中国风电技术商业化促进政策评价与设计.doc

中国风电技术商业化促进政策评价 与设计 总报告执笔人 张正敏 李俊峰 2 项目研究组织 协调与顾问组 李宝山 组长，处长 科技部高新司交能处 陈和平 处长 国家发展计划委员会基础司新能源与节能处 周篁 高工 国家发展计划委员会基础司新能源与节能处 刘鸿鹏 处长 国家经贸委资源司环境处 刘文强 博士 国家经贸委资源司新能源处 王刚 付处长 财政部税政司流转税处 张源 处长 国家电力公司水电与新能源发展部新能源处 朱俊生 原付司长 国家经贸委资源司 祁和生 处长 风电协会秘书长 专家工作组（按单位排列） 张正敏 组长，研究员 国家发展计划委员会能源研究所 胡润青 协调人，助理研究员 国家发展计划委员会能源研究所 李俊峰 付所长，研究员 国家发展计划委员会能源研究所 李京京 研究员 国家发展计划委员会能源研究所 梁志鹏 博士 国家发展计划委员会能源研究所 许洪华 室主任，研究员 中国科学院电工所 陈振斌 研究员 中国科学院电工所 施鹏飞 付总工 中国水利水电建设工程咨询公司 易跃春 付处长 中国水利水电建设工程咨询公司 谢宏 文 工程师 中国水利水电建设工程咨询公司 顾树华 教授 清华大学核研院 刘志华 硕士 清华大学核研院 王白羽 硕士 清华大学核研院 杨校生 付总 龙源电力公司 3 总报告执笔人 张正敏 李俊峰 总报告摘要执笔人 张正敏 胡润青 专题报告执笔人 1. 风力发电发展的现状和趋势 杨效生 2. 风力发电政策实施方案 杨效生 3. 风力发电是实施可持续发展的重要选择 陈振斌 4. 风力发电系统生命周期评价 顾淑华 刘天华 张正敏 5. 风力发电电价分析报告 施鹏飞 易跃春 谢宏 文 6. 税制改革与风力发电 胡润青 张正敏 7. 我国增值税税制的转型选择及过渡措施 王白羽 顾淑华 8. 中国风电电价分析与政策建议 张正敏 王白羽 谢宏文 9. 风电激励政策可行性的综合定量分析 顾淑华 张正敏 王白羽 10. 中国风电商业化过程的动态分析 梁志鹏 张正敏 4 目 录 中国风电技术商业化促进设计与评价要点 .8 一、 发展风力发电的必要性和重要性 .24 1、 风力发电是调整能源结构的迫切要求 24 2、 风电是改善能 源供应安全、促进经济发展的需要 26 3、 风电是减少排放，防止全球气候变暖的一项主要措施 26 二、 国内外风电技术的发展和评价 .28 1、 世界风电技术的发展 28 1） 装机容量迅速增加，风电产业不断扩大 28 2） 风电技术不断改进，机组性能逐步提高 30 3） 发电成本持续下降 30 2、 中国风电的发展相对滞后，但其成就亦令人瞩目 33 1） 开发规模达到新的水平 33 2） 本地化进程和加快，主要部件国 内已能制造 35 3） 产业发展初显端倪，初步形成了一批专业生产厂 36 三、 中国风力发电面临的主要障碍和问题 .39 1、 资源评价问题 39 2、 设备制造问题 40 3、 风电场建设问题 40 4、 发电成本、上网电价问题 42 5、 政策和机制问题 43 1） 缺少清晰的发展目标 43 2） 没有明确的优惠激励政策 43 3） 资金渠道不畅，缺乏适合于风电的长期贷款 44 4） 缺乏商业化运作机制 45 5） 问题的结论 48 四、 高强度激励政策是克服障碍、促进发展的关键 .48 1、 国外成功的经验 48 1） 美国 48 2） 英国 50 3） 德国 53 5 4） 丹麦 55 5） 荷兰 57 6） 印度 58 2、 国内的实践 59 1） 在立法方面 59 2） 在经济激励政策方面 60 3） 在研究开发方面 61 五、 激励政策的分类和新政策的构想 .62 1、 政策的类型和特点 62 1） 强制性（或指令性）政策 62 2） 经济性政策 62 3） 研究开发政策 62 4） 管理政策与运行机制 64 2、 政策可实施性分析和评价 64 1） 指令性政策 64 2） 经济激励政策 