风电特许权分析

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 2.3 BOT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1??????????????????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

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本报告中第7章中的7.3-7.6节内容省略

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。

风电特许权运作方式和政策分析

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。

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400350300250 C累积装机容量 E年度增加装机容量装机容量200150100500198019851990199520002005年

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

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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。

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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

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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。所以竞竞争争是是政政府府特特许许权权项项目目的的另另一一个个重重要要特特征征。

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

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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(License Agreement)。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

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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；

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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，

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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。

2.3 BOT电厂项目的经验

2.3.1 BOT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

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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，可以加快基础设施项目的建设速度，并且使政府避免了在资金筹集和项目建设上面临的各种困难。BOT方式起始于二十世纪七十年代，在发达国家有广泛的应用，用于隧道、桥梁、公路、水厂、电厂、港口等基础设施建设，已经成为一种很普遍的投资方式。

电厂建设在许多国家是一种社会公益事业，由政府或政府授权的国家公司负责投资、建设和经营管理。现在我国正在进行电力体制改革，电厂将逐渐与电网分开，成为独立的公司化经营实体。但是在实行改革之前，相当多的电厂是由国家投资建设的。由于电厂项目投资规模大，国际上有许多项目采取了BOT方式。我国也有一些项目采用了这种模式，例如，深圳沙角B电厂，广西来宾B电厂。受电力体制改革影响，我国后来的BOT电厂项目暂停了，但是BOT电厂项目的实践对风电项目特许权还是有许多可取之处。

简单来讲，电力BOT项目是指：政府为了一定的目的，在一定的期限内，把电力项目的设计、筹资、建设、运营和维护交给私人投资者，私人投资者成立项目公司。项目公司负责电力项目的债务清偿，在特许期内拥有项目的全部或大部分收益。特许期满后，项目公司把该电力项目无偿交给公有的电力部门。

电力项目采取BOT方式有下列优点： 1）大幅度减轻政府的投资负担和债务负担。

电厂是资金密集型产业，每个工程项目的投资额都非常巨大。一个一百万千瓦的发电厂需要的总投资达50多亿元。如果所有电厂项目都由政府或公有电力部门承担，政府的财政负担很重，这就是我国在1995年以前长期电力供应不足的一个重要原因。采用BOT模式建设电力项目，政府对项目融资既不负担债务，又不需要承担担保责任，因而也就大大减轻了政府的责任和负担。

2）BOT项目的风险由项目发起人及相关参与人承担，政府和公有电力部门不承担项目本身的商业风险。

3）通过招投标方法选择投资者，投资者为了降低成本，增加效益，必然使用先进的技术，降低建设成本，实行科学管理，其结果也使用户可以获得优质的电力服务。

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当然，电力BOT项目也有三大弊端：

1）在移交给政府或公有电力部门之前，电力项目由私人公司占有和经营，政府在项目的所有权和管理方面失去了控制。

2）由于项目的风险由私人公司承担，项目的筹资成本增加。如此大的项目，一般使用有限追索权的项目融资方式，使贷款成本大大增加。而且私人投资者期望的回报率较高。这两个因素都会使电价提升，从而加重了电力用户的电费负担。

3）对发展中国家来说，一般项目的发起人（投资者）是外国公司，电力项目产出的电力在东道国境内销售，投资者所得利润可能汇出国外，造成大量外汇流出。

下面用我国广西来宾电厂的BOT项目实例说明电力BOT项目的一般要素和实施程序。

2.3.2 来宾B电厂BOT经营实践

来宾B电厂是广西电力工业乃至广西基础产业的重点项目。来宾电厂在二十世纪八十年代中期进行整体规划设计时确定的总装机容量为85万千瓦（后增至95万千瓦）。由于受建设资金不足的限制，首先投产的2台12.5万千瓦的火电机组作为电厂的第一期工程。第二期工程则预计装机容量60万千瓦（后增至72万千瓦）的火电机组。其建设资金虽经过广西政府的多方努力，到90年代初一期工程已正式建成并投入运营时仍没有得到落实。这样，本来统一的电厂工程项目被迫分为两个部分，已建成并投入运营的2台12.5万千瓦的火电机组被习惯地称为A厂，而尚未开工的二期工程成了有一定独立性的项目，习惯称之为来宾B电厂。

（一） 项目的确定和准备 （1）可行性研究和项目审批

来宾B电厂的可行性研究首先对来宾B电厂的项目建设的环境进行评估，包括对广西电力系统的现状及发展预测，对来宾电厂工程项目建设条件的评估，对来宾电厂采用BOT电厂投资方式的政策可行性的评估。对来宾B电厂BOT 项目进行可行性研究，不仅包括了一般投资项目可行性研究的内容，而且有其自身的特点，更加重视项目的风险评估。来宾电厂准备采用BOT 投资方式后，由北京大地桥基础设施投资咨询公司在原有的可行性研究材料的基础上，进行了深度可行性研究，编制出《关于来宾电厂二期工程采用BOT方式的可行性方案报告》和

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《关于来宾电厂二期工程采用BOT电厂投资方式的初步可行性财务分析报告》。这些分析报告与来宾电厂原先的可行性报告变化最大的是财务分析内容，围绕是否采用BOT投资方式，对项目方案的成本、年现金流量、资产负债和损益、项目的敏感性和不确定性进行了详细的评估。

制定可行性方案的原则是：

1）参照国际惯例，确立风险分担原则； 2）电力综合平衡、上网电价和燃料供应；

3）项目建设和运营成本、融资费用、项目的预期回报率等。

主要分析工具是运营成本费用表、损益表和财务现金流量表，包括静态和动态分析。

由于BOT投资方式的特点决定在进行财务分析时应把重点放在与现金流量和资金偿还能力有关的指标上，应采用动态分析法。应编制的报表依次为动态成本费用表、资金投入计划表、动态损益表、全部投资现金流量表、资本金现金流量表和资金偿还表。敏感性分析说明运营成本变动对FIRR、FNPV和回收年限的影响外，更为详细地分析了工程总造价、贷款利率、汇率变动和燃料价格变化对电价的影响。项目中敏感性最大的是贷款利率、工程造价和人民币汇率三大因素。也就是说在采用BOT投资方式运作项目时。需要特别注意确定分担上述三类风险。

（2）前期组织机构设置和职能

广西政府成立了由自治区政府副主席领衔，由自治区计委、财政、外经贸、铁路、土地、电力、税务、物价、外汇管理、海关等有关厅局和广西开发投资公司领导参加的来宾电厂BOT 项目领导小组，该领导小组及其常设办事机构BOT项目办公室在项目前期准备工作中发挥重要的作用。协调项目引资所需要的外部条件，负责制定政府对项目的具体承诺与支持，负责对项目进程的全程监控。

（2）项目的政府授权代理人的确定

政府授权代理人接受政府授权，在整个项目的运作过程中履行《特许权协议》中各项政府的职责并行使特许权协议中的各项政府权利的机构。它还是项目协作伙伴协助项目运营，并在特许权期满或因特殊原因中断特许权经营时直接介入项目运营。政府授权代理人在项目的前期准备工作中的主要工作是负责组织专家和技术人员起草与项目有关的商务性协议草案的工作，负责就工作进度做出计划安

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排，需要提前介入项目，因此政府授权代理人的确定宜早不宜迟。

（3）咨询公司的确定

由于BOT投资方式在运作中涉及面的广泛性，以及项目运作的复杂性和艰巨性，政府及其代理人需要强有力的财务、法律、信息和技术专长的咨询机构的帮助。在来宾电厂项目中选择的咨询机构是北京大地桥基础设施投资咨询公司。该公司不仅在项目的前期准备工作中而且在随后的资格预审和招标工作中发挥了不可替代的策划、联络和组织作用。

