德国——实行固定上网电价，是全球风电的领先者

1990年，德国议会通过了著名的强制购电法(Feed-in-Tarrif)。该法案规定：电力公司必须让风电接入，并以固定价格收购其全部电量;以当地电力公司销售价格的90%作为风电上网价格;风电上网价格与常规发电技术的成本差价由当地电网承担。到2000年，强制购电法的原则在新的《可再生能源法》中进一步确立。同时，政府开始对风电投资进行直接补贴。德国在2001—2007年保持风电装机容量世界第一，到2010年年底累计超过25GW，直到2008年、2009年才分别被美国和中国超越。对于国土面积只有中国和美国1/30的国家而言实属不易，德国风电发展的成功经验主要得益于其固定的上网电价政策。

2011年7月，德国通过了《可再生能源法》的修改，德国《可再生能源法》2012修正案于2012年开始实施。德国的《可再生能源法》是德国可再生能源发展的核心推动力，法规每隔数年会对电价水平进行修改，以配合资源开发和产业发展的情况。此次修改的《可再生能源法》包括对陆上电价的修改和海上电价的修改。此次法案修改备受关注，因为在日本福岛核危机后，德国退出核电的呼声高涨，德国议会最终通过决议将于2022年彻底结束核电产业，因此可再生能源再次成为公众关注的焦点。

修改后的法案对可再生能源的目标进行了修改，新目标要求到2020年35%的可再生能源发电目标，2030年50%，2040年65%和2050年80%。

此次法案修订，明显地提高了对各种可再生能源的补贴。不同可再生能源技术的电价水平或有升高，或维持不变。

新法规中陆上风电电价并未下调，陆上风电固定电价的起始电价为0.0893欧元/kWh，基础电价为0.0487欧元/kWh。从2012年起，每年新项目的电价在前一年基础上下降1.5%，而修改前的电价年均降幅为1%。在德国，项目在运营初期采用一个固定的“初始电价”。“初始电价”是高于普通电价的补贴电价，其应用的时间取决于风能资源状况，应用的最长时间期限是20年。应用时间期满后，风电电价降低到“基础电价”，后者一般与传统电价保持相当的水平。

对于更新退役风机的机组，电价维持原水平0.05欧元/kWh，并且只针对2002年以前安装的风机。新法案提高了对海上风电的电价水平，修改前海上风电的起始电价为0.13欧元/kWh，修改后新海上风电的起始电价为0.15欧元/kWh，此电价维持12年;或企业也可以选择起始电价0.19欧元/kWh，此电价维持8年。之后电价降为基础电价0.035欧元/kWh。每年开发的新项目电价在前一年基础上下降7%。

这是自2000年德国《可再生能源法》颁布以来，第三次修订电价。前两次分别为2004年和

2008年。修订的法律并没有改变固定电价的基本原

则和电价设计原理，而是根据技术发展水平和资源开发水平对电价水平、电价下幅比例和标准资源值进行调整。这样最大程度地保证了政策稳定，也保证了电价水平的科学性。

此次《可再生能源法》的修订，对其他可再生能源发电电价都有不同程度的上调，例如，对生物质能和地热能的电价水平都有一定的提高，太阳能光伏发电的每年电价下调比例保持不变，同时也保持了太阳能光伏发电每年3500MW的发展目标，这些都将继续刺激德国的光伏产业发展。 

美国——联邦和州级激励补贴计划和财税优惠政策并举，可再生能源配额制作用显著

为了推动风电等可再生能源发展，美国两个大法起到了根本支撑，分别是1992年出台并不断修订的《能源政策法案》和奥巴马政府2009年出台的《经济复苏法案》，这两个法案确立并加强了可再生能源在美国联邦和各州的法律地位。在联邦层次的优惠政策和补贴计划包括：风能生产税抵减(PTC)、投资退税(ITC)和国家财政补贴计划以及税收加速折旧等。

风能生产税抵减政策规定应用于风能等部分可再生能源项目，2010年，风能、闭环生物质能和地热发电的退税额达2.2美分/kWh;其他符合条件的技术所获得的退税额为风力发电项目退税额的50%(2010年为1.1美分/kWh)。在2012年年底之前投入运营的风力发电项目目前可获得10年退税，其他可再生能源技术的投产日期可延后一年(即2013年年底之前)。在PTC取消的3个年份(分别是2000年、2002年和2004年)，风力发电装机容量的增长速度出现明显停滞，而在预定期满之前的年份，风能开发项目则出现显著增加，由此可见风能生产税抵减对于可再生能源发电，尤其是风力发电行业的重要性。

投资退税适用于其中包括太阳能、燃料电池和小型风电项目(均可获得相当于项目立项成本30%的退税)，以及地热、小型燃气轮机和热电联产项目，从实施效果来说，投资退税对风电等可再生能源行业发展起到了明显的推动作用。

