中國(guó)風(fēng)能、太陽(yáng)能電價(jià)政策的補(bǔ)貼需求和稅負(fù)效應(yīng)

余　楊

(北京大學(xué) 經(jīng)濟(jì)學(xué)院，北京 100871)

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中國(guó)風(fēng)能、太陽(yáng)能電價(jià)政策的補(bǔ)貼需求和稅負(fù)效應(yīng)

余楊

(北京大學(xué) 經(jīng)濟(jì)學(xué)院，北京 100871)

摘要：中國(guó)新能源電價(jià)政策促進(jìn)風(fēng)、光電力市場(chǎng)規(guī)模化發(fā)展，但也造成急劇攀升的財(cái)稅負(fù)擔(dān)。依據(jù)發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)要求，擴(kuò)展平準(zhǔn)化電力成本模型，并在此基礎(chǔ)上將電價(jià)基準(zhǔn)、外部效應(yīng)及并網(wǎng)消納等納入電價(jià)補(bǔ)貼模型，分類討論風(fēng)、光電價(jià)調(diào)整和財(cái)稅效應(yīng)。結(jié)果顯示，到2020年，四類風(fēng)能區(qū)和商業(yè)用戶將實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)或自用電零補(bǔ)貼，但財(cái)稅總量仍將上升，低棄風(fēng)情景下省份資源區(qū)電價(jià)有效緩解補(bǔ)貼增長(zhǎng)。因此，兼顧市場(chǎng)應(yīng)用與財(cái)稅成本的新能源政策亟需調(diào)整。

關(guān)鍵詞：平準(zhǔn)化電力成本；上網(wǎng)電價(jià)；補(bǔ)貼需求；稅收負(fù)擔(dān)

一、引言及相關(guān)文獻(xiàn)回顧

2006—2013年，在《可再生能源法》和新能源電價(jià)補(bǔ)貼政策支持下，中國(guó)風(fēng)、光裝機(jī)量以年均近180%增速超預(yù)期增長(zhǎng)，可再生能源電價(jià)附加征稅標(biāo)準(zhǔn)一再調(diào)高，從0.1分/千瓦時(shí)增至1.5分/千瓦時(shí)，仍不能滿足實(shí)際補(bǔ)貼需求。為緩解補(bǔ)貼需求增長(zhǎng)規(guī)模、體現(xiàn)發(fā)電成本變化趨勢(shì)，國(guó)家能源局在2012—2014年間三次召開風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)座談會(huì)，但調(diào)價(jià)方案因補(bǔ)貼資金到位難、“三北”地區(qū)棄風(fēng)率高等原因一再推遲，調(diào)價(jià)幅度相當(dāng)有限。為提高資金利用效率、推進(jìn)技術(shù)應(yīng)用，金太陽(yáng)示范工程投資側(cè)享受優(yōu)惠補(bǔ)貼，但2013年財(cái)政部對(duì)項(xiàng)目補(bǔ)貼徹查中清算騙補(bǔ)資金超百億元，分布式發(fā)電裝機(jī)指標(biāo)寬松，但因成本、棄光等原因無(wú)法落地，存在補(bǔ)貼不足的現(xiàn)象。由此，在能源轉(zhuǎn)型中兼顧新能源市場(chǎng)應(yīng)用和財(cái)稅資金利用效率，深入探討風(fēng)、光電價(jià)政策調(diào)整及其財(cái)稅效應(yīng)，對(duì)優(yōu)化區(qū)域發(fā)展布局、緩解財(cái)稅壓力尤為重要。

已有研究依據(jù)新興可再生能源補(bǔ)貼類別、性質(zhì)、對(duì)象和方式，利用具體項(xiàng)目法、價(jià)差法、生產(chǎn)者或消費(fèi)者補(bǔ)貼等價(jià)法、資源租金法和邊際社會(huì)成本法等對(duì)不同電價(jià)政策——固定上網(wǎng)電價(jià)(FIT)、可交易綠色證書、凈計(jì)量電價(jià)和招標(biāo)電價(jià)——的補(bǔ)貼規(guī)模和稅負(fù)成本進(jìn)行估算(Grau，2014；Falconett et al.，2010；Tamas et al.，2010；Rozakis et al.，2005；Bernard et al.，2007)。歐盟委員會(huì)的研究表明歐盟可再生能源補(bǔ)貼已超過化石能源，且FIT補(bǔ)貼占比最高(EC，2014)。IRENA(2014)指出，可再生能源電價(jià)政策電價(jià)稅負(fù)較高，且國(guó)別差異較大。國(guó)內(nèi)研究以定性分析和國(guó)際經(jīng)驗(yàn)比較為主，也有部分文獻(xiàn)通過數(shù)理和實(shí)證方法研究最優(yōu)補(bǔ)貼政策選擇及補(bǔ)貼需求規(guī)模。李虹等(2011)利用非線性優(yōu)化模型，以居民環(huán)境支付意愿為約束條件，證實(shí)征稅、FIT等補(bǔ)貼措施選擇取決于市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)環(huán)境。黃夢(mèng)華(2011)、Zhi et al.(2013)和Hu et al.(2014)定性分析了加劇財(cái)稅負(fù)擔(dān)的FIT政策，認(rèn)為并非是長(zhǎng)期政策選擇。還有行業(yè)評(píng)論指出，新能源FIT政策因裝機(jī)規(guī)模、棄風(fēng)棄光等原因，補(bǔ)貼需求增長(zhǎng)較快，財(cái)稅規(guī)模控制較難。由此可見，對(duì)中國(guó)風(fēng)、光電價(jià)政策財(cái)稅效應(yīng)的研究關(guān)鍵在于依據(jù)風(fēng)、光電價(jià)政策的階段性變化和補(bǔ)貼基準(zhǔn)調(diào)整，應(yīng)充分考慮技術(shù)性和經(jīng)濟(jì)性因素的影響，分情景、階段和資源區(qū)域進(jìn)行實(shí)證分析。