（4）专门委员会的确定

来宾项目中设立了评标委员会，受政府指派并由政府机构牵头组成，评标委员会成员来自国家计委、电力工业部、中国国际咨询公司、广西自治区政府、计委、电力局、广西开发投资公司等单位委派的11名委员组成。

（二） 项目的招投标过程

招标工作委托大地桥基础设施投资咨询公司负责全部招标工作，招标工作分为以下几个阶段：

编制招标文件：包括招标邀请、招标人须知、项目材料、特许权协议草本、购电协议草本、燃料供应与运输协议、投标书内容和格式

资格预审：控制投标者的数目，节约评标时间、费用，把没有实力的公司及早排除在外，也提高了有实力的公司中标的几率，提高了项目的吸引力。

招标：招标邀请、发售招标文件、现场考察、标前会议、投标准备、接受投标书、开标与评标。

（三） 特许权协议的谈判及签定

根据招标文件的有关规定和评标标准大纲，项目评标委员会对各投标人的投标书进行评估和评审，确认法国电力联合体、新世界联合体、国家发电（香港）有限公司为最具竞争力的前三名投标人。根据项目招标文件的规定，广西省政府与最具竞争力的前三名投标人进行确认谈判，以最终选定中标人。由于法国电力联合体在投标中提出了具有竞争力的电价方案，建设期也最接近广西政府的要求，融资方案也有一定深度等明显优势，根据广西政府确定的电价优先、综合考虑建设期和融资方案可行性因素等原则，广西政府以法国电力联合体为重点谈判

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对象。

《特许权协议》的条款分为基本条款和特殊条款。基本条款对所有的投标人的要求都是一样的，是不可谈判的，例如特许权期限、收费率、风险、融资、外汇供给的担保、协议终止、仲裁等等。特殊条款是广西政府在招标文件中提出的要求投标人进行选择的重要条款。但是即使特殊条款也不能全部作为谈判议题，主要谈投标人提交的建议书中与招标文件相冲突的部分。主要的议题包括：融资手续完成的期限、商业银行对中央政府有关支持函件的要求、含进口关税和进口环节增值税的融资方案、违约金、法律变更、税收变更、不可抗力、电价调整原则、直接协议、关联公司、技术转让、广西政府的主权豁免等等。经过三轮确认谈判，双方就项目协议草本达成一致意见，最后法国电力联合体与广西政府签定了《特许权协议》及其附件。

（四） 项目公司的成立

项目公司是指直接参与项目投资和项目管理，直接承担项目债务责任和项目风险的经济法律实体。项目公司的成立意味着贷款人的有限追索不能追索到项目发起人的母公司或控股公司，项目公司直接承担项目的债务，项目资产和现金流量是还款的唯一来源。来宾B电厂的项目公司是来宾法资发电有限公司，它是项目的投资、建设、经营、移交的总负责人。对于贷款人来说，它是项目的发起人和主要债务人。对于所有的承包商来说，它是总发包商。从法律上来看，它有项目所在国政府正式授权并承诺保护其合法权益，在特许期内拥有全部项目的产权的经济法人。它将负责完成项目的融资、建设和经营，在特许期内，政府将保证它所获得的项目经营权是唯一的和排它的。它可以抵押其资产和权利，条件是它必须保证在特许期结束后负责将项目的所有权无偿移交给项目所在国的政府或授权的企业。

（五） 项目融资合同的签定

来宾B电厂BOT项目的总投资6.16亿美元，其中发起人股本投资为1.54亿美元，占25%；通过有限追索方式得到的贷款是4.62亿美元，占25%。

（六） 项目的建设

项目公司为了履行特许权协议中的义务，选择在大型电厂项目的设计和建设方面具有国际认可的经验和专门技术的阿尔斯通出口公司和COFIVA——工程设

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计金融开发公司组成的阿尔斯通出口/考菲瓦合作公司作为承包商，双方签订《建设服务合同》。

（七） 项目运营

运营和维护公司，全称为广西来宾希诺基发电运营维护有限责任公司，由法国电力国际公司与广西开发投资有限公司、广西电力工业局共同组建而成。

（八） 项目的移交

按照《特许权协议》，来宾B电厂BOT特许期限是18年，其中建设期为3年。特许期限满时，项目的所有权移交给广西政府。运营公司应根据协议对电厂进行一次恢复性大修。并由项目公司与广西政府协商，就广西政府移交项目及所需另配件清单、移交途径和适当的安全安排达成一致意见。

来宾B电厂的BOT投资方式对风电特许权项目有重要的意义，所采用的项目融资方式也可能在风电特许权项目中应用。区别在于：BOT 项目是建设-经营-转让模式，风电特许权项目是建设-拥有-经营模式。特许期限是项目的经营期，按现在我国政府的规定，风电项目的经营期为20年。BOT电厂项目中的许多做法可以移植到风电特许权项目中。

2.4 英国NFFO风电项目招标的经验

英国的NFFO政策是从电力私有化和核电补贴而来的。1989年电力工业私有化，核电站仍保留为公有。核电对投资者没有吸引力，政府在1989年的电力法案中制订了关于核电的规定，就是NFFO（非化石燃料义务）。对化石燃料电厂征税，收集的资金用于补贴核电，少量的资金用于支持可再生能源。

现在化石燃料征税的征收率是电价的2.2%。原先的征收率是10%。大部分资金用于补贴核电。从1998年底起不再补贴核电，但是仍然继续收费，这些收费用于仍在执行的可再生能源合同项目。支持可再生能源在电费中增加的比例是1%，平均每个家庭一年支付3.5英镑。粗略估计，支持可再生能源费用的25%用于支持风能项目，对每个家庭平均每年是1英镑。

英国的NFFO支持的风电项目采用招投标的方式，1992年开始第一轮招标，共进行过四轮NFFO招标。在NFFO招标的推动下，英国建起了50个风电场，总装机容量343MW。由于招标过程的高度竞争性，风电电价大幅度下降，NFFO3和NFFO4之间下降了31%。风电是电价下降最快的一种可再生能源。

英国NFFO得出的经验是：竞争可以驱动风电价格的下降，项目的招投标对

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降低风电成本和电价有积极的作用。

2.5 国际上风电特许权经营的初步实践

国际上风电项目已经有少量的类似特许权经营的实践，由于各个国家的电力体制的情况有很大的区别，所以不同的地区采取的方法都有所不同，但是这些项目的经验对我国的风电特许权方法的设计有一定的借鉴作用。下面就介绍一些国际上的经验。

2.5.1摩洛哥风电项目招标经验

国家公用事业公司(国家电力办公室，简称ONE)拟在摩洛哥北部Tangiers和南部的Tarfaya附近建设容量约为20万千瓦的风场。风场将由私营部门来开发，完成后再将资产转交给ONE。作为回报，ONE将承诺：

1) 授予投资商20年期的特许权来经营风场；

2) 同意按长期购电协议(PPA)里确定的价格购买风场所有的发电。 实质上，这是一种“建设－转让－经营”的方式。但在法律文件中却被指定为特许权经营。

按照正在进行的竞争性招标，ONE为那些有潜力的投标商提供一些场址的详细资料，如地理边界、地形资料、电网连接点和基本的风力资源数据(包括附近气象站测量的长期气象数据)。资格预审后，投标商获得一年的时间来准备报价，自己进行实地勘查，包括对风力资源的测量。后来又延长了投标截止日期以便投标商能够测量到全年的风力资源。ONE准备了一个可计算出每千瓦小时发电成本的标准数据软件，要求所有的投标商用这个软件来报价。该软件假定了标准的融资安排和能源产出；因此，投标商实质上是在资本投资和随后经营的基础上就开发和经营一特定规模的风场来进行竞争。ONE提出愿和投资商分摊融资和资源风险。

