应对发电预报计划和调度指令做出规定，对全额收购做出具体的安排。但是，目前我国还没有一个风电项目采取固定电价的长期购电合同，在电力体制改革方案尚未出台的情况下，必须寻求足够的法规依据，得到政府部门的特许，签定长期购电合同。
4.3项目投融资方面的障碍
我国目前还缺乏完全商业化投资的风电项目，银行对风电项目的贷款期限远短于对火电和水电项目的贷款期限。风电开发公司的资本实力小，其它投资者对风电项目不熟悉，风电项目缺乏有雄厚资本实力的大公司的投资。一个10万千瓦的风电项目对一般的风电开发公司，筹集资本金可能已经很不容易，担保的困难就更大了。所以，需要为项目融资创造条件，希望投资商与银行联合，以项目的资产价值和收益作为贷款信用条件。为了创造项目融资的条件，提供固定电价的购电合同和特许权协议中政府承诺的特许条件将会给投资者，特别是贷款人足够的信心，能以项目融资的形式进行项目投资。项目融资增加了项目的复杂程度，但在BOT项目中的经验证明可以按照这种方式完成融资。有利的条件是风电可以签定更稳定可靠的购电合同，但是不利条件是资源条件的不确定性减小了贷款人的信心。
4.4税收激励政策
风电电价高于燃煤发电电价，对风电减税的直接结果是电价下降，投资者的利益不一定增加。由于特许权项目的电价由招投标确定（购电合同中的电价）。如果税收重，电价高，税收轻，电价低，只要政府承诺全额销售，税收对项目的经济性没有直接影响。但是考虑到特许权项目有示范作用，通过一个竞争性的大规模的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。电价高，电网公司收购成本高，也增加了政府在价格补偿上的难度，所以通过减免税措施降低风电的电价仍是十分必要的。税收政策中重点是减免增值税，由于风电没有增值税进项抵扣，风电的增值税净征收额过高。对于关税政策，有一个矛盾之处，按照国际惯例，基础设施特许权项目的自用设备的进口关税给予免税待遇，按照我国现在的关税政策，如果是国家鼓励类项目的自用设备，除了不予免税目录的设备之外，免除关税和进口环节增值税。但是，风电特许权项目的一个目标是鼓励本地化制造，对本地化制造，进口部件不能免税，而且国内制造的风电设备出售时的增值税，在风电企业销售电力时不能抵扣，现行的关税政策和增值税政策，对风电项目采购国内生产设备造成不利影响，为此需要给予国内生
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产的设备特殊的政策，至少允许为特许权项目提供的风电机组的进口部件的关税和进口环节增值税可以免税。
4.5 如何使特许权项目有利于国产化
风电特许权项目是大型风电项目，我国联网型风电经过近20年，2000年底的总装机规模才35万千瓦，目前筹划中的风电特许权项目一个就是10万千瓦。我国的风电要大发展，必须有风电设备的本地化生产为基础。所以特许权项目必须考虑如何鼓励使用国产化设备的要求。按照一般特许权项目的惯例，政府通过招投标选择业主，但是项目的设备订货由业主自主决定。风电特许权项目是政府为了环境保护、长期能源技术储备为目的的。为此，政府在特许权项目中要求一定的本地化生产比例是应该的。这种本地化生产设备的比例要求可以通过三种方式达到：
1） 完全由业主选择。在关税上采取保护国内设备的措施，例如，对进口整机征收关税和进口环节增值税，对直接用于特许权项目的风电机组零部件，国内技术条件达不到要求的免征进口关税和进口环节增值税。我国已有的国产化生产厂制造的设备可能价格较低，风电特许权项目的业主可能采购国内设备。另外，外国风电设备制造商可能在我国境内建风电机组生产厂。这种方式符合市场经济原则，但是对是否能采购国内生产设备没有保证，不可以控制。
2） 规定一定比例的整机从国内制造厂选购。因为风电场的机组是模块化的，与火电、水电和核电不同，一部分风电机组要求采购国内生产设备是可以的。这种要求不完全符合市场经济规则，但是考虑到这是政府特许权项目，政府设定这类项目有自己的特定目的，特许权项目的电力销售也不是按照市场规则进行的，政府设定一定的设备采购比例也是合理的。就如同某一个风电项目利用外国政府的优惠贷款就必须采购指定国别的产品，那么特许权项目利用了政府特许的市场销售的条件，也必须完成政府发展本国风电设备制造业的目标。当然在选购国内生产的风电机组时，我们鼓励业主采取设备招投标的方式，通过市场竞争选购合适的设备，也促进风电设备制造厂的技术进步。
3） 规定特许权项目中的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。这种方式可以鼓励最大化的本地化设备采购，但是实际操作起来可能比较困难。
4） 所以，关于鼓励风电设备本地化生产问题，建议设定最低比例的整机必须是国内制造，国内制造的风电机组必须达到40%以上的国产化率；对特许权项
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目允许进口风电机组整机免关税和进口关节增值税。同时，在评标标准中设定设定设备采购计划的标准，采购本地化生产设备比例高的投标者可以得到较高的得分。
4.6 风资源的准确性问题
风资源是项目经济性的最重要的影响因素，由于风电的成本高于常规火力发电的成本，还要考虑到风电电价与常规火力发电电价的差额。所以大规模的风电特许权项目应该选择在风资源条件较好，经济比较发达，电价承受能力较高的地区。风电场的地理位置也很重要，因为风电场建设的位置取决于资源所在地区，不一定在电力负荷中心，不像火力发电厂，可以有多种可选的方案选择场址。这样风电场的电力输出工程可能因不同场址差别很大。应该考虑风电项目的特殊性，由政府出面协调好电网公司和风电场的输出工程建设的分工和费用分担
