风电特许权.docx
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风电特许权
风电特许权
运作方式和政策分析
课题承担单位：
国家计委能源研究所可再生能源发展中心
协作单位：
中国水利水电建设工程咨询公司
国家电力公司动力经济研究中心
课题总顾问：
陈和平，国家计委基础产业司
课题组组长：
李京京（后由庄幸担任），国家计委能源所
副组长：
庄幸，国家计委能源所可再生能源发展中心
成员：
国家计委能源所可再生能源发展中心：
梁志鹏
张正敏
任东明
林宝
中国水利水电建设工程咨询公司
施鹏飞
易跃春
谢宏文
国家电力公司动力经济研究中心
蒋莉萍
付蓉
1.绪论……………………………………………………………………………1
1.1国际风电发展的现状和趋势……………………………………………1
1.2我国风电发展的现状和障碍……………………………………………1
1.3课题研究背景……………………………………………………………3
2.风电特许权的概念…………………………………………………………4
2.1政府特许权项目的一般概念……………………………………………4
2.2石油天然气勘探开发特许权的经验……………………………………5
2.3BOT电厂项目的经验………………………………………………………9
2.4英国NFFO风电项目招标的经验…………………………………………15
2.5国际上风电特许经营的初步实践………………………………………15
2.6风电特许经营的特点……………………………………………………18
2.7实施风电特许权的必要性………………………………………………19
3.实施风电特许权的法制环境分析………………………………………23
3.1与风电特许权相关的法律法规…………………………………………23
3.2与风电特许权相关的法规和政策要点……………………………………25
3.3现有法规对风电特许权的支持度和有效性………………………………29
4.实施风电特许经营的主要障碍与对策…………………………………31
4.1如何保证全额收购风电…………………………………………………31
4.2长期购电合同的问题………………………………………………………31
4.3项目投融资方面的障碍……………………………………………………32
4.4税收激励政策………………………………………………………………32
4.5如何使特许权项目促进设备本地化……………………………………32
4.6风资源的准确性问题……………………………………………………33
5.风电特许权经营的政策分析……………………………………………36
5.1现有风电鼓励政策用于特许权项目的效果分析…………………………36
5.2电价分摊方式……………………………………………………………36
5.3特许权开发项目需要的配套政策………………………………………37
6.风电特许权的政策框架………………………………………………45
6.1实施风电特许权的目的……………………………………………………45
6.2风电特许权的基本含义…………………………………………………46
6.3风电特许权的法规和政策问题…………………………………………47
6.4特许权的主体问题…………………………………………………………48
6.5特许权合同…………………………………………………………………49
6.6资源勘察和评价……………………………………………………………50
6.7特许权项目的风险与规避…………………………………………………50
6.8风电特许权项目运作方式………………………………………………51
7.选择风电特许权试点地区………………………………………………53
7.1确定侯选地区的准则………………………………………………………53
7.2调研情况……………………………………………………………………53