用这种方式运作特许权得到摩洛哥和其它一些采用法国法律传统(也称公民或拿破仑体系)的国家的青睐。因为法律只允许国家拥有发电资产。因此特许权被作为一种方式来避开这一限制,把实质上的所有权转让给私营部门。ONE之所以选择按资本和经营成本评标，是考虑到它能够同投标商合作寻找到更低的融资成本，如欧洲投资银行向摩洛哥提供的优惠的官方开发援助 (ODA)。做为摩洛哥电力的单一购买商，ONE所处的位置也能够保证购买风场所有的发电。

这是一个国家的国家电力公司与私有投资者之间的一个BOT项目，实际上就是一个风电特许权项目的实践。

2.5.2 英国近海风电项目的招标经验

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2001年4月，英国宣布有18家通过了资格预审的公司可以获得租契在海床区域经营风场，而且这些公司可以自己选择场址。要想得到预审合格，这些公司必须证明其财务能力、近海开发的专门技术，以及运营风电机组的专门技术。它们还被要求提供一份工作计划并预付30万英镑(约合42万美元)的定金。另外，主管近海风能资源开发的贸易工业部制定了一套简化程序，要求一些政府部门严格保证有关渔业、运输、交通和环境的法律法规得到执行。因此这些公司要想获得租契，它们还必须得到这些政府部门的许可。

假设租契由土地所有者来分配，它将是一块标准面积为10平方公里的海床，风力发电机的总数限制在30个，容量不超过2万千瓦。租赁合同限于在英国国土内，总期限22年，允许有15年的经营期，以及建设期和退役期。

一些风电场的电价补贴由非化石燃料义务(NFFO)提供,不过绝大多数是由提议中的再生能源义务(英国的强制市场份额)来决定的。除了建设和经营风场外，投资者自己确定场址，承担所有场址的勘察，获得项目的批准以及为自己发的电寻找买主。所有这些都由公司自身来承担风险。这之所以可行是因为英国有一个自由的电力市场，可以签订双边买卖合同。而且，可再生能源义务（配额制）为电价补贴提供了资金来源。

2.5.3埃及风电项目的招标经验

埃及的Suez海湾地区以高质量的风力资源而著称。埃及政府选择了特许权的方式来开发风资源。作为第一步，埃及政府在Zafarana城之北划了一片80平方公里的土地(从北向南20公里和从东向西4公里)用于风能开发。预计该地区将带来60万千瓦的风电容量。埃及电力控股公司(原埃及电力署)建造了一个连接变电站和高压线直通该地区的中心地段。该地区本身还被划分为几个条块用于开发单独的项目。首期正在开发的两个项目是同丹麦和德国合作双边资助的。

按照计划，至少30万千瓦应由私营部门按建设－拥有－经营－转让(BOOT)的方式来开发。在埃及，BOOT是一种比较认可的开发模式。由投资商在风电场绝大部分经济寿命期内拥有并经营，然后再转让给埃及电力公用机构。虽然有一个小型的BOOT项目正在准备，其细节仍待确定。需要解决的问题主要包括：

?

场址勘查。在丹麦的援助下，大量的场址勘查工作已经开始。遗留的问

题是应向投标商提供唯一一套资源数据呢？还是允许投标商自己进行测量？虽然利用现有的数据可以加速整个进程，可是利用非自己勘查的数据会使投标商感到不可靠，并进而体现在其所投的价格内。

?

开发区的规模。尽管较大的区域会带来规模经济，但就长期来看，鼓励

大量投资商进入市场可能会更有好处。因为这样会产生更大的竞争推动力，最终可降低成本。另外，还有附加的好处则是可以帮助鼓励地方制造业和服务行业的

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发展。

?

明确投标商真正在竞争的是什么。

2.5.4 国际上风电项目招投标的比较

下表总结了本节所述三种特许权类型的不同特征：

表1：特许权特征比较 特征 授予的特许权条件 结构如何？ 英国近海 开发权 特许权获得者必须按照正常的市场规则来寻找买方 承担的风险: 资源 资金 技术 管理 电网的可用性 市场 评标标准 特许权项目的规模 特许权获得者 特许权获得者 特许权获得者 特许权获得者 特许权获得者 特许权获得者 财务能力，风能的专业技能 固定面积，10平方公里，最多为 安装30个风力发电机组 摩洛哥 开发和经营权 BOT: 建设 (由特许(给 ONE), 经营 (特许权获得者) （或双方） ONE 和特许权获得者共同分摊 特许权获得者 ONE 和特许权获得者共同分摊 特许权获得者 ONE 风场的资本和运行及维修成本 场址的适宜性/可获得性 可能是特许权获得者 公用机构 可能是每千瓦小时最低成本 固定的风场规模 (可能在6万－10万千瓦之间) 特许权获得者 特许权获得者 可能是特许权获得者 特许权获得者或ONE 可能是特许权获得者 埃及 待定 BOOT: 建设，拥有，者), 转让 (给政府) 权获得者), 转让 经营 (由特许权获得

2.6 风电特许权经营的特点

前面几节我们总结了特许权方法在油气开采行业和BOT电力项目中的应用经验，以及国际上风电项目招投标的一些经验。我们考虑到风力发电项目与以上项目有许多相似之处，但是却又有很大的区别，以上三种经验的综合倒是可以给风电特许权一些有益的启示。虽然国际上目前已经有一些风电项目特许权经营的例子，由于我国的电力体制改革还没有完成，我国的风电项目的特许权方法与其它国家也有很大的不同。下面我们对风电项目特许权与其它政府特许权项目进行一些比较，从而得出风电特许权项目的一个实施思路。

1） 油气特许权主要目的是为了规避风险。油气资源在地下，勘探工作的投

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资很大，但不一定能发现有商业价值的油气田，打出干井的情况屡见不鲜。东道国的国家石油公司在前期勘探时不参与投资，当发现值得开发的油气田时，以参股方式进入项目的开发和生产。资源国要获得资源所有权应得的油气份额，而且国家石油公司按照投资比例通过产量分成的形式获得利益。在开发阶段，资源国的国家公司进入经营，一个目的是控制和监督项目，另外也是为了学习外国公司的技术和管理经验。除了向政府上缴的留成油外，产品直接进入国际石油市场（如果产品是天然气，可能在当地市场销售或者建设下游加工厂转化为其它产品）。价格随市场波动，销售量由市场供需情况决定。资源好坏的不确定性很大，如果没有找到资源，外国公司的投入就全部沉没；作为高风险的回报，如果资源特别好，外国公司的收益也就非常高。为了防止外商获得暴利，采取的费用回收比例限制额和分成比例X值控制；如果资源好对谁都有利。

2） BOT电厂项目的特点是资源条件比较清楚，项目的财务分析也比较容易，采用这种方式的主要目的是为了解决资金困难，电价水平与调整方法由招投标和招投标文件确定，电能销售按照购电合同执行。

3） 应用特许权方法开发的风电与油气特许权的相似之处是资源情况都有不确定性，但是没有油气勘探的风险那么大。油气资源与风资源的最大区别是开采地区的油气储量是有限的，而风资源不因利用而减少。与BOT电厂项目的相同之处是产品相同，进入同样的市场，电网收购电量和电价都是提前定好的，所不同的是风电是一种清洁的电力，在实行电力市场改革的情况下，常规电力项目按BOT方式要求的固定电量、固定电价的销售方式与电力市场的竞争规则不符，而风电作为一种新兴的清洁能源，应该在电力市场中受到特别保护，所以特许权项目生产的风电仍可以按固定电价全额收购。

4） 从以上比较，我们对应用特许权方法开发风电可以总结出一点：风电特

许权在资源问题上要吸收油气特许权的经验，在市场销售方面要吸收BOT电厂投资方式的经验。风电特许权方法的主要目的是为了在风电项目中引入竞争。原因如下：风电是受政府保护和扶持的项目，风电不可能参与电力市场的竞争。大多数常规电力项目可以通过电力市场的竞争给其带来提高效率的驱动力，油气开采可以通过自由的市场调节驱动项目效率的提高。风电本身价格高，在政府的保护下进入市场，脱离市场竞争之外。而风电项目由于资源不确定，不同地区资源差别也较大，按照习惯的成本加成法控制风电的价格效果必然不好。为此，必须在风电项目上引入竞争。风电特许权项目就是为了在投资、建设和经营中引入全面的竞争。