64 3） 研究开发政策 67 4） 管理政策与运行机制 67 3、 新政策的构想 68 1） 政策的基本目标 68 2） 新激励政策及方案构想 68 六、 激励政策对风电电价的影响和作用 .70 1、 中国风电电价的组成和影响因素 70 2、 风力发电目标电价及其确定 .71 1） 目标电价的概念 .71 2） 目标电价的确定 .71 3、 风电基准电价的确定 .81 1） 基准电价的含意 .81 2） 基准方案及其参数的设定 .81 3） 测算结果 .84 4、 激励政策对风电成本、电价的影响和分析 .87 1） 发电量变化对风电电价的影响 .87 2） 系统造价变化对风电电价的影响 .88 3） 计算方法对风电电价的影响 .89 4） 政策因素对风电电价的影响 .89 6 七、 激励政策的成本效益分析和评价 96 1、 评价准则 .96 2、 政策的成本和效益 .96 1） 成本 .96 2） 效益 .97 3、 评价指标 101 1） 净收益 101 2） 益本比 101 4、 贴息 3 年政策的成本和效益 102 5、 延长还贷期（即 15 年还贷）政策的成本和效益 107 6、 增值税全额抵扣政策的成本和效益 109 7、 贴息 3 年、 15 年还贷政策的成本和效益 .110 8、 贴息 3 年、 15 年还贷、免关税、增值税 抵扣政策方案的成本和效益 112 9、 贴息 3 年、 15 年还贷、免关税、增值税抵扣、所得税免 3 减2 政策方案的成本和效益 113 10、 贴息 3 年、 15 年还贷、免关税、免增值税、所得税免 3 减 2政策方案的成本和效益 114 11、 贴息 3 年、 15 年还贷、免关税、免增值税、所得税免 3 减 2、控制投资水平（不大于 7500 元 /KW）、增加年发电时间（ 2600小时）政策方案的成本和效益 116 12、 电价补贴政策的成本和效益 119 13、 各种政策方案成本效益小结 120 八、 激励政策对风电商业化促进作用的分析与估计 .121 1、 风电技术发展的一般过程 122 2、 风电开发规模和风电成本之间的关系 126 3、 降低风电成本的条件及成本下降趋势估计 128 4、 我国风电商业化需要增加的总规模 129 5、 我国风电商业化需要增加的投入 133 九、 实施激励政策的综合比较和抉择 .135 十、 电价 优惠政策的实施与建议 .137 1、 一些必不可少的规定 137 2、 电价和差价的确定 137 3、 差价的处理 138 4、 科学合理的运作机制 139 7 5、 组织与机构 .139 十一、 结束语 .141 附件专题报告 1. 风力发电发展的现状和趋势 2. 风力发电政策实施方案 3. 风力发电是实施可持续发 展的重要选择 4. 风力发电系统生命周期评价 5. 风力发电电价分析报告 6. 税制改革与风力发电 7. 我国增值税税制的转型选择及过渡措施 8. 中国风电电价分析与政策建议 9. 风电激励政策可行性的综合定量分析 10. 中国风电商业化过程的动态分析 8 中国风电技术商业化促进设计与评价 （要点） 一、 发展风力发电的必要性 1、 风电是调整能源结构的迫切要求； 2、 风电是改善能源供应安全，促进经济发展的需要； 3、 风电是减少排放，防止全球气候变暖的一项主要措施 生命周期评价结果证明风力发电全过程能量投入产出比高达300，其 CO2 的排放强度仅 4-20 克碳 /kWh，仅相当于煤发电的1/100-7/100。 二、世界风力发电突飞猛进，影响贡献日益扩大。 1、 装机容量迅速增加，风电产业不断发展  2000 年全球风力发电装机已由 1990 年的 200 万 kW 提高到1750 万 kW，短短 10 年间增加了 1500 万 kW，平均每年增加 150 万 kW。  特别是欧盟各国比原来的设想要快得多由最初计划的4000MW 增加到 8700MW。  