二、模型構(gòu)建

中國(guó)風(fēng)、光電價(jià)政策的補(bǔ)貼需求體現(xiàn)在發(fā)電技術(shù)、電價(jià)基準(zhǔn)、環(huán)境成本內(nèi)部化率和并網(wǎng)消納能力等因素影響下的度電補(bǔ)貼和總規(guī)模需求趨勢(shì)，稅負(fù)效應(yīng)體現(xiàn)在相應(yīng)的可再生能源電價(jià)附加征稅標(biāo)準(zhǔn)變化。依據(jù)各階段風(fēng)、光電價(jià)政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)(包含分?jǐn)傄?guī)定)，本文建立平準(zhǔn)化電力成本(LCOE)擴(kuò)展模型為基礎(chǔ)的電價(jià)補(bǔ)貼需求和稅負(fù)模型，重點(diǎn)探討現(xiàn)行FIT電價(jià)政策下各類因素的影響效應(yīng)，并以2006—2013年和2020年為樣本時(shí)段，提出分情景實(shí)證研究方法以及相應(yīng)的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)來(lái)源。

(一)風(fēng)能、太陽(yáng)能電價(jià)政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)

中國(guó)風(fēng)、光電力市場(chǎng)形成較晚，各階段電價(jià)補(bǔ)貼政策因受產(chǎn)業(yè)化程度、市場(chǎng)規(guī)模等影響，補(bǔ)貼方式和標(biāo)準(zhǔn)各有側(cè)重，主要表現(xiàn)出投資側(cè)轉(zhuǎn)向發(fā)電、售電側(cè)補(bǔ)貼，電網(wǎng)電價(jià)差轉(zhuǎn)向標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)差補(bǔ)貼等特點(diǎn)。階段性政策變化具體如下：

風(fēng)能電價(jià)政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)的階段性變化。1986—2002年，風(fēng)電發(fā)展初期階段。風(fēng)電設(shè)備基本由國(guó)外援助或進(jìn)口購(gòu)買，上網(wǎng)電價(jià)有還本付息電價(jià)、經(jīng)營(yíng)期均價(jià)和競(jìng)爭(zhēng)電價(jià)等形式，電價(jià)由國(guó)家物價(jià)部門核準(zhǔn)，上網(wǎng)電價(jià)高出平均電價(jià)部分由電網(wǎng)公司負(fù)擔(dān)。2003—2008年，風(fēng)電規(guī)模化發(fā)展階段。為提高風(fēng)電機(jī)組產(chǎn)業(yè)化水平和應(yīng)用規(guī)模，實(shí)施特許招標(biāo)電價(jià)與核準(zhǔn)電價(jià)并存，風(fēng)電與常規(guī)電源電價(jià)(或脫硫燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià))差額在省電網(wǎng)內(nèi)(2003—2005年)或可再生能源電價(jià)附加進(jìn)行分?jǐn)?2006—2008年)。2009年7月至今，風(fēng)電大規(guī)模應(yīng)用階段。國(guó)家發(fā)改委出臺(tái)[2009]1906號(hào)文件，依據(jù)風(fēng)能資源和工程建設(shè)條件，實(shí)行全國(guó)四類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)和費(fèi)用分?jǐn)偘础犊稍偕茉捶ā穼?shí)施。2015年1月，發(fā)改委[2014]3008號(hào)文件調(diào)整資源區(qū)電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

太陽(yáng)能電價(jià)政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)的階段性變化。2009年前，市場(chǎng)應(yīng)用初期。太陽(yáng)能發(fā)電項(xiàng)目依賴國(guó)家直接撥款和國(guó)際贈(zèng)款，如“送電到鄉(xiāng)”、“光明工程”等項(xiàng)目(中國(guó)可再生能源發(fā)展項(xiàng)目，2008)，主要采取審核電價(jià)和援助補(bǔ)貼形式。2009—2013年，市場(chǎng)規(guī)模化發(fā)展階段。為推進(jìn)光伏發(fā)電示范應(yīng)用及關(guān)鍵技術(shù)產(chǎn)業(yè)化，啟動(dòng)太陽(yáng)能發(fā)電特許招標(biāo)和金太陽(yáng)示范工程項(xiàng)目。期間，14個(gè)特許招標(biāo)項(xiàng)目依據(jù)[2011]1594號(hào)和[2013]1638號(hào)文件執(zhí)行中標(biāo)電價(jià)，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為中標(biāo)價(jià)格與當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)差額。6批金太陽(yáng)示范工程項(xiàng)目依據(jù)財(cái)建[2009]129號(hào)規(guī)定實(shí)施投資側(cè)補(bǔ)貼，光伏電價(jià)報(bào)批主管部門審核，補(bǔ)貼納入全國(guó)費(fèi)用分?jǐn)偂?013年至今，太陽(yáng)能發(fā)電大規(guī)模應(yīng)用階段。發(fā)改委 [2013]1638號(hào)和[2014]406號(hào)光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策相繼發(fā)布， 2013年9月后批準(zhǔn)或2014年后投運(yùn)項(xiàng)目，光伏電站實(shí)行三類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)與上網(wǎng)電價(jià)差額補(bǔ)貼，分布式發(fā)電實(shí)行全額上網(wǎng)補(bǔ)貼(標(biāo)桿電價(jià)差補(bǔ)貼)或全電價(jià)補(bǔ)貼(余電上網(wǎng)0.42元/千瓦時(shí))。2011—2012年，也有部分地區(qū)依據(jù)[2011]1594號(hào)文件實(shí)施特定的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為光伏上網(wǎng)電價(jià)與當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)差額，統(tǒng)一在可再生能源電價(jià)附加中進(jìn)行分?jǐn)偂?/p>