7.3全国风电特许权选点比选分析
7.4对福建实施风电特许权的条件分析
7.5对广东实施风电特许权的条件分析
7.6对江苏实施风电特许权的条件分析
8.结论………………………………………………………………………………54
风电特许权运作方式和政策分析
1.绪论
1.1国际风电发展的现状和趋势
从上世纪70年代开始，联网型风力发电开始商业化发展，经过80年代和90年代的快速发展，风力发电的技术逐渐成熟，在有些国家已经成为比较重要的电力能源。
由于风力发电对环境有独特的好处，随着发达国家对CO2减排义务的承诺，风力发电得到了许多国家的重视。
截止2000年底，全球风电总装机容量已经达到1845万千瓦，其中装机容量最多的国家是德国，达到611万千瓦,其次是：
西班牙：
284万千瓦,美国：
261万千瓦,丹麦：
234万千瓦。
风力发电的增长速度惊人，1997-2000年之间年装机量平均增长速度达到38%。
随着风力发电技术日趋成熟，市场规模不断扩大，风力发电的成本效益性能也逐渐改善。
在过去的10年中，风电的成本下降了一半。
以美国为例，1990年风电的成本为8美分/kWh，到2000年时下降到了4美分/kWh。
国际上新建风电项目的成本效益性能已与常规矿物燃料发电很接近，如果考虑到外部性，风电比燃煤发电的成本效益要好，与天然气发电基本相当。
在美国，资源较好的新建项目的风电成本可以达到4～5美分/kWh，燃煤发电的成本为4.8～5.5美分/kWh，天然气发电的成本为3.9～4.4美分/kWh。
在英国，大型风电项目的电价平均是2.88便士/kWh,CCGT（天然气联合循环发电）的电价为1.8～2.2便士/kWh,燃煤发电的电价为2.6～3.25便士/kWh。
在丹麦，给私人投资的风电的电价是0.60丹麦克郎/kWh，其中包括政府给私营业主的0.17丹麦克郎/kWh的补贴，0.10丹麦克郎/kWh的CO2税收返还；给电力公司的电价是0.43丹麦克郎/千瓦时，其中包括0.10丹麦克郎/kWh的CO2税收返还。
考虑到环境效益，风电在丹麦已经是一种经济效益较好的发电项目。
1.2我国风电发展的现状和障碍
我国联网型风力发电在上世纪80年代初开始起步，到2000年底已经安装了34.4万千瓦。
装机规模在1995-1997年之间增长较快，最近几年速度减慢。
中国风电场的累积装机规模和每年的新增规模如图1-1所示。
300kW以下的风力发电机组完全国产化生产，600kW以上的风力发电机组的制造在我国也已经起步，但仍有大约40%的关键部件（按机组价值计算）需要进口。
图1-1我国风电场年度装机和累积装机情况
我国现有风电项目的设备９８％是进口的，有一半资金利用的是国际组织和外国政府的赠款或贷款。
可以说我国的风电项目示范是对我国风能资源和外国风电技术的一种示范。
从我国的风电发展道路看，我们还处于技术示范阶段。
从国产机组商业化发展途径看，我们正在技术示范的的开始阶段。
如果把技术示范和“规模化降低成本”看作风电商业化必须跨过的一座山，那么我们正在准备上这个山坡。
在技术示范和商业化示范阶段，项目的规模越来越大，需要的资金也越来越大。
示范初期项目所需要筹措的资金和电力市场的准入都还比较容易解决。
随着项目规模的扩大，以及累计规模的增加，所需要的补贴也越来越大，但是技术经济性并不会有突然的的改善，电力市场的准入阻力也越来越大。
我国政府和工业界在国产化上已经下了很大的力气，但是因为没有稳定的市场需求拉动，生产能力得不到发挥，也就谈不上研发投入和经验积累。
风电项目缺乏正常的投融资渠道，国内商业银行贷款期限短，利率没有优惠。
多数项目依赖外国政府的优惠贷款。
受投融资条件的限制，往往只能上一些小规模的项目。
缺乏有雄厚资本实力的公司进入风电投资行列，使风电项目总停留在小打小闹的规模，不能形成商业化经营。
建立在还本付息基础上的定价方法，对降低项目成本没有驱动力。
