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风力发电商业化问题

1 风力发电的兴起
  1973年的石油危机之前,风力发电技术仍处于科学研究阶段,主要在高校和科研单位开发研究,政府从技术储备的角度提供少量科研费。1973年以后,风力发电作为能源多样化措施之一,列入能源规划,一些国家对风力发电以工业化试点应用给予政策扶持,以减税、抵税和价格补贴等经济手段给予激励,推进了风力发电工业化的发展。进入90年代,风力发电技术日趋成熟,风场规模式建设;另一方面全球环境保护严重恶化,发达国家开始征收能源和碳税,环保对常规发电提出新的、严格的要求。情况变化缩短了风力发电与常规发电价格竞争的差距,风力发电正进入商业化发展的前夜。
  近年,世界风力发电如雨后春笋,逐年以二位数速度迅猛增长,截至1998年,全球装机9689 MW。装机容量前10名的国家是:德国2874 MW、美国1890 MW、丹麦1400 MW、印度968 MW、西班牙834 MW、荷兰364 MW、英国331 MW、中国223 MW、意大利180 MW和瑞典174 MW。
  我国风力发电起步于80年代末,集中在沿海和新疆、内蒙风能带。1986~1994年试点,1994年新疆达坂城2号风场首次突破装机10 MW(当年全国装机25 MW),4年后,全国装机223 MW,增长9倍,占全球风力发电装机的2.3%。

2 各国政府的激励政策
2.1 美国
  a)1978年通过“公共事业管理法”规定电力公司必须收购独立发电系统电力,以“可避免成本”作为上网电价的基础,对包括风力发电等可再生能源的投资实行抵税政策,即风力发电投资总额15%可以从当年联邦所得税中抵扣(通常投资抵税为10%,由此风力发电投资抵税率为25%),同时,其形成的固定资产免交财产税。在此基础上,加利福尼亚州能源委出台“第4号特殊条款”,要求电力公司以当时天然气发电电价趋势作为“可避免成本”计入上网电价,签订10年不变购电合同(每千瓦时11~13美分)。这段时间加利福尼亚州风力发电发展迅猛,出现该州风力发电占全国风力发电的 80%,1986年取消优惠政策,发展速度立即下降。
  b)1992年颁布“能源法”,政府从鼓励装机转到鼓励多发电,由投资抵税变为发电量抵税,每千瓦时风力发电量抵税1.5美分,从投产之日起享受10年。
  c)1996年美国能源部发布“888号指令”,发电、输电和供电分离,鼓励竞争。
  d)美国能源部围绕2002年风电电价降到2.5美分/kWh、2005年风力发电设备世界市场占有率25%、2010年装机10 GW等目标,拔专款支持科研和制造单位进行科学研究。
  e)推行“绿色电价”,即居民自愿以高出正常电价10%的费用,使用可再生能源的电量。
2.2 德国
  1990年议会批准“电力供应法案”,规定电力公司必须让可再生能源上网,全部收购,以当地售电价90%作上网价,与常规发电成本的差价由当地电网承担。政府对风力发电投资进行直接补贴,450~2 000 kW的机组,每千瓦补贴120美元;对风力发电开发商提供优惠的低息贷款;扶持风力发电设备制造业,规定制造商在发展中开发风力发电,最多可获得装备出口价格70%的出口信贷补贴。
  在政府激励政策推动下,1995年德国投产风力发电495 MW,1996年364 MW,跃居世界之首。但是,实施风力发电差价完全由当地电网承担的政策,引发一些电力公司上诉到联邦议会。
2.3 印度
  a)设立非常规能源部,管理可再生能源的发展,为可再生能源项目提供低息贷款和项目融资。
  b)政府提供10%~15%装备投资补贴,将风力发电的投资计入其它经营产业的成本,用抵扣所得税补贴开发商。5年免税。整机进口关税税率25%,散件进口为零税率。有些邦还减免销售税。
  c)电力电量转移和电量贮存政策:开发商可以在任何电网使用自己风机发出的电力电量。电力公司只收2%手续费。风机发出电量贮存使用长达8个月。开发商也可以通过电网卖给第三方。
  d)为风力发电及其他可再生能源提供联网方便。
  e)设最低保护价,一般为每千瓦时5.8~7.4美分。
  印度扶持政策是在严重缺电的情况下形成的。1995年印度风力发电投产430 MW,1996年投产251 MW,是发展中国家风力发电发展最快的国家。
2.4 中国
  起步晚,发展快,但扶持风力发电尚未形成统一规范的政策。
  a)政府积极组织国外政府和金融机构的优惠贷款;可再生能源发电项目的贷款,在一定条件下给予2%贴息;风力发电项目在还款期内,实行“还本付息+合理利润”电价,高出电网平均电价的部分由电网分摊;还本付息期结束后,按电网平均电价确定。
  b)1998年实行大型风力发电设备免进口关税,发电环节增值税暂为6%。
  c)地方对征地及电力部门在联网上给予优惠。
  世界各国扶持力度各异,进程不一,见图1。
3-1.gif (4073 字节)
图1 世界风力发电情况对比
3 影响中国风电商业化的因素
  当前,风力发电商业化的突出问题是:单位造价偏高(国内“双加”工程9800~10500元/kW),风资源特点决定设备年利用小时仅 2500~3400 h,再加上其它原因,使上网电价偏高。影响上网电价有以下几个主要因素。
3.1 工程费用
  以某一实施中的工程为例,各项工程的费用所占百分比为:机组61.1%,塔架6.4%,土地3.0%,勘测设计1.8%,风场配套24.0%,输电工程3.2%。其中机组占极大的比例,如果降低其成本,能大幅度减少工程造价。
3.2 资金渠道
  风力发电成本中85%取决于建设工程费用。工程投资中除了法定资本金外,大部分由各种信贷解决,贷款条件(利率、还款期和手续费等)对项目财务评价影响很大。外国政府优惠贷款,还款期长,利率较优惠;国际金融贷款,中长期,利率较优惠;国家政策性贷款,在满足一定条件下贴息2%;商业银行贷款,还款期短,利率高。
  目前,政府对风力发电没有投资补贴,优惠资金渠道不多,如果政府不采取扶待政策,恐怕风力发电建设资金渠道会较长时间影响风力发电的规模发展。
3.3 税收
  1998年起免征大型风机进口关税,这对风力发电建设是很大的扶持。(在未免征之前,关税率24.02%,提高整个工程造价15%)。
  发电环节增值税:风力发电成本电价本来就高,又没有进项税扣减,不论征收6%或17%,都会使上网电价按比例上升。
  对于所得税,可再生能源项目目前没有任何优惠,不论对经营者收益或上网电价核算都有很大的影响。
3.4 投资合理收益率
  以审议中的一个项目为例:总装机15 MW,外国政府优惠贷款占66%,资本金20%,国内配套贷款14%,计算如表1。收益率越高,上网电价越高。

