淺析基于政策扶持下的風電發展及建議

胡文進（云南中云電新能源有限責任公司，云南 昆明 650228）

0 前言

鑒于日益增長的能源需求和嚴重依賴化石燃料導致的環境污染問題，特別是目前嚴峻的氣候變暖趨勢，使得可再生能源得到了包括中國在內的世界各國的關注?？稍偕茉醇夹g的開發狀況是最大的制約因素，它直接影響成本。根據我國的資源稟賦狀況，風電以其良好的社會與環境效益、日益成熟的技術、逐步降低的發電成本以及近海風電的發展，必然成為我國本世紀的重要能源來源。但是由于風電目前成本相對于傳統能源依舊缺乏競爭力，其產業化仍需要合適的政策設計來扶持。

1 國內陸上風電發展現狀

我國風能資源豐富，理論蘊藏量為32.26億千瓦，初步估算可開發的裝機容量就有2.53億千瓦，居世界首位，與可開發的水電裝機容量3.78億千瓦為同一量級，具有形成商業化、規?；l展的資源潛力。20世紀90年代中期以來，我國風力發電開始向商業化方向發展。隨著近幾年的大力發展，截止2014年底全國風電累計裝機容量已達9637萬千瓦，占全部發電裝機容量的7%，占全球風電裝機的27%，裝機容量世界排名第一。2014年我國風電上網電量1534億千瓦時，占全部發電量的2.78%。

風力發電投入大、成本高，是制約風電發展的關鍵性因素。風力發電的成本主要是固定資產投資成本，約占總投資的60%～70%，單位千瓦裝機容量投資成本接近萬元，使得風力發電難以與常規電力（煤電、水電）相競爭。近幾年隨著風機設備國產化的進程加速，風電開發成本也不斷下降，發電成本已從2008年每千瓦時0.6～0.9元下降至0.3～0.4元，但仍然與常規電力單位千瓦時投資存在較大差距。

2 風電產業相關優惠政策

為了促進國內陸上風電的可持續發展，我國從20世紀90年代開始出臺了一系列的風力發電優惠政策。目前對國內陸上風電發展起到關鍵性的政策有以下幾點：一是2007年頒布的《中華人民共和國企業所得稅法實施條例》（國務院第512號令）規定電力項目所得稅實行“三免三減半”政策；二是2008年發布的《中華人民共和國增值稅暫行條例》（國務院令第538號）規定，項目購進貨物的進項稅額準予從銷項稅額中抵扣；三是2008年發布的《關于資源綜合利用及其他產品增值稅政策的通知》（財稅〔2008〕156號）規定銷售自產的利用風力生產的電力實現的增值稅實行即征即退50%的政策；四是2009年發布的《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格〔2009〕1906 號）規定，全國風電分為四類電價地區，I、II、III、IV類地區標桿上網電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元、0.61元；五是2014年發布的《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》（發改價格〔2014〕3008號）文件規定，將第I類、II類和III類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低2分錢，調整后的標桿上網電價分別為每千瓦時0.49元、0.52元、0.56元，第IV類資源區風電標桿上網電價維持現行每千瓦時0.61元不變。

3 項目測算分析

結合IV類資源區某個風電項目，以此風電場為例，分析以上風電產業優惠政策對風電項目收益的影響。

某風電場位于我國IV類資源區，屬于山地風電場，建設容量4.95萬千瓦，采用國內生產的風機機組，單機容量1.5MW/臺，建設期1年。項目估算靜態投資4.2億元，20年平均年利用小時數為2000h（率高于全國近3年平均年利用小時數），投產后上網電價0.61元/千瓦時，20%的項目開發資本金（剩余資金采取銀行貸款，貸款利率為6%），并采用等額本金還款方式。根據以上情況，結合電廠平均經營成本，測算得出該項目資本金財務內部收益率為12%，全投資財務收益率為8%，投資回收期為9.41年。下面分別針對減少上述一個風電優惠政策，測算各種情況下風電項目收益情況。