(二)風(fēng)、光發(fā)電和燃煤發(fā)電成本及上網(wǎng)電價(jià)模型

由風(fēng)、光電價(jià)政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)階段變化可知，風(fēng)、光和燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的確定是補(bǔ)貼估算的基礎(chǔ)。在審批和招標(biāo)政策下，電價(jià)基準(zhǔn)由政府核準(zhǔn)或中標(biāo)確定，依據(jù)項(xiàng)目有較大變化。現(xiàn)在，此兩類政策已不再實(shí)施，市場(chǎng)份額低，取實(shí)際值進(jìn)行實(shí)證研究。現(xiàn)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策下，國(guó)內(nèi)外普遍應(yīng)用LCOE模型比較不同電源技術(shù)發(fā)電成本和定價(jià)基準(zhǔn)。LCOE模型使電力項(xiàng)目在基準(zhǔn)收益率基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)盈虧平衡，或給定預(yù)期收益率下凈現(xiàn)值為0，由此確定的不同電源電價(jià)水平可在同一基準(zhǔn)收益率下進(jìn)行有效比較。根據(jù)工程項(xiàng)目成本核算和凈現(xiàn)值法(NPV)要求，LCOE簡(jiǎn)單形式：

(1)

其中:總成本(Cost)是期初(t=0)資本投資(CI)、維護(hù)成本(O&M)和燃料成本(F)的現(xiàn)值；Rdis是預(yù)期貼現(xiàn)率，將t期成本進(jìn)行貼現(xiàn)。總收益為當(dāng)期LCOE與發(fā)電量(Qe)乘積現(xiàn)值。若LCOE還考慮其他因素成本效應(yīng)，如系統(tǒng)損失(Rdeg)、融資成本(貸款額度L和利息I、利率i、貸款比重Ris和貸款期限T′)、人員和保險(xiǎn)成本(Lab、Ins)、所得稅(稅收IT、稅率Rinc)、增值稅(稅收VA、稅率Rva)、增值附加稅(稅收VAS、稅率Rvas)和折舊(Dep)。那么，LCOE拓展如下：

(2)

(3)

(4)

若標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)(BGEP)與LCOE同步調(diào)整，則

BGEPt=LOCEt

(5)

(1)風(fēng)、光發(fā)電項(xiàng)目關(guān)鍵成本因素。成本波動(dòng)的關(guān)鍵因素包括資本投資以及發(fā)電量。其中，資本投資中發(fā)電設(shè)備費(fèi)用變化趨勢(shì)可利用學(xué)習(xí)曲線進(jìn)行擬合：

(6)

LBD=1-2-b

(7)

其中，Ceq,t是風(fēng)、光發(fā)電系統(tǒng)t期成本，Ceq,0為期初成本，CQeq,t為t期產(chǎn)量，CQeq,0為期初產(chǎn)量，b是干中學(xué)系數(shù)。公式(7)用以估算“干中學(xué)”的成本效應(yīng)。其他設(shè)備成本和建設(shè)安裝成本依據(jù)年均成本變化率進(jìn)行外推。預(yù)備費(fèi)用和其他費(fèi)用按工程技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)(水規(guī)院，2007)、工程勘察設(shè)計(jì)收費(fèi)管理規(guī)定(國(guó)家計(jì)建部，2001)等定額核算。電價(jià)成本中發(fā)電量由系統(tǒng)效率和資源條件決定，上網(wǎng)電量還與并網(wǎng)消納能力有關(guān)。

(2)燃煤發(fā)電項(xiàng)目關(guān)鍵成本因素。成本波動(dòng)主要參數(shù)包括燃料成本、利用小時(shí)數(shù)和廠用電率等，可依據(jù)年度平均變化進(jìn)行外推。燃煤發(fā)電設(shè)備和建設(shè)技術(shù)較成熟，煤電基地以西部為主，嚴(yán)控其他新建項(xiàng)目，投資費(fèi)用波動(dòng)小。但《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020)》和《火電工程限額設(shè)計(jì)參考造價(jià)指標(biāo)》中對(duì)環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)提出嚴(yán)格要求，發(fā)電環(huán)境防治成本將有明顯變化。

(三)風(fēng)、光發(fā)電補(bǔ)貼需求與稅負(fù)效應(yīng)建模分析

1.補(bǔ)貼需求分析

由風(fēng)、光電價(jià)政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)階段變化以及電價(jià)成本LCOE模型分析可知，補(bǔ)貼需求受電價(jià)基準(zhǔn)、成本趨勢(shì)、外部成本內(nèi)部化、并網(wǎng)消納能力等多因素影響。綜合考慮政策變化和研究需要，重點(diǎn)建模分析FIT電價(jià)政策下，風(fēng)電發(fā)電側(cè)、光伏發(fā)電側(cè)和售電側(cè)的補(bǔ)貼需求。

(8)

(9)

(10)

其中，GPw/s、GPc分別為風(fēng)、光及燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)。不同電價(jià)政策下，GPw/s可代表風(fēng)、光核準(zhǔn)電價(jià)，招標(biāo)電價(jià)或FIT電價(jià)。前兩類政策已不再實(shí)施，且裝機(jī)量相對(duì)較小，不再展開討論。

(11)

(12)

FIT政策下，風(fēng)、光發(fā)電度電補(bǔ)貼需求取決于不同電源標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)(風(fēng)、光發(fā)電FITw/s，燃煤發(fā)電BPc)基準(zhǔn)和變化差異，總補(bǔ)貼需求還取決于并網(wǎng)電量。那么，在不同的風(fēng)、光電價(jià)分類和調(diào)整基準(zhǔn)，燃煤發(fā)電外部成本內(nèi)部化程度和棄風(fēng)/光(Rc)下，將呈現(xiàn)如下不同補(bǔ)貼需求：

C.存在棄風(fēng)/棄光(Rc>0)，風(fēng)、光標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)調(diào)整滯后于LCOE水平，即便補(bǔ)貼電量下降，總補(bǔ)貼需求滿足以下條件也可能上升(且穩(wěn)定的電價(jià)水平有助于減緩補(bǔ)貼增量需求)：

(13)

則：

(14)