目前 90的风机是欧盟生产的。 1990年生产能力为 25万 kW/年， 2000 年为 100 万 kW/年，预计 2010 年将达到 200 万 kW/年。  全球风电产业就业人员估计在 70000 人以上，风电工业产出35 亿美元左右。  风电产业在能源工业中的地位越来越重要 德国 1999 年装机 440 万 kW，年发电占总电量的 1.5。 2000 年预计已达 2.5 2010 年计划达到 10 2050 年计划达到 50 丹麦 1999 年装机 173 万 kW，风电量占全国总量的 3。 2030 年计划达到 40-50 美国 2003 年计划占到全国电力消费的 3 2010 年达到 10 2、 风电技术不断改进，机组性 能逐步提高  500-750kW 机组技术成熟，已实现商业化； 1500kW 初步商业化，达到批量生产水平； 3000kW 已开发出来。 9  广泛采用新技术和新材料，风电机组平均重量在 5 年内减轻了一半，每个透平的能源输出增长了 4 倍。 3、 发电成本持续下降 以美国为例，机组造价已由 1990 年的 1333 美元 /kW，降至 2000 年的 790 美元 /kW；发电成本减少了一半，由 8 美分 /kWh 降为 4 美分 /kWh。 三、中国发展相对滞后，但其成就亦令人瞩目 1、 开发规模不断扩大，装机容量达到新的水平  我国从上世纪 80 年代中期开始大型风电场的开发 利用，到2000 年底已建成风电场 26 个，装机容量达到 34.4 万 kW。  现在 10000kW 以上的风电场有 8 个。  单机最大容量达 1000kW， 300-600kW 机组成为主力机型。  从运行状况看 新疆达坂城风力资源较好，年利用小时数可达 3000 小时。 广东南澳风电场也不错，年利用小时可达 2800 小时以上，容量系数0.32 左右。 其他风场年利用小时数一般为 2000-2500 小时，容量利用系数0.23-0.29。 2、 本地化进程加快，主要另部件国内已能制造  自主开发的 200kW 机组达到批量生产水平。  自主开发的 250kW-300kW 机组已经受住长期运行的考验。  自主开发的 600kW 机组本地化率分别达到 70、 80和 90以上。  已试制出 14 台 600kW 机组 其中本地化率达 40的 2 台， 本地化率 70的 2 台（ 2000 年 6 月安装完毕）， 本地化率 80的 1 台， 本地化率 90的 1 台。  大型并网机组的关键部件，如叶片、控制系统和保护系统等关键技术已基本掌握，并有实际产品投入运行，状态良好。 3、 产业建设初现端倪  全国 26 个风电场，安装风电机组 700 多 台，年发电近 8 亿kWh，产值 20 多亿元，形成一定的生产能力  在新疆和广东，风力发电已对当地经济发展产生了一定作用 10  风机制造业开始形成，已建成整机制造厂 6 家，部件制造厂 13 家  在科技攻关基础上，建立了一批试验基地、中试线和示范点。 四、问题和障碍 1、 缺乏清晰的发展目标和持续稳定的市场 1） 没有明确的长远发展目标和战略 2） “八五”、“九五”和“十五”规划和目标都是指导性的，缺乏法律的约束力 3） 已提出的发展目标没有必要的资金支持和政策保障 4） 缺乏长期的开拓计划和试点示范工程 2、 政府支持力度不够 1） 宏观支持多，具体帮助少 2） 各级政府（尤其是地方政府）没有把风力发电放在应有的位置，也未纳入当地财政计划 3） 现有的一些激励政策力度不够，权威性不够 4） 缺乏高强度的配套政策 3、 缺乏公平合理的竞争机制 1） 现行的评估办法和定价机制不能体现可再生能源的社会环境效益 2） 开发商之间、制造商之间必要的竞争机制尚未建立 3） 行业割据、部门拢断现象依然存在，投资商不能平等地得到开发合同 4、 产业规模小，生产成本高 1） 经济规模尚未形成 2） 布局过于分散，风场规模小，全国 26 个风电场，平均装机容量 1.5 万 kW/个 3） 缺乏有经验的开发商 4） 全国 20 多个风电场，分属于 10 多个风电公司，从 资源评价开始到运行管理都需从头做起 5） 新疆风能公司的经验表明风电场系统造价可降低 1000 元/kW 以上。 