2.7 实施风电特许权的必要性

根据1.3节对我国风电发展的现状和障碍的分析，我国风电发展的迫切问题

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是增大市场规模，引入竞争机制，实现商业化发展。目的是尽快降低风电的成本和价格，使风电成为一种经济性较好的清洁电力能源。总的来说，中国风电已经到了一个关键的发展时期，需要在发展机制上进行创新。特许权思想的提出就是为了从以下几个方面解决这些问题：

1） 增加装机规模。风电特许权的特点是通过规模效益获得收益，这决定了每一个项目规模都比较大，因此这种方式能迅速增加风电装机容量。装机规模的增加，从客观上起到了改善我国能源结构和保护环境的作用。

2） 风电特许权方式将把国家鼓励发展风电的法律和政策规定落实到实际的商务合同中，保证特许权项目的电力销售。不仅可以降低投资风险，而且鼓励国内外投资者着眼长期利益。

3） 大规模的风场开发为设备供应商提供了稳定的市场，从而吸引其将技术引入中国以降低成本。这从另一方面促进了设备的本地化生产，使国内制造业逐步与国际接轨。

4） 风电特许权使风电场的建设由政府行为变成商业行为，通过招投标的形式增加供货商之间的竞争，有利于降低投资成本。

5） 在既定价格下，为了增加利润，风场投资者会努力降低成本，将可能采用国内的设备和服务，因为它们通常比进口便宜很多。这将扩大国内市场，促使国内制造商提高产品质量，降低生产成本，从而逐步推动国产化进程。

6） 风电场的规模效益，设备本地化生产，竞争机制都将降低风电成本，从而提高风电的商业竞争性，加速商业化进程。

7） 风电特许权可以采用独资、合资方式，通过风电场开发，可以引进先进运行和管理经验。

电力体制改革给风电发展也带来了新的问题。在改革之前，电力的生产、输配供全部由政府承担，电力部门在保障正常的电力供需平衡的同时也把发展可再生能源作为自己的责任。在电力体制改革之后，电力生产企业成了独立的公司，电力的输配供也按公司制管理。公司以获取利润为首要目标，风电发展就不再是电力公司天然的义务。

2000年我国的能源消耗达到11.7亿吨标准煤，电力装机总容量达到3.19亿千瓦。在新世纪的前半叶，我国将完成现代化的第三步战略目标。能源作为国民经济发展的原动力，必须为经济发展和各项社会发展目标提供最基本的保证。而电力作为最主要的能源形式，将要持续地增长。常规矿物能源资源量的有限性和对环境造成的破坏促使我们必须寻找新的能源，可再生能源是未来能源的希望所在。所以，从国家长期的能源战略的角度，我们必须发展可再生能源。但是可再生能源目前的经济性又必然不能把它放入完全商业化的竞争市场中，发展可再

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生能源就成为政府的责任和全社会的义务。

为了吸引私有投资者投资风力发电，政府必须在政策上进行扶持。在目前我国电力改革还没有完成之前，电力市场还没有保护风力发电等新能源的具体规则。但是有一点可以肯定：风电完全进入市场竞争是不现实的，也不公平。为了保护风力发电的发展，政府必须有特殊的保护政策。风电特许权概念的提出就是为了解决我国目前发展风电的下列主要问题：

1) 目前，已有的各种风电发展的激励政策在实施中的效果不是太好，要进行风电场大规模开发，现有的发展模式和各种政策已经难以为继，必须建立新的可再生能源政策和发展模式。

2) 现有的风电场与电网之间的购电协议和上网电价使现行风电电价扭曲，已经不利于电网接受风电场的电量，也使得风电场的成本和上网电价下降缓慢。

3) 产业化发展缓慢。风力发电机组的国产化率低，已有的风电场主要采用进口机组，风电机组的成本普遍高，是我国风电成本偏高的一个重要原因。我国以往的一些风电项目采用国际优惠贷款，对风电机组的采购有国别限制，在设备采购上没有竞争机制，不利于降低风电厂的成本。

4) 许多风电机组生产厂商对风电设备制造兴趣很高，但缺乏信心，缺乏可靠的市场需求保证和进入市场的竞争机制。

5） 许多人认为风电成本太高，对它的发展前景不看好。由于各种原因，风电成本下降缓慢，与常规能源发电的成本相差过大，造成电网接受困难，分摊电价差额的各种方法在实施时都有很多的困难。

风电特许权方法是针对大型风电场开发而采取的一种竞争机制，它采用具有法律效力的特许经营合同，使投资者为了获得长期利益而自愿放弃一些短期利益。为了获取开发特许权，投资商之间要经过投标方式竞争，投资商不得不尽可能地压低上网电价。在取得特许权后的投资、建设和经营过程中，投资商为了增加获利水平，也必须想尽方法降低建设和运营成本。所以通过特许权方式，可望降低风电成本，增强其与常规能源发电竞争的能力。特许权经营也有利于风电设备国产化的发展，因为特许权合同对风电场的建设规模和开发计划做出了具体的规定，风电设备的市场需求就是有计划的、可预测的和有保障的。国内风电设备生产商如果能在质量上达到国际水平，而价格较低的话，风电投资商有可能优先选择国产设备，从而可能使风电机组制造商通过扩大生产规模降低风电机组的成本。通过特许权招标方式，国内的风电投资商也可以采用独立经营，与外商合资或合作的方式建立起风电开发经营企业，从而使国内的风电开发经营企业也能在最短的时间内达到国际水平，形成国内的风电开发力量，在以后的风电特许权招标中能成为外国公司有力的竞争者，进一步降低风电成本和上网电价。

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总之，我们试图通过风电特许权经营方式，通过几轮的招标，逐步降低风电成本，最终使风力发电达到可与常规能源发电可以竞争的水平。

风电的资源特点决定了它的低运行小时数，不稳定的电力输出。对于特许权项目必须保障收购它可发的全部电量，而且不参与电力市场的竞价上网，以招投标确定的价格按照购电合同的有关规定保证销售。这是政府应该承诺的最主要的特许条件。

风电与火电、水电、核电的建设不同，风电工程是模块化的，非常适合分期分批建设。为了更好地利用风力资源，分期建设可以改善机组的布置，选择最好的机组定位，投资也可以逐步到位，减小了筹集资金的困难。所以风电特许权招标可以把一块大风力资源区特许给一个投资商，投资商在规定的期限内分期建设，它可以向设备制造商签定分期供货的定单，可以按比较优惠的价格购买设备，从而降低了风电项目的建设成本。所以保证电力销售和资源区的独占开发权就形成了风电特许权的最基本的要素。

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3.实施风电特许权方法的法制环境分析

通过上一章的风电特许权经营的概念介绍，我们认识到风电特许权经营是针对大型风电场开发而采取的一种竞争机制，其中最突出的特征是采用具有法律效力的特许开发经营方式实现风能的资源的高效开发和利用。因此在实施风电特许权过程中首先应该分析其法律环境。

3.1与风电特许权相关的法律法规

在风能资源的开发方面值得注意的是，至今我国尚没有专门的风电发展方面的法律出台。尽管在过去的几十年中政府也制定了一些风电开发方面的规章制度，多数属于部门规章或行政规范性文件，许多重要的规定不够规范化和法律化，在实际执行过程中问题较多。但在目前条件下要实施风电特许权政策，可以以现有的相关法规为基础，建立起风电特许经营的操作方式。

（1）能源方面的法律、法规与政策

随着市场化趋势的发展，改革开放以后，特别是从九十年代开始我国逐渐加强了能源方面的立法，先后颁布了一系列法律、法规和政策，如:

