风电行业贷款政策

『壹』 2012国家限制性信贷政策主要体现在哪几个方面

1、信贷投放量控制：存贷比控制、存准调整等
2、银监会“三法一指引”：信贷用途、流动资金需求测算（额度控制）、固定资产贷款管理、支付方式控制等
3、行业投向控制：平台、房地产信贷紧缩，产能过剩、二高一剩等行业投向控制（光伏、船舶、风电、钢贸、水泥、平板玻璃等行业限入）

『贰』 国家新能源现在有哪些政策

2018年新能源政策介绍

一、纯电动综合工况续航里程补贴

航300km以下的车型补贴会大幅下降，只有续航300km及以上的车型才能获得比以往更高的财政支持；续航里程下限从100km提升到了150km，并且增加了400km续航里程补贴的档位；

(2)风电行业贷款政策扩展阅读：

把握适度的行政力度，多运用市场化手段

当前，我国能源政策进入了一个新的阶段，政策导向为鼓励节约能源、使用绿色能源。新能源的市场发展前景需要靠企业自我挖掘，过度的行政手段会对企业的正确预期产生干扰。行政式能源市场化政策可适当放松，制定多样化的能源政策，从多个角度发挥其作用。

鼓励制定具有地域特色的能源政策

国家可出台宏观调控层面的能源政策，如能源价格、能源法律法规等。而对于需要根据地域发展情况、能源分布特色制定的政策，则可由各地区视情况制定，但为避免各地区忽视社会整体福利，国家可以制定能源的原则性条款，如环境保护条款、清洁能源优先发展条款等。

加大能源产学研合作激励力度

新能源的推广使用需要成套技术支持，相对于后期投人生产来说，前期的研发投人成本巨大，普通企业无法承受或独自承担。这我国推广新能源替代传统非绿色能源，除了财政补贴、税收优惠等激励性政策外，可间接通过前期技术研发支持等政策引导能源发展方向。

『叁』 金融业如何支持新能源发展

新能源行业的融资渠道，根据融资工具的不同有股权融资、债权融资，根据融资方式不同有间接融资和直接融资。比如债权融资间接融资就是银行贷款，股权融资形式公开的形式，公募的方式就是到股票市场发行股票。
资金信托理财产品是低成本融资渠道之一，资金信托产品是由银行委托信托公司定向运作客户的理财资产，新能源企业作为信托产品的借款主体，可以获得信托理财产品募集的资金，从而满足企业中长期融资需求。此外，有银行针对可再生能源设备制造商和能源生产商的特点，推出了特色金融服务方案，包括应收账款管理、网上信用证、现金管理方案等多种服务。
政策性银行对新能源领域的支持：
国家开发银行自建行以来，坚持贯彻国家宏观经济政策和产业发展政策，大力支持我国可再生能源产业的发展。除大型水电工程外，重点支持了一批风电、农村中小水电等项目，同时积极推进生物质发电等新兴产业，为其示范项目和规模化发展提供资金支持。
水电方面：大力支持整个流域梯级滚动开发，重点推进长江上游、黄河上游、金沙江中下游、雅砻江、大渡河、红水河、澜沧江和乌江等流域的水电开发；为三峡、拉西瓦、二滩、锦屏一级、二级、龙滩、小湾、瀑布沟、溪洛渡、向家坝等特大型水电站项目的开发建设提供稳定的资金支持。
风电：到06年底，风电贷款余额是43亿元。首先支持国家大型风电基地开发，重点支持了河北、内蒙古、新疆、甘肃、吉林、江苏等风电基地的开发建设。
支持电力大企业集团风电项目建设，以五大发电集团以及国华、中节能等集团客户为平台，从企业规模化角度推动风电产业发展。
第三就是支持大型风电项目，重点支持江苏如东、河北张北、吉林通榆、内蒙古锡林郭勒等一批大型的项目。
支持风电设备国产化：重点支持国内风电设备制造企业规模化、自主化、标准化发展。如果我们今后风电要大力发展，还要依赖国外的设备，国外的技术。
生物质发电：国家示范项目，山东单县秸秆生物质能发电项目，提供贷款 21000 万元。