尽管这两项联邦财政激励措施仍将发挥重要作用，但随着2009年2月《经济复苏法案》的颁布，在2009年和2010年，该法案第1603条国库财政补贴计划的作用超过了风能生产税抵减和投资退税。鉴于2008年年底的金融危机之后，市场上税收股权投资者的数量明显减少，《经济复苏法案》第1603条规定为符合条件的可再生能源项目提供30%的现金补贴，这为可再生能源项目提供大笔资金，尤其是在紧缩的金融环境下，通过税收激励计划刺激投资的难度很大。因此，该计划毫无意外地获得了广泛支持。自2009年6月底该计划实施以来，共发放了约50亿美元现金补贴，大大激励了投资商和开发商，仅2009年美国新投产的风力发电装机容量中超过6400MW，占64%以上的新增装机均选择了该补贴计划。

可再生能源的主要州级推动政策包括可再生能源配额制度(RPS)，以及各种州级现金激励计划。此外，还包括其他联邦级和州级举措支持国内可再生能源设备的制造，包括：(1)联邦贷款担保计划;(2)联邦生产退税;(3)联邦与地方财政激励计划，鼓励制造可再生能源设备;(4)联邦与州级研发基金等。

可再生能源配额制度在美国可再生能源发展史上有着不可忽视的贡献，得到了各国的认可，并作为典范学习和借鉴。其核心是要求零售电力供应商逐渐增多对可再生能源的购买量;大部分行政区均允许可再生能源许可证交易，以提高配额标准执行的灵活性，也便于执行的考核。尽管各州的政策形式与最终执行目标存在较大差异，但大部分可再生能源配额制度均规定，到2025年，新增可再生能源

装机容量需达到73GW左右，届时将占美国当年零售电力销售的6%，到2030年，零售电力销售中合格的可再生能源比例应达到15%～25%。从实施效果来看，风力发电项目受州级配额制度影响最为显著。1998—2009年，在配额政策的推动下，美国新增的可再生能源装机容量中，风力发电占94%左右;剩余的6%分别是生物质能、太阳能和地热。、

丹麦——稳定持续的政策导向、强大的产业链支撑

丹麦政府在1976年、1981年、1990年、1996年和2012年，先后公布了五次能源计划。其中2012年3月最新的能源规划目标提出2020年丹麦能源需求量减少12%(与2006年相比;或与2010年基数相比减少7%)，丹麦能源供应的35%来自可再生能源，2050年能源供应100%来自可再生能源的目标;在这一目标的指导下，2020年丹麦50%的电力将由风力提供。这一目标已经公布，被誉为全球最大胆激进、最绿色环保也最具有长效性的国家能源政策。这一目标的建立，旨在帮助丹麦实现2020年减排34%的目标(在1990年的排放量基础上)。

在这一新目标下，政府进一步提出了1500MW海上风电发展目标和1800MW陆上风电发展目标。1亿丹麦克朗将被用于支持可再生能源技术开发，如太阳能和潮汐能，同时潮汐能还将获得额外的2500万丹麦克朗的支持。此外，政府还将大力推进化石能源项目向可再生能源的转换，以及推进可再生能源进入建筑和交通领域等。在智能电网方面，政府将在全国范围内建立智能电网规划，并且将推动电网公司推进智能电表在用户方的普及等。

丹麦政府制定和采取了一系列政策和措施，支持风力发电发展。在支持风能研发方面，丹麦国家实验室的风能部门科学家和工程师阵容强大，从事空气动力、气象、风力评估、结构力学和材料力学等各方面的研究工作。为了保证风机的质量和安全性能，丹麦政府专门立法，要求风机的型号必须得到批准，并由国家实验室审批执行。