在我们选定的风电特许权项目的场址，作为资源是否可以利用的判断目的，目前对风资源的勘测可以满足要求。但是风电特许权项目要求准确的资源数据，目前的测量是不够的，即便有详细的风资源测量数据，投标者也不一定相信。所以资源的不准确性和招投标项目要求准确的项目资料之间有矛盾。我们在特许权方式上必须考虑到这个问题，并加以解决。
在此提出可供考虑的方案：
1） 在招标资格预审后，给予一年的时间准备投标，在此期间通过资格审查的潜在投标人可以到供招标的风电场址进行测风，资格预审1年期满时正式投标。勘测风资源的费用由潜在投标人负担，而且风资源的测量数据要给予中方主管部门一份。如果潜在投标人中标，其测风的费用可以在项目的成本费用中列支。投标失败者的测风费用不予补偿。
2） 委托国际公认的风资源勘测机构测风，该机构不参与项目的投标，所有通过资格预审的公司都要出一份测风的费用给该中立机构。该机构提供一年的测风数据，测风计划由政府和潜在投标人的大多数认可。测风数据向每一位投标人公开。
3） 在现有的风资源测量数据的条件下投标，所有发电量都按照一个统一的电价结算。由于风资源测量数据不是很准确，至少不能得到投标人的认可。年发电量和电价都是变数，投标人担心亏本，只能保守报价，报的电价可能都较高。这样的报价几乎可以肯定高于电网的平均上网电价，如果风资源比预想的好，投资商获得超额利润，而电网支付的购电成本高于电网的平均购电成本，对电网和用户带来利益损失。
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在现有的测风数据基础上投标。投标电价可以分为两个部分：容量电价和电量电价。容量电价反映风电场的容量成本，取决于风电项目的系统造价，取一个基本的可保证年发电量作为回收固定成本的基本发电量，容量电价报价最低作为电价部分的评标标准。超出基本发电量部分的电价与电网平均上网电价相同。由于风资源的不确定性，这部分电量不定。如果资源很好，投资商可以获得超额的利润，但是由于与电网的平均购电成本相等，对电网来说多收购一些风电也没有减少自己的经济利益，也没有增加消费者的负担。如果资源较差，投资商的赢利减小，但是由于容量电价保证了投资商成本的回收，投资商的投资仍然可以保证回收，风险也不是很大。对容量电价政府要设定报价上限，高于上限价的投标书视为废标。因为对风电项目的造价还是有一定的概算指标可以参考，这个上限也容易确定。投标人在投标报价书中同时声明基本发电量和容量电价，基本发电量与容量电价的乘积最低被定为评标标准中电价部分的标准。例如，假设政府对某风电场资源的估计是满发利用小时数2100小时，误差可能有正负200小时数，最低的可靠的满发利用小时数为1900小时。政府可以提供一个基本的折合满发小时数从1400-1900小时，每相差100为一个报价点，投标人选定一个基本的折合满发小时数报价。这样，投标人在较低的点报价，实际发电量超过这个点数时，只能得到电网的平均电价，故意按照低点报价对自己不利；投标人如果在高点数报价，由于不能超过该点数对应的上限电价，所以投标人只能得到低容量电价。为此，投标人必然按照自己判断的真实风资源报价。即便没有准确的风资源数据，投资者有获得额外利润的可能，同样可以冒一定的低风险投标。政府对投资者的回报率不做任何承诺，但也不做任何限制。这样投标准备的时间大大缩短，在我国迫切启动特许权风电项目的形势下比较适合。
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5 风电特许权经营的政策分析
5.1 现有政策条件下风电项目的经济性分析
为了制定有利于风电特许权项目实施的政策，我们首先分析现有的政策条件下风电的技术经济性能，在此基础上根据我国电力市场和风电发展的现状提出切实可行的政策建议。首先让我们先考察一下现有政策条件下风电项目的经济性。
我们考虑一个10万千瓦的风电项目，主要基本条件如下： 1) 风电场年利用小时数为2300小时； 2) 单位千瓦的造价假设为8000元；
3) 投资构成：其中20%为资本金，其余采用国内商业银行贷款，贷款利率为6.21%；
4) 贷款年限为7年；
5) 全部投资内部收益率约为8%。
6) 销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为基础计征，按规定分别采用5%和3%；
7) 所得税税率为33％；
8) 增值税为价外税，税率为17％。
经计算该风电场经营期含增值税平均上网电价为0.67元/kWh，不含税电价为0.57元/kWh，所得税后全部投资财务内部收益率为12.68%，所得税后自有资金财务内部收益率为18.58%。
在风电场上网电价中，成本费用占的比重最大，约占48.4%，折算成电价为0.32元/kWh；其次为税赋，其中增值税约占14.5%，折算成电价为0.10元/kWh；销售税金附加约占1.2%，折算成电价为0.01元/kWh；所得税约占11.9%，折算成电价为0.08元/kWh。
在现有的政策条件下，电价测算方法采用还本付息的方法。由于贷款期只有7年，在还本付息期电价很高，接近1.00元/千瓦时。尽管在还贷期后的电价将下降到0.20元/kWh的水平，但是还贷期的高电价是常规火电平均电价的3倍（目前全国的平均上网电价是0.32元/kWh，新建燃煤电厂的上网电价各地差别较大，平均为0.35元/kWh）。如果是小型项目，例如3万千瓦以下的风电场，高电价对电网购电成本的影响不是很大。但是对一个10万千瓦的项目，如果在还本付息期的电价如此高，将造成对电网电价的较大影响。
5.2 电价分摊方式
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