『肆』 国家目前对风力发电项目有什么鼓励政策有什么资金和贷款方面的扶持

不是所有的风电项目都赚钱，大部分风电项目不一定成功。
现行风电项目内需发改委批，有些地方并容不适用风电，因此很多打着旗号的所谓风电项目实质上是在圈地。就目前来讲，煤电仍是成本最低的风电项目发电上网的价格补贴受政府控制，价格是关键，其他的相关政策都可以认为是附带的。

『伍』 为何说光电行业发展融资难的问题尚待解决

据报道，太阳能光热发电可以提供连续、可靠的电力且具有良好的调节性能版，不仅可以替代化石能权源发电，还可以发挥调峰和储能作用，提高电力系统接纳风电和光伏发电的能力，但是行业发展融资难等问题待解。

网友纷纷表示，希望政府可以出台相关的政策，促进光电行业的发展！

『陆』 个人投资风力发电，能否向国家开发银行申请贷款

不能，你只能有了成熟产品以后凭借实用性专利申请专项扶持

『柒』 风力发电机组能使贷款吗

一、 严格落实规划和预警要求。

各省（自 治区、直辖市）能源主管部门要严格 执行《国家能源局关于可再生 能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

『捌』 影响风电企业投资战略的因素有哪些

影响风电企业投资战略的因素有：
1、 国内风电企业能否继续通过CDM（清洁发展机制）项目获得补贴资金有很大不确定性。
欧盟等缔约方希望2013年之后CDM可以继续运行，但也有缔约方提出反对意见，因此CDM在2013年之后将如何运行尚无明确答案。而CDM资金补偿，对风电企业盈利造成重大影响。
2、集体上市融资，扩张速度过快。
风电行业是典型资金密集型行业，资金匮乏成为风电企业做大做强的主要障碍之一，这也是各企业竞相谋求上市的动力之源。
近两年来风电企业大量上市融资现象，表现为：
（1）从设备制造到运营，风电企业的批量上市将对整个风电产业链产生巨大的影响。
（2）目前风电企业存在快速扩张的问题，集体上市融资，将导致行业面临更为激励的竞争态势。
（3）在中国风电行业内，由于上游配套厂商多，作为主机厂家和风厂业主选择余地就会大。由于行业标准滞后，上游配套厂商就会被动。加上风机企业上市多，会在产业链里形成寡头垄断情形，对上游配套供应商的发展更为不利。
（4）华能新能源此次IPO未果，意味着热炒多年的风电行业出现冷却。
（5）除此之外，高昂的发电成本、脆弱的盈利能力、并网难题等都被看作是风电企业面临的困境，而这些也是影响投资者对上市风电企业投资决策因素。
3、国内外政策的不稳定性对投资风电企业的影响重大。
（1）发改委强调“风电设备国产化率要达到70%以上”，该政策给本土风电企业提供了发展良机，改善了以前国产化程度低，降低了风电场设备的投资和造价。但国外政府认为上述规定有碍于国外企业在中国风电产业的公平竞争。