這意味著棄風(fēng)/光上升時(shí)，未補(bǔ)貼棄風(fēng)/光電量不能抵消新增裝機(jī)補(bǔ)貼增量，則總補(bǔ)貼會(huì)上升。依據(jù)A情況，分類資源區(qū)電價(jià)更好地平衡了區(qū)內(nèi)各省電價(jià)水平，引導(dǎo)低棄風(fēng)/光區(qū)裝機(jī)，減緩補(bǔ)貼需求。

(2)售電側(cè)補(bǔ)貼需求。分布式發(fā)電補(bǔ)貼包括全額上網(wǎng)補(bǔ)貼和全電量補(bǔ)貼，后者是定額補(bǔ)貼。用戶并網(wǎng)發(fā)電和自發(fā)自用選擇取決于補(bǔ)貼后用電成本，全額上網(wǎng)補(bǔ)貼需求較大，全電量補(bǔ)貼較低。

A.滿足以下條件，分布式光伏自發(fā)自用有利：

LCOEc-s≤pc或者LCOEc-s≤pc+s， 且FITS-pc≥0

(15)

其中，s是定額補(bǔ)貼,pc是對(duì)商業(yè)、大工業(yè)和居民銷售電價(jià)，LCOEc是對(duì)應(yīng)的用電成本。當(dāng)用電成本扣除補(bǔ)貼后比購(gòu)電成本低，用戶將選擇分布式發(fā)電自發(fā)自用。度電補(bǔ)貼還應(yīng)低于上網(wǎng)電價(jià)與銷售電價(jià)差，即s

TSs1=s*Qes

(16)

B.若不滿足以上條件，分布式光伏全電量上網(wǎng)更有利：

LCOEc-s>pc且LCOEc≤FITs， 或者pc+s≤LCOEc≤FITs

(17)

則補(bǔ)貼總量：

TSs2=(FITs-BPc)*Qes>(FITs-Pc)*Qes>s*Qes

(18)

當(dāng)用電成本扣除補(bǔ)貼后仍高于購(gòu)電成本，將選擇全電量上網(wǎng)，且差價(jià)補(bǔ)貼高于定額補(bǔ)貼。自發(fā)自用情景下，由s

sb*Qes≤TSs≤(FITs-BPc)*Qes

(19)

2.稅負(fù)效應(yīng)分析

依據(jù)可再生能源電價(jià)附加征收方法，估計(jì)風(fēng)、光電價(jià)補(bǔ)貼稅負(fù)效應(yīng)。可再生能源電價(jià)附加征收覆蓋農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和西藏電網(wǎng)電量以外其他用電(OE)，但2009年后居民生活用電(RE)電價(jià)分?jǐn)?TBre)固定在0.1分/千瓦時(shí)，即電價(jià)附加征稅具有用戶補(bǔ)貼偏向。若不考慮補(bǔ)貼偏向，則可征稅電量范圍的稅負(fù)效應(yīng)：

(20)

考慮征稅偏向，其他用電(OE′)稅負(fù)效應(yīng)：

(21)

居民稅負(fù)/電價(jià)比：

(22)

其他用戶稅負(fù)/電價(jià)比：

(23)

考慮征稅偏向時(shí)，非居民其他用戶的可再生能源電價(jià)附加較高，稅負(fù)/電價(jià)比也較高。可以通過比較不同時(shí)期不同用戶可再生能源電價(jià)附加分?jǐn)偹竭M(jìn)行驗(yàn)證。

(三)實(shí)證研究方法與基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

為檢驗(yàn)風(fēng)、光電價(jià)政策的補(bǔ)貼需求和稅負(fù)效應(yīng)，對(duì)2006—2013年中國(guó)風(fēng)、光電價(jià)財(cái)稅效應(yīng)進(jìn)行估算，對(duì)2020年進(jìn)行分類情景實(shí)證研究。因數(shù)據(jù)可獲性和地區(qū)特殊性限制，風(fēng)電僅研究陸上項(xiàng)目，均不包括西藏和港澳臺(tái)。依據(jù)政策、經(jīng)濟(jì)和技術(shù)因素——風(fēng)/光上網(wǎng)電價(jià)政策，發(fā)電利用方式，燃煤電價(jià)變化和外部成本內(nèi)部化及并網(wǎng)消納(無(wú)棄風(fēng)、5%低棄風(fēng)、2013年高棄風(fēng)水平)，設(shè)定情景。

1.風(fēng)、光發(fā)電補(bǔ)貼需求和稅收效應(yīng)估算方法

風(fēng)電項(xiàng)目中，2010年前新增裝機(jī)依據(jù)發(fā)改價(jià)格[2007]2446號(hào)、[2008]3052號(hào)、[2008]640號(hào)、[2009]1581號(hào)、[2009]3217號(hào)、[2010]1894號(hào)和[2011]122號(hào)關(guān)于可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼和配額交易方案統(tǒng)計(jì)估算補(bǔ)貼需求；2011—2013年，新增裝機(jī)補(bǔ)貼按資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策，利用價(jià)差法估算；2020年，考慮成本變化和電價(jià)調(diào)整需求，分類討論發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼需求。光伏項(xiàng)目中，2012年前新增裝機(jī)補(bǔ)貼，依據(jù)有關(guān)可再生能源電價(jià)附加資金補(bǔ)貼目錄以及補(bǔ)貼和配額交易方案進(jìn)行統(tǒng)計(jì)估算；2013年，新增裝機(jī)補(bǔ)貼依據(jù)分類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)和補(bǔ)貼政策，利用價(jià)差法估算；2020年，考慮成本變化和電價(jià)調(diào)整需求，分類討論發(fā)電側(cè)和售電側(cè)(分布式發(fā)電)補(bǔ)貼需求；金太陽(yáng)工程項(xiàng)目因數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)困難僅考慮工程投資補(bǔ)貼。

