风力发电商业化问题
风力发电商业化问题 1 风力发电的兴起 1973年的石油危机之前，风力发电技术仍处于科学研究阶段，主要在高 校和科研单位开发研究，政府从技术储备的角度提供少量科研费。1973年以后， 风力发电作为能源多样化措施之一，列入能源规划，一些国家对风力发电以工业 化试点应用给予政策扶持，以减税、抵税和价格补贴等经济手段给予激励，推进 了风力发电工业化的发展。进入90年代，风力发电技术日趋成熟，风场规模式建 设；另一方面全球环境保护严重恶化，发达国家开始征收能源和碳税，环保对常 规发电提出新的、严格的要求。情况变化缩短了风力发电与常规发电价格竞争的 差距，风力发电正进入商业化发展的前夜。
近年，世界风力发电如雨后春笋，逐年以二位数速度迅猛增长，截至1998 年，全球装机9689 MW。装机容量前10名的国家是：德国2874 MW、美国1890 MW、 丹麦1400 MW、印度968 MW、西班牙834 MW、荷兰364 MW、英国331 MW、 中国223 MW、意大利180 MW和瑞典174 MW。
我国风力发电起步于80年代末，集中在沿海和新疆、内蒙风能带。1986 ～1994年试点，1994年新疆达坂城2号风场首次突破装机10 MW(当年全国装机25 MW)，4年后，全国装机223 MW，增长9倍，占全球风力发电装机的2.3%。
2 各国政府的激励政策 2.1 美国 a)1978年通过“公共事业管理法”规定电力公司必须收购独立发电系统电 力，以“可避免成本”作为上网电价的基础，对包括风力发电等可再生能源的投资 实行抵税政策，即风力发电投资总额15%可以从当年联邦所得税中抵扣(通常投资 抵税为10%，由此风力发电投资抵税率为25%)，同时，其形成的固定资产免交财 产税。在此基础上，加利福尼亚州能源委出台“第4号特殊条款”，要求电力公司以 当时天然气发电电价趋势作为“可避免成本”计入上网电价，签订10年不变购电合 同(每千瓦时11～13美分)。这段时间加利福尼亚州风力发电发展迅猛，出现该州 风力发电占全国风力发电的 80%，1986年取消优惠政策，发展速度立即下降。
b)1992年颁布“能源法”，政府从鼓励装机转到鼓励多发电，由投资抵税 变为发电量抵税，每千瓦时风力发电量抵税1.5美分，从投产之日起享受10年。
c)1996年美国能源部发布“888号指令”，发电、输电和供电分离，鼓励竞 争。
d)美国能源部围绕2002年风电电价降到2.5美分／kWh、2005年风力发电 设备世界市场占有率25%、2010年装机10 GW等目标，拔专款支持科研和制造单位进行科学研究。
e)推行“绿色电价”，即居民自愿以高出正常电价10%的费用，使用可再 生能源的电量。
2.2 德国 1990年议会批准“电力供应法案”，规定电力公司必须让可再生能源上网， 全部收购，以当地售电价90%作上网价，与常规发电成本的差价由当地电网承担。
政府对风力发电投资进行直接补贴，450～2 000 kW的机组，每千瓦补贴120美 元；
对风力发电开发商提供优惠的低息贷款；
扶持风力发电设备制造业，规定制 造商在发展中开发风力发电，最多可获得装备出口价格70%的出口信贷补贴。
在政府激励政策推动下，1995年德国投产风力发电495 MW，1996年364 MW，跃居世界之首。但是，实施风力发电差价完全由当地电网承担的政策，引 发一些电力公司上诉到联邦议会。
2.3 印度 a)设立非常规能源部，管理可再生能源的发展，为可再生能源项目提供 低息贷款和项目融资。
b)政府提供10%～15%装备投资补贴，将风力发电的投资计入其它经营 产业的成本，用抵扣所得税补贴开发商。5年免税。整机进口关税税率25%，散件 进口为零税率。有些邦还减免销售税。
c)电力电量转移和电量贮存政策：开发商可以在任何电网使用自己风机 发出的电力电量。电力公司只收2%手续费。风机发出电量贮存使用长达8个月。
开发商也可以通过电网卖给第三方。
d)为风力发电及其他可再生能源提供联网方便。
e)设最低保护价，一般为每千瓦时5.8～7.4美分。
印度扶持政策是在严重缺电的情况下形成的。1995年印度风力发电投产 430 MW，1996年投产251 MW，是发展中国家风力发电发展最快的国家。
2.4 中国 起步晚，发展快，但扶持风力发电尚未形成统一规范的政策。
a)政府积极组织国外政府和金融机构的优惠贷款；
可再生能源发电项目 的贷款，在一定条件下给予2%贴息；
风力发电项目在还款期内，实行“还本付息 ＋合理利润”电价，高出电网平均电价的部分由电网分摊；
还本付息期结束后，按 电网平均电价确定。
b)1998年实行大型风力发电设备免进口关税，发电环节增值税暂为6%。
c)地方对征地及电力部门在联网上给予优惠。
