绿色电力自愿认购市场定价机制研究.DOC

绿色电力自愿认购市场定价机制研究

国电动力经济研究中心
2003.10 北京

中心项目编号： 2003100010003044

中心领导：邓建利

总经济师：胡兆光

市场开拓与管理部：雷体钧

业务部：蒋莉萍

项目负责人：付蓉

主要成员：付蓉 白建华

目 录
1 前言 1
1.1背景 1
1.2 研究目标及主要内容 1
2 北京市基本情况 2
2.1 社会经济情况 2
2.2北京市环境状况 4
2.3 北京市用电情况 5
2.3.1 电力消费 5
2.3.2 2002年负荷情况 7
2.3.3销售电价 7
3.绿色电力市场对北京的意义 9
4. 风电场的选择 12
4.1 确定示范风电场考虑的因素 12
4.2 备选风电场的情况 12
4.2.1 选择的范围 12
4.2.2辉腾锡勒风电场情况介绍 13
4.2.3张北风电场 15
4.3 小结 16
5. 风电上网电价模式选择及电力工业改革的影响 17
5.1 电价测算方法的种类 17
5.2 测算风电上网电价的原则 18
5.3 电力改革对风电上网电价的影响 19
6. 绿电价格机制 21
6.1 电网收购绿电价格 22
6.1.1计算方法 22
6.1.2有关风电的税收政策 22
6.1.3风电上网电价 23
6.1.4 煤电上网电价 25
6.1.5 绿电的收购价格 26
6.2 绿电零售价格 27
6.3 绿电用户群分析 29
7. 结论和建议 34
附表1：电价核准过程 37
附表2：我国现有风电场风电电价一览表 38
附表3：1996～2002年计委批准的华北电网部分电厂的上网电价 39
参考文献 41

3

国电动力经济研究中心 绿色电力自愿认购市场定价机制研究
1 前言
1.1背景
为促进可再生能源的发展，建立基于用户自愿选择的绿色电力市场是一种可供选择的有效机制。这一机制与配额制不同，强调自愿的原则，它允许那些有经济承受能力、具有环境保护意识的个人和企业有机会更好地履行公民和企业的社会责任，通过自愿的方式购买可再生能源电力。
绿色电力的价格将是影响绿色电力发展的一个重要因素。受世界自然基金会（WWF）及北京天恒可持续发展研究所的委托，国电动力经济研究中心开展了绿色电力定价机制研究工作。
在本项目中，绿色电力主要是指那些利用可再生能源的电力，包括：风电、生物质能、太阳能、潮汐能和小水电等。在这些可再生能源发电中，风电是发展最快，已经开始进入商业运行的可再生能源发电方式，因此，本报告主要以风电为例研究绿色电力市场中可再生能源项目的定价机制。
1.2 研究目标及主要内容
绿色电力价格涉及两方面内容，（1）能满足投资回报率的项目电价；（2）消费群可承受的电价。影响某个具体的风电场电价的因素有：发电小时数、投资成本、定价机制、优惠政策等。而绿色电力对用户电价的影响，则取决于绿色电力的开发规模、消费绿色电力的群体数量等。
国电动力经济研究中心的研究内容如下：
l 选择合适的风电场项目；
l 风电电价计算方法；
l 研究设计在北京地区实施绿色电力价格项目的定价机制；
l 测算示范项目的上网电价；
l 绿色电力开发对用户电价的影响；
l 促进绿色电力市场发展的政策建议。
2 北京市基本情况
2.1 社会经济情况
北京是中国的首都，是全国政治、经济文化中心，市区面积1.68万km2。2002年国内生产总值为3130亿元，同比增长10.2%，人均国内生产总值达到3355美元。2002年，城镇居民人均可支配收入12453.3元。预计到2005年工业增加值将达到1340亿元左右，年均递增率达到12.7％，占全市GDP的比重达到36％左右。北京正在加速工业产业结构调整。根据有关规划，到2005年北京将建设成高新技术产业更强、传统产业更优、都市工业更发达、具有首都特色的北京工业产业新格局，三大产业工业增加值的比重将从2000年的28.9%、53.1%、18%调整到2005年的40%、40%、20%。
根据第五次人口资料全国普查，北京市共有家庭户417.6万户。平均每个家庭户的人口为2.9人；全市6周岁及6周岁以上人口中，接受大学（指大专以上）教育的232.8万人，占17.5％；接受高中（含中专、职高等）教育的319.9万人，占24.1％；接受初中教育的475.3万人，占35.8％；接受小学教育的234.3万人，占17.7％（以上各种受教育程度的人包括各类学校的毕业生、肄业生和在校生）。
北京已经成功申办了2008年奥运会，北京正抓紧时机调整能源和电源结构， 为绿色奥运作积极的准备工作。2008年全市终端能源结构见表2.1。
表2.1 2008年全市终端能源结构表