种种因素相互造成的结果是：
电价下降缓慢，市场无法接受高电价，形成了“鸡与蛋”的怪圈。
因为缺乏投资，所以规模难以做大，但是因为规模太小，成本降不下来。
各级政府尽管制定了总的风电发展规划，但是对项目的规模、价格等没有约束，风电发展往往不能按规划进行。
投资商和设备制造商对市场前景缺乏信心。
总的来说，中国风电已经到了一个关键的时期。
要大发展，必须增大单个项目的规模和风电市场的总规模。
同时风电项目开发需要建立商业化的投融资机制，项目的价格形成必须引入机竞争机制。
中国政府已经制定了许多鼓励发展风电的政策，但是要把这些政策落到实处，需要有新的市场机制。
1.3课题研究背景
国家计委2000年下半年采纳了各方专家的建议，决定在风电项目开发上进行机制创新，采取特许权招投标的形式开发风电项目。
但是应该看到，风电特许权运作方式是国际上风电项目开发的一个创新。
虽然在开始风电特许权项目之前，风电特许权已经有了一些初步的概念，但是要真正运作风电特许权项目，还有许多技术、经济和政策问题需要解决。
国家计委能源所可再生能源发展中心及时提出了特许权运作方式和政策的研究项目，美国能源基金会对本研究项目提供了研究经费。
本课题的主要研究内容如下：
1）对在中国实施风电特许权的法律政策环境做出分析，对风电特许权的政策条件进行分析，提出实施风电特许权经营的政策建议；
2）提出实施风电特许权的操作方式和管理办法；
3）按照风电特许权项目的基本要求，在全国范围选择出试点项目地区；
4）对试点项目进行预可行性分析，对项目可能实现的目标做出初步评价，为政府部门提供决策依据。
2.风电特许权方法的概念
2.1政府特许权项目的一般概念
特许权是商业活动中普遍使用的一种经营方式。
一般商业上的特许权（Franchise）是指某公司（或其它机构）把自己拥有的技术、品牌和业务活动授予其它公司，允许这些公司在特许协议范围内使用该公司的技术、招牌字号和专门的业务活动等等。
被授予特许权的公司获得了一种可以增值的有形或无形的商业资源，可以通过特许经营活动获取利润。
但是，他们必须从所获取的利润中分出一部分给特许权授予者（出让特许权的公司）。
对出让特许权的公司来说，通过特许权经营的形式，扩大了自己经营活动的范围，弥补了自身在资金和商业营销网络上的不足，在地域上和应用领域上扩展了自己的经营范围。
作为付出，特许权出让人许可特许权受让人使用自己的商业资源；作为回报，特许权受让人必须向特许权出让人支付固定的特许权使用费或采取分成方式分享利润。
在这样一种特许权经营模式中，特许权出让人和特许权受让人是一种合作经营关系，双方是自负盈亏的、完全独立的公司。
特许权所有者通过特许权经营扩大了经营规模，但是不用自己投入大量资金建设营销和服务网络，也不用冒扩大经营可能发生的亏损等商业风险。
特许权受让人自己承担商业风险，但是这类公司也不必投资去做风险很高的技术研究开发、产品广告宣传等活动。
所以，一般的商业上的特许权经营形式实质上是一种利益分享和风险分担的合作经营方式，在全世界已经是应用很普遍的一种经营模式，在我国也已经有了一定的应用，目前正在快速发展之中。
本报告中研究的特许权与一般的商业特许权不同。
商业特许权是一种市场化的商业行为，在法律法规比较成熟的市场条件下，不需要政府去干涉一般商业特许权的经营活动。
本报告中讨论的是一种政府特许权经营方式（concession），主要是指用特许权的方法开采国家所有的矿产资源，或建设政府监管的公共基础设施项目。
例如石油天然气的勘探和开采、电力项目、高速公路、铁路、港口建设等等。
这类项目的建设不是完全向市场开放的，一般情况下由政府投资，国有企业经营，或由政府授权的公司在政府的严格监管下经营。
一般情况下不对私人投资者开放。
但是，单靠政府投资、经营和管理这类基础设施项目或开发利用国有资源，资金常常不足，经营管理也缺乏效率。
所以，政府特许权的经营方式就产生了。
