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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
2.风电特许权的概念
3.实施风电特许权的法制环境分析
4.实施风电特许经营的主要障碍与对策
5.风电特许权经营的政策分析
6. 风电特许权的政策框架
7.选择风电特许权试点地区
8.结论
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。
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。
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。
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。所以竞争是政府特许权项目的另一个重要特征。
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；
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，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。
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《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
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
英国近海
摩洛哥
埃及
授予的特许权条件
开发权
开发和经营权
待定
结构如何？
特许权获得者必须按照正常的市场规则来寻找买方
BOT: 建设 (由特许权获得者), 转让 (给 ONE), 经营 (特许权获得者)
BOOT: 建设，拥有，经营 (由特许权获得者), 转让 (给政府)
承担的风险:
资源
特许权获得者
特许权获得者或ONE （或双方）
可能是特许权获得者
资金
特许权获得者
ONE 和特许权获得者共同分摊
可能是特许权获得者
技术
特许权获得者
特许权获得者
特许权获得者
管理
特许权获得者
ONE 和特许权获得者共同分摊
特许权获得者
电网的可用性
特许权获得者
特许权获得者
可能是特许权获得者
市场
特许权获得者
ONE
公用机构
评标标准
财务能力，风能的专业技能
风场的资本和运行及维修成本
可能是每千瓦小时最低成本
特许权项目的规模
固定面积，10平方公里，最多为 安装30个风力发电机组
场址的适宜性/可获得性
固定的风场规模 (可能在6万－10万千瓦之间)
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。
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。
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）。
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。
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。
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。
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
从1994年原电力部颁布《关于风力发电并网管理的规定》开始，对风电与常规火电的电价差额分摊就是一个不好解决的问题。随着风电市场规模的扩大，越来越多的独立发电商进入风力发电领域。由于风电上网电价由政府物价部门管制，风电电价又远高于常规火电的电价，风电的高电价对电网的经济性造成了较大的影响。如何分摊风电的高电价就成了风电市场是否有保障的关键问题。
国家的政策文件中一直没有明确风电差价分摊的电网范围，是省电网范围分摊，还是在跨省的网公司范围内分摊。分摊的费用由电网公司承担，还是全部转嫁到电力用户，这些问题一直没有得到很好的解决。
我国目前实行的是省为实体的电力管理格局，各大区的电力公司是其总公司国家电力公司的外派机构，即分公司。各省电力公司是国家电力公司的子公司，由于电价管理是由省物价部门管理的，如果在省电网内分摊风电与常规电力的差价，实施起来比较容易。但是对于内蒙古这样的拥有丰富的风力资源，电网规模较小，经济比较落后的地区的风电项目的上网电价，仅仅在省电网内分摊无法解决大力发展风电的问题。但是要在网公司内分摊差价，涉及到跨省的物价部门的协调，在实际过程中执行很难。为了扩大差价分摊的范围，解决局部电网的经济负担问题，应该由国家计委与国家电力公司协调跨省的电价分摊问题。只有这样才能排除风电大发展的障碍。