《中华人民共和国煤炭法》,1996.12 《中国人民共和国节约能源法》,1998.1 《中华人民共和国电力法》,1995.12 《电力工程施工招标投标管理规定》,1995.7 《电力工程建设监理规定》,1995.7 《电力工程设备招投标管理办法》,1995.9 《电力供应与使用条例》,1996.4 《重点用能单位节能管理办法》,1999.5

《国务院批转国家经贸委等部门关于进一步开展资源综合利用意见的通知》,1996.8

《国家经贸委关于进一步促进风力发电发展的若干意见》,1999.11 《国家经贸委关于加快风力发电技术装备国产化的指导意见》,2000.1 《新能源基本建设项目管理的暂行规定》,1997.5

在许多法律和法规中都有加强开发利用可再生能源，加强环境保护的条款。因此，这些法律、法规和政策是实施风电特许权政策的法律依据。 （2）环境保护方面的法律、法规与政策

实施风电特许权政策的目的是促进风能资源的开发利用，其目标是节约能源

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和保护环境，防止环境遭受污染和破坏，因此，在制定风电特许权过程中，现有的环境保护方面的法律和法规也是重要的依据。主要包括:

《中华人民共和国环境保护法》,1989.12 《中华人民共和国大气污染防治》,1987.9 《中国21世纪议程》,1994

《中华人民共和国大气污染防治法》,1996.7

《国务院办公厅转发国家计委国家科委关于进一步推动实施中国21世纪议程意见的通知》,1996.7

《环境标准管理办法》,1999.4

这些法律、法规和政策对保护环境进行了法律规定。 （3）产业发展方面的法律、法规与政策

风能资源的开发既是风能资源的利用问题，同时也是风电产业的发展问题。原因是，风能资源的开发已经到了商业化和产业化发展阶段。而在实现风电的商业化和产业化的过程中所发生的一切行为必然要接受有关经济法的调节。特别是在目前，风电开发所处的国内法律环境非常复杂。风电的开发、建设、生产、运营、经营、管理活动将涉及1000多部法律和行政法规，法制的统一性要求风电的产业化必须从国家法制建设的整体和全局着眼，其运行机制应该同其他法律法规相衔接、相一致。风电开发涉及经济法体系中的三大部分，包括企业的组织法，经营法和管理法，主要包括：

《中华人民共和国公司法》,1993.7 《中华人民共和国经济合同法》,1993.9 《中华人民共和国招标投标法》,2000.1.1 《中华人民共和国计量法》,1985.9 《中华人民共和国价格法》,1998.5

《中华人民共和国消费者权益保护法》,1993.10 《中华人民共和国反不正当竞争法》,1993.9 《中华人民共和国产品质量法》,1993.2 《中华人民共和国增值税暂行条例》,1994.1 《中华人民共和国企业所得税暂行条例》,1993.12 《中华人民共和国进出口关税条例》,1987.9

《中华人民共和国中外合资经营企业法》,2001年修订 《中华人民共和国中外合作经营企业法》,2001年修订 《中华人民共和国外资企业法》（2001年修订）。

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3.2与风电特许权相关的法规和政策要点

据初步考查，我们把中国现有的法律法规和政策中与风电特许权直接相关的法律、法规和政策的具体规定进行了归纳，并就相关法律、法规和政策对实施特许权政策所起的作用进行评述。

1） 中华人民共和国电力法（1995.12.28颁布，1996.4.1实行）。第五条规定：电力建设、生产、供应和使用应当依法保护环境，采用新技术，减少有害物质排放，防止污染和其它公害，国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电。第四十八条规定：国家提倡农村开发水能资源，建设中、小水电站，促进农村电气化。国家鼓励和支持农村利用太阳能、风能、地热能、生物质能和其他能源进行农村电源建设，增加农村电力供应。

2） 中国人民共和国能源节约法（1997.11.1颁布，1998.1.1实行）第三条规定：国家鼓励开发、利用新能源和可再生能源。第十一条规定：国务院和省、自治区、直辖市人民政府应当在基本建设、技术改造资金中安排节能资金，用于支持能源的合理利用以及新能源与可再生能源的开发。第三十八条规定：各级人民政府应当按照因地制宜、多能互补，综合利用、讲求效益的方针，加强农村能源建设，沼气、太阳能、风能、水能、地热能等可再生能源和新能源。

3） 中华人民共和国大气污染防治法（1987.9.5通过，2000.9.1 实施） 第二十五条规定：大城市人民政府应当制定规划，对市区内的民用炉灶限期实现燃用固硫型煤或其他清洁燃料，逐步取代直接燃用原煤。要减少直接燃烧原煤，扩大清洁燃料的利用就必然加大水电、风能、太阳能及生物质能等可再生能源的开发力度。

4） 中华人民共和国固体废物污染环境防治法（1996.1.1实行）第三十条规定：企业应当合理选择和利用原材料、能源和其他资源，采用先进生产工艺和设备，减少固体废物的产生量。其中所谓合理选择和利用能源，必然是指选择和利用包括风能在内的可再生能源。

5） 价格法（1998.5.1实行）第二十三条规定：公用事业、自然垄断经营的商品价格等政府定价，应建立听证会制度。

6） 合同法。第十章对供电、水、气热力合同做了明确规定。第十六章和第十八章分别对建设合同和技术合同做了规定。

7） 产品质量法（1993.9.1实行）规定了生产者、销售者的产品质量责任和义务及产品质量的监督管理。

8） 中华人民共和国中外合资经营企业法（2001年修订）第一条 中华人民共和国为了扩大国家经济合作和技术交流，允许外国公司、企业和其它经济组织或个人（以下简称外国合营者），按照平等互利的原则，经中国政府批准，在中

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华人民共和国境内，同中国的公司、企业或其它经济组织（以下简称中国合营者）共同举办合营企业。第五条规定合营企业各方可以现金、实物、工业产权等进行投资。外国合营者作为投资的技术和设备，必须确实是适合我国需要的先进技术和设备。中国合营者的投资者可以包括为合营企业经营期间提供的场地使用权。如果场地使用权未作为中国合营投资的一部分，合资企业应向中国政府交纳使用费。

9） 中华人民共和国中外合作经营企业法（2001年修订）第一条 为了扩大对外经济合作和技术交流，促进外国的企业和其他经济组织或者个人（以下简称外国合作者）按照平等互利的原则 ， 同中华人民共和国的企业或者其他经济组织（以下简称中国合作者）在中国境内共同举办中外合作经营企业（以下简称合作企业），特制定本法。

10） 中华人民共和国外资企业法（2001年修订） 第一条 为了扩大对外经济合作和技术交流，促进中国国民经济的发展，中华人民共和国允许外国的企业和其他经济组织或者个人（以下简称外国投资者）在中国境内举办外资企业，保护外资企业的合法权益。

11） 中华人民共和国科学技术进步法（1993.10.1实行）第二十五条规定：对在高新技术产业开发区内和区外从事高技术产品开发、生产的企业和研究开发机构，实行优惠政策。第四十六条 鼓励企业增加研究开发投入，企业技术开发费可计入成本。

12） 中华人民共和国反不正当竞争法（1993.9.2 通过）第一条规定：为保障社会主义市场经济健康发展，鼓励和保护公平竞争，制止不正当竞争行为，保护经营者和消费者的合法权益，制定本法。外部成本内部化才能体现公平。

13） 国务院批转国家经贸委等部门关于进一步开展资源综合利用意见的通知（1996.8.31） 一、鼓励和扶持企业积极开展资源综合利用；二、加强资源的综合开发和合理利用，防止资源浪费和环境污染。四、加快立法步伐，建立健全管理制度，推动资源综合利用工作。

a) 国家能源技术政策（1996发布）明确提出：积极开发利用新能源；建立合理的农村能源结构，尽快扭转农村严重缺能局面。

b) 国家计委、科委、经贸委共同制定的“中国1996-2010年新能源和可再生能源发展纲要”和“新能源和可再生能源优先发展项目”（1995发布） 提出可再生能源发展目标、任务和优先发展项目。