2010年1月，发改委又取消了此项规定，该政策的不断变化对中国的国产风电企业的发展产生了消极影响。
（2）目前与国外先进的风电企业相比，中国风电企业投资建设成本相对还较高，政府的扶持力度不够完善且很多政策未落到实处。
（3）自2011年1月1日起包括风力发电和环保资源综合利用在内的企业自用设备进口将一律征收进口税收，具体见财关税[2009]55号文件附件《重大技术装备进口税收政策暂行规定》。意味着进口国际先进风电技术设备将要承担更大的成本。
而之前财关税[2007]11号《国家税务总局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》可对部分关键零部件和国内不能生产的原材料的进口税收实行先征后退政策的16个重大技术装备关键领域包括大型清洁高效发电装备，其中包含有大功
率风力发电机。
（4）2010年12月22日，美国对中国风电制造商的补贴向WTO提出起诉引起外界对中国风电市场的担忧在美国提出起诉的第二天，国内新能源企业股价均出现明显下跌态势。
4、运输距离远，稳定性差。
许多风电企业远离负荷中心，输电线路长，负荷小，支撑电源少，网架结构薄弱，安全风险大，为了保证电能及时送出，部分风电企业自建送出工程，电网长距离输送电能稳定性差，容易出现输送“瓶颈”。
而且不同季节不同种类的电存在上网冲突，冬季为保证供暖必须保证热电机组运行，夏季汛期风电弃风和水电弃水是不可调和的矛盾，因而限制了风电足额上网。
5、风电开发和电网建设不能有机结合。
电网建设严重滞后于风电装机速度这一客观事实，严重影响了风电行业的发展，电网未来发展应解决的目标是实现并网装机容量，实现“质”和“量”的并进。
国内的智能电网建设尚处于起步阶段，因此较严重地影响风电行业发展，虽然部分风电已实现电网接入，但被限制发电的情况时有发生，部分风电场损失电量高达30%。
6、 投资及放贷不稳，负债率高，盈利率低。
目前中国风电市场已全面进入竞争，无论是价格还是设备的竞争都已相当激烈。价格竞争使行业利润一降再降，由于国企有较强的资金支持，许多民营企业已经出现亏损局面或者被收购。
目前来看无论投资还是放贷给风电企业，都要承担相当大的风险。2010年下半年多家银行加大了新能源行业的贷款力度，仅华锐风电一家企业就获得了工行100亿元融资额度。而在2010年第二季度全球清洁技术领域吸引的投资中，太阳能公司占投资总量的41%，生物燃料公司占了15%，智能电网应用领域占到13%，风能只占很小比例。
尽管风电装机容量上涨势头仍强劲，但对风电企业的投资热潮显然已经褪去。
7、近年中国风电发展速度快，技术水平及效率却相对较低
中国风电行业近几年的发展速度很快，用5年时间实现了欧美发达国家近30年的发展进程，在产业不断进步、市场规模快速发展的同时，技术及效率却相对落后。