我国地域辽阔，各地的经济发展水平差别很大，电力供应系统也有很大不同。为了尽快抓住机遇发展风电，各地应该因地制宜制定合理的差价分摊政策。例如广东是一个独立电网，电网的总装机容量在2000万千瓦以上，平均上网电价在0.38元/千瓦时，平均销售电价是0.57元/千瓦时。在广东省发展风电，完全可以由全省范围分摊风电与常规电力的差价。
原则上讲，风电的高电价增加的电网公司的购电成本在电价核定时应该单独核算到销售电价中，对电网公司不应产生经济利益上的损失，风电的高电价应该由全网的消费者负担。所以对风电特许权项目，因为电价是招投标确定的，而且电价固定不变。投资商最担心的是电网不能收购全部发电量。但是要让电网全额收购风电，并长期执行下去，政府必须对价格调整方法做出承诺。省政府对电价和差价分摊的承诺是风电特许权项目是否成功的最关键因素。电网公司在获得政府对差价分摊方式的承诺的条件下，应该用长期购电合同对风电项目做出全额收购的保证。
5.3 特许权项目需要的配套政策
通过对现有的风电政策条件的分析，我国目前的风电发展在政策方面有三方面的障碍：
5.3.1投融资政策
造成我国风电项目电价高的一个很重要的因素就是还贷期太短。风力发电属于资金密集型技术，加上目前项目规模小，初始投资高。以一个拟定的风力发电项目为例，目前单位千瓦造价接近8000元。风电成本中资本构成占到了80%左右，而火力发电的资本成本仅占30-40%左右（燃料成本占总成本的60-70%。）
目前银行的贷款期限是7年，风电的不含税电价是0.55元/kWh, 在其它条件都不改变的条件下，如果把贷款期限从7年延长到15年，电价可以下降到0.45元/kWh。仅仅延长还贷期可以降低电价0.10元/kWh.在国家计委2001年发布的计价格[2001]701号文中，规定对火力发电项目还贷期按照13-18年计算，对水利发电项目还贷期按照18-25年计算。所以把风力发电项目的还贷期延长到15年以上是合理的。
银行对延长风电项目还贷期限的担心是项目的现金流量。如果能保障风电的收购，风电项目的风险并不高，银行完全可以把风电项目看作一种低风险的长期项目。
目前风电项目中的权益资本比例偏低，资金来源主要靠贷款（最低资本金比例要求达到20%），加重了项目的还本付息负担。所以如果能扩大权益资本的来源，可以减轻项目的还贷压力。扩大权益资本主要的渠道包括：股票市场、国债投入等等。
贴息贷款对减轻风力发电项目的还贷负担是有效的。仍以前面提到的风电项目为例，在还贷期已经延长到15年的基础上，贴息3年可以降低电价0.03元/kWh，电价降低到0.41元/kWh。
在投融资政策中最重要的是国家开发银行提供15年以上的低息贷款，并建议商业银行和其它金融机构参照执行。
国内目前风电项目的规模较小，最大的是新疆达坂城风电场，目前的总装机容量是8.77万千瓦，是分期建设的。为了建设一批大规模的风电场，鼓励采用项目融资的投资方式。项目融资是项目股东出资建立的有限责任性质的项目公司，以项目形成的资产和未来收益作为抵押获得银行的贷款。以项目融资方式利用外资，不需要政府的担保，也不需要国内金融机构的担保，可以降低国家利用外资的负债水平。项目融资需要的政策条件主要是政府能承诺全额收购风电（通过电网公司与风力发电电力企业签定长期购电合同）。
延长还贷期是最重要的政策建议，而且国家开发行在风电项目上已有先例。只要能保障上网和全额收购，银行也容易接受。基于以上理由，提出如下投融资政策：
1） 国家开发银行对风力发电项目的还贷期应延长至15年以上，贷款利率参照火力发电项目执行。各商业银行和金融机构参照执行。
2） 为风力发电项目创造项目融资的政策条件。
5.3.2 税收方面的政策
目前对可再生能源发电项目没有特别的税收优惠政策，对于大型的风力发电、沼气发电等，因为属于高新技术产业，如果位于高新技术开发区，可以享受企业所得税优惠政策。增值税除小水电、潮汐发电按6%征收外，其它都按17%征收。财政部目前也正在考虑增值税的改革方案，对垃圾发电、风电可能会提出一些优惠政策。
（1） 增值税
可再生能源发电项目如风力发电、小水电，基建投资高，经营成本低。在现行的生产型增值税体制下，购买生产设备形成固定资产的部分包含增值税部分，在销售产品时，这部分增值税不能抵扣，但是水电和风电都没有燃料消耗，与火电相比，因为没有增值税进项抵扣，加大了增值税的税负。我国正准备试行消费型增值税，由于试行消费型增值税将减小增值税税基，在现行税率不变的条件下，将会减少国家财政收入，所以对增值税改革将会逐步实行，首先把一些高资本投资项目纳入消费型增值税试点范围，为此，应该提出建议：把风力发电首先纳入消费型增值税试点范围。