14） 中共中央、国务院 “关于加强技术创新发展高科技实现产业化的决定（1999.11.2实行） 一、单位和个人资助非企业所属或投资的科研机构和高等学校的研究开发经费，可全额在当年应纳税所得额中扣除。二、高新技术产品

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出口实行零税率。三、企业为生产国家高新技术产品目录中的产品而进口的自用设备和按合同随设备进口的技术及配套件、备件，软件费，免征关税和进口环节增值税。

15） 国务院设立科技型中小企业创新基金（1999.2 发布） 该基金为政府专项基金，金额10亿元，支持方式包括无偿资助，贴息贷款，注入资本金，对象包括能源效率和新能源，1999年核准1000个项目，8.2亿元，已发放4.6亿元，带来地方匹配资金8.5亿元，银行贷款37.5亿元。

16） 国务院办公厅转发国家计委国家科委关于进一步推动实施中国21世纪议程意见的通知（1996.7.19 发布） 提出：一、在现代化建设中，必须把可持续发展作为一项重大战略方针二、实施《中国21世纪议程》，促进经济体制和经济增长方式的根本转变。

17） 国务院“关于扩大外商投资企业从事能源、交通基础设施建设项目税收优惠规定适用范围的通知”（1999.7.2实行） 将过去在沿海开放地区和经济技术开发区从事能源交通建设的外商投资企业按15%税率征收企业所得税的规定扩大到全国各地。

18） 中共中央、国务院转发国家计委“关于当前经济形势和对策建议”（1999.7.11发布） 一、从1999年7月1日起，固定资产投资方向调节税减半征收，2000年暂停征收。二、从1999年7月1日起，企业用于符合国家产业政策的技术改造项目的国产设备投资，可按40%的比例抵免企业所得税。

19） 国务院批准发布国家计委“当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录”“外商投资产业指导目录”（1998.1.1 试行）一、鼓励发展的产业、产品和技术包括：水能资源保护和开发；太阳能、地热能、海洋能、垃圾、生物质能发电和大型风力机；建筑节能关键技术；资源综合利用；固体废物综合利用；大型污水处理工程。二、 外商投资指导目录包括：新能源（太阳能、风能、地热、潮汐等）电厂建设和经营；节能技术和资源再生及综合利用技术。

20） 国务院“关于环境保护若干问题的决定”（1996年8月发布）。包括：坚决控制新污染源；完善环境经济政策，增加环保投入；积极开展环境科学研究，大力发展环保产业。

21） 税收优惠：在关税和进口环节增值税优惠方面，风机进口关税减半为（由12%减为6%）征收，零部件税率为3%。进口环节增值税税率为17%。风机总进口税率为26%；增值税方面的优惠，基本税率17%，小水电增值税税率为6%，沼气13%；企业所得税方面的优惠，统一税率为33%。国家认定的高新技术产业区内的新办企业投产2年内免征，2年后减按15%征收。以废弃物为原料的企业，投产5年内免征。2000年1月1日起，设在中西部的外商投资企业，在现行税

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收优惠政策执行期满3年内，减按15%征收。

22） 国家经贸委“关于进一步促进风力发电发展的若干意见”（1999.11.22） 一、各级电力行政主管部门和电力企业要从加强环境保护、调整电力工业结构和推进技术进步的高度，充分认识发展风力发电的重要性，积极促进风力发电事业的发展。国家将根据电力工业发展状况，确定今后电源建设中风力发电的比例。四、在国家逐步加大对风力发电投入的基础上，鼓励多渠道融资发展风力发电，允许国内外企业和投资者投资风电场建设。五、各级电力行政主管部门应支持并协调风力发电上网及销售工作，电网管理部门应允许风电场就近上网，坚持全社会公平负担的原则，电网管理部门收购风电电量，应以物价部门批准的上网电价全部收购，其电价高于电网平均电价的部分在全省（区、市）电网范围内均摊。同时支持风力发电跨省（网）销售。六、风电场建设要严格控制工程造价，降低风电价格，风力发电项目现阶段的合理利润以全部投资的内部收益率不超过10％测算。七、要加快风力发电设备国产化进程。各级电力行政主管部门和电力企业要大力支持风力发电设备国产化工作，风力发电设备制造企业要保证质量、提高技术水平、降低造价。在质量和价格水平相当的条件下，使用国产设备的风力发电项目优先立项和上网。

23） 国家经贸委发布《关于加快风力发电技术装备国产化的指导意见》（2000.1.19） 二、 风力发电技术装备国产化的原则和实施方式。按照“用户牵头，以项目为依托，风险共担，效益共享”的原则，选择资源条件好，管理水平高，经济实力强的风力发电场，建设使用国产风力发电机组的示范风力发电场。三、 支持风力发电技术装备国产化的有关政策。对使用国产风力发电技术装备的示范风力发电场给予政策和资金支持，项目投资贷款给予贴息。

24） 国家计委关于《新能源基本建设项目的暂行规定》的通知（1997年955号）：我国具有丰富的新能源和可再生能源资源，在开发利用方面取得了一定的进展，对缓解部分地区能源供应的紧张程度起到了积极的作用。在社会主义市场经济条件下，新能源作为商品能源开发和利用尚处于起步阶段，需要国家加以扶持和引导，以促进其健康发展。新能源的建设应根据资源条件、经济条件和能源需求状况，做到合理布局，以便集中资金、分期分批建设，使每个项目能达到生产经营的经济规模，尽快发挥效益。

25） 国家经贸委关于“新能源基本建设项目管理的暂行规定”（1997.5.27）第三条 新能源的开发应用既是近期能源平衡的补充，也是远期能源结构调整的希望，符合国家产业政策，是实现可持续发展战略的重要组成部分。国家鼓励新能源及其技术的开发应用。第四条 新能源的开发应用要在对可再生资源充分调查的基础上做出规划。国家鼓励新能源建设项目向经济规模发展。资

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源丰富地区可以一次规划分期实施。第六条 新能源技术的研究和新能源设备的制造，要采用自主开发与引进消化吸收创新相结合的方式，实行技工贸一体化，加速设备国产化。

3.3现有法规对风电特许权的支持度和有效性

从以上所列举的相关法律特别是直接相关的法规政策的具体条款中可以看出，我国现有法律、法规和政策对风电特许权实施的支持度大，但有效性不足。究其原因，一方面，我国目前与风电特许权相关的法律、法规和政策并不少，这些法律、法规和政策为实施风电特许权政策的奠定了比较坚实的法律基础，因此，对特许权的支持程度还是相当大的。另一方面，我们也应该看到，在我国的法律体系中，在所有相关法律、法规和政策的条款中，对于发展风电产业的规定非常笼统，明显地缺乏可操作性。特别值得强调的是，我国地方有关风电方面的立法几乎还是空白，中央有关政策出台了，但在地方却缺少配套性的实施细则，这也是导致相关法规缺乏可操作性的重要原因。所以，我们说现有法律和法规对特许权实施尽管支持度大，但有效性不足。

法规对风电特许权支持的有效性不足还有受风电开发具有的特殊性影响。与其他能源相比，风电的特殊性包括：首先，风电的开发和经营的风险比较小但其获利水平较低。原因是风电的上网电价是固定的，是由招标的购电协议规定的，市场需求的大小对其影响不大，削弱了对投资者的吸引力。其次，由于风电受储存技术的限制，风电企业必须与电网签订售电合同后才能开始建设，因此，风电销售具有特殊性。这种特殊性表现为风电特许权合同和售电合同（PPA）是联系在一起的，风电必须由当地的电网收购，而风电上网电价又高于电网的平均上网电价，需要有法律效力的政策和合同条款保证风电按照规定的电价无条件上网，并按购电协议规定的电价结算。然而，目前我国缺乏确保风电上网的有效法规。虽然原电力部曾发布过保证风电上网的规定，要求全网分摊风电与电网平均上网电价的差价，但是由于分摊范围和方式不明确，实际上这个规定没能够得到有效执行。可见，风电的特殊性也影响了法律法规和政策执行的有效性。