『玖』 中国政府何时确定开始扶持发展风电

中国风电及电价发展研究报告
中国-丹麦风能发展项目办公室
中国可再生能源专业委员会
2009 年11 月14 日
目录
一、中国风电电价定价机制的演变过程................................................1
二、 特许权招标项目................................................................................4
三、 特殊省份电价分析............................................................................6
四、 中国政府对风电的补贴政策............................................................6
五、 总体结论 ...........................................................................................7
1
一、 中国风电电价定价机制的演变过程
中国的并网风电从20 世纪80 年代开始发展，尤其是“十一五”期
间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989 年底的4200kW 增长到2008
年的1,200 万kW ，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开
发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示
范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。各阶段的电价特点及
定价机制概括如下：
(一) 初期示范阶段（1986-1993 年）
中国并网型风电发展起步于1986 年。1986 年5 月，第一个风电场
在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11 风电机组，是由山
东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政
府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电
场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，
因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电
协议后，报国家物价部门核准，电价水平在0.28 元/kWh 左右，例如20
世纪90 年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3 元/kWh
总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是
利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方
面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃
煤电厂持平。
(二) 产业化建立阶段（1994-2003 年）
2
1994 年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了
“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政
策，风电场建设逐渐进入商业期。这些政策的实施，对培育刚刚起步的
中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国
风电发展依然步履维艰。每年新增装机不超过十万千瓦。到2003 年底，
全国风电装机容量仅56.84 万千瓦。
这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶
段。1994 年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，
并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的
原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电
网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，
竞价上网”的目标逐步开始改革。
总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力
发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物
价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，
与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电
场上网电价为0.38 元/千瓦时；而最高上网电价每千瓦时超过1 元，例
如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2 元。
由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。
(三) 规模化及国产化阶段（2003 后）
为了促进风电大规模发展，2003 年，国家发展改革委组织了第一期
全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式
3
确定风电上网电价。截至2007 年，共组织了五期特许权招标，总装机容
量达到880 万千瓦。
为了推广特许权招标经验，2006 年国家发展改革委颁布《可再生能
源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7 号）文件，提
出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价
格主管部门按照招标形成的价格确定”。根据该文件，部分省（区、市），
如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招
标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。其他
未进行招标的省（区、市），大部分沿用了逐个项目核准定电价的做法。
因此，这一时期中国在风电电价政策属于招标电价和核准电价并存。
由风电特许权项目确定的招标电价呈现出逐年上升的趋势，随着中标规
则的完善，中标电价也趋于合理。特许权招标项目的实施在风电电价定
价方面积累的许多有益的经验，尤其是2006 年国家发展改革委颁布《发
改价格[2006]7 号》文件后，各省的核准电价更加趋于合理。风电场装
机容量在50MW 以下，以省内核准的形式确定上网电价。由于各地风电场
的建设条件不同，地方经济发展程度不一，核准的电价也差别较大，但