2000年
2008年
项目
单位
实物量
标煤量
比重
实物量
标煤量
比重
预期终端能源消费量合计
万吨标煤

3708
100%

4201
100%
1、电力(含电采暖)
亿千瓦时
364
1201
32.4%
620
1860
44.3%
其中615万吨煤炭发电量
亿千瓦时

147

30万吨油发电量
亿千瓦时

15

21亿方天然气发电量
亿千瓦时

115

外地调入量
亿千瓦时

343

2、热力
万吨标煤

185
5.0%

270
6.4%
3、液体能源(无替煤轻柴油)
万吨标煤

735
19.8%

850
20.2%
4、天然气总消费量
亿立方米
10.5
95
2.6%
50
607

发电用
亿立方米

21

供热用
亿立方米

4.2

汽车用
亿立方米

1.4
17
0.4%
替代人工煤气
亿立方米

3
36
0.9%
终端消费（替煤、替重油）
亿立方米
10.5
95
2.6%
26.4
321
7.6%
5、液化石油气(无替煤用)
万吨
30.2
48
1.3%
30
50
1.2%
6、人工煤气
万吨标煤
17.8
87
2.4%

25
0.6%
7、炼厂干气
万吨标煤
18.1
26
0.7%

26
0.6%
8、替煤液化气和轻柴油
万吨

115
164
3.9%
9、焦炭和喷吹无烟煤
万吨

497
13.4%
305
268
6.4%
10、煤炭终端
万吨

834
22.5%
400
314
7.4%
注：天然气总供应量为50亿立方米，不包括燕化用气量。加工转换投入天然气25.2亿立方米，其中发电用21亿立方米,供热用4.2亿立方米。终端用天然气中包括汽车用气1.4亿立方米和替供人工煤气用气3亿立方米。
资料来源：《北京奥运行动规划能源建设和结构调整专项规划》

从上表可以看出，2008年北京市电力需求为2000年增加1.7倍，增加量主要依靠外区送电来满足，外地调入量为2008年北京市电力需求量的一半以上。
2.2北京市环境状况
北京气候干燥，常有扬沙、尘暴天气，属于我国“两控区”范围之内。由于酸雨情况比较严重，许多名胜古迹都受到不同程度的危害。2001年，市区大气中二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）、总悬浮颗粒物（TSP）、一氧化碳（CO）年日均值分别为0.064、0.127、0.370、2.6毫克/立方米。根据中央和市政府对北京环境质量的要求以及申奥报告对环境质量的承诺，在本市污染物排放总量逐步降低的基础上，2005年大气环境质量达到国家二级标准，2008年市区大气环境质量接近世界卫生组织的指导值或发达国家大城市的平均水平。
世界卫生组织的大气污染物标准和中国环境空气质量标准见表2.2和表2.3。

表2.2 世界卫生组织的大气污染物标准

污染物名称
对人体健康可能产生的危害
取值时间
WHO标准
二氧化硫 （SO2）
短期暴露会造成呼吸系统疾病的恶 化；长期暴露会增加呼吸系统疾病，包括慢性气管炎的发病率
年平均
0.04－0.06mg/m3
悬浮颗粒物 （TSP）
暴露于二氧化硫与悬浮颗粒物的混合物中会对肺部造成不良影响
年平均
黑烟：0.04－0.06 mg/m3悬浮颗粒物总量：0.06－0.09 mg/m3
铅（Pb）
引起血酶变化、贫血症和多动 症， 并对神经行为产生影响
年平均
年平均值不超过0.0005－0.001mg/m3
一氧化氮（NO）
短期暴露会影响哮喘病患者的肺功能
24小时平均
不超过0.15mg/m3
一氧化碳（CO）
降低血液的携氧能力
8小时平均
不超过0.010mg/m3