增值税的抵扣征收办法造成风力发电企业的税负过高。仍以一个拟建的10万千瓦的风电场为例，并假设还贷期已经延长为15年（15年还贷是需要提出的风力发电的投融资政策之一）。发电成本是0.350元/kWh，经营期平均不含税电价是0.436元/kWh，含税上网电价达到0.510元/kWh。而现在全国平均的含税上网电价大约是0.320元/kWh。风电上网电价是火电上网电价的1.6倍，其中增值税征收额占到0.074元/kWh。由于火电有购进燃料的增值税进项抵扣，平均缴纳额只有0.02-0.03元/kWh。就增值税净征收额来说, 同等电量风电实际缴纳增值税税额是火电的3倍左右。
增值税优惠政策有两种方式：一是低税率或零税率，对于电力产品，因为上网电能不是最终消费，低税率造成电网环节增值税抵扣额的减少，尽管电网收购风电的电价下降了，但是电网公司因收购风电的成本负担并没有减少，增值税在上下游环节重新分配，国家并没有减少这部分税收，所以这种低增值税税率优惠对上主电网的风力发电没有真正的优惠
建议对风力发电实行即征即返，全额返还或部分返还的增值税政策。这样的政策体现了国家对清洁能源的鼓励，符合国家的产业政策。部分返还的比例建议为70%（或者返还高于6%税率征收额以上的增值税），以目前风力发电的平均条件来看，单位千瓦时的增值税额为0.022元，与火力发电的增值税征收额相当。在增值税的税负上使风力发电与火力发电有平等的税收待遇。
（2） 关税
减免国内不能生产的风力发电设备的另部件的关税及其进口环节增值税。以风力发电设备为例，目前我国已经建立了国产化率可以达到60%的大型联网性风力发电机组的生产能力，为了鼓励风电机组的国产化生产，除有免税规定的特定项目，对风力发电机组整机进口应该适度征收关税，对风电机组必须的技术先进的零部件，建议免除进口关税和进口环节增值税，降低国产风电机组的造价。这样的关税设置也可以鼓励外商在中国境内设立风电机组制造企业，既可以降低风力发电设备的成本，也可以带动国内相关产业的发展。
（3） 所得税
参照国家对能源项目实行的最优惠的条件制定。虽然有些省（区、市）已经对风力发电实行了一定程度的所得税优惠政策，但是从国家层次上仍没有明确的政策导向，风电项目的所得税优惠有不确定性。所以国家和地方政府制订协调一致的所得税优惠政策仍是必要的，尤其是对风电特许权开发项目，各地的所得税优惠政策应尽可能统一。我国《外商投资企业所得税法》中规定，对在沿海经济开发区建设能源项目可以减按15%的水率征收企业所得税，1999年国务院又把这项优惠政策扩大到全国各地区。另外，为了鼓励风力发电的滚动发展，鼓励风力发电企业把经营所得再用于可风力发电项目的投资，实行再投资所得税抵扣优惠，经营所得再投资风电项目相应的所得税部分的部分40%可以退还。为此，对风力发电提出下列所得税优惠政策建议：
在风电场项目的整个经营期（暂定为20年），一律按15%的税率征收企业所得税。经营所得再投资风力发电项目，对应资金所含的所得税的50%可以退还给企业，用于风力发电项目的再投资。
对联网型风力发电建设项目，在电网容量允许的情况下电网公司必须允许就近上网，并收购全部上网电量。项目法人在项目审批时应与电网公司达成并网协议。项目建议书阶段应有电网公司出具的并网意向书，可行性研究阶段应有电网公司出具的并网承诺函。
试行特许权招投标的方法确定电价，风力发电公司与电网公司签定固定电价的长期购电合同，电价可随物价水平调整，合同期限不短于项目的经营期限。
在电力市场改革的过渡阶段，风力电力不参与竞价上网，电网公司应按照并网协议和购电合同收购风电企业生产的全部电力。
为了保障风电的销售，风电的高上网电价引起的电网购电成本的上涨，应由物价部门单独核算，将高于电网平均上网电价的部分分摊到销售电价中。
5.3.3 风电的差价分摊和市场保障政策
风电差价的分摊政策的核心是：合理定价、保障销售、公平负担
（1）坚决保障全部收购风电项目全部电力
我国的电力体制正处于改革阶段，电力市场将逐渐实行竞争上网。由于电力系统中电源的复杂性，完全按照价格进行竞争不利于新建的有环保装置的电厂，特别是不利于建设风力发电厂。风电企业的发电成本高，但是它有环境保护、资源节约等社会效益，目前的电价管理机制不利于风电在市场上进行竞争。风电技术正处于发展初期，与已经相当成熟的常规能源电力在同样的市场条件下竞争，必然处于劣势。为了保护风电发展，必须采取特殊的鼓励政策。过去各级政府部门制定的电网管理部门全额收购可再生能源发电量的政策仍然应该继续有效，但是对电价管理和保障上网等条件应该做一些新的补充。
1) 电力市场改革后实行竞价上网，建议风电不参加电力市场的竞价上网，由电网公司按照并网协议和购电合同保障收购。电力市场实行竞价上网的竞争机制后，如何保证风电等可再生能源电力与常规非清洁电力在公平的条件下竞争目前还没有具体的办法。但是，发展一定的风力发电总是必要的。为了保障风电发展，现在就应该制定出保护风电上网的规定，在电力市场改革的过渡期内按照合同规定的电价收购风电企业全部发电量。电价由物价管理部门核定或通过招投标的方法确定。