2.2020年風(fēng)、光發(fā)電財(cái)稅效應(yīng)的情景分類

風(fēng)電補(bǔ)貼有兩大類12小類情景：(1)分類資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(jià)(燃煤脫硫、脫硫脫硝除塵標(biāo)桿電價(jià)2014和2020基準(zhǔn))，發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼；(2)省份資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(jià)(考慮棄風(fēng)，其他設(shè)定同上)，發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼。光伏發(fā)電補(bǔ)貼有四大類16小類情景：(1)分類資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(jià)(燃煤脫硫、脫硫脫硝除塵標(biāo)桿電價(jià)2014和2020基準(zhǔn))，發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼；(2)省份資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(jià)(其他同上)，發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼；(3)分類資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(jià)(居民、商業(yè)和大工業(yè)有/無(wú)附加電價(jià)2014和2020年基準(zhǔn))，售電側(cè)補(bǔ)貼；(4)省份資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(jià)(其他同上)，售電側(cè)補(bǔ)貼。稅負(fù)效應(yīng)將基于不同補(bǔ)貼情景進(jìn)行估算。

3.基礎(chǔ)數(shù)據(jù)來(lái)源

表1　2013、2020年中國(guó)風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)量規(guī)劃

注：*目前官方公布的光伏裝機(jī)規(guī)模均為并網(wǎng)容量。

資料來(lái)源：國(guó)務(wù)院辦公廳，中國(guó)電力年鑒(2014)，國(guó)家能源局。

風(fēng)、光發(fā)電的技術(shù)，裝機(jī)設(shè)定，財(cái)務(wù)指標(biāo)及數(shù)據(jù)來(lái)源見表1、2，省份裝機(jī)份額依據(jù)可再生能源發(fā)展規(guī)劃和重點(diǎn)基地發(fā)展目標(biāo)。區(qū)域資源條件和各類成本數(shù)據(jù)出自水規(guī)院、中電聯(lián)等。2020年總電量和各類用電消費(fèi)參考國(guó)家電力規(guī)劃研究中心(2013)電量需求預(yù)測(cè)方案和方法，用電消費(fèi)趨勢(shì)依據(jù)2006—2013年歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行線性估計(jì)與預(yù)測(cè)。

表2　風(fēng)電、光伏發(fā)電和燃煤發(fā)電主要技術(shù)和財(cái)務(wù)指標(biāo)設(shè)定

資料來(lái)源：電力規(guī)劃總院(2014)，國(guó)務(wù)院辦公廳(2014)，IEA(2010)，發(fā)改能源[2014]2093號(hào)。

三、中國(guó)風(fēng)、光、火上網(wǎng)電價(jià)與銷售電價(jià)變化趨勢(shì)

(一)風(fēng)、光發(fā)電平準(zhǔn)化電力成本變化趨勢(shì)與上網(wǎng)電價(jià)影響

圖12014—2020年風(fēng)、光、火發(fā)電 LCOE變化

目前，中國(guó)風(fēng)、光發(fā)電還不具備成本競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。但受技術(shù)進(jìn)步的成本作用，風(fēng)、光發(fā)電LCOE降幅將明顯大于燃煤發(fā)電(圖1)。到2020年，陸上風(fēng)電在Ⅰ、Ⅱ類資源區(qū)的LCOE(0.36～0.4元/千瓦時(shí))將接近或達(dá)到全國(guó)燃煤脫硫平均上網(wǎng)電價(jià)(0.383元/千瓦時(shí))。光伏發(fā)電側(cè)LCOE(0.53～0.7元/千瓦時(shí))仍普遍高于火電，但在售電側(cè)將接近各類銷售電價(jià)(0.511～0.826元/千瓦時(shí))。省份分布來(lái)看，“三北”地區(qū)風(fēng)、光資源條件優(yōu)越，發(fā)電成本低，裝機(jī)分布與資源稟賦相對(duì)應(yīng)，但這些地區(qū)也是燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)、銷售電價(jià)較低的區(qū)域，當(dāng)?shù)仫L(fēng)、光發(fā)電成本與實(shí)際補(bǔ)貼需求是“錯(cuò)配”的(圖2、3)。由2014—2020年風(fēng)、光發(fā)電LCOE變化趨勢(shì)，可設(shè)定2015、2018和2020年分類資源區(qū)FIT電價(jià)基準(zhǔn)(見表3)，取值為區(qū)域內(nèi)省份電價(jià)中值，兼顧區(qū)域平衡發(fā)展和研究比較需要。

圖2　2013年中國(guó)風(fēng)力資源、裝機(jī)分布與燃煤上網(wǎng)電價(jià)

圖3　2013年中國(guó)太陽(yáng)能資源、裝機(jī)分布與銷售電價(jià)

(二)燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)變化趨勢(shì)與影響

表3　風(fēng)、光發(fā)電FIT電價(jià)調(diào)整 　(單位：元/千瓦時(shí))

注：2015年風(fēng)能四類資源區(qū)LCOE分別為0.48、0.52、0.56和0.59(元/千瓦時(shí))，但FIT電價(jià)調(diào)整依據(jù)發(fā)改委[2014]3008設(shè)定。

基于2020年燃煤發(fā)電各類指標(biāo)設(shè)定，各省燃煤發(fā)電企業(yè)脫硫標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)將在2014年9月基礎(chǔ)上平均下調(diào)0.012元/千瓦時(shí)，在0.238～0.478元/千瓦時(shí)范圍，且華東、華南和華中地區(qū)明顯高于“三北”地區(qū)。盡管常規(guī)火電發(fā)電側(cè)標(biāo)桿電價(jià)下調(diào)幅度不大，但對(duì)風(fēng)、光發(fā)電補(bǔ)貼影響重大，度電補(bǔ)貼成本將提高，補(bǔ)貼退出時(shí)間將延遲。若考慮提高外部成本內(nèi)部化程度，那么脫硝除塵補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)(0.012元/千瓦時(shí))將抵消2020年燃煤脫硫標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)降幅，能有效改善補(bǔ)貼需求。