表2.3 中国环境空气质量标准（GB3095－1996）

污染物名称

取值时间
浓度限值（mg/m3,标准状态）
一级标准
二级标准
三级标准

二氧化硫（SO2）
年平均
0.02
0.06
0.10
日平均
0.05
0.15
0.25
一小时平均
0.15
0.50
0.70
总悬浮颗粒物（TSP）
年平均
0.08
0.20
0.30
日平均
0.12
0.30
0.50
可吸入颗粒物（PM10）
年平均
0.04
0.10
0.15
日平均
0.05
0.15
0.25

氮氧化物（NOX）
年平均
0.05
0.05
0.10
日平均
0.10
0.10
0.15
一小时平均
0.15
0.15
0.30

二氧化氮（NO2）
年平均
0.04
0.04
0.08
日平均
0.08
0.08
0.12
一小时平均
0.12
0.12
0.24
一氧化碳
（CO）
日平均
4.00
4.00
6.00
一小时平均
10.00
10.00
20.00
铅
（Pb）
季平均
－
1.50
－
年平均
－
1.00
－

2.3 北京市用电情况
2.3.1 电力消费
表2.4 2002年北京市供电公司营销情况
分类
户数
容量 (千千伏安）
售电量 （亿千瓦时）
大工业
4202
6200
122.00
非普工业
50589
4347
71.60
农业生产
22267
1543
10.40
居民生活
2114279
2009
62.00
非居民照明
54639
3340
35.60
商业用电
61482
4622
62.70
趸售用电
22
4457
0.70
其它用电
2
0
5.00
合计
2307482
26518
370.00
2002年北京市全社会用电量为370亿千瓦时，人均用电量2677 千瓦时，比全国平均水平1288千瓦时高出 1379 千瓦时；总变电容量为2651万千伏安。 北京电力销售情况见表2.4。

预计到2005年，北京市最大负荷将达到9100兆瓦，其中北京地区发电厂提供3066兆瓦，外受电力6034兆瓦，外区电力主要来自山西、内蒙等地。

各类用户的范围如下：
1）、大工业：电石、电解、烧碱、合成氨、电炉、黄磷和中小化肥工业用电
2）、居民生活用电：包括：辅助性设施（如空调、电梯、抽水、消防等）用电，完全用于居民生活的，执行居民生活照明电价（完全用于非居民照明的，执行非居民照明电价；完全用于商业的，执行商业电价）。学校的教师公寓、学生公寓用电，企业的职工宿舍用电，“前店后家”用电。
3）、非居民照明用电：公益性灯箱广告、实行单独计量的大楼泛光照明（在推行电力促销政策情况下可执行公益性光亮工程用电价格）。综合办公楼中，行政、事业单位、社会团体的办公用电（从事商品交换、中介等有偿服务的单位用电执行商业电价）。社区医疗、福利院、残疾中心用电。由政府有关行政部门直接管理或委托管理的公共交通照明（包括城市及农村路灯）用电。高速公路和普通公路上的各类照明灯及指示灯、隧道通风照明用电（其营业性用电设施执行商业用电价格，其职工生活用电和办公场所用电执行相应的分类电价）。
4）、商业用电：无法分开计量的集加工、买卖为一体的营业场所（如面包店、快餐店等）用电，非社区医疗的诊所、彩票销售点，赢利性中介机构等营业服务场所用电，把商品或公司品牌、名称放在突出位置的灯箱广告（含招租灯箱广告）用电。
5）、非工业、普通工业用电：蔬菜、园林、苗圃、畜牧、水产等种养业用电；非粮食种植用地的排涝、灌溉用电，饲料加工、农副产品加工、非贫困县粮食加工用电；联网电厂购省网的用电。
6）、农业生产用电：
7）、趸售用电：
8）、其它
2.3.2 2002年负荷情况
2002年北京市用电高峰主要出现在夏季7～8月份和冬季12～1月份，2002年北京市最大负荷为817.40万千瓦。2002年1—3月份北京市全社会用电量86.64亿千瓦时，比上年增长3.95%， 工业1-3月用电量34.99亿千瓦时，比去年同期下降4.03%。；7--9月，北京市售电量为101.98亿千瓦时，比去年同期平均提高17.30 %。