为了提高与风电特许权相关的法律、法规实施的有效性，我们认为，适应我国社会与经济发展的客观需要，以现有的相关法律法规为基础制定并实施可再生能源发电的立法是完全必要的，必须建立强有力的法律保障来解决风电的销售问题。因此，建议考虑进行风电特许权立法。对于风电特许权的立法应具体体现以下内容：

a) 对风电的购电协议（PPA）的签署时间、方式、签约主体等相关条款有明确的法律规定。如购电协议要与特许权合同同时谈判，同时签署。签约主体是电网公司和风电投资商。具体规定电网收购特许权计划风电场的所有电量，确定差

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价分摊和补贴方式。对风电上网电价做出明确的规定，电价一般是在竞投特许权时确定的电价。还应该规定PPA的时间15-20年。

2） 确定风电产业的监督管理机制。用法律形式确定相对独立的管理机构及其权利与义务。

3） 把促进风电产业发展的产业政策用法律形式固定下来。这些产业政策包括税收优惠政策、政府补贴等。

4） 把鼓励风电技术的研究与开发政策用法律形式固定下来。这些政策主要包括对风电技术在研究、开发和商业化过程中的资金筹集与使用、利润分配过程中所享受的税收减免等方面的规定。

5） 规定风电发展的地区政策。这些政策要与国家西部大开发战略相协调，应有利于支持“老、少、边、穷”地区的风电开发和农村电网建设。

6） 规定具体的激励与惩罚措施。例如，对完成特许权合同的企业，规定具体的奖励措施和标准，对完不成合同的企业规定具体的惩罚措施等。

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4. 实施风电特许权经营的主要障碍与对策

尽管我们在前面分析了其它领域特许权经营的经验、国际上最近的一些风电项目的招标经验、我国实施风电特许权的必要性和法制环境，但是风电特许权项目的真正实施依旧面临许多障碍。如果不能克服这些障碍，风电特许权项目很难执行下去。

风电特许权项目的障碍所有风电项目共有的障碍，主要有： 1） 电网能否做到保证全额收购风电； 2） 风资源的不确定性，前期测风工作不足； 3） 银行对风电项目缺乏信心，贷款条件苛刻； 4） 缺乏大规模的投资者；

5） 如何促进风电机组的本地化生产。

特许权经营方式的目的是排除这些障碍，但是能否排除这些障碍又成了特许权项目的障碍。

4.1 如何保证全额收购风电

尽管原电力部1994年就发布了《风力发电场并网管理的规定》，要求电网部门收购风电场的全部电量，国家计委和科技部也在1999年联合发出通知，要求“在电网容量许可的条件下，电力部门必须全额收购风电”，但是在实际执行过程中，这些政策没有很好贯彻。在特许权项目中，要求以合同的形式向投资商承诺全额收购风电。为了保障这条规定能贯彻执行，在招标之前要求电网公司在并网协议中承诺全部收购风电特许权项目的全部风电，电网公司要对项目对电网的稳定性做出评估，如果承诺收购必须采取相应的措施，一旦出具了并网协议，不能以电网容量限制为理由收购或不收购特许权项目的风电。分析电网不愿收购风电的原因，主要不是电网容量限制的技术原因，而是风电电价高造成电网经济利益损失。为此，特许权项目应该定位于政府项目，只不过委托给私有公司经营，政府采取措施销售风电，风电高电价造成的电网收购成本的增加，由政府采取措施弥补，在综合销售电价调整时允许把风电对销售电价的推动单独核算，不因风电的高电价给电网公司造成经济损失。但是电网公司的义务应是采取技术措施和合理的调度方案，保证风电上网和输配供的顺利进行。

4.2长期购电合同的问题

上一条通过特许权协议政府做出收购保证，但是具体执行必须落实到长期购电合同。收购电价按照招投标确定，考虑通货膨胀引起的电价变动。购电合同中

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应对发电预报计划和调度指令做出规定，对全额收购做出具体的安排。但是，目前我国还没有一个风电项目采取固定电价的长期购电合同，在电力体制改革方案尚未出台的情况下，必须寻求足够的法规依据，得到政府部门的特许，签定长期购电合同。

4.3项目投融资方面的障碍

我国目前还缺乏完全商业化投资的风电项目，银行对风电项目的贷款期限远短于对火电和水电项目的贷款期限。风电开发公司的资本实力小，其它投资者对风电项目不熟悉，风电项目缺乏有雄厚资本实力的大公司的投资。一个10万千瓦的风电项目对一般的风电开发公司，筹集资本金可能已经很不容易，担保的困难就更大了。所以，需要为项目融资创造条件，希望投资商与银行联合，以项目的资产价值和收益作为贷款信用条件。为了创造项目融资的条件，提供固定电价的购电合同和特许权协议中政府承诺的特许条件将会给投资者，特别是贷款人足够的信心，能以项目融资的形式进行项目投资。项目融资增加了项目的复杂程度，但在BOT项目中的经验证明可以按照这种方式完成融资。有利的条件是风电可以签定更稳定可靠的购电合同，但是不利条件是资源条件的不确定性减小了贷款人的信心。

4.4税收激励政策

风电电价高于燃煤发电电价，对风电减税的直接结果是电价下降，投资者的利益不一定增加。由于特许权项目的电价由招投标确定（购电合同中的电价）。如果税收重，电价高，税收轻，电价低，只要政府承诺全额销售，税收对项目的经济性没有直接影响。但是考虑到特许权项目有示范作用，通过一个竞争性的大规模的风电项目展示风电项目的性能，没有税收优惠电价必然高，示范效果不好。电价高，电网公司收购成本高，也增加了政府在价格补偿上的难度，所以通过减免税措施降低风电的电价仍是十分必要的。税收政策中重点是减免增值税，由于风电没有增值税进项抵扣，风电的增值税净征收额过高。对于关税政策，有一个矛盾之处，按照国际惯例，基础设施特许权项目的自用设备的进口关税给予免税待遇，按照我国现在的关税政策，如果是国家鼓励类项目的自用设备，除了不予免税目录的设备之外，免除关税和进口环节增值税。但是，风电特许权项目的一个目标是鼓励本地化制造，对本地化制造，进口部件不能免税，而且国内制造的风电设备出售时的增值税，在风电企业销售电力时不能抵扣，现行的关税政策和增值税政策，对风电项目采购国内生产设备造成不利影响，为此需要给予国内生

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产的设备特殊的政策，至少允许为特许权项目提供的风电机组的进口部件的关税和进口环节增值税可以免税。

4.5 如何使特许权项目有利于国产化

风电特许权项目是大型风电项目，我国联网型风电经过近20年，2000年底的总装机规模才35万千瓦，目前筹划中的风电特许权项目一个就是10万千瓦。我国的风电要大发展，必须有风电设备的本地化生产为基础。所以特许权项目必须考虑如何鼓励使用国产化设备的要求。按照一般特许权项目的惯例，政府通过招投标选择业主，但是项目的设备订货由业主自主决定。风电特许权项目是政府为了环境保护、长期能源技术储备为目的的。为此，政府在特许权项目中要求一定的本地化生产比例是应该的。这种本地化生产设备的比例要求可以通过三种方式达到：

