我國《中長期可再生能源發展規劃》提出：我國到2010年將實現200萬KW的生物質發電容量，2020年將實現1 000萬KW的生物質發電容量。這一政策推動了秸稈發電產業的蓬勃發展，2004年11月，我國首個秸稈生物燃燒發電廠在河北省晉州市開工建設。截至2006年5月，我國已經有100多個縣市開始投建或簽訂秸稈發電項目。目前國家對火力發電采取上大壓小的政策，新建設的火力發電項目基本為超臨界600MW及以上火電機組，這也是投資主體在選擇投資秸稈發電項目時的主要參照對象。本文基于安徽宿州2×12 MW秸稈純燃發電項目和河南新鄉2×600 MW火力發電項目可行性報告中的數據比較，研究我國政府如何運用優惠政策對秸稈項目進行扶持，使其真正起到激勵投資者投資秸稈項目的目的。
一、秸稈發電與火力發電項目投資的主要經濟指標比較分析
（一）財務指標比較分析
在對安徽宿州2 x12MW秸稈發電項目和河南新鄉2×600MW火力發電項目的比較中，秸稈發電的上網電價按國家相關規定，使用2005年安徽脫硫燃煤機組標桿上網電價0. 356元/KWh加上補貼電價0.25元/KWh計算，得到0.606元/KWh；火力發電的上網電價按河南2006年火力發電的平均上網電價0. 311元/KWh計算，有關經濟指標的計算結果如表1所示。
從表1的測算結果可以發現，在現有的政府補貼政策下，秸稈發電項目各項財務指標均不如2×600MW火力發電項目，全部投資的內部收益率甚至低于電力工業部規定的8%的行業基準收益率，這樣投資者更愿意投資經濟指標相對較好的火力發電項目，這由于火電的外部成本全部外推給社會，而國家對秸稈發電的電價補貼政策沒有起到應有的激勵作用，同時國家對秸稈項目沒有相應的稅收優惠。
（二）內部發電成本比較分析
根據安徽宿州2 x12MW秸稈發電項目和河南新鄉2×600MW火力發電項目可行性報告的成本對單位電價進行分攤，并可確定單位應付利潤（見表2）。其中，項目的經營期為20年，固定資產根據行業規定的15年進行折舊；增值稅稅率17%，所得稅稅率33%（秸稈發電暫不考慮稅收優惠）；公積金及公益金按可供分配利潤的15%計提；大修理費按設備費用的2.5%提取；發電廠用電率：秸稈發電為15%，火力發電為6.2%；年發電時間為5000小時。
在現有的電價政策下，秸稈項目的單位利潤僅為火力發電的56. 25%，火力電價成本構成中占比最大的為燃料費，其次為折舊費，稅收不到8%，而在秸稈電價構成中折舊和稅收的比例明顯偏高，其中稅收就達到了21%，因此通過降低稅收和降低靜態投資能有效提高秸稈發電的單位利潤。
（三）外部發電成本比較分析
外部成本主要指由發電所引起的環境污染對社會造成的損失，主要包括C02 .S02和煙塵等污染物帶來的社會損失，用C’表示，C’= Mco，Pco，+Ms02P+8。其中MC02為單位電力排放的C02；Pco，為單位C02的外部成本；Mso，為單位電力排放的S02；PSO，為單位S02的外部成本；6為灰渣、煙塵等其它污染物引起的環境成本。
可以認為秸稈發電的C02是零排放，但火電在所有能源利用中的C02排放量最大。國內外相關機構和學者通過不同方法測算C02排放造成的外部成本情況見表3。
秸稈發電排放的S02很低，可以忽略不計。對超臨界火電來說，一般都采用FGD脫硫裝置，外部成本已內部化，脫硫率達到90%，已經與秸稈發電相當，但對于沒有采用脫硫裝置的老電廠來說，這部分成本應該計入其外部成本。其中S02排放造成的外部成本詳見表4。
在表4中，由于以征收排污費和以煤電廠建除硫裝置減排成本的測算沒有考慮S02排放引起環境污染的全部社會成本，因此本文采用邊際損失作為S02的外部成本。這樣對沒有脫硫設備的電廠來說，由S02排放造成的外部成本約為0. 163元/KWh，由C02造成的外部成本約為0. 153元/KWh，兩項合計為0.316元/KWh，這尚未包括氮氧化物、煙塵等排放物造成的外部成本，就已超過了煤電廠0. 247元/KWh的內部成本。脫硫情況下，僅考慮C02時，煤電的外部成本為0.153元／KWh，而秸稈發電幾乎不存在上述外部成本。