为了与一般的商业特许权相区别，冠以政府特许权的名称。
政府特许权项目一般都是资本密集性行业，单个项目的资本需求量巨大，采用特许权方法可以吸引私有资本投资，并利用大额的国际商业贷款。
项目的经营所得采取规定的利益分享方式，项目本身的商业风险由公司承担，政府承担政策变动的风险。
所以，政府特许权是一种政府与私有公司之间的合作经营方式。
按照特许权项目利益共享和风险共担的原则，在特许权协议条款的约束下进行项目的经营管理。
这种方式在资源开采和公用基础设施建设方面可以发挥巨大的作用。
政府特许权项目的另一个特点是通过招投标的方式选择被授予特许权的公司。
这种方式不仅可以选择最有能力的公司，而且通过竞争降低了项目的成本，最大限度地为政府节约成本，或者最大限度地获得社会收益。
所以竞争是政府特许权项目的另一个重要特征。
政府特许权应用最成功的领域首推石油天然气勘探开发，电厂项目也有一些采取政府特许权经营方式。
结合本报告要讨论的风电项目特许权，它既涉及到资源的开发利用，又涉及到电力销售，与石油天然气勘探开发和电厂特许权项目都有许多相似之处。
所以我们首先分析我国在石油勘探开发特许权经营和BOT电厂项目特许权经营方面取得的经验。
考虑到风电特许权采取招投标的形式，我们也分析了英国实施的NFFO（非化石燃料公约）风电项目的招标经验。
最近一段时间，国际上也有一些国家在尝试特许经营的方法开发风电项目，对这些国际上风电项目的开发经验也做一个简单的总结。
在此基础上，结合我国的具体情况提出在我国实施风电特许权的运作方式和政策框架。
2.2石油天然气勘探开发特许权的经验
石油天然气勘探是技术水平高、工艺复杂、高投入、高风险的一个行业。
石油行业经过近一个世纪的发展，已经形成了许多实力雄厚的跨国公司。
这些跨国石油公司拥有最先进的技术、雄厚的资本实力、丰富的勘探开发经验和先进的经营管理方法。
并且这些跨国石油公司的勘探开发活动早已超出了自己所在国的地理边界，在全球范围内与许多资源国合作勘探开发当地的油气资源，创造出了多种合作模式。
油气勘探开发特许权是这些合作模式的统称，在实际操作中有多种方式。
采取特许权的基本动机是资源国需要发展自己的油气工业，自己想拥有油气产品的经营权。
但是许多资源国是发展中国家，缺乏油气勘探开发所需要的技术和资金等条件，为了利用外国石油公司的技术和资金优势，规避风险，采取了特许权方式合作开发本国石油天然气资源。
一般来说，外国石油公司承担勘探风险。
作为回报，如果发现具有商业价值的油气田，外国石油公司有在所勘探区域有与资源国合作开采的独占权。
商业开采获得的利益按一定的利益分享模式在石油公司和资源国政府之间进行分配。
在英国和挪威等国的北海海域的油气勘探中采用了特许经营的合作勘探开发方式。
北海地区的资源国通过特许权方法，召集了大量的石油公司在该海域实施勘探和开采，解决了资源国资金不足和高风险的问题。
委内瑞拉、印度尼西亚、马来西亚和我国等发展中国家也通过这种特许权方式，从资源国的角度，以较低的风险和国家投入开发了自己的油气资源，发展了自己的油气工业。
我国海洋石油的对外合作就是典型的成功范例。
石油天然气的特许权经营方式也称为“租让制”（concession）。
租让制是世界上进行石油勘探开发最早使用的一种合同方式，也是目前普遍采用的合同方式。
这种方式也被称为许可证协议（LicenseAgreement）。
在这种合同模式下，资源主权国的收益主要来自外国石油公司交纳的税收和矿区使用费。
这种合同模式的主要特点包括：
外国石油公司享有在租让矿区进行勘探开发和生产经营的专营权；外国石油公司单独承担投资和风险，并向东道国交纳租金和矿区使用费；外国石油公司如果赢利，要向东道国交纳所得税。
经过近百年的发展，租让制已经相当成熟。
现代租让制中一般有下列规定：
勘探期和生产期；矿区使用费随产量和油价上涨而向上浮动，同时征收所得税和其它税种；东道国对石油公司的控制加强，规定最低的勘探工作量；批准油田开发计划，检查外国石油公司的作业和财务记录等等。