(三)售電側(cè)電價(jià)變化趨勢(shì)與影響

基于燃煤脫硫標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)變化，調(diào)整各省各類電價(jià)水平。到2020年，各省銷售電價(jià)平均下降0.012元/千瓦時(shí)，居民、商業(yè)和大工業(yè)電價(jià)分別在0.418～0.605元/千瓦時(shí)、0.498～1.046元/千瓦時(shí)和0.371～0.759元/千瓦時(shí)范圍。考慮銷售電價(jià)附加構(gòu)成和分布式自發(fā)自用電量免稅政策(發(fā)改價(jià)格[2013]1638號(hào)文件)，購(gòu)電成本相對(duì)提高。目前，銷售電價(jià)附加包括農(nóng)網(wǎng)還貸資金、大中型水庫(kù)移民后期扶持資金、國(guó)家重大水利工程建設(shè)基金、城市公用事業(yè)附加費(fèi)以及可再生能源電價(jià)附加。那么，各省居民、商業(yè)和大工業(yè)電價(jià)附加在0.8～5.6分/千瓦時(shí)、2.5～7.8分/千瓦時(shí)和2.4～7.5分/千瓦時(shí)范圍。這一免征稅負(fù)盡管數(shù)值不大，但可抵消電價(jià)下降引起的補(bǔ)貼上漲壓力，還可促進(jìn)稅負(fù)結(jié)構(gòu)調(diào)整，有效鼓勵(lì)分布式光伏自發(fā)自用。

四、中國(guó)風(fēng)、光發(fā)電補(bǔ)貼需求與稅負(fù)效應(yīng)

(一)2006—2013年風(fēng)、光發(fā)電電價(jià)補(bǔ)貼需求與征稅負(fù)擔(dān)

由表4可知，2006—2013年，隨著中國(guó)風(fēng)、光發(fā)電裝機(jī)量迅猛增長(zhǎng)，度電補(bǔ)貼需求有所下降，但總補(bǔ)貼規(guī)模急劇上升。風(fēng)、光發(fā)電總補(bǔ)貼量分別上升121倍和680倍，總額超320億元。這一補(bǔ)貼金額還不包括省份財(cái)政補(bǔ)貼和金太陽(yáng)工程投資側(cè)補(bǔ)貼，若包括后者，光伏補(bǔ)貼在2010—2013年將年均提高30億元以上。相應(yīng)地，風(fēng)、光電價(jià)補(bǔ)貼所需可再生能源電價(jià)附加征稅額度從0.008分/千瓦時(shí)增至0.1(居民)和0.72(非居民)分/千瓦時(shí)。若包括金太陽(yáng)工程，非居民稅負(fù)超過0.85分/千瓦時(shí)。

表4　2006—2013年中國(guó)風(fēng)電、光伏發(fā)電電價(jià)補(bǔ)貼需求

注：*并網(wǎng)發(fā)電量；**不包括金太陽(yáng)示范工程項(xiàng)目投資側(cè)補(bǔ)貼；***2009年之后居民與其他可征稅用戶區(qū)分征稅差異。

(二)2020年風(fēng)、光發(fā)電電價(jià)補(bǔ)貼需求

1.風(fēng)電度電補(bǔ)貼需求

實(shí)施風(fēng)電省份資源區(qū)電價(jià)情景下，有更多省份可實(shí)現(xiàn)風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)零補(bǔ)貼(見圖4)或可取消固定上網(wǎng)電價(jià)和補(bǔ)貼政策，進(jìn)行市場(chǎng)化電力交易。在燃煤脫硫標(biāo)桿電價(jià)2014年基準(zhǔn)和低/無(wú)棄風(fēng)情景下，四類資源區(qū)天津、上海、江蘇、福建、江西、湖北、湖南、廣東、廣西、海南、重慶、四川、云南以及河北二類可實(shí)現(xiàn)風(fēng)電零補(bǔ)貼。高棄風(fēng)情況下排除河北二類，燃煤脫硫標(biāo)桿電價(jià)2020年基準(zhǔn)下排除江蘇和云南。考慮脫硝除塵預(yù)防成本，低棄風(fēng)/無(wú)棄風(fēng)情景還將增加河南和黑龍江三類。實(shí)施風(fēng)電分類資源區(qū)電價(jià)政策，在燃煤脫硫脫硝除塵標(biāo)桿電價(jià)2014年基準(zhǔn)下，上海、江西、湖北、湖南、廣東、廣西、四川、海南以及河北二類和黑龍江三類無(wú)需補(bǔ)貼，其他情景下僅湖南、廣東、海南以及河北二類無(wú)需補(bǔ)貼。內(nèi)蒙古和甘肅在高棄風(fēng)情景下實(shí)施省份資源區(qū)電價(jià)所需補(bǔ)貼明顯高于分類資源區(qū)。

圖42020年各省份風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)度電補(bǔ)貼需求

圖52020年各省份光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)度電補(bǔ)貼需求

2.光伏發(fā)電度電補(bǔ)貼需求

發(fā)電側(cè)各類情景下(見圖5)，各省光伏發(fā)電度電補(bǔ)貼需求均大于零，即到2020年光伏上網(wǎng)還不具有價(jià)格優(yōu)勢(shì)，仍需補(bǔ)貼政策支持。由于各省光照有效利用小時(shí)普遍高于分類資源區(qū)基準(zhǔn)，實(shí)施省份資源區(qū)電價(jià)政策的度電補(bǔ)貼需求將更低。考慮燃煤發(fā)電成本趨勢(shì)和外部成本內(nèi)部化影響，省份最低補(bǔ)貼需求為0.15元/千瓦時(shí)。售電側(cè)分布式光伏自發(fā)自用方式下(見圖6)，除海南外，光伏發(fā)電成本普遍低于商業(yè)電價(jià)，無(wú)需補(bǔ)貼；大工業(yè)用戶在省份資源區(qū)電價(jià)政策下，三類資源區(qū)北京、天津、河北、吉林、上海、江蘇、浙江、江西、山東、河南、湖南、廣東以及陜西二類、山西二類內(nèi)蒙一類地區(qū)無(wú)需補(bǔ)貼，但在分類資源區(qū)電價(jià)政策下，河北、上海、江蘇、江西、河南、廣東、陜西二類、山西二類和內(nèi)蒙一類也需用電補(bǔ)貼；不考慮電價(jià)附加，各省居民用戶均需補(bǔ)貼，若考慮，則內(nèi)蒙、新疆和甘肅無(wú)需補(bǔ)貼；居民補(bǔ)貼普遍大于大工業(yè)。可見，光伏發(fā)電省份資源區(qū)電價(jià)政策和稅負(fù)減免，可有效加強(qiáng)分布式光伏自發(fā)自用成本競(jìng)爭(zhēng)力。