财政补贴和税收优惠。丹麦政府对风电补贴始于1979年，根据立法，只要通过国家实验室的测试和资质认证，私人投资风电能获得风机购买价格

30%的补贴，后来补贴比例逐渐削减，最终取消了这一补贴。丹麦陆上风电场上网电价包括市场价格和固定补贴两部分，根据不同的并网时间采取差异化的补贴政策。

1999年之前购买的风机，在规定的满负荷小时数内享受的补贴加上市场电价每度电达0.6丹麦克朗;超过规定的满发小时数后到风机运转满10年之前，享受含补贴每度电0.43丹麦克朗的价格。在运转10—20年之间，原则是，补贴加上市场价格，每度电不得多于0.36丹麦克朗，同时，每度电还享有2分的平衡补贴。2000—2002年并网的风机，在22000满负荷小时数内每度电补贴加上市场电价保证以0.43丹麦克朗来结算。在年满20年前，每度电仍有0.1丹麦克朗的补贴，但原则是，补贴加上市场价格，每度电不得多于0.36丹麦克朗，同时，每度电还享有0.02丹麦克朗的平衡补贴。2003—2004年之间并网的风机，在年满20年前，每度电享有0.1丹麦克朗的补贴，但原则是，补贴加上市场价格，每度电不得多于0.36丹麦克朗，同时，每度电还享有0.02丹麦克朗的平衡补贴。2005年1月1日以后并网的风机，在年满20年前，在市场电价的基础上，享有每度电0.1丹麦克朗的固定补贴，每度电有0.02丹麦克朗的平衡补贴。2009年2月19日以后并网的风机，在22000满负荷小时数内每度电可以在市场电价的基础上再享受0.25丹麦克朗的补贴，同时，每度电还享有0.02丹麦克朗的平衡补贴。此外，在2001年4月1日以后为取代拆除的老风机而并网的新风机可以在其他补贴的基础上再享有每度电0.17丹麦克朗的补贴。

丹麦设有电力节约基金，政府对提高能源效率的技术和设备进行补贴。最新的激励措施是，对使用化石燃料的用户征收空气污染税，而使用风能则享受一定的税收优惠。由于政策到位，丹麦风力发电技术日益成熟和市场化。

实行绿色认证。在绿电证书交易市场上，可再生能源发电商每发出一定可再生能源电量，除回收一定电费外，还得到与该电量相关数量的绿电证书。可再生能源发电商发出的电量，电网必须收购，所有可再生能源发电都有优先上网权，电网有责任收购并付款。绿电交易证书的市场需求通过配额的办法来保证。每个电力消费者必须购买分配给自己的可再生能源配额，以扩大风能等可再生能源的使用，2003年以后，全国所有消费者的可再生能源消费比重须高于20%。

市场准入和上网优惠。政府通过强制措施和税收优惠等多重政策，消除风电在开发初期的市场准入障碍，建立行之有效的投融资机制，对风电上网给予鼓励。电力公司须将售电收入优先付给私人风电所有者。丹麦《电力供应法》要求可再生能源发电必须优先上网，电网有责任收购并付款，如果风场建成后不能及时入网，电网公司必须对风电场业主给予经济赔偿。新的《可再生能源法案》中还规定，对于新建的海上风电场，在运行过程中如遇特殊原因被限制入网，电网公司也必须对风电场业主给予经济赔偿。丹麦是世界上第一个倡导使用风机技术的质量认证和采用

标准化系统的国家。从1991年丹麦推行风电机组强制认证起，风电机组必须通过严格的安全和质量检测才能在丹麦安装使用，必须获得指定机构的认证才能在丹麦销售，在丹麦安装的风电机组必须满足丹麦能源署颁布的关于风力发电机组认证体系的相关规定。 

西班牙——电力法建立了电力交易市场，溢价电价是巨大的推力

2010年，西班牙风电发电量达到43.7TWh，占西班牙电力供应的15%以上。2011年3月，西班牙风电利用率达到21%创历史新高，比2010年3月高出5个百分点。此外，西班牙历史上实时风电利用率最高已经超过50%，即风电电量满足了电力需求的一半以上。2010年西班牙提交欧盟委员会的《国家可再生能源行动计划》中，提出到2020年西班牙可再生能源供应满足能源需求的22.4%，其中电力需求的40%由可再生能源提供。

提出目标的同时，行动计划中也列出了具体的保障措施，包括：修改完善风电并网相关技术规范;逐步有区别地做好风电机组更新的行政管理;西班牙将在2014年前开展海上风电技术研究及前期工作，2014年进行示范项目建设，2016年前后开始逐步进入商业化运营阶段;制定一系列措施促进小风电的应用;制定小功率风电机组的技术规范并建立认证认可体系。

这些目标和配套政策的出台都离不开西班牙已有的政策体系和举措。西班牙也是通过立法方式来明确规定可再生能源政策的国家，和德国类似，1997年通过电力法案明确规定建立自由交易的电力市场，并通过电力体制改革使发电公司和供电公司私有化，建立国家电力库系统(PoolBasedSystem)，所有发电企业向电力库系统售电，所有供电企业向电力库系统购电，成立国家电力监管委员会来负责电力市场的监管。在该电力法中专门针对可再生能源发电做了详细具体的规定，主要内容有以下几个方面：

对可再生能源电力技术应用范围进行界定，规定装机容量在50MW以下的可再生能源发电系统适用于电力法;保证可再生能源电力并网;可再生能源发电企业直接向国家电力库售电，不参与电力竞价;对可再生能源电力实行特殊电价，在制定特殊电价时考虑了保护可再生能源发电投资商的利益。

之后电力法经历了多次修订和完善，最终确立并形成了较为完善的溢价电价机制，风电、光伏和小水电的发展效果明显。以风电为例，20世纪90年代中期西班牙的风机产业刚刚起步，应用规模不大，在政策支持下几年的时间里产业和技术应用都排在世界前列，截至2011年年底，累计装机容量居世界第四，仅次于中国、美国和德国。