2.3.3销售电价
北京市销售电价见表2.5。

表2.5 北京市销售电价 单位：元/千瓦时

3.绿色电力市场对北京的意义
推进绿色电力市场，有利于扩展可再生能源市场,优化能源结构，提高北京电力结构中可再生能源的比例，带动区域可再生能源产业的发展，创造新的就业机会。
根据有关专家预测，按照现在的能源消耗水平，石油将在40年时间内枯竭，天然气将在60年内用光，煤炭也只能用220年。根据2000年的统计数据，我国化石燃料可采储量远低于世界平均水平，煤炭、石油、天然气的可采储量分别为世界平均水平的12％、2.3％、0.9％，人均可采储量分别为世界平均水平的55％、11％和4％。我国是一个发展中大国，要提高经济、提高人民生活水平，就需要有必要的能源作保证。2001年我国人均发电量已达到1000多千瓦时，与发达国家人均发电量5000千瓦时的水平相比还有很大差距。国民经济持续快速发展，能源消费总量不断增长，国内优质一次能源供应的短缺，也将伴随经济的增长日益扩大，因此国家应积极开发可再生能源，以弥补常规能源的不足。
推进绿色电力市场，有助于树立绿色奥运形象，并有利于改善北京市空气质量。目前北京94%的用电量来自于燃煤发电，火力发电过程排放的二氧化硫等污染物，对北京及北京的周边地区带来严重的空气污染，并进一步加剧华北地区水资源的短缺程度。出于环境保护的需要，北京已禁止在城区及近郊新建火电厂，同时在城区内大力推广电采暖。根据有关规划，到2008年北京市电力供应的一半以上需要依靠内蒙、山西等地送电。亚洲开发银行曾对一个具有50米高烟囱的排放点的污染情况进行研究，认为电厂排放的受影响区域有三部分：本地（据排放点30公里以内）、近地（据排放点30－100公里以内）和远地（据排放点100－500公里）， 各区域受影响的程度逐步递减。一般来讲， 一个30万千万的煤电机组烟囱高度为200米左右，在风的作用，煤电大气污染物的影响范围更广，势必对北京的影响更大。尽管近年来北京市生态保护与建设工作取得较大进展，但由于自然地理、气候条件的限制和人为污染源的影响，北京市生态状况和环境质量与举办奥运会的要求还有一定的差距。城市大气污染仍然较重。目前，北京市主要大气污染物中，颗粒物浓度一直居高不下；支持环北京地区发展风电，不仅能够推动当地的经济发展，减少当地植被的破坏，而且可以减少北京扬尘、沙暴气候的出现。
由于可再生能源市场规模过小，与常规发电方式相比技术不成熟，加之市场失灵的存在 火电的负外部性没有计入成本，而且煤的价格偏低
，可再生能源电力在一段时间内还很难在成本上与火电相竞争，需要一系列公共政策的支持以创造一个有利于可再生能源发电技术发展的市场环境与社会环境。一方面政府可通过价格、税收、投资补贴、规定电力公司强制收购可再生能源发电的份额等政策来激励电力公司加大对可再生能源的投资，扩展可再生能源的市场规模，通过建立特许权、招投标等制度促进可再生能源项目之间的竞争以降低其发电成本，从而增强可再生能源发电的市场竞争力。此外通过赋予用户以选择可再生能源发电的自由，辅之以有效的消费者教育，以拓展用户自愿认购绿色电力的市场，也有助于充分激发社会各界参与推动可再生能源发展的积极性。来自用户的需求不仅能够直接推动可再生能源装机容量的增加，更重要的是能增强社会各界对可再生能源的意识，有利于政府支持可再生能源发展的政策更顺利地实施及目标的达成。在2001年，天恒研究所的调查中许多消费者都表示愿意购买更清洁的能源，而且如果必要他们愿意为此支付更高价格。绿色电力营销可以在原有的电力体制框架内以较为灵活的形式开展，在不触动原有电价形成机制的基础上，为可再生电力所独具的环境属性创造一个用户自愿支付高电价的市场。国外经验表明，基于自愿认购方式下的绿色电力市场在开发可再生能源方面的作用是很大的，截至2003年，美国已经有8个州对零售用户实行绿色电力的竞争销售，共促成新增装机容量达694.9 MW，待建装机容量达 292.9 MW。到2003年3月，美国已有300家电力公司在垄断电力市场中向用户提供绿色电力选择，促成新增装机容量达287.3 MW，待建装机容量达 138.5 MW。
作为公共政策的一个有效补充，政府可以通过鼓励电力公司积极开发绿色电力市场、在全面放开零售电力市场之前率先开放绿色电力市场来进一步扩展可再生能源发电技术的市场规模，增强电力公司在开发可再生能源项目方面的经验，并促进可再生能源项目之间的良性竞争，而避免可再生能源项目直接与传统能源项目竞争所带来的负面影响。尤为关键的是，通过绿色电力市场的开发，能大大增强公众对可再生能源的认知，为其发展创造一个适宜的社会环境。中国虽然仍是一个发展中国家，国民的环境意识还有待进一步提高，但在北京、上海等大城市，由于集中大量的跨国企业、国际组织、使领馆，加之市民的环境意识在媒体、环境社团以及政府环境教育项目的熏陶下日渐增强，颇具备绿色电力市场潜力。而绿色奥运对于清洁能源的承诺将为绿色电力市场的开发提供一个极好的契机。因此无论从中央政府还是北京政府的角度，若能充分利用这一契机，推进用户自愿认购的绿色电力市场的发展，将为处于发展中的中国可再生能源注入新鲜的血液和动力。