2) 在可风电项目的审批过程中，项目建议书申报材料中，应包括电网公司出具的并网协议，项目可行性研究申报材料中，应包括电网管理部门的并网承诺文件。在电网技术条件许可的条件下，电网公司必须允许风电企业并网，为可风电项目出具并网协议。项目开工之前，电网公司应该与风电企业签定购电合同，保证收购风电企业生产的全部电量。
购电合同的目的是为了为了保障收购风电企业所发全部电量。尽管过去的相关文件都规定电网管理部门应该全额收购风电企业所有发电量，但是在实际操作过程中，电网管理部门和风电场又经常在风电上网问题上发生矛盾，造成政策无法落实。为此，在风电项目开工之前，电网公司应该与风电企业签定购电合同，购电合同中对各种可能出现的技术故障和电力市场中可能出现的各种情况做出明确的规定。电网公司必须优先收购收购风电，所以不能以电力市场改革，电网内电力需求不足为理由拒绝收购风电。在经营过程中出现的各种争端应该按法律规定处理。
（2）风电的价格管理
我国对电力项目实行项目审批制和电价核定制，电价按照个别项目的成本加成法核定。这种方法使项目的成本失去控制，电价也难控制，不利于企业降低工程造价，降低生产成本。国家计委以计价格[2001]701号文发布了《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》。规定将“还本付息”定价方法改为“按发电项目经营期核定平均电价”。经营期火电20年，水电30年，贷款期限火电13-18年。对新建电力项目的电价规定“按照先进企业的社会平均成本核定上网电价”。具体要求按照省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定。符合环保要求的机组所增加的投资，可以另行计算。经营期内资本金内部收益率略高于同期国内银行5年期以上贷款利率计算。
风力发电属于新兴的产业，目前条件下成本依然较高，但是技术进步很快，成本也在快速下降之中。为此，为了吸引投资者投资风力发电项目，应该允许可风力发电项目的资本金内部收益率略高于常规火力发电项目。这样符合对鼓励类产业实行倾斜政策的原则。由于风力发电的技术特点，风电暂时不参与电力市场的竞价上网，风电的电价仍由政府控制，风电在政府的监管下进入电力市场。
对特许权风电项目可以考虑下列电价管理方法：
采用招投标方法确定电价，投资者与电网公司签定固定电价的长期购电合同，价格可随物价水平调整。由于风电成本中主要是基建投资成本，运行成本较低，无需购买原料，与水电类似，价格调整可以采用综合物价指数。购电合同期限应不短于项目的特许经营期。招投标方法通过投资商之间的竞争可以降低电价水平，为了降低投资商的风险，用长期购电合同保证其固定的收益。如果投资商严格控制工程造价，采用先进的设备，勘测设计合理，加强管理，将会降低发电成本。但由于价格在招投标时已经确定，投资商可以获得额外的利润，从而鼓励投资商降低成本。同时，由于风资源勘测数据的准确性无法保证，以及风资源的不稳定性，风电投资商有一定的风险，但是这种风险造成的损失完全由投资商自己承担。因此，实行招投标确定的电价使投资商自己承担项目的风险，相应的额外收益也由投资商获得，有利于降低可再生能源发电的成本。签定长期购电合同的好处是为投资商的电力销售提供了保障，降低了投资商的风险，投资商的收益期望值也可以相应降低，再加上规模经济、竞争等因素可以降低风电的上网电价，从而也降低了电力公司和消费者承担的高电价的负担。
（3）风电与电网平均上网电价的差价分摊
原电力部《关于风力发电并网的管理规定》、国家计委和科技部1999年发布的44号文、国家经贸委1999年发布的《关于进一步促进风力发电发展的若干意见》都规定：可再生能源电力上网电价高于电网平均上网电价部分由全网分摊，有的文件中明确全网的范围为省电网。实际操作中全网差价分摊的难度较大。例如，如果分摊范围限于省电网，像内蒙、新疆这样的省区其电网容量小，风电对电网购电成本的影响已经很大，如果把高电价转移到销售电价中，对电网销售电价推动太大，如果由电网公司消化，严重影响电网的经济利益。由于西部地区的常规能源电价便宜，风电的高电价对电网经济性和消费者的影响就更明显。所以在新的差价分摊政策中一定要做出新的规定。新规定遵循两个原则：扩大差价分摊的范围，把可风电的高电价分摊到网公司范围，以解决西部地区发展风电对电网经济带来的负担问题；风电高于电网平均上网电价部分应单独核定，按电量分摊到全网的销售电价中，不影响电网的经济利益。
在电力市场改革完成之前，就应该建立保护风力发电的鼓励政策。无论是在垄断的电力市场，还是竞争性的电力市场，都应该鼓励发展风力发电。风力发电资源间歇性的技术特点决定了它们应该被作为一种特殊电源对待，不参加竞争就可以上网。目前风力发电的经济性决定了必须给予优惠的价格政策。
从本章的政策分析，可以看到各种政策是相辅相成的，最重要的政策是长期保证全额收购的政策，省政府的全额收购政策和差价分摊方案是最重要的政策保证。但是如果差价过大，分摊的负担过程，对一个20年经营期的特许权项目，政策的风险就比较大。为了创造国内投资者投标的投融资条件，我们应要求国家开发银行把还贷期延长到15年以上。税收优惠政策是特许权项目的一个必要内容，在我国目前的政策环境下，对特许权项目提供一定的税收优惠政策是可能的，也是完全必要的。而且优惠政策实行的结果降低了风电的电价，对电网长期收购风电是有利的。优惠税收政策与差价分摊政策相结合体现了国家和全社会对风电发展的共同支持。
