我国分省区风电项目开发建设指南-甘肃
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我国分省区风电项目开发建设指南
——甘肃——
概述
风能是清洁的可再生能源,大力开发利用风能资源是有效应对气候变化的重要措施。
我国风能资源丰富,根据国际上通用的风能资源技术开发量评价指标,我国陆地70m高度年平均风功率密度≥300W/m2的风能资源技术开发量为26亿kW。
《我国分省区风电开发建设指南》将按照我国行政区划(省、自治区、直辖市)分别介绍各地区与风电开发建设相关的风能资源、电价、收益、地方政策、项目流程和支持性文件,以及其他风电建设情况(如风电规划、建设规模、投资商等),为风电相关的投资商、开发商、研究人员等提供借鉴和参考。
一、资源概况
甘肃省风能资源总体上是河西西部最好,河西中东部、陇中北部、陇东北部次之、甘南高原、黄河谷地、徽成盆地等区域风能资源相对较差。
春季是风能资源利用的最佳季节,午后和夜间是风能资源利用最佳时段。
随着离地高度的增加,大部分地方风能资源明显提高。
70m高度上,平均风功率密度达到200W/m2以上的技术开发量为31089万kW;平均风功率密度达到250W/m2以上的技术开发量为28604万kW;平均风功率密度达到300W/m2以上的技术开发量为23634万kW;平均风功率密度达到400W/m2以上的技术开发量为4530万kW;
甘肃省风能资源潜在开发量地区主要分布在河西西部瓜州-玉门地区、马鬃山地区、小苏干湖地区、金塔县北部、高台县北部、甘州区北部、金昌市西北部、民勤县北部;而乌鞘岭地区、白银市中北部、华家岭地区、环县西北部等地区的风能资源的可开发利用率较高。
酒泉中北部风资源条件较好,且酒泉地区地势平坦,地形相对简单,适合大片开发,在酒泉南部的祁连山区北部地形起伏坡度较大,相对复杂,适合分布式开发。
在张掖、武威、金昌、白银、庆阳北部的小部分地区受到不同地形坡度和土地利用的限制,适合开发分布式风电场。
来源:全国风能资源详查和评价报告
图1:甘肃省70m高度层30年平均风速分布图
来源:全国风能资源详查和评价报告
图2:甘肃省70m高度层30年平均风功率密度分布图
二、电价
2009年7月20日,国家发改委发布《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格〔2009〕1906号),决定按风能资源状况和工程建设条件,将全国陆地风电标杆电价按照4类风能资源区分别定价(见下表),四类风能资源区风电标杆电价分别为0.51元/kwh、0.54元/kwh、0.58元/kwh、0.61元/kwh。
甘肃省属于Ⅱ类和Ⅲ类资源区,风电标杆电价Ⅱ类资源区为0.54元,Ⅲ类资源区为0.58元。
表1:全国风力发电标杆上网电价表
2014年12月31日,国家发改委发布《国家发展改革委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),决定陆上风电继续实行分资源区标杆上
网电价政策,同时,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元和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。
新的风电标杆电价适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目,以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。
表2:2014年调整后的全国风力发电标杆上网电价表
甘肃省属于Ⅱ类资源区和Ⅲ类资源区,本次调价对甘肃省的风电建设投资收益有影响,新投产的风电发电项目收益率将下降,成本回收周期延长。
图3:全国风力发电标杆上网电价分区图
三、经济性评价
1、计算依据
财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的基础上,对项目进行财务效益分析,考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况并进行不确定性分析,以判断其在财务上是否具有可行性。
本财务评价主要参考及编制依据如下:
1) 依据《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)确定项目评价方法和评价指标;
2) 按照2009年5月25日颁布的国发[2009]27号文件《国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》确定项目资本金;
3) 按照中国人民银行2015年6月28日公布的基准利率计算贷款利息,其中长期贷款利率为5.4%,流动资金贷款利率为4.85%,影响建设期利息,进而影响动态总投资和项目总投资。
