），大部分沿用了逐個項目核準定電價的做法。
因此，這一時期中國在風電電價政策屬於招標電價和核准電價並存。
由風電特許權項目確定的招標電價呈現出逐年上升的趨勢，隨著中標規
則的完善，中標電價也趨於合理。特許權招標項目的實施在風電電價定
價方面積累的許多有益的經驗，尤其是2006 年國家發展改革委頒布《發
改價格[2006]7 號》文件後，各省的核准電價更加趨於合理。風電場裝
機容量在50MW 以下，以省內核準的形式確定上網電價。由於各地風電場
的建設條件不同，地方經濟發展程度不一，核準的電價也差別較大，但
一般採取當地脫硫燃煤電廠上網電價加上不超過0.25 元/kWh 的電網補
貼。
(四) 目前中國風電電價政策
隨著風電的快速發展，「招標加核准」的模式已無法滿足風電市場發
展和政府宏觀引導的現實需要。因此，在當前各地風電進入大規模建設
階段，從招標定價加政府核准並行制度過渡到標桿電價機制，是行業發
4
展的必然，也將引導風電產業的長期健康發展。
2009 年7 月底，國家發展改革委發布了《關於完善風力發電上網電
價政策的通知》(發改價格[2009]1906 號)，對風力發電上網電價政策進
行了完善。文件規定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風
能資源區，相應設定風電標桿上網電價。
四類風電標桿價區水平分別為0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58 元
/kWh 和0.61 元/kWh，2009 年8 月1 日起新核準的陸上風電項目，統一
執行所在風能資源區的標桿上網電價，海上風電上網電價今後根據建設
進程另行制定。政府針對四類風能資源區發布的指導價格即最低限價，
實際電價由風力發電企業與電網公司簽訂購電協議確定後，報國家物價
主管部門備案。
二、 特許權招標項目
2003-2007 年，五期風電特許權項目招標，是中國電力體制改革、
廠網分家後的重要舉措，風電上網電價政策不夠明確的情況下，特許權
招標對合理制定價格、加快風電大規模發展發揮了重要作用。
通過對五次風電特許權項目電價的分析可以看出，國家通過特許權
方式確定的招標電價總體上呈現上升的趨勢，如：內蒙古西部地區特許
權招標項目從2002的0.382元/kWh上升到2007年的0.5216元/kWh；甘肅的
特許權招標項目的電價從2005年的0.4616元/kWh上升到2007年的0.5206
元/kWh;河北的上網電價由2006年的0.5006 元/kWh上升到2007年的
0.551元/kWh。圖1、圖2、圖3分別概括了內蒙古西部地區、甘肅、河北
等風電特許權項目大省的電價變化趨勢。
5
0.382
0.42
0.4656 0.468
0.5216
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
2004 2006 2006 2007 2007
中標電價
年份
圖1. 內蒙古西部地區特許權項目中標電價
0.4616
0.5206
0.43
0.44
0.45
0.46
0.47
0.48
0.49
0.5
0.51
0.52
0.53
2005 2007
中標電價
年份
圖2. 甘肅省特許權項目中標電價
0.5006
0.551
0.47
0.48
0.49
0.5
0.51
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56
2006（Phase4） 2007(Phase5)
中標電價
年份
圖3. 河北省特許權項目中標電價
6
三、 特殊省份電價分析
根據上述分析，全國范圍內風電價格整體呈現上升趨勢，但個別地
區也有例外，例如黑龍江和內蒙古西部。特說明如下：
黑龍江省由於其特殊的地理環境，風資源相對貧乏，並且建設成本
居高不下。此期間的建設項目單位投資在1.1萬元/kW以上，導致該區域
風電發展相對滯後於其他省份。2003-2004年在黑龍江投建的兩個示範工
程，都採用價格較高的進口設備和技術，因此上網電價較高，即便如此，