圖62020年各省份分布式光伏自發(fā)自用度電補(bǔ)貼需求

圖72020年各省份風(fēng)電電價(jià)總補(bǔ)貼需求

圖82020年中國(guó)風(fēng)電電價(jià)總補(bǔ)貼需求變化

圖92020年各省份光伏發(fā)電電價(jià)總補(bǔ)貼需求

圖102020年中國(guó)光伏發(fā)電電價(jià)總補(bǔ)貼需求變化

3.風(fēng)電總補(bǔ)貼需求

到2020年，中國(guó)風(fēng)電電價(jià)總補(bǔ)貼需求在585～734億元，比2013年增長(zhǎng)112%～167%(見圖7、8)。無(wú)棄風(fēng)/低棄風(fēng)情景下，實(shí)施風(fēng)電省份資源區(qū)電價(jià)政策總補(bǔ)貼規(guī)模較低，比分類資源區(qū)情景低0.2%～5%。但高棄風(fēng)情景下，風(fēng)電省份資源區(qū)電價(jià)政策下總補(bǔ)貼規(guī)模更高，增幅在7.4%～8.4%。這主要緣于內(nèi)蒙古和甘肅裝機(jī)容量比重高，受高棄風(fēng)影響時(shí)，省份資源區(qū)電價(jià)政策的度電補(bǔ)貼需求明顯上升，且不利于調(diào)整裝機(jī)地區(qū)分布，造成總補(bǔ)貼量較高。考慮燃煤脫硫標(biāo)桿電價(jià)變化和脫硝除塵防范成本，風(fēng)電總補(bǔ)貼需求將上升5%～5.6%和5.3%～6%。可見，因棄風(fēng)率變化，應(yīng)適時(shí)調(diào)整風(fēng)力電價(jià)政策基準(zhǔn)，同時(shí)充分考慮燃煤外部成本內(nèi)部化，可有效降低補(bǔ)貼需求。

4.光伏發(fā)電總補(bǔ)貼需求

到2020年，光伏最大和最小補(bǔ)貼需求分別在516～581億元和367～411億元，相對(duì)于2013年增長(zhǎng)超過7倍(見圖9、10)。光伏發(fā)電實(shí)施省份資源區(qū)電價(jià)政策的總補(bǔ)貼規(guī)模較低，比分類資源區(qū)電價(jià)情景低6.2%～7.2%。考慮燃煤脫硫標(biāo)桿電價(jià)變化和脫硝除塵防范成本，總補(bǔ)貼量將上升2.1%～2.2%和2%～2.3%。地面電站補(bǔ)貼主要集中在內(nèi)蒙古、甘肅、青海、寧夏和新疆，與當(dāng)?shù)刎S裕的光照和土地資源條件、低廉的銷售電價(jià)密切相關(guān)。分布式發(fā)電補(bǔ)貼總量取決于政策偏向，若為實(shí)現(xiàn)補(bǔ)貼規(guī)模最小化，那么2020年各省商業(yè)用戶普遍無(wú)需補(bǔ)貼，可取消售電測(cè)補(bǔ)貼政策；若為兼顧各類市場(chǎng)應(yīng)用，需保持居民和大工業(yè)用戶補(bǔ)貼，補(bǔ)貼規(guī)模還將增大。

(三)2014—2020年風(fēng)、光電價(jià)政策的補(bǔ)貼稅負(fù)效應(yīng)

2014—2020年，中國(guó)電力消費(fèi)還將顯著增加，可適度減輕風(fēng)、光電價(jià)補(bǔ)貼的稅負(fù)。到2020年，全國(guó)電力需求預(yù)測(cè)在7.5～8萬(wàn)億千瓦時(shí)，比2013年還將增長(zhǎng)40%～50%。以2004—2013年各類用電消費(fèi)平均占比估算，居民用電在9172～9783億千瓦時(shí)，非居民和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電在6.38～6.80萬(wàn)億千瓦時(shí)。那么，可再生能源電價(jià)附加征收覆蓋范圍可增至2.7～3.1萬(wàn)億千瓦時(shí)。

到2020年，為支持風(fēng)、光電價(jià)補(bǔ)貼，可再生能源電價(jià)附加征稅標(biāo)準(zhǔn)有望進(jìn)一步提高。僅滿足風(fēng)電、光伏發(fā)電補(bǔ)貼需求，非居民其他用戶的可再生能源電價(jià)附加征稅標(biāo)準(zhǔn)需達(dá)到1.3～1.9分/千瓦時(shí)。在風(fēng)、光發(fā)電分類資源區(qū)上網(wǎng)電價(jià)和燃煤脫硫電價(jià)2020年基準(zhǔn)情景下，可再生能源電價(jià)附加征稅負(fù)擔(dān)最高，在1.5～1.9分/千瓦時(shí)，已超現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)。關(guān)于稅負(fù)/電價(jià)比，居民在1.8%～2.3%，非居民其他用戶在1.8%-5%。這些結(jié)果意味著盡管新能源發(fā)展將帶來(lái)電價(jià)下降的長(zhǎng)期效應(yīng)，但短期內(nèi)將顯著增加電力用戶用電成本和稅負(fù)。