4. 风电场的选择
4.1 确定示范风电场考虑的因素
l 风能资源情况
风能资源是影响风电电价的关键因素之一。根据美国的经验，如果在一个极好的厂址（平均风速为8.9m/s）的大风场（5万千瓦以上）的上网电价可以做到0.03美元/kWh或以下，而在中等风电场（平均风速为7.1m/s）的小风场的上网电价可能达到0.08 美元/ kWh。
l 风机单位千瓦造价
l 开发商的经验
国内外的经验证明，风电场的大型化和选择有经验的开发商是降低上网电价的一个重要措施。
l 风电场出力曲线与北京地区供电负荷曲线的匹配程度
l 风电场接入系统的条件
由于风电开发商需要承担接入系统的建设和投资，因此，风电场接入系统的条件也是影响其价格的一个因素。
4.2 备选风电场的情况
4.2.1 选择的范围
由于绿电项目要求采用额外性原则，即：进入该项目的必须是新建项目，课题组按照上述原则推荐了内蒙古辉腾锡勒风电场和河北张北风电场作为备选的风电场。
4.2.2辉腾锡勒风电场情况介绍
辉腾锡勒风电场我国六大风电基地之一，位于内蒙古乌兰察布盟察哈尔右翼中旗南部，旗政府所在地科布尔至卓资山公路穿过该风场中部，交通便利。该风场的地形平坦、开阔，风电机基础卧床土质为碎石混粉土，呈载能力200Kpa以上。
该风场受蒙古冷高压长时间控制，地域开阔。植被低矮、建筑物及树木稀少，气流通过时摩擦阻力小。该地区10米高年平均风速为7.23m/s，平均风能功率密度为341w/m2，40m高年平均风速为8.7 m/s。平均风能密度为622 w/m2，5－25m区间有效风时为7293小时/年。辉腾锡勒风电场风资源具有风能密度高，风能密度方向集中、稳定等特点。该地区40米高风速测量值见图4.1。

图4.1
单位：m/s

辉腾锡勒风电场联网条件优越，处于蒙西电网110kV网架结构中，距新建成的卓资山220kV变电站37公里，该变电站为辉腾锡勒风电场留有二回出线间隔，从电网条件来讲可接受大规模风电装机容量。辉腾锡勒风电场可开发风电的面积约300平方公里，地域辽阔，征地费用低，交通便利，开发前景良好。该风电厂近期规划容量为20万千瓦，远期规划容量为120万千瓦，被确定为内蒙古“十五”风力发电重点建设基地。
该电站具有中期大规模发展的潜力。它处于京津唐电网由内蒙古延伸到北京—天津—唐山的一条输电线路上。风电厂已装机容量为42700kW，装机台数为72台，机型分别为M1500-600,Z-40,NM48，V42，N43 以及万电试验机。从1996年第一批风力发电机并网发电开始，辉腾锡勒风电场已积累了7年的风电厂运行管理经验。
内蒙古地区的生态环境的持续恶化是北京近年来沙尘暴加强的原因之一，北京地区对内蒙风电的支持，可带动内蒙地区经济的可持续发展，对改善内蒙地区的生态环境将大有裨益，无疑也将对北京地区的沙尘暴起到有效的遏止作用。因此相比悉尼奥运村太阳能的利用，绿色电力对北京的意义更为深远。