5、 资源评价工作薄弱，前期准备工程落后 1） 现有的资源评价不能满足风电场规划设计和选址立项的要11 求 2） 设计规范、技术标准尚待完善 6、 问题和结论 由上述可以看出，我国风电发展过程中存在的问题和障碍大体上可分为两类一类是属于风力发电自身内部的问题，如资源评估基础薄弱，设备可靠性未得到认证，缺乏有经验的开发商，风电规划和场址选择粗放，系统投资大，成本和电价高等；另一类属于政策和外部环境方面的问题，如缺乏有效的激励政策和运行机 制等。这两类问题绞织在一起，既互相影响，又互为因果，处于不良循环之中。要突破这种不良循环，促进风力发电的迅速发展，关键性的因素是首先要解决外部问题。因为发生在内部的各种问题基本上都是由外部原因造成的。因此，可得出以下基本认识，即缺乏有效的激励政策和运行机制是造成上述问题的根本所在。 五、高强度激励政策是克服障碍、促进发展的关键 1、 国外成功的经验 1） 英国 NFFO价格补贴，使英国从 1991 1997年间风电设备容量增长 5倍，价格下降一半以上，达到 5 便士 /kWh。 2） 德国 电网全部收购 最低上网电价保障 投 资补贴，实施风电发展成绩显著，装机容量近 500 万 kW，超过美国居世界第一。 3） 美国 过去电网收购 可避免成本确定上网电价 15的投资补贴（税收抵扣） 目前制定多种政策扶持可再生能源的发展，如联邦政府的 1.5 美分/kWh 的补贴，许多州实施的 SBC、 RPS 等确保该国在风力发电的先进地位。 4） 丹麦 电网全部购买 85平均售电电价 CO2、能源税退税，确保该国风电技术的领先地位 5） 印度 加速折旧 头 5 年免税 关税调节 软贷款 10-15投资补贴，使印度风电产业迅速发展，目前风电装机已超过 100 万 kW。 2、 国 内的实践 12 1） 1994 年“关于并网电力发电的管理规定” 电网收购 还本付息加合理利润定价 差价电网分摊，取得立竿见影效果，短短几年间（ 1995-1998 年）风电装机增加近 200MW。 2）一些地方政府对于小风电、光伏发电装置的补贴政策亦证明，政策是推动可再生能源技术发展的巨大动力。 六、激励政策的影响分类和新政策构想 1、 政策分类 1）强制性政策电力法、节能法等相关的法律和法规 2） 经济性激励政策如优惠投资政策、税收政策和价格政策等 3）研究开发政策即 RD 政策 4）管理政策和运行机制 本项目研究重点经济性激 励政策 2、 新经济性激励政策的构想 根据现实情况和未来可能应用等因素，确定以下政策措施为重点研究分析对象。方案如表 2 示。 七、激励政策对风电电价的影响和作用 1、 中国风电电价的组成和影响因素 在现行财务核算体制下，中国风电电价由以下部分组成，即 上网电价 发电成本 税金 利润（税后） 发电成本 折旧费 维修费 工资福利 保险金 材料费 转贷费 摊消费 利息 其他 税金 增值税 增值税附加 所得税 增值税 售电收入 17 增值税附加 增值税 8（城建税为 5，教育税 3） 所得税 （售电收入－发电成本－税金） 33 利润 售电收入－发电成本－税金 影响风电电价的因素很多，其中主要有 资源条件，主要是发电量多少，由机组容量和满发时间决定 系统造价，包括机组造价及配套设施的造价等 融资条件，包括贷款利率、偿还年限等因素。由于融资条件在许多情况下是人为因素决定的，因此在分析中将此类因素併入政策因素一起进行研究。 计算方法，主要指是采用动态计算方法，还是静态计算方法；是13 按经营期核定平均电价，还是区分还贷期和还贷后电价，方法不同，电价水平不同。 