租让制对资源国而言，最大的好处是经济上基本没有风险，管理比较简单。
油气勘探的合同方式演变出许多种，产量分成合同是最典型的一种。
印度尼西亚于60年代中期首创了产量分成合同，在二十世纪的70年代和80年代形成一种较为通用的油气勘探开发合同模式，目前世界上有20多个国家和地区采用这种模式进行勘探开发和对外合作，我国海上和陆上对外合作也主要采用这种合同模式。
这种合同模式的主要特征有：
东道国拥有石油资源的所有权，其指定机构（政府主管部门或国家石油公司）拥有石油勘探、开发、生产和销售的专营权；外国石油公司与东道国政府（或政府授权的国家石油公司）签定合同，作为承包商在指定的合同区块内从事石油勘探、开发和生产作业；承包商承担全部勘探风险，如果没有商业性油流发现，外国石油公司的勘探投入全部沉没，东道国不负担任何补偿；若有商业性油流发现，外国石油公司和东道国政府按一定的比例出开发和生产费用；商业性生产的产量按一定的分成模式进行分配；东道国政府掌握着管理权和监督权，日常作业由承包商承担。
我国从1977年开始石油天然气的对外合作，当时我国的石油供应短缺，石油勘探和开采主要在陆上进行，广阔海域的石油天然气资源无力开发。
为了开发我国海洋石油资源，我国最早在海洋石油勘探开发领域开始对外开放和国际合作。
经过对美国、荷兰等石油生产大国的考察，在国务院的亲自领导下，1982年建立了海洋石油公司，在当时我国还没有实行全面对外开放政策的形势下，率先开始了海洋石油对外合作的特许权经营模式。
我国的海洋石油勘探开发采用的是租让制、产量分成和联合经营结合的合同模式。
经过二十多年的发展，我国的海洋石油工业从无到有，逐渐发展壮大起来，不仅以合理的代价开发了我国的海洋石油资源，而且通过对外合作经营，建立了自己的石油勘探开发和生产能力，发展成为一个国际化的大石油公司。
不仅形成了开发自己国土领域油气资源的能力，而且走向了世界，参与海外石油勘探开发，为我国开发和利用国际石油资源提供了技术和商业经营能力的保障。
而且海洋石油在我国首创的对外合作模式也逐渐发展到陆地石油天然气的对外合作勘探开发中，在煤层气的勘探开发中也采用了类似的特许权经营模式。
我国海洋石油的对外合作一开始就利用风险分担的方式。
1978年12月-1979年7月，先后共与美、英、法9家公司（参与者共13个国家的48家石油公司）签定了8个地球物理勘探协议。
协议规定：
一切勘探费用由外国公司承担，该费用不予偿还，今后也不得进入勘探费；中方承担在物探工作结束后，拿出一定面积向物探参与者进行公开国际性勘探开发招标；外国公司要把物探采集的原始数据、处理资料，以及解释成果等，无偿交给中方一份。
只有参加过资源普查的公司才有资格参加投标。
按照物探协议的承诺，中方需拿出物探区域的1/3面积进行招标。
招标步骤是：
1）发招标通知书，包括招标区块和招标须知；
2）外国公司在收到通知书40天内，向国家公司递交投标申请书；
3）被批准的报名投标公司购买招标文件，包括标准合同、报价书格式和法律文件；
4）投标公司递交报价书（6个月）；
5）评标工作，包括地质评价、工程评价、经济评价和综合评价，确定中标标准，核心是外国公司承诺的勘探工作量和分成值等；
6）合同谈判，评标以后，在每个区块选出1-3家投标公司，进行竞争性谈判，最终决定一个投标者为中标者。
40多家公司参加投标收到33家公司对25个区块的投标报价书102份。
中国海洋石油总公司组成多个评标小组，并邀请有关部委专家参加，从勘探义务工作量、X值开始，到评价其地质、工程技术水平、公司经济实力、信誉等等，经过两年的紧张评标和谈判，签定了19个石油合同。
此后，中国海洋石油总公司又进行了三轮招标。
经过四轮招标，逐渐完善了石油勘探开发合作的合同模式。
我国海洋石油勘探开发的合同模式主要包括以下内容：
1）勘探期为5-7年，外国石油公司提供合同区的全部勘探投资。
