浅析基于政策扶持下的风电发展及建议

胡文进（云南中云电新能源有限责任公司，云南 昆明 650228）

0 前言

鉴于日益增长的能源需求和严重依赖化石燃料导致的环境污染问题，特别是目前严峻的气候变暖趋势，使得可再生能源得到了包括中国在内的世界各国的关注。可再生能源技术的开发状况是最大的制约因素，它直接影响成本。根据我国的资源禀赋状况，风电以其良好的社会与环境效益、日益成熟的技术、逐步降低的发电成本以及近海风电的发展，必然成为我国本世纪的重要能源来源。但是由于风电目前成本相对于传统能源依旧缺乏竞争力，其产业化仍需要合适的政策设计来扶持。

1 国内陆上风电发展现状

我国风能资源丰富，理论蕴藏量为32.26亿千瓦，初步估算可开发的装机容量就有2.53亿千瓦，居世界首位，与可开发的水电装机容量3.78亿千瓦为同一量级，具有形成商业化、规模化发展的资源潜力。20世纪90年代中期以来，我国风力发电开始向商业化方向发展。随着近几年的大力发展，截止2014年底全国风电累计装机容量已达9637万千瓦，占全部发电装机容量的7%，占全球风电装机的27%，装机容量世界排名第一。2014年我国风电上网电量1534亿千瓦时，占全部发电量的2.78%。

风力发电投入大、成本高，是制约风电发展的关键性因素。风力发电的成本主要是固定资产投资成本，约占总投资的60%～70%，单位千瓦装机容量投资成本接近万元，使得风力发电难以与常规电力（煤电、水电）相竞争。近几年随着风机设备国产化的进程加速，风电开发成本也不断下降，发电成本已从2008年每千瓦时0.6～0.9元下降至0.3～0.4元，但仍然与常规电力单位千瓦时投资存在较大差距。

2 风电产业相关优惠政策

为了促进国内陆上风电的可持续发展，我国从20世纪90年代开始出台了一系列的风力发电优惠政策。目前对国内陆上风电发展起到关键性的政策有以下几点：一是2007年颁布的《中华人民共和国企业所得税法实施条例》（国务院第512号令）规定电力项目所得税实行“三免三减半”政策；二是2008年发布的《中华人民共和国增值税暂行条例》（国务院令第538号）规定，项目购进货物的进项税额准予从销项税额中抵扣；三是2008年发布的《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》（财税〔2008〕156号）规定销售自产的利用风力生产的电力实现的增值税实行即征即退50%的政策；四是2009年发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906 号）规定，全国风电分为四类电价地区，I、II、III、IV类地区标杆上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元、0.61元；五是2014年发布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2014〕3008号）文件规定，将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元，第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。

3 项目测算分析

结合IV类资源区某个风电项目，以此风电场为例，分析以上风电产业优惠政策对风电项目收益的影响。

某风电场位于我国IV类资源区，属于山地风电场，建设容量4.95万千瓦，采用国内生产的风机机组，单机容量1.5MW/台，建设期1年。项目估算静态投资4.2亿元，20年平均年利用小时数为2000h（率高于全国近3年平均年利用小时数），投产后上网电价0.61元/千瓦时，20%的项目开发资本金（剩余资金采取银行贷款，贷款利率为6%），并采用等额本金还款方式。根据以上情况，结合电厂平均经营成本，测算得出该项目资本金财务内部收益率为12%，全投资财务收益率为8%，投资回收期为9.41年。下面分别针对减少上述一个风电优惠政策，测算各种情况下风电项目收益情况。

方案一：无三免三减半政策，其他政策不变；

方案二：无进项税抵扣，其他政策不变；

方案三：无增值税返还，其他政策不变；

方案四：电价无补贴，参照当地脱硫燃煤电价0.36元/千瓦时，其他政策不变。

从表1中可以看出，其次是三免三减半政策、进项税抵扣政策、增值税返还政策、电价补贴政策对风电项目收益均存在较大影响，其中电价补贴对项目收益影响程度最大。倘若风电政策中的三免三减半政策、进项税抵扣政策、增值税返还政策同时停止两项或三项，按照目前风电场建设造价来看，项目资本金内部收益率将小于8%，低于社会平均投资收益率，再考虑项目投产后限电、故障弃风等因素影响，项目基本上没有开发价值。

表1

4 电价下调政策影响及合理电价测算

4.1 电价下调政策影响

随着新能源装机容量的不断增大，新能源基金已无法满足新能源补贴。因此国家发改委在2014年9月份商讨调整风电上网电价。根据目前国家调整风电电价的信号，从2015年起将逐步调整风电电价，最终风电标杆上网电价参照与当地脱硫上网电价。下面就参照目前的风电场建设造价，风电电价每下调5分/千瓦时，对风电场项目收益情况进行测算分析。

表2

从表2可以看出，在其他政策没有变动的情况下，上网电价执行0.56元/千瓦时，上述项目收益率基本上与社会平均投资收益率持平，若电价低于0.56元/千瓦时，若没有地方政府的其他补贴，风电项目基本上不具备开发价值。

若到国家最终将风电上网电价与当地脱硫煤电电价相当，若项目造价不变，项目具备超过8%的投资收益率，则年利用小时数须在3100h以上；若项目利用小时数仍为2000h，则单位千瓦静态投资应降到5310元/千瓦以下方能满足资本金财务内部收益率超过8%。然而在项目造价中，土建、安装等费用随着时间的推移价格下降的可能性较小，也就是说，只能通过降低机电设备造价来降低风电场建设成本，针对本文例举的项目，若做到资本金财务内部收益率超过8%、电价与火电标杆上网电价一致、土建及安装费用不变，则需从风机发电设备中降低3175元/千瓦的投资，近段时间而言也是很难做到的。

4.2 合理电价建议

针对国家调整电价的信号，今后下调风电电价势在必行，但也要分区域区别对待。国家气象局对我国风能资源划分为四类区域：Ⅰ类地区年累积利用小时数大于5000h，Ⅱ类地区年累计利用小时数为3000～5000h,Ⅲ类地区年累计利用小时数为2000～3000h，Ⅳ类地区年累计利用小时数小于2000h。

表3

针对上述四类区域，合理的最低风电电价也应区别对待。下面就Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类地区分别按年利用小时数5000h、4000h、2500h、1800h，造价按 8000 元 /千瓦，年贷款利率6%，等额还本付息的前提，测算满足社会平均资本收益率8%的装机总容量为5万千瓦级风电场最低风电价格。

从表3可以看出，若Ⅰ类、Ⅱ类地区风电场实际能够达到3000h以上的年利用小时数，则完全可以将电价逐步下调至火电脱硫标杆上网电价；而Ⅲ类、Ⅳ类地区，受资源条件制约，合理的上网电价，将成为该区域今后风电产业健康发展的基础。

5 结论与建议

通过以上分析情况来看，风电项目若能长期持久发展，离不开国家政策的支持，特别是电价补贴政策，将直接决定项目开发的可行性。因此，盲目的降低风电电价，将直接导致风电产业的消亡，合理的确定风电补贴价格，才是今后努力方向。

[1] 施鹏飞.2008年国内外风电持续快速发展[J].可再生能源，2009（2）.

[2] 孙文瑶.我国发展风力发电的制约因素分析[J].科技风，2011（3）.