中国风力发电促进政策研究.docx
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中国风力发电促进政策研究
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
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
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
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
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
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
一十、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
5、组织与机构………………………………………………….139
一十一、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
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。
•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
•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
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R&D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。
表110万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
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
升级会员 