6. 风电特许权的政策框架
从前几章的分析，我们总结了其它行业特许权经营的经验，分析了风电特许权的必要性，也提到了风电特许权项目要解决的几个关键问题，本章将阐述风电特许权运作方式的一个基本框架。
6.1实施风电特许权的目的
实行风电项目特许权经营的目的是为了促进我国风力发电的规模化发展和商业化经营，通过增大规模和引入竞争提高风力发电的经济性。
风能特许权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开发经营方式，使投资者为了获得长期的利益而自愿降低短期利益。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。在取得特许权后的开发和经营过程中，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，有利于降低风电成本和上网电价。
我们期望通过风电特许权经营达到以下效果：
1) 分摊风险。风能资源勘测和经营有一定风险，而且项目初投资大，而运行成本很低。通过特许权给了投资商长期获利的可能性，从而投资商愿意付出前期的高投资并承担其投资风险。
2) 公开竞争。风电特许权通过公开招标形式选择开发者，各种投资商通过公平竞争的形式获得风能资源开发权，国内外投资商都可以按照同一个标准参加竞争。通过这种广泛的竞争，最大的好处就是可以降低风电的成本。
3) 增加规模。特许权对招标区块内的开发量和计划都做出了明确的规定，风电项目可以成片大规模开发，投资商可以通过规模经营达到降低成本、增加获利水平的目的。风电设备制造上也能由于风电建设规模的增大，提高产量。设备制造规模的扩大也可以使风电设备的成本下降。
4) 增强信心。由于我国大型风电场发展缓慢，风电投资商和设备制造商对风电发展前景缺乏信心。采取特许权后风电场发展规模和发展进度有了保证，风电设备制造商对市场增强了信心，在产品研发和市场拓展方面都会加大投入。风电场的投资商在取得合同区块的特许开发权后，有长期的专营保障，可以做好统一的开发规划，仔细勘察，逐步建设，使整个合同区的风能利用按照最优的方式进行，最终使该区域的风能得到最佳的利用。
5) 经营主体多元化。目前我国风电投资主体单一，使风电的开发规模和发展速度受到了限制。特许权招标允许国内外具备一定资格的各种性质的公司参与竞争，特别是吸引私有资本参与风电开发，增强风电开发的竞争程度，通过竞争达到资源最优利用，降低成本，提高风电的竞争力。
6）促进本地化。国产化或本地化是降低风电成本的一个重要途径，也是提供就业，发展新兴产业的一个重要方式。我国风电场大多数采用进口机组，造成风电场建设成本平均比国外高20%。如果采用国产机组，可以使风电场的建设成本大幅度下降。现在我国风电机组制造的国产化率很低，提高国产化率是降低风电机组重要途径。特许权方法迫使投标者为了竞争尽量降低成本，而风电场的建设成本主要风力发电机组（占风电场建设成本的70%左右），所以投标者很可能选择价格低的设备。受进口关税和国内制造成本低等影响，国产风电机组可以使工程造价较低，在设备采购时具有较大的竞争优势，从而使国产风电机组发展壮大起来。风电特许权经营也有利于国内风电投资商和国内风电开发人才的成长。
总之，我们试图通过风电特许权经营方式，通过几轮招标，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。
6.2 风电特许权的基本含义
根据前面各章对风电特许权的各种要素的分析，对风电特许权做出如下的陈述：风电特许权是指由风力资源区所在地政府或其授权的公司，在对风资源初步勘测基础上，划定一块有商业开发价值、可安装适当规模风力发电机组的风力资源区，通过招标选择业主。最适合招标条件的投标人成为该项目的业主，中标业主承担项目的投资、建设和经营的所有投资和风险，在特许期间拥有项目的所有权和经营权。政府承诺收购该项目利用风资源发出的所有电能，由所在地电网管理部门与开发商签署期限不短于项目经营期的购电合同，电价由投标报价确定。特许期满时风电项目的所有资产的所有权和使用权无偿移交给当地政府或其指定代理人。
特许权项目的经营期按照预期的经济寿命期，定为20年（不包括2-3年的建设期），特许期限结束时，投资商应该把项目无偿交给当地政府。与BOT项目的区别在于：BOT项目的特许期限远小于项目的经济寿命期，风电特许权的期限几乎就是项目的寿命期，这也就是为什么我们不把风电特许权项目称为BOT项目。风电特许权项目可以认为是BOT项目的一个变种——BOOT即建设-拥有-经营-转让模式，给予风电投资商的特许期限是项目的整个经营期。
6.3 风电特许权的法规和政策问题