1） 完全由业主选择。在关税上采取保护国内设备的措施，例如，对进口整机征收关税和进口环节增值税，对直接用于特许权项目的风电机组零部件，国内技术条件达不到要求的免征进口关税和进口环节增值税。我国已有的国产化生产厂制造的设备可能价格较低，风电特许权项目的业主可能采购国内设备。另外，外国风电设备制造商可能在我国境内建风电机组生产厂。这种方式符合市场经济原则，但是对是否能采购国内生产设备没有保证，不可以控制。

2） 规定一定比例的整机从国内制造厂选购。因为风电场的机组是模块化的，与火电、水电和核电不同，一部分风电机组要求采购国内生产设备是可以的。这种要求不完全符合市场经济规则，但是考虑到这是政府特许权项目，政府设定这类项目有自己的特定目的，特许权项目的电力销售也不是按照市场规则进行的，政府设定一定的设备采购比例也是合理的。就如同某一个风电项目利用外国政府的优惠贷款就必须采购指定国别的产品，那么特许权项目利用了政府特许的市场销售的条件，也必须完成政府发展本国风电设备制造业的目标。当然在选购国内生产的风电机组时，我们鼓励业主采取设备招投标的方式，通过市场竞争选购合适的设备，也促进风电设备制造厂的技术进步。

3） 规定特许权项目中的机组的部分零部件必须由国内生产，指定一个按价值表示的比例，例如40%的本地化制造设备的比例。这种方式可以鼓励最大化的本地化设备采购，但是实际操作起来可能比较困难。

4） 所以，关于鼓励风电设备本地化生产问题，建议设定最低比例的整机必须是国内制造，国内制造的风电机组必须达到40%以上的国产化率；对特许权项

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目允许进口风电机组整机免关税和进口关节增值税。同时，在评标标准中设定设定设备采购计划的标准，采购本地化生产设备比例高的投标者可以得到较高的得分。

4.6 风资源的准确性问题

风资源是项目经济性的最重要的影响因素，由于风电的成本高于常规火力发电的成本，还要考虑到风电电价与常规火力发电电价的差额。所以大规模的风电特许权项目应该选择在风资源条件较好，经济比较发达，电价承受能力较高的地区。风电场的地理位置也很重要，因为风电场建设的位置取决于资源所在地区，不一定在电力负荷中心，不像火力发电厂，可以有多种可选的方案选择场址。这样风电场的电力输出工程可能因不同场址差别很大。应该考虑风电项目的特殊性，由政府出面协调好电网公司和风电场的输出工程建设的分工和费用分担

在我们选定的风电特许权项目的场址，作为资源是否可以利用的判断目的，目前对风资源的勘测可以满足要求。但是风电特许权项目要求准确的资源数据，目前的测量是不够的，即便有详细的风资源测量数据，投标者也不一定相信。所以资源的不准确性和招投标项目要求准确的项目资料之间有矛盾。我们在特许权方式上必须考虑到这个问题，并加以解决。

在此提出可供考虑的方案：

1） 在招标资格预审后，给予一年的时间准备投标，在此期间通过资格审查的潜在投标人可以到供招标的风电场址进行测风，资格预审1年期满时正式投标。勘测风资源的费用由潜在投标人负担，而且风资源的测量数据要给予中方主管部门一份。如果潜在投标人中标，其测风的费用可以在项目的成本费用中列支。投标失败者的测风费用不予补偿。

2） 委托国际公认的风资源勘测机构测风，该机构不参与项目的投标，所有通过资格预审的公司都要出一份测风的费用给该中立机构。该机构提供一年的测风数据，测风计划由政府和潜在投标人的大多数认可。测风数据向每一位投标人公开。

3） 在现有的风资源测量数据的条件下投标，所有发电量都按照一个统一的电价结算。由于风资源测量数据不是很准确，至少不能得到投标人的认可。年发电量和电价都是变数，投标人担心亏本，只能保守报价，报的电价可能都较高。这样的报价几乎可以肯定高于电网的平均上网电价，如果风资源比预想的好，投资商获得超额利润，而电网支付的购电成本高于电网的平均购电成本，对电网和用户带来利益损失。

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在现有的测风数据基础上投标。投标电价可以分为两个部分：容量电价和电量电价。容量电价反映风电场的容量成本，取决于风电项目的系统造价，取一个基本的可保证年发电量作为回收固定成本的基本发电量，容量电价报价最低作为电价部分的评标标准。超出基本发电量部分的电价与电网平均上网电价相同。由于风资源的不确定性，这部分电量不定。如果资源很好，投资商可以获得超额的利润，但是由于与电网的平均购电成本相等，对电网来说多收购一些风电也没有减少自己的经济利益，也没有增加消费者的负担。如果资源较差，投资商的赢利减小，但是由于容量电价保证了投资商成本的回收，投资商的投资仍然可以保证回收，风险也不是很大。对容量电价政府要设定报价上限，高于上限价的投标书视为废标。因为对风电项目的造价还是有一定的概算指标可以参考，这个上限也容易确定。投标人在投标报价书中同时声明基本发电量和容量电价，基本发电量与容量电价的乘积最低被定为评标标准中电价部分的标准。例如，假设政府对某风电场资源的估计是满发利用小时数2100小时，误差可能有正负200小时数，最低的可靠的满发利用小时数为1900小时。政府可以提供一个基本的折合满发小时数从1400-1900小时，每相差100为一个报价点，投标人选定一个基本的折合满发小时数报价。这样，投标人在较低的点报价，实际发电量超过这个点数时，只能得到电网的平均电价，故意按照低点报价对自己不利；投标人如果在高点数报价，由于不能超过该点数对应的上限电价，所以投标人只能得到低容量电价。为此，投标人必然按照自己判断的真实风资源报价。即便没有准确的风资源数据，投资者有获得额外利润的可能，同样可以冒一定的低风险投标。政府对投资者的回报率不做任何承诺，但也不做任何限制。这样投标准备的时间大大缩短，在我国迫切启动特许权风电项目的形势下比较适合。

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5 风电特许权经营的政策分析

5.1 现有政策条件下风电项目的经济性分析

为了制定有利于风电特许权项目实施的政策，我们首先分析现有的政策条件下风电的技术经济性能，在此基础上根据我国电力市场和风电发展的现状提出切实可行的政策建议。首先让我们先考察一下现有政策条件下风电项目的经济性。

我们考虑一个10万千瓦的风电项目，主要基本条件如下： 1) 风电场年利用小时数为2300小时； 2) 单位千瓦的造价假设为8000元；

3) 投资构成：其中20%为资本金，其余采用国内商业银行贷款，贷款利率为6.21%；

4) 贷款年限为7年；

5) 全部投资内部收益率约为8%。

6) 销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为基础计征，按规定分别采用5%和3%；

7) 所得税税率为33％；

8) 增值税为价外税，税率为17％。

经计算该风电场经营期含增值税平均上网电价为0.67元/kWh，不含税电价为0.57元/kWh，所得税后全部投资财务内部收益率为12.68%，所得税后自有资金财务内部收益率为18.58%。

在风电场上网电价中，成本费用占的比重最大，约占48.4%，折算成电价为0.32元/kWh；其次为税赋，其中增值税约占14.5%，折算成电价为0.10元/kWh；销售税金附加约占1.2%，折算成电价为0.01元/kWh；所得税约占11.9%，折算成电价为0.08元/kWh。

在现有的政策条件下，电价测算方法采用还本付息的方法。由于贷款期只有7年，在还本付息期电价很高，接近1.00元/千瓦时。尽管在还贷期后的电价将下降到0.20元/kWh的水平，但是还贷期的高电价是常规火电平均电价的3倍（目前全国的平均上网电价是0.32元/kWh，新建燃煤电厂的上网电价各地差别较大，平均为0.35元/kWh）。如果是小型项目，例如3万千瓦以下的风电场，高电价对电网购电成本的影响不是很大。但是对一个10万千瓦的项目，如果在还本付息期的电价如此高，将造成对电网电价的较大影响。

5.2 电价分摊方式

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