如果找到油气田，外方可以进一步进行开发和生产；如果找不到油气田，外国石油公司独自承担勘探风险。
2）开发期为2-4年，一般当油气田具有商业开发价值时，外国石油公司才决定进入开发阶段。
在开发期内，开发费用按中方参股51%，外国石油公司参股49%的投资比例分摊。
3）生产期为15年，在生产阶段，中外双方投资比例与开发阶段参股比例相同。
4）合同期为30年。
5）关于作业者。
在勘探和开发阶段，外国石油公司为作业者，进入生产阶段，当全部投资回收完毕后，外国石油公司应把作业权移交给中方。
6）关于原油的分配，如果合同区内任一油田开始商业性生产，该油田每一日历年度所产出的原油，在交纳增值税和矿区使用费后，首先用年度原油总产量的60%进行费用回收，剩余的原油除向国家上缴一部分外，其余的按照参股比例分成。
在石油勘探开发合同中包含了以下几个重要要素：
1）勘探投资由外国石油公司负担，风险也完全由外国石油公司承担，降低了资源国在前期勘探上面临的资金压力和高风险。
2）对外国石油公司的勘探工作量有最低要求。
工作量要满足可以发现有商业价值的油气田要求，但是也不能过大，因为前期的勘探费用在后期生产中要从产量中回收。
3）在油田开发阶段，中方参与投资经营，而且是第一股东，占主导地位，但是作业者是外国石油公司。
外国石油公司的费用回收完毕后，作业权又转移给中方。
4）在油田的生产阶段，投资比例与开发阶段相同，油气产量的一个规定比例用来回收外国公司在勘探期投入的费用和中外双方在开发阶段的费用，同时政府在生产阶段一开始就可以得到留成油，中方公司也有利润分成，避免了初期产量被外国公司全部用来回收费用，减小了中方的风险。
5）产量分成是合作合同中利益共享的主要方式。
总产量扣除工商统一税、矿区使用费和根据投资回收限额确定的费用回收油后，剩下的一块为余额油，余额油乘以双方约定的分成率后，形成双方可以分成的分成油。
通过调整分成油X值，可以调控政府、中方石油公司和外国石油公司的利益分配。
油气勘探特许权经营模式的特点是风险分担和利益分享模式明确，减少了资源国在前期勘探的巨额投资和高度的风险，在开发和生产阶段参股合作，作业权的转移可以提高自身经营能力，也降低了利益分配可能出现的风险。
靠利益分成模式，既保证了外国公司的费用回收，又通过利益分成合同，兼顾了国家，中外双方的利益，成为一种利用私营资本和技术及商业能力开发国家资源的一种合理模式。
2.3BOT电厂项目的经验
2.3.1BOT投资方式的一般运作方法
BOT方式是在基础设施项目中采用的建设、经营和转让经营模式。
基础设施项目一般由政府公益部门经营和管理，投资也来源于国家投资。
由于受财政能力的限制，政府常常没有足够的资金投资基础设施项目，而且基础设施项目全部由政府或国有企业经营往往效率低下。
为了将私有投资引入基础建设项目，许多国家把基础设施项目以特许合同的方式交给私有公司投资、建设和经营。
在这种模式中，私有公司投入自有资本，筹集项目所需的全部投资，负责项目建设和经营。
在特许权期限结束后，投资者把项目的所有权和经营权都无偿交还给东道国政府。
一般情况下，项目的特许经营期限远小于项目本身的经济寿命期，所以投资者在特许权期限结束时应该交给东道国政府一个完好的项目。
东道国政府得到的好处是解决了基础建设项目所需要的巨额资金，可以选择技术水平高、经营管理好的公司，在特许权期限结束时政府得到一个技术先进、性能优良的项目，省去了筹集资金和建设的麻烦，以项目的部分收益为代价换取了一个可用的基础设施项目。
由于基础建设项目一般有可靠的收益保证，投资者的投入在特许经营期限内一般可以回收，并取得相应的利润，在较短的时间内实现了自己的商业投资目标，又可以投资其它的项目。
这种模式利用了私有投资者的资本优势和筹集资金的能力，可以加
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