经过20多年的改革开放和经济法制建设, 我国在资源开发、项目招标和国际合作方面已经建立了比较完善的法规，也积累了丰富的经验。但是由于风电的特殊性，仍有一些法规问题需要解决，也需要一些配套的政策。
1）法规方面的问题：
缺乏确保风电上网的有效法规。尽管原电力部发布过保证风电上网的规定，该规定中也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，实际上这个规定已经无法继续执行下去。必须建立强有力的法律保障，确保风电的销售问题，靠发文件已经不起作用，必须有相应的立法保证。
风电上网必然涉及到差价分摊问题，把负担完全加在当地电网和消费者身上也不合理，所以建立可再生能源配额制（RPS）和绿色证书交易体系是对风电特许权很重要的法规体系。但是，风电特许权开发必须首先开展起来，也不能等RPS完成立法后才进行。为此，首先在条件较好的地区在地方政府、当地电力公司层次上建立地方性的法规，或有法律效力的协议。
2）风电与电力体制改革的关系
电力体制正在改革当中，厂网分开和竞价上网是必然趋势。但是风电参与竞价上网毫无优势。风电受资源间歇性的影响，电能品质不高，而发电成本远高于常规能源发电，所以风电无法参与电力市场竞争。建议对风电作为电网中一种特殊电源对待，风电上网由法规保证，上网电价按照风电生产商和电网之间签署的长期购电合同执行。
电力体制改革还需要一段时间，对风电上网、电价和差价分摊方式应先制订一些特殊政策，专门对应于风电特许权，但是要考虑到这些特殊政策与全面的电力体制改革没有根本的冲突。
3）税收等激励政策
特许权的主要目的是为了通过竞争机制降低风电的成本。税收方面的增值税和所得税减免政策对风电成本影响很大。因为风电没有进项抵扣，所以对风电销售征收17%的增值税明显不合理，有的省（例如吉林）对风电增值税采取6%的增值税率，广东省也出台了鼓励风电发展的政策，对风电增值税实行6%的增值税税率。进口关税和增值税附加对国内的中标者也应适当减免。延长还贷期至15年。对于全国的可再生能源建立统一的增值税减免政策可能比较复杂，但是对风电特许权覆盖的项目可以建立一些特殊的优惠政策，采取特事特办的方法。税收方面的政策也可以在全面的可再生能源政策推出之前，专门制订关于风电特许权开发的特殊政策。
对特许权风电项目建议给予下列税收优惠政策：对允许数量的进口设备和部件免除进口关税和进口环节增值税；形成固定资产风电设备购进价款中所含的增值税允许全额抵扣；风电销售的增值税优惠到6%的水平，或按征收额的70%返还；所得税减按15%的税率征收。
6.4 特许权的主体问题
6.4.1 政府代理人
特许权合同中必须有一个代表资源所有权的主体。海洋石油开发中的资源所有权主体是国家授权的中国海洋石油总公司（CNOOC），它是一个国家级的公司。风电特许权开发准备在地方层次上进行，因此不需要建立一个国家级的公司管理全国所有地区的风能资源特许权开发。但是地方层次上的代表国家利益的主体必须明确。一种方式是由地方政府的职能部门代表国家利益，另一种方式是成立一个地方政府授权的公司代表国家利益。投资商需要明确与其签署特许权的主体必须有不容质疑的信誉保证，能够代表政府。
项目建议书经过国家计委审批后，省（区、市）政府授权应授权某国有独资公司为风电特许权项目的政府代理人，代理政府行使特许权项目中政府的职责。项目发起人得到省政府的授权后可以作为政府代理人，政府代理人也可以不是项目的发起人，由省一级政府指定有资格的公司作为政府代理人。项目发起人可以作为特许权项目的一个固定合资方参与项目的投资，也可以将项目移交给政府代理人，收取合理的转让费。政府代理人负责项目的前期准备工作，包括收集资源初步勘测资料、项目预可行性研究、编制招标文件、特许权合同草案、并网协议草案和购电合同草案；向政府部门申报项目可行性研究报告和招标方案；代表政府负责招标、资格审查、召集评标委员会、评标；项目谈判、确定最终中标人、签署特许权；监督项目实施、特许期满或中途中止时接管项目；承担特许权授予者的实际法人责任。
6.4.2 特许权协议签约主体
特许权授予主题应为省一级政府，实际法人实体是省政府授权的政府代理人。特许权的接受者应为项目的投资方，实际法人实体是投资者组建的项目公司。投资者与电网公司签定购电合同。该合同的效力由省一级政府做出承诺，也就是在特许权协议中做出担保承诺。
6.5 特许权合同
6.5.1 特许权协议
特许权协议包括项目的边界条件、特许期限、建设期、业主的责任和义务、政府承诺的特许政策。购电合同是特许权协议的一个重要的附件。
项目条件：在规定的资源区内建设5～10万千瓦级的风电场，业主负责风电场内的所有发电设备和附属设施的投资和建设，风电场与电网的连接点选择最近的变压器，在变压器之前的投资由风电场业主承担，变压器及以后的输电设施建设由电网部门承担。
业主责任：在特许期内，业主拥有风电厂的所有权和经营权，承担在离风电厂最近的第一台、工程设计、施工建设、设备采购、运营管理和出售电力的权利。业主承担投融资、建造、采购、运营、维护等方面的风险。