图4.2 给出了辉腾锡勒风电场典型年发电情况。

图4.2

从图中可以看出，辉腾锡勒风电场的出力主要是在11和12月份和次年的4月份，能在一定程度上满足北京市冬季最大用电的需要。
辉腾锡勒风电场扩建6MW风电工程项目的可行性研究报告已经获得国家批准，该工程将利用国内贷款建设4台1500千瓦风力发电机。
4.2.3张北风电场
张北风电场是我国另一个风电基地，位于河北张北县境内的坝上地区。风场中心地理位置约为东经114.45，北纬41.02’，南距张家口市35km，北距张北县县城14km左右，207国道从风场西侧通过，交通便利， 不需要人工二次搬运和人力运输。该风电场距张北220kV变电所仅有10km，系统接入条件良好。
张北风电场地处黄土高原东南边缘，属温带大陆性季风气候。该地区长期受蒙古冷高压控制，冬季以西北风为主，是冷空气南下的主要通道之一。整个风场位于蒙古高原的东南边缘，由此南下海拔高度陡降，气流受此地形影响而活动频繁。由于气流通过凸起地形时的增速效应，气流通过河谷、山口时的窄管效应，加之地形开阔，植被稀疏，建筑物稀少，气流通过时稀少、气流过时摩擦系数小，所以该地区风力资源十分丰富。
据统计，该地区10米高年平均风速为6.6m/s，平均风能功率密度为341w/m2，30m高年平均风速为7.1m/s。平均风能密度为448w/m2，5－25m区间有效风时为7293小时/年。该地区40米高度层典型日和年风速情况见图4.3和图4.4。