也僅能維持正常運行。目前，隨著風電企業逐漸掌握黑龍江風能資源的
特性，運行成本進一步降低，風電項目增多，此外，風電設備國產化的
進程加快，也使風電建設成本降低。黑龍江省的風電產業的發展趨於正
常，電價有降低趨勢。
在內蒙古西部，由於風能資源地理位置遠離電網主網架，送電距離
遠，出力不穩定，對電網調度沖擊大，風電企業建設風場的同時需要考
慮部分輸電設施的建設，因此風電成本較高，核準的電價也較高。加上
2003-2004年間，內蒙古地區由於其電網技術落後及電力需求容量限制了
風電產業的商業化發展，該地區風電產業處於成長初期，沒有大規模發
展。國家、地方為了扶持風電的發展，加快了輸電線路的建設，使企業
減少了相關成本。此外，隨著風電設備國產化速度加快，國內設備價格
降低，因此風電建設成本降低，電價也相應趨於下降。
四、 中國政府對風電的補貼政策
中國政府一直大力支持風電的發展，從2002 年開始，要求電網公司
在售電價格上漲的部分中拿出一定份額，補貼可再生能源發電（即高出
7
煤電電價的部分）。，電網和中國政府對風電的政策性補貼力度逐年加大，
由2002 年的1.38 億元上升到2008 年的23.77 億元1（見圖4）。由此可
見，中國政府的政策是鼓勵可再生能源發展的，因此，中國風電迅速發
展，三年間裝機容量翻番。盡管如此，由於風電運行的不確定性，技術
操作能力和管理水平的限制，中國風電企業的盈利仍然是微薄的。
13844
22929 26988 31379
60364
96336
237694
0
50000
100000
150000
200000
250000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
年份
補貼額（萬元）
圖4. 中國政府對風電補貼額的變化
五、 總體結論
從以上分析我們可以看出，中國的風電電價變化和風電行業的發展
特點密不可分。風電行業發展經歷了初期示範、產業化建立、規模化及
國產化、目前逐漸完善等四個階段。與此相對應，四個階段的風電電價
基本情況為：初期示範階段：與燃煤電價持平（不足0.3 元/kWh）；產業
化建立階段：由風力發電廠和電網公司簽訂購電協議確定，電價各不相
1 其中 2002 年至2006 年沒有公開可得的官方數據，本報告撰寫者根據歷年電力年鑒風電發電量的統計數據，採用歷史
最高電價扣除煤電標桿電價的方法，對補貼額度做了保守的估算，即：補貼額=風電年發電量 ×（歷史最高電價－煤電
標桿電價）；2007 年至2008 年的補貼額度全部來自中國國家發改委和電監會公布的風電項目電價補貼額度統計數據
8
同（0.38 元/kWh～1.2 元/kWh）；規模化及國產化階段：招標電價與核准
電價共存，國家招標電價保持上升；目前完善階段：四類標桿電價（0.51
元/kWh，0.54 元/kWh，0.58 元/kWh，0.61 元/kWh）。在這期間，中國政
府一直努力探索合理的風電電價市場形成機制。不同階段的機制不同，
風電電價亦有所波動，國家的指導電價逐年上升，核准電價則略微下降，
這都符合中國風電產業和世界風電產業的發展規律，使中國的風電電價
更趨理性。同時，可以看到，中國政府在探索風電價格機制和規范風電
電價的過程中，一直給予風電行業巨大的支持， 2002 年至2008 年，國
家對風電的補貼額從1.38 億元上升為23.77 億元，每年都在大幅度增長，
這極大地提高了投資者的積極性，促使中國的風電裝機容量成倍增加，
中國一躍成為風電大國。
因此，我們認為，中國政府是依據風電本身發展的客觀規律、電網
的承受能力來確定風電電價，在確定電價時從未考慮CDM 因素，定價過
程完全與CDM 無關。但是，也應該看到，在中國風力發展的過程中，CDM
對風力發電企業克服資金和技術障礙確實發揮了積極作用，如果沒有
CDM，中國風電發展速度不會如此迅速，更不會為減緩全球溫室氣體排放
做出如此巨大的貢獻。因此，我們希望EB 在審核中國風電項目時能充分
考慮和理解中國特殊的定價機制，推動全球范圍內更多高質量CDM 項目
的成功注冊，為減緩全球氣候變化作出更多貢獻。