4) 按照2008年12月9日发布的财税[2008]156号文件《关于资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知》计算电力增值税;
5) 按照2008年11月10日发布的《中华人民共和国增值税暂行条例》计算购进设备可以抵扣的增值税。
6) 按照2007年3月16日发布的《中华人民共和国企业所得税法》计算所得税;
7) 按照1994年2月25日发布的国税发[1994]35号《国家税务总局关于城市维护建设税等地方税有关问题的通知》计算城市维护建设税;
8) 按照2005年8月20日公布的中华人民共和国国务院令第448号文件《国务院关于修改<征收教育费附加的暂行规定>的决定》计算教育费附加;
9) 按照2010年11月18日公布的财政部财综[2010]98号《财政部关于统一地方教育附加政策有关问题的通知》计
算地方教育费附加。
2、资金筹措及成本计算
1) 风电项目按建设期1年,运营期20年考虑。
2) 一般情况下资本金比例,国有企业或国内注册民营企业按20%考虑,外资或中外合资企业按33%考虑,其余为国内银行贷款,长期借款还款期限暂定为15年;
3) 采用扩大指标估算法计算,风电场流动资金取值一般为30元/kW,其中铺底流动资金为9元/kW。
4) 总成本费用。
风电项目发电成本主要包括折旧费、摊销费、维修费、购买数值天气预报费、职工工资及福利费、保险费、利息支出和其他费用等。
固定资产折旧采用年限折旧法,一般折旧15年,残值3%-5%。
修理费率暂采用固定取费法,风电场在运营期内修理费率一般取1.5%。
职工人数按风电场容量确定,其中5万kW按16人考虑,每增加5万kW按增加8人考虑,工资按80000元/人•年计
算,福利费及五险一金按63%考虑;保险费率暂定为0.25%;材料费一般暂定为20元/kW;其他费用一般暂定为40元/ kW。
3、财务测算条件结论
1) 电价
根据国家发展和改革委员会发布的《国家发展改革委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)中关于风电上网电价的有关规定,甘肃省风电上网电价涉及两个标杆电价区,甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市按照Ⅱ类资源区的风电标杆电价计算,其中按照不含增值税上网电价0.4444元/kW•h,含增值税上网电价0.52元/kW•h 进行财务测算。
甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区按照Ⅲ类资源区风电标杆电价计算,其中按照不含增值税上网电价0.4786元/kW•h,含增值税上网电价0.56元/kW•h进行财务测算。
2) 税金
购进设备增值税税率为17%,逐年抵扣电力增值税,总抵扣额度依项目而定,电力增值税税率为17%,即征即退50%;
城市维护建设税率取5%,教育费附加取5%。
企业所得税按照《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》(国税发[2009]80号)计取,即:自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起,第一年至第三年免征企业所得税,第四年至第六年减半征收企业所得税,其余年份按25%计征。
4、财务测算结论
按照风电场年满发小时数在1700-2500h之间,静态投资一般在7000-9000元/kW之间。
结合满发小时数、单位千瓦静态投资及各项财务测算条件计算风电项目收益率情况。
现以装机容量50MW、单位千瓦8000元/kW、成本费用770元/kW、满发小时数2100h为基础数据进行财务测算,测算全部投资税前内部收益率,如下表所示:
从上表可看出,2014年电价调整后,甘肃省Ⅱ类资源区风电全部投资税前内部收益率降低0.66%,资本金内部收益率降低了2.25%;甘肃省Ⅲ类资源区风电全部投资税前内部收益率降低0.64%,资本金内部收益率降低了2.30%。
通过以上分析看出,甘肃省Ⅱ类资源区和Ⅲ类资源区电价调整后,对收益率均有所下降,但影响较小,风电场收益率仍在8%以上,但针对具体项目需要具体分析,主要从单位千瓦静态投资和可利用小时数考虑。
四、风电建设及运行情况
根据国家能源局发布的《2014年中国风电建设统计评价报告》,截止到2014年底,甘肃省风电项目累计核准容量1295.75万千瓦,累计在建容量288.65万千瓦,累计并网容量1007.10万千瓦,2014年新增并网容量304.29万千瓦,根据国家能源局发布的《2015年上半年全国风电并网运行情况》,2015年上半年,甘肃省风电新增并网容量135万千瓦,风电累计并网容量1142.36万千瓦。
表4:甘肃省风电利用情况