业主权力：业主拥有项目的所有权和经营权，生产的电力按照购电合同销售，获得还本付息和利润汇出的外汇供给。
政府责任：对项目进行监督、检查、审计；对于有不符合特许权协议的行为，具有纠正并依法处罚的权力。政府不提供固定投资回报率的保证，国内金融机构和非金融机构也不为其融资提供担保。
税收优惠：对允许数量的进口设备和部件免除进口关税和进口环节增值税；形成固定资产风电设备购进价款中所含的增值税允许全额抵扣；所得税减按15%的税率征收。
6.5.2购电合同（PPA）
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。协议中必须对风电上网电量和电价做出明确的规定。电网保证对风电全部无条件收购，电价是在竞投特许权时确定的电价。PPA的时间不能低于项目的经营期。协议中应规定电价调整的办法。
6.6 资源勘察和评价
招标文件需要向潜在的投标者提供资源初步勘测资料。但是不对资源勘测的准确性做出承诺。由投标者自己承担风力资源商业性开发价值低或不值得开发所造成的损失。国家有关部门已经有一些风力资源区的测风数据，但是这些数据比较粗略。如果潜在投标者愿意在资源初测阶段参加测风，是否可以考虑在资源初测阶段邀请有意投标者参加测量。海洋石油在资源普查时由外国石油公司出资并承担资源普查工作，风力勘测是否可以采取类似的方式? 风力资源的勘察费用远小于海洋石油的勘察费用，让投资商参与测风主要是为了分担资源勘察的费用和风险，投资商和资源拥有方联合勘察，能对招标提供可靠的资源评价数据，既有利于投资商做项目评估，也便于招标方做好评标等工作。
6.7 特许权项目的风险与规避
任何项目都有风险，与常规发电项目相比，大型风电项目的技术仍不够成熟，风电项目的风险就更多一些。风电特许权项目的风险主要有：
1） 资源风险
风力资源受自然条件限制，是一种间歇性资源，资源的可利用性有一定的不可预测性。项目所在地政府向投标人提供风资源资料，但是由于政府并不能承诺风资源的准确性。资源风险就是投资者最大的一种风险。资源风险可以通过招标方式和评标标准进行一定的限制。同时资源的不确定性对政府也是一种风险。资源如果比预想的差，对投资者是一种风险；如果资源比预想的好，对政府就是一种风险，因为以较高的代价特许给投资者市场。投资者在投标时对资源有一个基本的判断，如果项目的实际效益能达到一般项目的平均收益率水平，项目的风险就是在控制之内。对政府来说，对项目的资源也应该有较准确的评价，只要项目招标的结果，电价不高于同类项目，就应该认为项目的风险在控制之内。
2） 市场风险
风电项目的另一大风险是市场风险。风电项目的经济性取决与能否保证上网电量和风电的上网电价。通过特许权协议保证特许权项目不参与电力市场竞争，收购项目的全部电量，因而项目的市场风险就消除了一大半。一般的风电项目的电价是由物价管理部门控制的。由于控制办法不完全透明，投资者对风电项目的前景不明确。风电特许权中通过招标确定电价，通过长期购电合同把电价固定下来，而且电价可以随物价指数调整。所以，对投资者来说，风电特许权的市场风险已经很小。
3）政策风险
对风电特许权项目，特许协议中规定了一定的优惠政策条件，或者说即使不是特许协议中规定的优惠政策，如果国家政策发生变化，可能对特许权协议中的政策条款产生影响。这样的政策风险需要在特许权协议中做出明确的规定。我国的法律和政策文件中对风力发电一直采取鼓励的原则，国内外的形势也决定了国家一定会鼓励发展风电。只要在特许权特许协议中做出规定，在无法避免的政策变化对风电特许权项目产生影响时，承诺按照不降低该类项目的收益水平为原则，应该说政策的风险并不大。
风电特许权项目中终究无法避免的是资源风险，这也是特许权项目的特点，既然有风险，就应该有回报，这种资源的风险伴随的是可能的较高的收益回报。这就是风电特许权项目的特点。
6.8特许权风电项目运作方式
6.8.1招标范围和投标资格
对投标公司不应只限于国外公司，应该允许国内外公司都可以参加，经过资格预审后，确定正式投标公司。特许权合同条款和相应的政策对国内外公司应一视同仁。如果近限于国外公司投标，不利于特许权的竞争，也对国内的风电投资商是一个打击，是去对风电发展的信心。对于评标的基准不应将最低上网电价作为中标的唯一标准，应兼顾开发方案，投标者的财务状况、融资能力等因素。
6.8.2 评标标准
评标标准以上网电价为主，综合考虑投标人的设备采购计划、融资方案、建设计划，采用综合评分法确定中标人。设备采购计划中设备的本地化比例不应低于40%，本地化比例高者得分高。组织由政府主管部门、技术、经济、法律顾问参加的评标委员会，负责标书的审查、评标、定标及授标工作。技术和经济专家人数应超过评标委员会总人数的2/3。
6.8.3 项目前期准备
1） 项目发起人测风、确定场址，初步评价风资源，项目的初步可行性研究
2） 向国家计委申报项目审批材料，包括项目的初可研报告和招投标初步方案
3） 组建政府部门牵头的项目管理办公室：制订特许权项目的政策、特许权协议的主要条款