图4.3

图4.4
月平均风速：9.59 m/s

从图中可以看出，张北风电场的出力主要是在11、12月份及次年的1～5月份，能在一定程度上满足北京市冬季最大用电的需要。
北京节能投资公司与张北县政府于今年8月4日正式签订了《张北满井区域风力资源勘察开发补充协议》，项目初期设计开发规模为20万千瓦，总投资16亿元。将对北京成功举办奥运提供一定的绿色电力，同时对张北县经济快速发展也将发挥巨大拉动作用。
4.3 小结
辉腾锡勒风电场和张北风电场，风能资源丰富，地理条件优越，通过附近的变电站，风电场就可以和电网联接，都是我国规划建设的六大风电基地之一。但是，张北风电场扩建项目还处于意向之中，还没有开始进入项目实施阶段， 而辉腾锡勒风电场扩建的可行性研究报告已通过国家审批。由于风电项目从立项到审批大约需要2年时间，因此，建议绿电项目选择辉腾锡勒风电场作为示范风电场。
5. 风电上网电价模式选择及电力工业改革的影响
5.1 电价测算方法的种类
电作为商品在系统发电—输配电—售电三个环节中的价格，可分为发电上网电价，输配电价和销售电价。测算上网电价有两种常用方法：边际成本法和财务成本法。
财务成本电价包括单一制电价和两部制电价。单一制电价，是根据国家现行的财税制度和现行价格，以电力项目的实际造价为基础，在保证补偿成本、缴纳税金和一定财务赢利的前提下，测算一部制电量电价。财务成本电价能从财务上保证发电企业的一定赢利水平，在建设期和运行期合理地降低成本和费用。我国目前电站的上网电价大都采用这种模式。其测算的具体思路是：电价是售电收入需求和上网电量之比，而销售收入需求是总成本费用、销售利润及销售税金之和。两部制电价是将电价分为容量电价和电量电价两部分。为体现公平性原则，针对电在时间和空间上的不同特征和不同用户的用电特征又可将电价分为：容量电价、电量电价、峰谷电价、季节电价、可中断负荷电价等等。峰谷电价是世界各国广泛采用的一种电价制度。我国有关文件规定峰谷分时电价以电网平均电价为基础，按实际情况上浮、下调，峰谷电价可适当拉大，高峰电价可为低谷电价的2～4倍。
采用边际成本法定价最大优点是电价与规划期内的资源消耗或节约相联系。世界银行专家阿伏亥编写了《电力系统边际成本分析指南》，并由世界银行向第三世界国家推荐这种电价设计的理论和方法。我国理论界与电力行业的许多专家也倾向于这种定价法。但由于我国目前电力行业系统规划优化和运行优化尚不成熟与普及，基础资料欠缺，且在一个部门内单独按边际成本定价有很大的困难等因素，目前实行这一定价方法还有待条件成熟。
5.2 测算风电上网电价的原则
各种方法都存在着不同程度的利弊，且对于同一个风电项目，由于所选定的方法及考虑问题的角度不同，其上网电价值相差很大。因此需要采用适当的电价测算方法。本报告在计算风电电价时考虑了以下原则：
l 商品原则
所谓商品原则，就是将风电电能作为商品，按照价值规律要求，在价格中体现电力成本和合理利润，使价格和价值相符。确保风电开发商可以得到合理的利润，包括使开发商可以避免难以承受的风险。
成本包括：发电成本、购电成本和输变电成本。
税金包括：教育附加费、城市建设维护费、所得税和增值税
利润包括：投资的合理回报。
l 符合风电的特点
计算风电电价的方法必须符合风电的特点。在两部制电价中，发电商提供两种主要的服务：1）电量；2）可用性，也就是在需要时能提供足够电力的能力。电量电费用来回收发电商的变动成本，也就是燃料和变动运行和维护成本。可用性电费是设定用来回收固定成本（包括权益的回报、贷款利息、折旧、税收、固定运行成本、流动资金贷款利息等），电价中也包括了辅助性服务的补偿等，如：提供无功功率、旋转备用、频率控制等。与火电相比，风电的容量系数大约只有火电的1/3左右，风能是间歇性，既不可控也不能准确预测，即使在对历史风能分布情况有足够了解的情况下，在某些小时也会出现风力比预计低很多倍的现象， 因此可用于火电的两部制电价不适用于风电。
l 与北京市销售电价结构保持一致。
由于在北京销售电价中，仅大工业用电电价实行了两部制，其它电价都实行单一制电度电价，同时也因为风能的不可预见和间歇性，所以在计算销售电价时，仍采用传统的一部制电量电价计算方法。
5.3 电力改革对风电上网电价的影响
改革开放以来，我国电价形成机制经历了一系列变革。从1985年以来，先后实行了“还本付息电价”、“燃运加价”、“经营期电价”等多项电价政策，对扭转我国长期存在的缺电局面，支持国民经济持续快速发展起到了积极作用。但是随着电力供求关系、市场结构的变化，上述定价方法及高度集中的电价管理体制已难以适应电力工业健康发展的要求。为了促进电力工业的发展，国办发（2003）62号文提出了电价改革方案，明确了改革的指导思想、目标和原则。这次电价改革更加注重价格信号对电力投资的引导作用，并把提高效率、促进增长和环境保护有机结合起来。
这次电价改革的目标有两个。改革的近期目标之一是在“厂网分开”的基础上，建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价机制。实现销售电价与上网电价联动。改革的长期目标之一是将电价分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定。
上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成。过渡时期，上网电价主要实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。为了促进可再生能源的发展，电价改革方案提出“风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，电力市场成熟时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。”
销售电价改革的方向是在允许全部用户自由选择供电商的基础上，由市场定价。对具备条件的用户普遍推行两部制电价，并合理调整基本电价在销售电价中的比重，使基本电价能准确反映用户对系统固定费用的实际耗费。销售电价的调整，采取定期调价和联动调价两种形式。
上述电价改革方案明确提出可再生能源发电不参与市场竞争，允许可再生能源电量优先上网，允许销售电价与上网电价联动。这些为风电等可再生能源的发展将起到积极的推动作用。
方案中还提到建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。从国外绿色电力市场发展的经验来看，在零售电力市场尚未开放竞争之前，可以先开放绿色电力的竞争市场，允许用户选择绿色电力，因为通过消费者教育、公共宣传以及增加绿色电力的附加价值等方式，能使可再生能源对社会及环境的效益更切实地为用户所感知，并愿意为之支付更高的费用。如荷兰即在2004年全面开放零售电力市场之前，于2001年首先允许用户选择绿色电力供应商。这一政策为电力公司开展绿色价格项目提供了激励，有利于电力公司积累开发可再生能源技术的经验，从而能够更好更主动地实施政府的强制性可再生能源计划，此外绿色电力市场也培养了用户选择可再生能源发电技术的意识和行为习惯，并促使绿色电力项目之间相互竞争降低成本，而又避免了可再生能源技术直接与传统能源技术竞争的消极影响。因此建议在电价改革中也可以考虑先建立绿色电力竞争市场，允许用户自愿选择认购绿色电力。

