风电发展调查②:特许权助风电飞跃-北极星风力发电网

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中国风电发展调查”系列报道之二
特许权引导风电走“高速”路

■本网记者　苏伟
      在可再生能源中，风力发电是世界上公认的最接近商业化的可再生能源技术之一。我国可开发利用的风能资源量较大，但是由于风力发电固有的间歇性和波动性，以及风电项目造价高，技术不成熟，使其在电力市场中的经济性差，进入规模化发展困难重重。我国风电的规模化之路是从风电特许权招标开始的。

因势利导　特许权招标浮出水面
      最初，我国可再生能源的激励政策，是以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的鼓励政策，这种政策在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也可随之升高。随着电力体制改革和电价政策改革，对常规电力项目实行了以先进水平平均成本为基础的定价原则，并在部分地区实行竞价上网。这种大环境的变化，使风电的“还本付息”鼓励政策与电力市场改革产生了明显的不适应性。另外，我国原来的风电政策未能有效促进风电设备的本地化制造，在已建成的风电项目中，国产机组十分有限，这会严重影响我国风电产业的培育并且难以降低风电成本。另外，政府虽然制定了全国风电发展目标，但是由于在解决风电上网难、上网电价审批难以及额外费用分摊难等方面缺乏配套政策，使风电发展往往不能按规划进行，投资者和设备制造企业对市场前景缺乏信心。

　　国际上支持风电发展的政策机制有三种：一是采取固定收购价格机制，对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量，通过招标的竞争形式确定开发商；三是配额制，即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例，供电公司完成配额。结合中国国情、吸收国际经验，风电发展需要的政策应该是一个与我国电力改革相适应、有利于促进风电产业快速发展、促进风电价格明显下降、利于风电发展目标按时完成的政策机制，风电特许权政策就是在这样的背景下产生了。

政府主导风电走上规模化之路
      风电特许权是将政府特许经营方式用于我国风力资源的开发。在风电特许权政策实施中涉及三个主体，即政府、项目单位和电网公司。政府是特许权经营的核心，为了实现风电发展目标，政府对风电特许权经营设定了相关规定：一是项目的特许经营权必须通过竞争获得；二是规定项目中使用本地化生产的风电设备比例，并给予合理的税收激励政策；三是规定项目的技术指标、投产期限等；四是规定项目上网电价，前３万小时电量适用固定电价（即中标电价），以后电价随市场浮动；五是规定电网公司对风电全部无条件收购，并且给予电网公司差价分摊政策。项目单位是风电项目投资、建设和经营管理的责任主体，承担所有生产、经营中的风险，生产的风电由电网公司按照特许权协议框架下的长期购售电合同收购。电网公司承担政府委托的收购和销售风电义务，并按照政府的差价分摊政策将风电的高价格公平分摊给电力用户，本身不承担收购风电高电价的经济责任。

　　从２００１年１月开始，原国家计委开始风电特许权试点项目的前期准备，２００１年６月决定在广东惠来县和江苏如东县各选择一个１０万千瓦的风电特许权试点项目。２００３年３月宣布项目招标，同年９月完成招标工作。两个项目吸引了国内外９家公司、其中三家国外公司和一家私营企业参与投标。

　　从２００３年至今，我国共完成了五期风电特许权招标，确定了４９个风电场工程项目，涉及广东、江苏、内蒙古、吉林、甘肃、河北等六省区，总装机规模８８０万千瓦，绝大部分已开工建设。其中，１２０万千瓦装机实现了并网发电，全部项目将在２０１２年前后陆续建成投产。

　　第五期风电特许权招标改用“中间价”模式。该项目包括内蒙古北清河风电场、内蒙古乌兰伊力更风电场、河北围场御道口风电场和甘肃玉门昌马风电场４个项目，总装机容量９５万千瓦。

　　特许权招标所有项目建成后，每年预计可提供上网电量１７６亿千瓦时（按平均等效满负荷小时数２０００小时计算）。与燃煤火电相比，每年可节约标煤６１６万吨。每年可减少二氧化硫排放量约９．６６万吨，二氧化碳１８９７万吨。

能者现行　特许权招标制度走向成熟
　　风电特许权政策在现阶段对我国风电发展产生了积极的影响，从其发展过程来看，风电特许权政策在不断完善之中。在今后风电特许权政策的实施中，还要注重特许权政策与其他相关政策的结合，使我国的风电政策和机制不断适应国情、适应风电不同发展阶段的政策需求，以利于我国风电建设朝着大规模、可持续的方向发展。

　　风电特许权政策改变了我国以往风电建设的模式。政府在规划风电项目，主导风电发展规模和速度的同时，利用市场化最优原则，把项目的经营权以市场竞争的方式授予企业，更好地把政府职能与企业经营结合起来，充分体现了电力体制改革过程中政府主导与市场机制相结合的风电发展新机制。

　　目前，我国风电上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院主管部门按照招标形成的价格确定。在实际执行过程中，招标电价和审批电价同时进行。前四期的风电特许权项目招标中，中标电价介于每千瓦时０．３８２元和０．５１９元之间。过低的上网电价使得大多数特许权项目很难盈利，同时还压低了风电设备和风电建设的成本，影响了工程质量，抑制了整个风电产业链的健康发展。由于政府计划对大型发电企业实施可再生能源配额制，很多发电企业为了抢占风能资源，在特许权投标或者向政府申请电价时，不在乎电价的高低，在一定程度上造成了负面影响，将很多潜在的（民营、外资等）风电投资商排除在外，从长远来看，不利于整个产业的健康发展。

　　第五期风电特许权招标在电价权重上依然保持２５％比例，但在评分体系上，根据所有通过初评的投标人的投标上网价格，去掉一个最高价和一个最低价，然后算出平均投标电价，谁越接近平均投标定价，得分越高。采取这个方式招标，避免了恶性低价的竞争局面，虽然还不是最合理的价格，但是比以往价格都有所提高。中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞认为，中标价格虽然还是相对偏低，但已开始向合理理性回归。

　　从国家发展改革委２００７年和２００８年对各省区地方核准风电项目的上网电价批复情况看，风电电价水平基本分为四类：东北三省、山西、湖北、河南、山东为０．６１元／千瓦时，河北、内蒙古东部、甘肃为０．５４元／千瓦时，内蒙古西部为０．５１元／千瓦时，福建为０．５８５元／千瓦时。各风电场累计等效满负荷发电３万小时之前，按批复的上网电价执行；等效满负荷发电３万小时之后，按当地届时平均上网电价执行，具体价格由国务院价格主管部门确定。如果与国家组织的风电特许权招标电价进行比较，可以看出，国家招标项目的电价低，而地方核准项目的电价高，两种电价每千瓦时大体上相差０．１元左右。在风电发展起步阶段，适当的价格优惠对吸引风电投资者是必要的。建议政府采取适当的政策措施，解决当前价格混乱的问题，引导投资者加强行业自律，理性地投资风电场项目，从而促进风电产业的持续、稳定、健康的发展。

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