（四）上網電價敏感因素分析
發電時間、靜態投資和燃料價格是影響發電投資項目上網電價變動的主要因素，本文將上網電價寫成燃料成本FC、靜態投資，和年發電時間F的函數：
y（上網電價）=f（FC，I，T）
為分析這些影響因素變動引起的電價變動，本文引入電價變動的敏感度AS。來衡量影響因素z變化一個百分點引起的電價y的變化率。
通過圖1可以看出，無論是秸稈發電還是火力發電，電價均和發電時間呈反方向變動，而且最為敏感；與燃料價格和總投資呈正方向變動，總投資的影響要高于燃料價格的影響。同火電項目相比，秸稈項目對發電時間和總投資更敏感些，對燃料價格則不如火電項目敏感。因此，若能有效地控制發電時間和總投資，將能對降低秸稈電價起到很好的效果。
二、情景設計與政策效應分析
（一）情景設計的依據分析
國外生物質能的商業化利用不同程度地均得到了政府價格激勵、財政補貼、減免稅費、配額制度等優惠政策的扶持‘釘。(1)價格激勵：根據各種可再生能源的技術特點，制定合理的可再生能源上網電價，如瑞典1997年開始實行固定電價制度，對秸稈發電采取市場價格加0.9歐分/KWh的補貼；美國生物質發電成本為5 -6美分/KWh，而上網電價在9美分/KWh左右，高出常規能源發電的上網電價。(2)財政補貼：一是研究開發投資補貼和建設投資補貼，如瑞典從1975年開始，每年從政府預算中支出3 600萬歐元，支持生物質技術研發和商業化前期示范項目補貼；二是產出補貼，這是美國、德國、英國、丹麥目前正在實施的一種激勵措施，丹麥從1981年起，制定了每年給予生物質能生產企業400萬歐元的投資補貼計劃，這一計劃使丹麥生物質發電的上網電價相當于8歐分/KWh；三是對消費者進行補貼。(3)稅費減免：各國在促進可再生能源發展的過程中，大都對可再生能源實施稅收優惠政策，如加速折舊、實施投資抵免、減免增值稅、減免企業所得稅和個人所得稅等，美國和印度將研發支出抵免所得稅，美國還對可再生能源大的直接投資進行稅收抵免，可再生能源生產稅為生物質發電提供了1.8美分/KWh的稅收減免，同時還為地方性建設的生物質發電提供1.5美分/KWh的稅收優惠；印度對可再生能源的直接投資實行免繳納增值稅和再投資退稅；歐盟國家對能源消費征收較高的稅費，稅的種類也比較多，但對生物質發電免征各類能源稅。
國內對秸稈等生物質能的開發政策支持才剛剛起步，主要有：(1)價格激勵：2006年1月1日頒布的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》規定，生物質發電項目上網電價實行政府定價，由國務院價格主管部門分地區制定標桿電價，電價標準由各省（區、市）2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價組成，補貼電價標準為0. 25元/KWh；發電項目自投產之日起，15年內享受補貼電價，運行滿15年后，將取消補貼電價；自2010年起，每年新批準和核準建設的發電項目的補貼電價比上一年新批準和核準建設項目的補貼電價遞減2%。但是這一補貼電價仍然偏低，造成了目前秸稈“發電就賠錢”的不利局面，不符合《可再生能源法》規定的“可再生能源發電項目的上網電價按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定”。(2)稅收優惠：通過免繳增值稅、進口關稅、進口環節增值稅或力度更大的投資減稅對目前關鍵設備依賴進口的我國可再生能源利用更有意義。但是我國對可再生能源利用還沒有制定統一的增值稅政策，只是對部分可再生能源產品給予了增值稅優惠：一是人工沼氣的增值稅按13%計征；二是小水電增值稅稅率按6%計征；三是規定風力發電的增值稅按8.5%計征，而秸稈發電項目仍按17 010的稅率征收。在所得稅優惠上，國家層次上沒有明確的政策，僅對蔗渣發電、沼氣發電實行5年內免交所得稅的政策。設在開發區等國務院規定地區的外商投資企業．屬于可再生能源電力利用項目的，可按15%的稅率征收企業所得稅，而對其他地區無具體規定。