从表中数据分析,近几年甘肃省风电利用小时数均低于全国水平,平均在1700小时左右,受到市场消纳能力、调峰能力、通道输送能力等多种因素的制约,甘肃风电近几年来存在弃风问题,2012-2014年弃风率比较高,在甘肃进行风电项目开发企业的关注点需要侧重于并网外送工作,当地政府需要和风电开发企业、电网公司加强沟通协调,统筹规划,增加当地调峰能力,加快理顺各方的协调调度机制,积极推动特高压电力外送通道建设,充分利用跨省或跨区输电通道扩大风能资源的配置范围,加快风能资源的消纳利用。
五、核准流程
根据《甘肃省政府核准投资项目管理办法》(甘政办发〔2014〕120号)、《甘肃省人民政府关于发布政府核准的投资项目目录(2015年本)的通知》(甘政发〔2014〕122号)和《甘肃省发展和改革委员会关于风电光伏发电项目管理工
作有关事项的通知》文件精神要求,甘肃省风电项目核准权限由省发改委全部下放到市、州政府投资主管部门进行办理。
风电项目开发建设根据国家《风电开发建设管理暂行办法》(国能新能〔2011〕285号)有关要求,继续实行年度开发规模管理。
省发改委依据国家能源局下达的全省年度指导规模和有关要求,结合各地资源禀赋、电网建设、就地消纳能力等条件,按照规范有序、合理布局、就近接入、当地消纳、可持续发展的原则,分解、确定各市、州年度规模,市、州据此安排具体项目业主及装机容量,凡申请国家可再生能源发展基金补贴的风电项目必须纳入省发展改革委下达各市、州的年度开发规模内。
1、风电核准流程变化
“十一五”以来,我国风电项目核准工作经历了一个“松—紧—放”的过程。
2006~2011年国家大力鼓励风电发展,5万千瓦以下的陆上风电场项目由省级发改委审批,上报国家能源局备案即可。
因此地方大量上马接近5万千瓦的陆上风电场项目,或将大项目化整为零规避审批,使得5年里我国风电建设迅猛发展,但也导致地方陆上风电场项目与国家新能源开发整体规划冲突,与电网整体规划不协调,进而造成陆上风电场并网困难。
为抑制风电过快增长,国家开始收紧风电审批权限。
2011年8月国家能源局印发了《国家能源局关于印发<风电开发建设管理暂行办法>的通知》(国能新能[2011]285号),要求进一步健全和完善了风电建设管理体制和机制,加强风电工程规划、项目前期工作、开发权、项目核准、工程建设、竣工以及运行等环节的管理。
收紧地方风电项目审批权,按照项目核准权限划分,5万千瓦及以上项目开发前期工作申请由省级政府能源主管部门受理后,上报国务院能源主管部门批复。
此外,“十二五”期间,风电项目必须纳入国家的核准计划后才能到省级审批,未列入核准计划的项目不得核准,不能并网,不能享受可再生能源电价附加补贴。
同时,为应对风电消纳问题,国家从2011年起大力鼓励分散式风电的发展。
2011年7月和11月,国家能源局分别下发了《国家能源局关于分散式接入风电开发的通知》(国能新能[2011]226号)和《国家能源局关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》(国能新能[2011]374号),要求各省(区、市)能源主管部门调查评价分散式风电所需风能资源,提出近期分散式风电开发初步方案,并积极探索分散式风电项目开发建设管理规律和经验。
此举表明中国未来风电发展将采用集中开发与分散应用相结合的方式,缓解
并网压力。
随着2013年5月国家行政审批权下放,企业投资风电项目核准由原来的国家发展改革委下放至地方政府投资主管部门,但国家会从开发总量上进行控制。
此外,2014年以来,国家在项目核准流程方面进行了简化和调整。
2、风电核准流程
2014年5月14日国家发改委发布了《政府核准投资项目管理办法》(国家发改委令第11号),2014年6月14日之后风电项目核准按照该办法执行(之前项目按照发改投资[2014]2999号执行)。
2014年10月31日国务院发布的《国务院关于发布政府核准的投资项目目录(2014年本)的通知》(国发〔2014〕53号),“风电站:由地方政府在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准”,因此,风电项目依然需要走项目核准流程。
2014年12月10日国务院办公厅印发《国务院办公厅关于印发精简审批事项规范中介服务实行企业投资项目网上并联核准制度工作方案的通知》(国办发〔2014〕59号)要求,对于属于企业经营自主权的事项,一律不再作为企业投资项目核准前置条件,并要求2014年底前公布取消。
2014年12月31日,国家发展改革委、中央编办联合发出通知《国家发展改革委、中央编办关于一律不得将企业经营自主权事项作为企业投资项目核准前置条件的通知》(发改投资[2014]2999号),取消银行贷款承诺、融资意向书、资金信用证明、股东出资承诺、可行性研究报告审查意见等18项项目核准前置条件。
对属于企业经营自主权的事项,一律不再作为企业投资项目核准前置条件。
图4:风电项目核准流程图。