政策影响，包括对企业税收、资金借贷和价格等方面是否有优惠等因素 市场条件 ，主要是市场需求的状况，即是否有一个不断扩大的稳定的市场，因为市场规模与生产成本和电价之间存在密切的关系。 运行机制，主要指从风电设备制造、风电场项目建设、运营等环节是否充分引入了竞争机制，进而驱动参与各方努力降低自己的产品和服务成本。 2、风力发电目标电价及其确定 1）目标电价的概念 目标电价并不是价格分类学上的一个类别，而仅仅是为了适应本项研究分析而设定的一个虚拟价格。它的基本含义是指当风电场在一系列政策和措施的作用下，其上网电价达到或相当于新建煤电平均上网电价时的电价，即称之为风力发电的目标电价。 2）目标电价的确定 由于本项研究是为了建立一个参照标准，以便于风煤两种不同发电方式的比较分析和替代，因此，我们认为现阶段选择无脱硫设施的燃煤机组为比较对象，并将其上网电价设定在 0.35 元 /kWh 左右是比较合适的。这就是说，如果风力发电上网电价能降低到 0.35 元 /kWh，即意味着风力发电达到了可以同常规火力发电相竞争的水平。这一电价，即为风力发电的目标电价。 3、风电基准电价的确定 1） 基准电价的含意 基准电价是指在不考虑任何优惠政策、完全按照商业化方式运行条件下的上网电价。要正确确定基准电价，首先需要设计一个既 能反映现实情况、又能代表未来发展方向的方案，以便为进一步的计算分析和比较提供科学的基础。 2） 基准方案及其参数的设定 机组的大型化和风电场的大型化已成为世界风力发电的一种发展趋势，因此现假定风电场规模为 100.2MW（为计算方便，在具体计算时规模取 100MW），选用并 167 台单机容量为 600kW 的风力发电机组。基本参数的设定如表 1 示。 14 表 1 10 万 kW 规模风电场主要技术经济参数 国产机组 单机容量（ kW） 600 风电场规模（ kW） 100200 全场年均满发电小时数 2300 上网电量比例 1 风电场单位投资额（元 /kW） 7900 形成无形递延资产的成本（万元 /kW） 0.018 风电场经营所限（建设期 1 年） 20 风电场职工数（人） 20 维护费用比例（ /年） 1.5 大修基金提取比例（ /年） 1.5 自有资金比例（ ） 20 贷款利率（ ） 6.21 贷款偿还期限（年） 7 折旧率（ ） 8 风电场增值税率（ ） 17 风电场所得税率（ ） 33 全部投资内部收益率（ ） 8 3） 测算结果 基于上述条件，采用国内风电行业现行通用的方法进行计算，结果如下（参见表 2） 发电成本 0.32 元 /kWh（ 20 年平均） 平均含税电价 0.642 元 /kWh（ 20 年） 平均不含税电价 0.548 元 /kWh（ 20年） 表 2 不同激励政策对风电场发电成本、上网电价的影响 序号 方 案 内 容 单位成本 元 /kWh 上网电价 元 /kWh 影响作用 （与基础方案相比） 成本电价 上网电价 0 基准方案 0.318 0.642 0 0 Ⅰ 投融资优惠 S1.1 贴息贷款 1 年 0.310 0.632 -2.6 -1.6 S1.2 贴息贷款 2 年 0.30 0.622 -5.7 -3.1 S1.3 贴息贷款 3 年 0.29 0.611 -8.9 -4.8 S1.4 延长还款期至 10 年 0.331 0.586 4.0 -8.7 15 S1.5 延长还款期至 15 年 0.352 0.510 10.8 -20.6 Ⅱ 税收优惠 S2.1 国产机组免进口部件关税 0.306 0.617 -3.8 -3.9 S2.2 设备款全部增值税抵扣 0.318 0.620 0.0 -3.4 S2.3 设备款 50增值税抵扣 0.318 0.629 0.0 -2.0 S2.4 免征增值税 0.318 0.541 0.0 -15.7 S2.5 所得税免 3 减 2 0.318 0.604 0.0 -5.9 S2.6 所得税减半 0.318 0.620 0.0 -3.4 S2.7 免所得税 0.318 0.566 