（二）情景設計與測算分析
目前秸稈發電還處于起步階段，很多因素會出現較大變化，為系統、全面的研究秸稈發電政府的優惠政策，本文設計了三種情景進行測算分析。
情景一：基于我國當前的稅收政策情況，不計外部成本。
對于目前的項目，基于可行性報告中的相關數據，若使秸稈發電項目獲得與火電項目相同的內部收益率，秸稈發電的單位電價將達到0. 744元/KWh，為了激勵投資商投資秸稈發電項目，政府補貼將在現有0. 25元/KWh基礎上，上調0.138元/KWh，達到0.388元/KWh，這樣同沒有脫硫裝置火電的外部成本相當。本文基于筆者編制的2004年中國能源投入占用產出表，測算增加0.138元/KWh政府補貼，如果完全被電網吸收反映到市場價格上，對各經濟部門和物價產生的影響。其中2006年全國秸稈發電的總裝機容量為30萬KWh，占總發電裝機容量的0.0482%，2004年全國平均市場電價為0. 536元/KWh，增加的政府補貼將帶來電價上調0. 0119%，通過投入產出價格影響模型測算電價變動引起的其他經濟部門的價格變動結呆如圖2所示。
對秸稈發電增加0. 138元/KWh的政府補貼，總體上對國民經濟各部門的影響很小。其中，影響最大的部門為水的生產和供應部門，其次為煉焦、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉、化學原料及化學制品制造等高耗電部門，對居民消費指數的影響僅為0. 0013%，這主要是因為目前秸稈發電占總發電量的比例較低。
情景二：政府實行稅收優惠，不計外部成本。
假設政府對秸稈發電項目實行增值稅減半的政策，并且減免所得稅，則秸稈發電單位電價將降低0.1元/KWh左右，這樣政府補貼僅需提高0.038元／KWh，幾乎不對國民經濟產生影響。
情景三：無政府補貼情況下，秸稈設備全部國產化，外部成本內部化。
由于秸稈發電所需要的設備逐漸國產化，保守地預測，2020年秸稈發電項目的工程靜態單位投資將實現國產化，大約為目前的2/3，此時若獲得與火電項目相同的收益率，政府補貼在0.2元/KWh左右，平均每年降低約3.6%，比國家規定的2%稍高，這樣在2020年可以達到與現有政府補貼相同的水平，如圖3所示。
現假設秸稈發電項目設備全部國產化，外部成本內部化以后，火電在保持內部收益率不變的情況下，電價將達到接近0. 47元/KWh，此時對秸稈發電完全可以取消政府補貼，僅僅提供增值稅減半的優惠政策，即可使秸稈發電項目獲得與火電相同的收益率。
三、結論
目前國內對秸稈發電項目尚未形成完善的政府優惠政策，使得秸稈項目的經濟指標遠不及火電，造成目前“發電就陪錢”的局面。本文通過敏感性分析發現，秸稈發電對發電時間和靜態投資更敏感，因此應落實對秸稈發電項目的上網優惠，并通過加大對秸稈開發投資補貼和建設投資補貼，降低秸稈發電成本。單純考慮內部成本，秸稈發電的經濟效應遠不及火電。其他情況不變，為使秸稈發電達到與火電相同的收益率，對秸稈發電的補貼應從現有的0. 25元/KWh上調至0.388元／KWh，這和沒有采用脫硫裝置火電的外部成本相當，而這樣的調整除對水的生產和金屬冶煉等高耗電部門產生一定的影響外，對其他部門和物價水平影響較小，如果政府增加稅收優惠的話，將完全可以化解上述影響。另外，考慮到秸稈設備將逐漸實現國產化，國家對新增項目的補貼每年降低3%，假設秸稈設備全部國產化，外部成本內部化時，秸稈項目僅需要少量的稅收優惠便可獲得與火電相同的收益率。
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