   
   


 
表1 某项目的财务评价
指标
方案一
方案二
方案三
全部投资内部收益率/%
10.92
8.14
6.31
自有资金内部收益率/%
24.61
14.00
10.00
投资利润率/%
9.55
6.57
4.83
投资利税率/%
12.56
7.27
5.42
资本金利润率/%
49.98
21.51
15.57
上网不含税电价/
(元.kWh-1)
0.65
0.55
0.47

3.5 业主(开发商)的经营管理水平
  开发经营者对项目全过程的管理水平,不仅影响项目的成败,而且直接影响到风力发电能否顺利进入市场竞争。

4 商业化势在必然
  人们环保意识的增强,各国政府支持可再生能源的政策出台,为风力发电的发展创造了有利环境。特别是风力发电技术经过30年实践日趋成熟,设备的工业化可以提供性能可靠、价格逐步下降的大型风电设备,显示出风力发电参与电力市场竞争能力大大提高。
  以美国为例,80年代初风电上网电价40美分,90年代中降到5美分,见图2。1996年美国各州平均售电价水平4~12美分。其中,4美分2个州,4~5美分4个州,5~6美分12个州,风力发电装机最多的加利福尼亚州平均售电价为9.8美分。 3-2.gif (2426 字节)
图2 风电电价
  由于各种原因,我国目前上网电价偏高,如表2。
表2 我国部分省(区)风电上网电价

风电场
上网电价/(元.kWh-1)
浙江鹤顶山
1.100
辽宁东岗、辽宁横山、河北张北
1.000
新疆达坂城
0.860
广东南澳
0.770
内蒙古辉腾锡勒
0.713
海南东方
0.630

  美国风电场建设可以做到每千瓦造价1000美元,上网电价5美分。荷兰、丹麦每千瓦造价1000~1200美元,上网电价5.5美分。我国目前每千瓦造价大体是1200美元,可上网电价高达12美分。
  综上所述,我国风力发电进入商业化是必然的,问题是如何妥善解决与商业化相关的因素。

5 结论
  风力发电是清洁可再生能源,蕴存量巨大,具有实际开发利用价值。中国水电资源370 GW,风能资源有250 GW。广东省水电资源6.6 GW,沿海风能可开发量(H=40 m)8.41 GW。也就是说,风能与水能总量旗鼓相当。大量风能开发不可能靠某个部门或行业的财政补贴就能解决,商业化不仅是市场的要求,也是风力发电发展的自身需要。所以,风力发电商业化是必由之路,可行之路。
  商业化关系到市场各方面,需要政府、业主(开发商)、电力部门和用户一起支持和配合,共同努力方能见效。

6 建议
  政府、业主(开发商)、电力部门和用户各施其责,或称之为“四合一”方案。
6.1 政府
  制定可再生能源的财政扶持法规、政策性银行优惠条款等激励政策、税收减免或抵税规定,政策上支持风力发电技术开发和设备国产化。
6.2 业主(开发商)
  精心选点,规模开发,优化设计,降低造价;争取优惠信贷,减轻还本付息成本;加强管理,保证设备可靠运行率高,降低运行成本;自我约束,获取合理的投资收益率。
6.3 电力部门
  承诺风力发电上网收购,按规定承诺风力发电上网电价,电网合理消化风电差价,联网工程建设给予支持。
6.4 用户
  接受合理分摊再生能源的差价,自愿支持再生能源的发展,购买再生能源的“绿色电价”电量。

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