西班牙风力发电的驱动力为全国范围实施的可再生能源补贴和数量甚多的高风速区域。然而，2012年1月西班牙政府通过了一个禁令，取消了针对所有未批准可再生能源项目的补贴。禁令的颁布使得西班牙2020年装机33.75GW的目标困难重重。政府取消补贴，再加上新项目核准困难，影响了项目的融资，而输电线路和电网建设的滞后更加剧了项目融资的难度。

西班牙国内风电开发缓慢，导致西班牙主要风机制造商出口90%的产品，以适应国内市场发展缓慢的情况。歌美飒、维斯塔斯、LM和通用等主要风机制造商关闭了或者缩减了在西班牙的生产。尽管如此，由于风资源良好以及生产技术先进，西班牙风机制造仍超过了德国，在全球累计安装的风机已超过7GW。 

英国——不断尝试和改革的可再生能源政策体系造就海上风电大国

英国可再生能源的发展起步较晚。1997年，英国签署了《京都议定书》，并承诺将在2050年之前将温室气体排放量减少到1996年排放量的40%。

2003年2月24日，发布了《能源白皮书》，确定了可再生能源电力2010年要占到电力总消费量的10%、2020年要占到20%的具体目标。近年来，英国一直利用自身优势，努力开发风能、波浪能、潮汐能等多种可再生能源。据全球风能协会的统计数据显示，2010年，英国新增风机容量962MW，累计装机容量达到5204MW，占全球的2.7%。

为了促进可再生能源尤其是相关技术创新的发展，英国政府从多个方面制定了鼓励和扶持的政策。主要包括基于化石燃料公约的招标制(NFFO)和可再生能源义务制(RO，类似配额制)，这两项制度的实施并不顺利，可以说实施效果很差。

《非化石燃料义务公约》颁布于1990年，要求公共电力供应商设立非化石燃料购买代理，通过招标过程签约所有的非化石燃料电力。投标分成不同的技术标段，以确保不同的可再生能源技术都参与其中。尽管这样，NFFO中还是以风电、废物和垃圾填埋气体项目占主体，但由于其缺乏协调、缺乏招标相关规定、不稳定等致命缺点，该公约到2002年为可再生能源义务证书制度所代替。

2002年开始实施的“可再生能源义务证书制度”(RenewableObligation)，是英国《2000年公用事业法》(UK""sUtilitiesAct2000)的一部分。与中国的可再生能源配额制度相似，它给英国的电力运营商设置了提高可再生能源电力比例的义务，规定了可再生能源发电的具体数额：2003年为3%，逐年递增，到2010年为10.4%，2015年预计为15.4%。

按照《可再生能源义务法》的要求，所有供电商都必须完成当年规定的可再生能源电力份额。如果企业自身不能完成则可以从市场上购买ROC(可再生能源义务证书——RenewablesObligationCertificates，每兆瓦合格的可再生能源电力作为一个计量单位)。所有罚款进入特定的基金，并按照电力供应商完成义务的比例重新分配返还电力供应商。这一规定也导致了一定程度的投机行为，企业会衡量履行义务和被罚款的机会成本，而选择是否购买ROC，也导致了ROC价格的炒作。这种不确定性导致投机的存在，被视为可再生能源发展的不利因素。

除了这两项制度外，英国于2009年发布了《可再生能源指令》，目标是到2020年可再生能源要占到英国能源消费总量的15%。2011年7月英国发布英国第一个《可再生能源路线图》。该路线图指出，为了帮助英国用低成本和可持续的方式实现2020年的目标，未来要充分发挥陆上风电、海上风电、海洋能、生物质发电、生物质供热、地源热泵、空气源热泵和可再生能源在交通方面的应用8类技术的潜力。

通过不断地尝试和调整，一方面产生了不利的影响，如投资商对风电等可再生能源开发利用的政策不稳定性产生怀疑和观望态度，另一方面也向产业表明了政府发展可再生能源的决心和态度，因此长期来看，这些尝试和弯路还是值得的，特别是英国成为海上风电开发利用的先驱。2010年，英国政府决定利用9700万美元原用于港口设施更新改造的费用支持海上风电开发，积极地拉动了西门子、通用、歌美飒等各国企业来英国开发海上风电的积极性，分别宣布各自的投资计划。英国还建成世界上最大的海上风电场，总装机容量300MW，并延伸到苏格兰65MW的陆上装机。对于海上风电的开发利用，英国天然气和石油管理办公室、英国皇家资产管理局等机构共同合作，完善了关于海床审批、项目核准等程序，简化易操作的流程和优惠的政策大大吸引了各国开发商和投资商云集于此。