五、結(jié)論與政策建議

中國(guó)風(fēng)、光電價(jià)政策的補(bǔ)貼需求和稅負(fù)效應(yīng)研究表明：(1)到2020年，風(fēng)、光發(fā)電在FIT政策支持下，發(fā)電成本和度電補(bǔ)貼需求將明顯下降，但補(bǔ)貼總量和稅收負(fù)擔(dān)仍將上升。風(fēng)能四類地區(qū)和全國(guó)商業(yè)用戶將普遍實(shí)現(xiàn)風(fēng)力發(fā)電及光伏用電的零補(bǔ)貼，其他資源地區(qū)和電力用戶仍需要財(cái)政政策支持。(2)受不同電價(jià)政策、發(fā)電利用方式、燃煤發(fā)電外部成本內(nèi)部化程度、并網(wǎng)消納能力和補(bǔ)貼方式影響，補(bǔ)貼需求差異顯著。低棄風(fēng)情況下，實(shí)施省份資源區(qū)電價(jià)政策有助于降低補(bǔ)貼規(guī)模。但高棄風(fēng)情況下，分類資源區(qū)電價(jià)政策的補(bǔ)貼成本更低。由于用煤成本下降且不提高燃煤外部成本內(nèi)部化程度，風(fēng)、光電價(jià)補(bǔ)貼規(guī)模將明顯增加。風(fēng)力和光照資源條件優(yōu)越的地區(qū)，受裝機(jī)容量高和燃煤電價(jià)低影響，總補(bǔ)貼需求較大。(3)可適度削減風(fēng)、光電價(jià)補(bǔ)貼稅負(fù)水平，但受補(bǔ)貼總量增長(zhǎng)的影響，短期內(nèi)可再生能源電價(jià)附加征稅標(biāo)準(zhǔn)仍需提高。

綜上所述，“十三五”期間，應(yīng)加大風(fēng)能、太陽(yáng)能發(fā)電政策調(diào)整，以確保其健康發(fā)展：(1)完善風(fēng)、光發(fā)電價(jià)格政策和調(diào)整機(jī)制。充分考慮各省份在技術(shù)適宜性、資源稟賦、并網(wǎng)消納能力等方面的區(qū)域差異，考慮可再生能源對(duì)環(huán)境以及氣候變化的正外部性效應(yīng)，建構(gòu)可再生能源經(jīng)濟(jì)成本、補(bǔ)貼成本和環(huán)境效益的定價(jià)機(jī)制，并積極通過電力成本與價(jià)格聯(lián)動(dòng)，創(chuàng)新可再生能源跨區(qū)域交易平臺(tái)，以有效提升風(fēng)、光發(fā)電價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力。(2)細(xì)化風(fēng)、光發(fā)電的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)和稅收政策。按照規(guī)模發(fā)展與合理經(jīng)濟(jì)的原則，完善全額上網(wǎng)與全電價(jià)補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，充分考慮補(bǔ)貼資金的社會(huì)可承受性及不同電力消費(fèi)主體的支付能力，適時(shí)限定度電補(bǔ)貼或總量上限水平，減輕補(bǔ)貼需求壓力并支持具備成本優(yōu)勢(shì)的企業(yè)進(jìn)行市場(chǎng)拓展；強(qiáng)化電力附加稅負(fù)減免的成本效應(yīng)，促進(jìn)分布式發(fā)電市場(chǎng)應(yīng)用，并增強(qiáng)可再生能源基金的利用效率。(3)著力推進(jìn)電力、電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃和政策實(shí)施。可再生能源的并網(wǎng)消納至關(guān)重要，不僅涉及發(fā)電設(shè)備利用效率和經(jīng)濟(jì)成本，還關(guān)系電力定價(jià)地區(qū)基準(zhǔn)和裝機(jī)指標(biāo)，全面構(gòu)建與間隙性電力技術(shù)系統(tǒng)相適宜，與地區(qū)資源、電源結(jié)構(gòu)和負(fù)荷特征相匹配的電網(wǎng)系統(tǒng)，出臺(tái)電力靈活調(diào)控的技術(shù)創(chuàng)新政策以及運(yùn)行管理的法規(guī)措施，以確保風(fēng)、光發(fā)電項(xiàng)目落地和高效運(yùn)行。

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(責(zé)任編輯劉志煒)

Subsidy Demands and Tax Burdens of China′s Wind and Solar Electricity Price Policies

YU Yang

(School of Economics, Peking University, Beijing 100871)

Abstract:Although market deployments of wind and solar electricity are greatly promoted by electricity price policies of new energies in China, increasing taxes are need to be levied on the electricity prices. According to the requirement of power generating project construction, the paper extends models of levelized electricity costs, incorporates various factors such as electricity price benchmarks, externality and grid curtailment into electricity price subsidy model, to analyze price adjustment of wind and solar electricity and taxation effect. The results show that the fourth wind resource region and commercial customers will achieve grid parity or zero subsidy of self-used electricity, while the total amount of taxation will escalate, and the electricity price specified by provincial regions and resource regions can minimize the increase of subsidy scale by 2020. Therefore, renewable energy policies need to be adjusted to satisfy both scale deployments and tax costs of these energies.

Keywords:levelized electricity cost; grid tariffs; subsidy demand; tax burden

收稿日期：2015-07-04

作者簡(jiǎn)介：余楊(1980--)，女，浙江寧波人，北京大學(xué)經(jīng)濟(jì)學(xué)院博士后，講師。

基金項(xiàng)目：國(guó)家社會(huì)科學(xué)基金青年項(xiàng)目“能源技術(shù)經(jīng)濟(jì)范式轉(zhuǎn)換與我國(guó)可再生能源產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新研究”(14CJY007)；中國(guó)博士后科學(xué)基金面上資助項(xiàng)目“我國(guó)清潔能源發(fā)展推進(jìn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的機(jī)制與政策研究”(2015M580003)。

中圖分類號(hào)：F206；F812

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1001-6260(2016)03-0106-11