0.0 -11.0 Ⅲ 组合激励 S3.1 贴息 3 年 15 年还贷 0.352 0.480 10.8 -25.2 S3.2 免关税 增值税抵扣 0.306 0.595 -3.8 -7.3 S3.3 免增值税 免关税 0.306 0.520 -3.8 -19.0 S3.4 免增值税 15 年还贷 0.352 0.430 10.8 -33.0 S3.5 免关税及所得税 增值税抵扣 0.306 0.559 -3.8 -12.9 S3.6 贴息 3 年 15 年还贷 免关税 0.339 0.438 6.5 -31.8 S3.7 免增值税 免关税 所得税免 3 减 2 0.306 0.489 -3.8 -23.8 S3.8 15 年还贷 免关税 增值税抵扣 0.339 0.467 6.5 -27.3 S3.9 贴息 3 年 15 年还贷 免关税 增值税抵扣 0.339 0.438 6.5 -31.8 S3.10 15 年还贷 免关税 免增值税 所得税免 3 减 2 0.339 0.414 6.5 -35.5 S3.11 15 年还贷 免关税 增值税抵扣 所得税免 3 减 2 0.339 0.467 6.5 -27.3 S3.12 贴息 3 年 15 年还贷 免关税 增值税抵扣 所得税免 3 减 2 0.339 0.438 6.5 -31.8 S3.13 贴息 3 年 15 年还贷 免关税 增值税抵扣 所得税减半 0.339 0.438 6.5 -31.8 S3.14 贴息 3 年 15 年还贷 免关税 免增值税 所得税免 3 减 2 0.339 0.389 6.5 -39.4 S3.15 贴息 3 年 15 年还贷 15 年折旧 免关税 增值税抵扣 所得税免 3 减 2 0.339 0.416 6.5 -35.2 S3.16 投资 7500 元 /kW年利用小时数2600 小时 15 年还贷 免关税 免增值税 所得税免 3 减 2 0.285 0.348 -10.5 -45.8 Ⅳ 电价优惠（全额补贴） 0.318 0.35 0.0 45.5  投融资政策对电价的影响 表 2 说明，该项政策对电价水平的影响是显著的。其中尤其 是延长还贷期的作用更为明显。目前中国开发银行已作出类似规定，如果能扩16 大到各商业银行，无疑对风电的发展将起到极大的推动作用。  税收优惠对电价的影响 税收政策对降低上网电价的作用也是显而易见的，但其力度不如投融政策。  组合政策的影响 相比较而言，组合的政策的影响作用更为突出，除免关税 增值税全额抵扣和免关税 免所得税 增值税全额抵扣外，其他各项组合政策的降价作用均在 20以上，最高的可达 45.8，已十分接近于目标电价了。这些政策我们称之为高强度激励政策。  电价优惠的影响 价格优惠是最具刺激性的政策，也是激励强 度最高的一种政策。由表 2 可看出，如果对风电上网电价高出目标电价的部分予以全部补贴的话，将使风电成为可与煤发电相竞争的一种发电方式，将极大地激励开发商踊跃投资风电的积极性和热情。  小结 综合上述可得到以下几点认识 各种扶持政策对降低风电上网电价均有影响，但作用大小不同，且相差悬殊。 一般而言，单一政策的影响作用不够显著。其降价幅度在 5以下的政策主要包括贴息贷款 1、 2、 3 年，免进口税，设备款部分及全额抵扣和所得税减半征收等；降价幅度在 5-20以上的政策主要有 15年还贷、免增值税和免所得税。 复合政策（即多种政策组合）有较强的降价作用，尤其优惠的投融资政策 优惠的税收政策，再加上控制初投资和较高的发电时间，其作用更为显著，电价水平甚至可降到 0.35 元 /kWh 以下。但实践证明，优惠政策越多，实施难度也越大。因此，究竟选择何种政策还需要进行多方面的分析和比较，合理选择，科学决策。 八、激励政策的成本效益分析和评价 1、评价准则 1任何政策都必须付出一定的代价才能取得一定的效益，达到预期的目标。一项政策是否可行，其评判的重要标准之一是净现值是否≥ 0。