6. 绿电价格机制
绿色电力的“绿色”是针对电能的生产过程而言的，之所以称风力发电是“绿色”的，是因为与火力发电相比，风力发电造成的环境损害很小。对通过电网购电的电力用户而言，其使用的电能，已难以区分是来自于风电场还是火电厂。
目前，风力发电与火力发电的成本有很大差别的，风力发电的成本较火力发电成本高很多。但风力发电对环境的影响要小得多。通过绿色电力的销售，一部分电力用户支付一定的额外费用，且这部分资金能转移到发电生产企业，将有利于推动风电的发展。
对于供电企业，销售“绿色电力”和销售其它电力是一样的，增加的额外工作量很小。对于愿意购买“绿色电力”的客户，要进行登记注册，签订合同，按照相应电价计算电费。具体过程如下：
对于非居民客户:
l 接受绿色电力客户申请，登记注册，签订合同；
l 建立绿色电力客户帐户，制订相应电价；
l 按月抄表，通过计算机系统计算电费；
l 从银行划拨电费，开具相应单据。
对于居民客户，使用IC卡的，可以在银行购电时按照绿色电力价格进行充值。
因此对用户而言，认购绿色电力只是需要在原有电费基础上支付一个额外费用，无论绿色电力是通过供电公司来销售还是通过第三方以绿色证书的方式销售，其原理一样，并不影响到用户对电力的使用。关键问题是绿电的价格应当如何确定。
考虑到中国目前的电价结构，绿电的价格采用差价定价的原则较为可行，即对进入绿电市场的可再生能源发电项目，其价格分为两部分，相当于平均上网电价的部分通过正常的购售电渠道销售给电网，而差价部分则由用户自愿认购。即用户若购买一定量的绿色电力，在其原有电费基础上，支付一定的额外费用（差价绿电认购量）；对风电公司而言，相当于其成本通过两条渠道分别回收，与火电平均上网电价相同部分由电网按正常方式收购，而差价部分，则由认购绿色电力的用户支付的额外费用予以覆盖。
近期，绿色电力的差价仍需要通过有关政府部门审批确定。待电力市场发育较为成熟后，绿色电力的差价可根据市场的供求状况来决定，即用户愿意为绿色电力支付的差价，及绿色电力厂商在这个差价水平上是否有动力提供绿色电力。

6.1 电网收购绿电价格
6.1.1计算方法
根据《建设项目方法与参数》及国家颁发的有关文件及环境经济学原理，在现行政策下，利用国电动力经济研究中心电价测算软件进行计算。
6.1.2有关风电的税收政策
风电的税收政策对风电的上网电价水平有较大影响。目前，有关风电的税收政策如下：
增值税。增值税为中央与地方共享税，分配比例为75：25，即中央财政得75％，地方财政得25％。2002年以前，我国风电的增值税税率为17%，2002年后，为了鼓励风电发展，国家对风电实行增值税税率减半的优惠政策。
所得税。所得税根据企业隶属关系确定所得税上缴对象，中央所属的国有企业上缴中央财政，地方所属企业上缴地方财政，股份制企业案隶属关系的股份比例上缴所得税。地方政府拥有减免所得税的权利。目前，有的地方政府对风电实行所得税减免的优惠政策。
关税。我国可再生能源设备的零部件进口税率为3％，发电机组进口税率为12％。
进口环节增值税与增值税附加。所有进口设备需要在进口关税的基础上征收增值税和增值税附加。进口环节增值税税率为17％，增值税附加的税率为8％～11％。
6.1.3风电上网电价
本项目以辉腾锡勒风场资源为基础，测算11500kW风力机生产的电量的上网电价。该风力发电机年发电量为390万千瓦时。
基础方案
风电电价测算基础数据见表6.1。

表6.1：发电上网电价测算的基础数据
1
电站职工
人
2
2
职工工资
万元/人.年
2
3
职工福利（占工资）
％
14
4
资金来源
自有资金和银行贷款
5
自有资金占投资比例
%
20
6
还贷期
年
15
6
材料费定额
元/kW
5
7
其它费用额定
元/kW
10
8
折旧年限
年
10
9
修理费率
％
2.87
10
增值税税率
％
8.50
11
装机容量
千瓦
1500
12
单位投资
元
7500
13
所得税税率
％
33
注：单位投资里已经考虑了设备进口所发生的费用。

经计算，这台1500kW风力发电机的上网电价为0.5007元/kWh（不含税），含税价格为0.5432 元/kWh。
敏感性分析
由于我国刚实行新的风电增值税政策，降低关税和推动风电国产化有矛盾的地方，下面只对设备价格和所得税进行敏感性分析。
对设备价格的敏感性分析

单位投资（元/kW）
电价(元/kWh)
（不含