方案一：無三免三減半政策，其他政策不變；

方案二：無進項稅抵扣，其他政策不變；

方案三：無增值稅返還，其他政策不變；

方案四：電價無補貼，參照當地脫硫燃煤電價0.36元/千瓦時，其他政策不變。

從表1中可以看出，其次是三免三減半政策、進項稅抵扣政策、增值稅返還政策、電價補貼政策對風電項目收益均存在較大影響，其中電價補貼對項目收益影響程度最大。倘若風電政策中的三免三減半政策、進項稅抵扣政策、增值稅返還政策同時停止兩項或三項，按照目前風電場建設造價來看，項目資本金內部收益率將小于8%，低于社會平均投資收益率，再考慮項目投產后限電、故障棄風等因素影響，項目基本上沒有開發價值。

表1

4 電價下調政策影響及合理電價測算

4.1 電價下調政策影響

隨著新能源裝機容量的不斷增大，新能源基金已無法滿足新能源補貼。因此國家發改委在2014年9月份商討調整風電上網電價。根據目前國家調整風電電價的信號，從2015年起將逐步調整風電電價，最終風電標桿上網電價參照與當地脫硫上網電價。下面就參照目前的風電場建設造價，風電電價每下調5分/千瓦時，對風電場項目收益情況進行測算分析。

表2

從表2可以看出，在其他政策沒有變動的情況下，上網電價執行0.56元/千瓦時，上述項目收益率基本上與社會平均投資收益率持平，若電價低于0.56元/千瓦時，若沒有地方政府的其他補貼，風電項目基本上不具備開發價值。

若到國家最終將風電上網電價與當地脫硫煤電電價相當，若項目造價不變，項目具備超過8%的投資收益率，則年利用小時數須在3100h以上；若項目利用小時數仍為2000h，則單位千瓦靜態投資應降到5310元/千瓦以下方能滿足資本金財務內部收益率超過8%。然而在項目造價中，土建、安裝等費用隨著時間的推移價格下降的可能性較小，也就是說，只能通過降低機電設備造價來降低風電場建設成本，針對本文例舉的項目，若做到資本金財務內部收益率超過8%、電價與火電標桿上網電價一致、土建及安裝費用不變，則需從風機發電設備中降低3175元/千瓦的投資，近段時間而言也是很難做到的。

4.2 合理電價建議

針對國家調整電價的信號，今后下調風電電價勢在必行，但也要分區域區別對待。國家氣象局對我國風能資源劃分為四類區域：Ⅰ類地區年累積利用小時數大于5000h，Ⅱ類地區年累計利用小時數為3000～5000h,Ⅲ類地區年累計利用小時數為2000～3000h，Ⅳ類地區年累計利用小時數小于2000h。

表3

針對上述四類區域，合理的最低風電電價也應區別對待。下面就Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類地區分別按年利用小時數5000h、4000h、2500h、1800h，造價按 8000 元 /千瓦，年貸款利率6%，等額還本付息的前提，測算滿足社會平均資本收益率8%的裝機總容量為5萬千瓦級風電場最低風電價格。

從表3可以看出，若Ⅰ類、Ⅱ類地區風電場實際能夠達到3000h以上的年利用小時數，則完全可以將電價逐步下調至火電脫硫標桿上網電價；而Ⅲ類、Ⅳ類地區，受資源條件制約，合理的上網電價，將成為該區域今后風電產業健康發展的基礎。

5 結論與建議

通過以上分析情況來看，風電項目若能長期持久發展，離不開國家政策的支持，特別是電價補貼政策，將直接決定項目開發的可行性。因此，盲目的降低風電電價，將直接導致風電產業的消亡，合理的確定風電補貼價格，才是今后努力方向。

[1] 施鵬飛.2008年國內外風電持續快速發展[J].可再生能源，2009（2）.

[2] 孫文瑤.我國發展風力發電的制約因素分析[J].科技風，2011（3）.