也就是说，必须占在国家的立场上，从全社会的整体 利益出发，分析评价扶持风力发电的政策在经济上是否有利可图。如果答案是肯定的，则17 意味着这些扶持政策的经济性是可行的；反之，则不可行。 2然而，政策本身并不是目的。政策的目的在于促进风力发电的发展，降低成本和电价，最终实现其商业化。因此，判断政策的另一个标准是，该项政策是否能够有效地推动风电技术的商业化。因为商业化意味着技术的成熟和经济上的优越。这就是说，即使从成本效益的观点来看，或许某项政策是不可行的，但是它具有强烈的激励作用，能够有效地促进产业的发展，具有长远的经济效益，这类政策应视为可行；反之，如果某 项政策在其生命周期内经济可行，但没有足够的激励作用，不能对技术的发展和商业化产生巨大的推动作用，这类政策是否可取，亦需慎重对待。 2、政策的成本和效益 1成本 是指相对于煤发电，风电额外增加的发电费用。它主要由发电差别成本成和激励成本组成。 发电差别成本 Cm风电平均发电成本与煤电平均成本之差。 激励成本 Cp系国家为激励风电发展而给予的一些特殊优惠政策而增加的额外投入。以贴息和延长风电项目的还贷期为例，国家的贴息和政策性银行由于延长还贷期而损失的资金时间价值即是一种激励成本。 2效益 主要有环境效 益（ Be）、税收效益（ Bt）、资源效益（ Br）和社会效益（ Bs）。  环境效益 Be 风电代替煤电，减少燃煤发电造成的环境破坏或污染引起的经济损失，从而产生环境效益。  税收效益 Bt 风电相对煤电的税收效益主要体现在增值税的缴纳上。在我国现行的生产型增值税税制下，风电场得不到任何抵扣，增值税电价占上网电价的 17％而煤电厂由于消耗燃料，有燃料费抵扣， 其增值税电价实际只为上网电价的 8～ 10％。 风电比煤电多交纳的增值税增加了国家的财政收入，应算作风电的效益。  资源效益 Br 风电的节煤、节水效益明显。 风电代替相 等的煤电，相当于减少了资源开采造成的退化。但现行资源税仅考虑了资源的级差租金，忽略了资源的稀缺性租金，没有体现18 可持续价值和资源开采产生的外部成本。国内有关成家估计，在充分考虑了可持续性价值后，现阶段煤炭的贫化租金约为 14 元 /t。 水是宝贵的自然资源，但现行水价未能充分体现水资源的可持续价值。煤电厂消耗大量水资源，也没有为此作出合理的补偿。不过由于水资源可持续性价值难以量化，在本次计算中未予考虑。  社会效益 Bs 风电行业的发展，将带动相应的制造、安装产业的规模发展，相应产业的发展可以为当地提供新的经济增长点 ，也为社会创造了新的就业岗位。但是，要准确地划分出风电行业对促进社会发展的作用并加以量化，实非易事。因此，此次分析中亦未予考虑。 3、评价指标 根据评价准则，具体衡量指标有两个净收益（ NPV）和益本比。 1） 净收益（ NPV） 是效益的总现值减去成本的总现值，公式如下 当其大于 0 时，该风电激励政策相对可行；否则不可行。 2） 益本比 即效益的总现值除以成本的总现值，公式如下 当其大于 1 时，该风电激励政策相对可行；否则不可行。益本比越大，该项政策越有优越性。 各种政策的成本和效益结果如下表 3 示。 表 3 各种激励方案费用效益列表 方 案 激励政策 上网电价 （元 /kWh） 降价幅度 风电场与煤电厂比较 净收益 （万元） 益本比 S1.3 激励方案 贴息贷款 3 年 0.611 4.8 647 1.02 S1.5 激励方案 延长还款期 15 年 0.510 20.6 -4790 0.85 S2.2 激励方案 增值税抵扣 0.614 4.6 -5304 0.81 S3.1 激励方案 贴息 3 年， 15 年还贷 0.48 25.2 -14624 0.64 S3.9 激励方案 贴息 3 年， 15 年还贷，免关 税，增值 0.438 32.0 -29064 0.38                   11   rtCtCtBtBtBtBN P V