一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25 元/kWh 的电网补
贴。
(四) 目前中国风电电价政策
随着风电的快速发展，“招标加核准”的模式已无法满足风电市场发
展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设
阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发
4
展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。
2009 年7 月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电
价政策的通知》(发改价格[2009]1906 号)，对风力发电上网电价政策进
行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风
能资源区，相应设定风电标杆上网电价。
四类风电标杆价区水平分别为0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58 元
/kWh 和0.61 元/kWh，2009 年8 月1 日起新核准的陆上风电项目，统一
执行所在风能资源区的标杆上网电价，海上风电上网电价今后根据建设
进程另行制定。政府针对四类风能资源区发布的指导价格即最低限价，
实际电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价
主管部门备案。
二、 特许权招标项目
2003-2007 年，五期风电特许权项目招标，是中国电力体制改革、
厂网分家后的重要举措，风电上网电价政策不够明确的情况下，特许权
招标对合理制定价格、加快风电大规模发展发挥了重要作用。
通过对五次风电特许权项目电价的分析可以看出，国家通过特许权
方式确定的招标电价总体上呈现上升的趋势，如：内蒙古西部地区特许
权招标项目从2002的0.382元/kWh上升到2007年的0.5216元/kWh；甘肃的
特许权招标项目的电价从2005年的0.4616元/kWh上升到2007年的0.5206
元/kWh;河北的上网电价由2006年的0.5006 元/kWh上升到2007年的
0.551元/kWh。图1、图2、图3分别概括了内蒙古西部地区、甘肃、河北
等风电特许权项目大省的电价变化趋势。
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
中标电价
年份
图1. 内蒙古西部地区特许权项目中标电价
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
中标电价
年份
图2. 甘肃省特许权项目中标电价
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)
中标电价
年份
图3. 河北省特许权项目中标电价
6
三、 特殊省份电价分析
根据上述分析，全国范围内风电价格整体呈现上升趋势，但个别地
区也有例外，例如黑龙江和内蒙古西部。特说明如下：
黑龙江省由于其特殊的地理环境，风资源相对贫乏，并且建设成本
居高不下。此期间的建设项目单位投资在1.1万元/kW以上，导致该区域
风电发展相对滞后于其他省份。2003-2004年在黑龙江投建的两个示范工
程，都采用价格较高的进口设备和技术，因此上网电价较高，即便如此，
也仅能维持正常运行。目前，随着风电企业逐渐掌握黑龙江风能资源的
特性，运行成本进一步降低，风电项目增多，此外，风电设备国产化的
进程加快，也使风电建设成本降低。黑龙江省的风电产业的发展趋于正
常，电价有降低趋势。
在内蒙古西部，由于风能资源地理位置远离电网主网架，送电距离
远，出力不稳定，对电网调度冲击大，风电企业建设风场的同时需要考
虑部分输电设施的建设，因此风电成本较高，核准的电价也较高。加上
2003-2004年间，内蒙古地区由于其电网技术落后及电力需求容量限制了
风电产业的商业化发展，该地区风电产业处于成长初期，没有大规模发
展。国家、地方为了扶持风电的发展，加快了输电线路的建设，使企业
减少了相关成本。此外，随着风电设备国产化速度加快，国内设备价格
降低，因此风电建设成本降低，电价也相应趋于下降。
四、 中国政府对风电的补贴政策
中国政府一直大力支持风电的发展，从2002 年开始，要求电网公司
在售电价格上涨的部分中拿出一定份额，补贴可再生能源发电（即高出
7
煤电电价的部分）。，电网和中国政府对风电的政策性补贴力度逐年加大，
由2002 年的1.38 亿元上升到2008 年的23.77 亿元1（见图4）。由此可
见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发
展，三年间装机容量翻番。尽管如此，由于风电运行的不确定性，技术
操作能力和管理水平的限制，中国风电企业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
补贴额（万元）
图4. 中国政府对风电补贴额的变化
五、 总体结论
从以上分析我们可以看出，中国的风电电价变化和风电行业的发展
特点密不可分。风电行业发展经历了初期示范、产业化建立、规模化及
国产化、目前逐渐完善等四个阶段。与此相对应，四个阶段的风电电价
基本情况为：初期示范阶段：与燃煤电价持平（不足0.3 元/kWh）；产业
化建立阶段：由风力发电厂和电网公司签订购电协议确定，电价各不相
1 其中 2002 年至2006 年没有公开可得的官方数据，本报告撰写者根据历年电力年鉴风电发电量的统计数据，采用历史
最高电价扣除煤电标杆电价的方法，对补贴额度做了保守的估算，即：补贴额=风电年发电量 ×（历史最高电价－煤电
标杆电价）；2007 年至2008 年的补贴额度全部来自中国国家发改委和电监会公布的风电项目电价补贴额度统计数据
8
同（0.38 元/kWh～1.2 元/kWh）；规模化及国产化阶段：招标电价与核准
电价共存，国家招标电价保持上升；目前完善阶段：四类标杆电价（0.51
元/kWh，0.54 元/kWh，0.58 元/kWh，0.61 元/kWh）。在这期间，中国政
府一直努力探索合理的风电电价市场形成机制。不同阶段的机制不同，
风电电价亦有所波动，国家的指导电价逐年上升，核准电价则略微下降，
这都符合中国风电产业和世界风电产业的发展规律，使中国的风电电价
更趋理性。同时，可以看到，中国政府在探索风电价格机制和规范风电
电价的过程中，一直给予风电行业巨大的支持， 2002 年至2008 年，国
家对风电的补贴额从1.38 亿元上升为23.77 亿元，每年都在大幅度增长，
这极大地提高了投资者的积极性，促使中国的风电装机容量成倍增加，
中国一跃成为风电大国。
因此，我们认为，中国政府是依据风电本身发展的客观规律、电网
的承受能力来确定风电电价，在确定电价时从未考虑CDM 因素，定价过
程完全与CDM 无关。但是，也应该看到，在中国风力发展的过程中，CDM
对风力发电企业克服资金和技术障碍确实发挥了积极作用，如果没有
CDM，中国风电发展速度不会如此迅速，更不会为减缓全球温室气体排放
做出如此巨大的贡献。因此，我们希望EB 在审核中国风电项目时能充分
考虑和理解中国特殊的定价机制，推动全球范围内更多高质量CDM 项目
的成功注册，为减缓全球气候变化作出更多贡献。