世界各国扶持力度各异，进程不一，见图1。图1 世界风力发电情况对比 3 影响中国风电商业化的因素 当前，风力发电商业化的突出问题是：单位造价偏高(国内“双加”工程 9800～10500元／kW)，风资源特点决定设备年利用小时仅 2500～3400 h，再加 上其它原因，使上网电价偏高。影响上网电价有以下几个主要因素。
3.1 工程费用 以某一实施中的工程为例，各项工程的费用所占百分比为：机组61.1%， 塔架6.4%，土地3.0%，勘测设计1.8%，风场配套24.0%，输电工程3.2%。其中 机组占极大的比例，如果降低其成本，能大幅度减少工程造价。
3.2 资金渠道 风力发电成本中85%取决于建设工程费用。工程投资中除了法定资本金 外，大部分由各种信贷解决，贷款条件(利率、还款期和手续费等)对项目财务评 价影响很大。外国政府优惠贷款，还款期长，利率较优惠；
国际金融贷款，中长 期，利率较优惠；
国家政策性贷款，在满足一定条件下贴息2%；
商业银行贷款， 还款期短，利率高。
目前，政府对风力发电没有投资补贴，优惠资金渠道不多，如果政府不 采取扶待政策，恐怕风力发电建设资金渠道会较长时间影响风力发电的规模发展。
3.3 税收 1998年起免征大型风机进口关税，这对风力发电建设是很大的扶持。(在 未免征之前，关税率24.02%，提高整个工程造价15%)。
发电环节增值税：风力发电成本电价本来就高，又没有进项税扣减，不 论征收6%或17%，都会使上网电价按比例上升。
对于所得税，可再生能源项目目前没有任何优惠，不论对经营者收益或 上网电价核算都有很大的影响。
3.4 投资合理收益率 以审议中的一个项目为例：总装机15 MW，外国政府优惠贷款占66%， 资本金20%，国内配套贷款14%，计算如表1。收益率越高，上网电价越高。
表1 某项目的财务评价 指标 方案一 方案二方案三 全部投资内部收益率／% 10.92 8.14 6.31 自有资金内部收益率／% 24.61 14.00 10.00 投资利润率／% 9.55 6.57 4.83 投资利税率／% 12.56 7.27 5.42 资本金利润率／% 49.98 21.51 15.57 上网不含税电价／ (元.kWh－1)0.65 0.55 0.47 3.5 业主(开发商)的经营管理水平 开发经营者对项目全过程的管理水平，不仅影响项目的成败，而且直接 影响到风力发电能否顺利进入市场竞争。
4 商业化势在必然 人们环保意识的增强，各国政府支持可再生能源的政策出台，为风力发 电的发展创造了有利环境。特别是风力发电技术经过30年实践日趋成熟，设备的 工业化可以提供性能可靠、价格逐步下降的大型风电设备，显示出风力发电参与 电力市场竞争能力大大提高。
以美国为例，80年代初风电上网电价40美分，90年代中降到5美分，见图 2。1996年美国各州平均售电价水平4～12美分。其中，4美分2个州，4～5美分4 个州，5～6美分12个州，风力发电装机最多的加利福尼亚州平均售电价为9.8美分。
图2 风电电价 由于各种原因，我国目前上网电价偏高，如表2。
表2 我国部分省(区)风电上网电价 风电场 上网电价／(元.kWh－1) 浙江鹤顶山 1.100 辽宁东岗、辽宁横山、河北张北 1.000 新疆达坂城 0.860广东南澳 0.770 内蒙古辉腾锡勒 0.713 海南东方 0.630 美国风电场建设可以做到每千瓦造价1000美元，上网电价5美分。荷兰、丹 麦每千瓦造价1000～1200美元，上网电价5.5美分。我国目前每千瓦造价大体是 1200美元，可上网电价高达12美分。
综上所述，我国风力发电进入商业化是必然的，问题是如何妥善解决与 商业化相关的因素。
5 结论 风力发电是清洁可再生能源，蕴存量巨大，具有实际开发利用价值。中 国水电资源370 GW，风能资源有250 GW。广东省水电资源6.6 GW，沿海风能可 开发量(H=40 m)8.41 GW。也就是说，风能与水能总量旗鼓相当。大量风能开发 不可能靠某个部门或行业的财政补贴就能解决，商业化不仅是市场的要求，也是 风力发电发展的自身需要。所以，风力发电商业化是必由之路，可行之路。
商业化关系到市场各方面，需要政府、业主(开发商)、电力部门和用户 一起支持和配合，共同努力方能见效。
6 建议 政府、业主(开发商)、电力部门和用户各施其责，或称之为“四合一”方 案。
6.1 政府 制定可再生能源的财政扶持法规、政策性银行优惠条款等激励政策、税 收减免或抵税规定，政策上支持风力发电技术开发和设备国产化。
6.2 业主(开发商) 精心选点，规模开发，优化设计，降低造价；
争取优惠信贷，减轻还本 付息成本；
加强管理，保证设备可靠运行率高，降低运行成本；
自我约束，获取 合理的投资收益率。
6.3 电力部门承诺风力发电上网收购，按规定承诺风力发电上网电价，电网合理消化 风电差价，联网工程建设给予支持。
6.4 用户 接受合理分摊再生能源的差价，自愿支持再生能源的发展，购买再生能 源的“绿色电价”电量。