pmrste净收益                ttr rtCptCmrtBtBstBttBe     1/1益本比19 税抵扣 S3.12 激励方案 贴息 3 年， 15 年还贷，免关税，增值税抵扣，减所得税 0.438 32.0 -31435 0.36 S3.14 激励方案 贴息 3 年， 15 年还贷，免关税，免增值税，所得税免 3减 2 0.389 39.4 -47791 0.15 S2.16 激励方案 15 年还贷，免关税，免增值税，所得税免 3 减 2，控制投资水平（不大于 7500 元 /kW） 增加年发电时间至2600 小时。 0.348 45.8 -37493 0.26 电价补贴激 励方案 电价全额补贴，使风电电价与煤电电价持平。 0.35 45.5 -61475 0.26 由上述可以看出，从系统经济的观点来看，单一的激励政策具有较好的成本效益，属于可行的范畴；但问题是这些政策的降价幅度均小，难以产生较强的激励作用，达不到推动风电市场扩大的目的。相反地，多种政策的组合，尤其是电价补贴政策和 S3.16 政策方案，虽然其总计成本费用远大于总计收益，在经济上属于不可行方案；但是它们具有高强度激励作用，可使风电电价大幅度下降，有利于风电市场的不断扩大和发展。何况在上述计算中尚未实现风力发 电社会效益的量化，也就是说，随着社会效益的量化，组合政策方案的经济可望有较大的改善。这就是说，经济可行性是衡量政策是否可行的一个重要标准，但不是唯一的标准。因为政策类型不同，激励作用亦不同。所以如何正确评价政策的可行性还需要进行多方面的分析。 九、激励政策对风电商业化的促进作用 上述结果表明，实施任何一项政策都需要付出一定的代价，尤其是高强度激励政策，付出的代价则更大。下面拟从长远的发展的观点分析研究这些政策实施后将对风电技术发展产业总体的作用和影响，以便为判断这些政策是否值得实施提供依据。此项分析的基本 出发点和基本原理是风电和其他工业技术一样，遵循学习曲线的演变规律，即随着产20 品规模的扩大，产品成本不断下降，而成本的不断下降带动产品市场的扩大；产品市场的扩大，又要求生产规模的更一步扩大，从而导致产品成本的进一步下降，最终实现产品价格的完全商业化。 1、风电发展的一般过程 从国际上来看，风电与其它工业技术一样，从产生、发展、壮大到成熟的产业化一般需要经过以下几个阶段  研究与发展 RD阶段  技术示范和商业化示范阶段（ Demonstration）  沿学习曲线的“规模化降低成本”阶段（ Buy down）  大 面积推广阶段 （ Deployment） 2、风力发电规模与生产成本（或电价）之间的关系 国内外风电发展的历史证明，开发规模与风电成本（或电价）之间存在着密切的相关关系。举例来说， 1981 年美国风电装机容量只有10MW, 1990 年时总容量就达到了 1500MW, 相应的风电经济成本从 38美分 /kWh 下降到 8 美分 /kWh（ 1994 年美元不变价）。进入 90 年代后，新增风电机组的速度减慢，成本下降也比较缓慢，经济成本从 8 美分/kWh 减到了 5 美分 /kWh。从 1998 年开始，美国的风电重新进入一个高速发展期。 1994 年 到 1997 年，总装机规模徘徊在 1700MW， 1998 年重新快速增长， 1999 年底已经达到 2500MW。风电经济成本也下降到 4美分 /kWh 的水平。 1980 1985 1990 1995 2000 200505101520253035403456788101538C 成本 1 9 9 4 年美 元不变价 风电成本美分/kWh年0500100015002000250030003500累积装机容量（MWB 美 国全国累 积的装机容 量图 1 1981-2000 年美国风电累积装机规模和经济成本下降趋势 21 数据来源美国风能协会（ AWEA） 3、中国的风电学习曲线（电价表示） 综合国外的经验和国内实际