4） 授权政府代理人，由代理人负责风电特许权项目的运作过程。
5） 政府代理人选择咨询公司（或招标公司），准备招标文件，制订招投标程序，组建评标委员会
6） 向国家计委上报正式的项目文件、招标方案
6.8.4招标程序
1） 发出招标通告；
2） 资格预审：发布资格预审邀请，评价资格预审申请书，决定正式投标人名单，名额限制在6-8个，时间一个月；
3） 向预审合格公司发出正式招标邀请书，投标人购买标书文件，从发出通告到截止报名日期时间一个月；
4） 投标人准备投标书，六个月准备时间，此间投标人可以到现场测风。投标文件包括：项目可行性研究报告、上网电价报价书、投融资方案、设备采购方案、建设计划等；
5） 开标、评标。选出1-3家条件最好的投标人，时间一个月；
6） 确认性谈判，最终确定中标人，时间三个月；
7） 签定特许权协议、签定并网协议和购电合同；
8） 开始项目建设，两年建设期；
9） 特许经营期20年；
10） 特许期结束时项目移交给授予特许权的政府代理人。
7. 择风能特许权试点地区
7.1确定侯选地区的准则
进行风电特许权开发在我国可再生能源开发历程中是一个全新的尝试，在世界范围内可供借鉴的例子也很少。为了保证项目的顺利实施，除需要制定并出台一系列必要的政策措施以外，在对侯选地区和场址的选取上，也需要综合考虑各方面的因素，在可预见的情况下，尽量减少项目实施过程中可能出现的障碍。除规模效益、风资源条件好以外，项目的前期工作基础、地方政府及有关部门的积极支持与主动配合也是十分重要的。在计司基础函[2000]216号《关于做好风电特许权项目前期准备工作的通知》中，对进行风电特许权开发的备选场址提出了相应的要求。综合对各方面因素的考虑，在对本次风电开发特许权项目试点地区及备选点进行评价和筛选时将遵循以下准则：
1) 风能资源条件好；
2) 地区经济发展水平较高，目前销售电价比较高；
3) 电网容量大，风电场上网容量不超过电网稳定运行可接受的许可容量；
4) 地区电力市场增长潜力较大；
5) 环境标准高，环保意识强；
6) 风电场址接入电网条件比较好，不受电网输送容量的限制；
7) 场址所在地的地方政府对发展风电有积极性；
8) 当地电力公司接受风电上网的阻力小；
9) 考虑到风电场场址的其它用途；
10) 考虑对周围环境的破坏和影响最小。
7.3 调研情况
按照以上原则，在国家计委基础司的组织下，课题组对福建、广东和江苏的风电特许权侯选项目进行了调研和评估。通过综合评价，初步认为广东和江苏的两个推荐项目比较适合按照特许权方式运作。
考虑到项目的资源情况在招标前不宜公开，关于福建、广东、江苏风资源的详细情况和评价结果在此从略。
8.结论
1） 在我国风电发展已经有一定基础，电力体制正在改革的情况下，为了尽快促进风力发电的商业化发展，必须通过规模化的，市场化的，有竞争成分的新的发展机制。风电特许权方法可以达到这个目的。
2） 吸收石油天然气勘探开发、BOT电厂项目的经验，可以设计出适合中国实际情况的风电特许权方法，风电特许权方法是上述两个方法的组合。风电特许权项目的方法主要是为了降低发电成本和电价，需要合理设计利益共项和风险分担机制。
3） 风电项目特许权项目的最主要的特许条件是政府给予保障销售的政策，在特许权协议中对此做出明确的规定。把国家关于鼓励发展风力发电的政策要落实到合同中。
4） 通过对福建福建、广东和江苏三个特许权试点侯选项目的调查、分析和评估。福建的风力资源条件最好，但是受“十五”计划期间电力需求不旺的制约，目前以暂不发展大规模的风电特许权项目为宜。广东省的风力资源条件较好，广东省电力供应紧张，适合大规模发展风力发电，适合作为特许权项目的首选地区。江苏省的风力资源也不错，电力需求增长较快，也适合采用特许权方法发展风电项目。
5） 就对广东省惠来10万千瓦风电项目和江苏省如东10万千瓦风电项目分析和评估，两个试点项目采用特许权方法,根据项目的资源条件和现行的投资条件，对项目可能的上网电价的范围做了分析。但是由于特许权招标项目的可变因素很多，这个分析结果不能作为特许权招标电价的控制依据，只能作为一种与过去建设的风电项目在经济性方面的比较，判断是否值得开发。
6） 广东省推荐的风电项目和江苏省推荐的风电项目采用特许权方法是可行的，资源条件值得开发，政策条件具备，电力市场和电网技术条件许可，通过竞争性投标可望大幅度降低风电成本和电价，只要在特许权协议、购电合同和招标文件中做出合理的设计，这两个试点项目可以做成功。福建省值得开发的风电项目较多，如果电力需求情况有变化，也可以在广东和江苏的项目试点成功后，采用特许权招标的方法开发这些项目。
7） 为了有效推进风电特许权试点项目的实施工作，以后要对特许权协议中的风险控制、各种合同之间的关系，购电合同中的关键条款做出分析和设计，以及对评标方法和标准进行分析，为评标标准的设定提供依据。
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