我国《中长期可再生能源发展规划》提出：我国到2010年将实现200万KW的生物质发电容量，2020年将实现1 000万KW的生物质发电容量。这一政策推动了秸秆发电产业的蓬勃发展，2004年11月，我国首个秸秆生物燃烧发电厂在河北省晋州市开工建设。截至2006年5月，我国已经有100多个县市开始投建或签订秸秆发电项目。目前国家对火力发电采取上大压小的政策，新建设的火力发电项目基本为超临界600MW及以上火电机组，这也是投资主体在选择投资秸秆发电项目时的主要参照对象。本文基于安徽宿州2×12 MW秸秆纯燃发电项目和河南新乡2×600 MW火力发电项目可行性报告中的数据比较，研究我国政府如何运用优惠政策对秸秆项目进行扶持，使其真正起到激励投资者投资秸秆项目的目的。
一、秸秆发电与火力发电项目投资的主要经济指标比较分析
（一）财务指标比较分析
在对安徽宿州2 x12MW秸秆发电项目和河南新乡2×600MW火力发电项目的比较中，秸秆发电的上网电价按国家相关规定，使用2005年安徽脱硫燃煤机组标杆上网电价0. 356元/KWh加上补贴电价0.25元/KWh计算，得到0.606元/KWh；火力发电的上网电价按河南2006年火力发电的平均上网电价0. 311元/KWh计算，有关经济指标的计算结果如表1所示。
从表1的测算结果可以发现，在现有的政府补贴政策下，秸秆发电项目各项财务指标均不如2×600MW火力发电项目，全部投资的内部收益率甚至低于电力工业部规定的8%的行业基准收益率，这样投资者更愿意投资经济指标相对较好的火力发电项目，这由于火电的外部成本全部外推给社会，而国家对秸秆发电的电价补贴政策没有起到应有的激励作用，同时国家对秸秆项目没有相应的税收优惠。
（二）内部发电成本比较分析
根据安徽宿州2 x12MW秸秆发电项目和河南新乡2×600MW火力发电项目可行性报告的成本对单位电价进行分摊，并可确定单位应付利润（见表2）。其中，项目的经营期为20年，固定资产根据行业规定的15年进行折旧；增值税税率17%，所得税税率33%（秸秆发电暂不考虑税收优惠）；公积金及公益金按可供分配利润的15%计提；大修理费按设备费用的2.5%提取；发电厂用电率：秸秆发电为15%，火力发电为6.2%；年发电时间为5000小时。
在现有的电价政策下，秸秆项目的单位利润仅为火力发电的56. 25%，火力电价成本构成中占比最大的为燃料费，其次为折旧费，税收不到8%，而在秸秆电价构成中折旧和税收的比例明显偏高，其中税收就达到了21%，因此通过降低税收和降低静态投资能有效提高秸秆发电的单位利润。
（三）外部发电成本比较分析
外部成本主要指由发电所引起的环境污染对社会造成的损失，主要包括C02 .S02和烟尘等污染物带来的社会损失，用C’表示，C’= Mco，Pco，+Ms02P+8。其中MC02为单位电力排放的C02；Pco，为单位C02的外部成本；Mso，为单位电力排放的S02；PSO，为单位S02的外部成本；6为灰渣、烟尘等其它污染物引起的环境成本。
可以认为秸秆发电的C02是零排放，但火电在所有能源利用中的C02排放量最大。国内外相关机构和学者通过不同方法测算C02排放造成的外部成本情况见表3。
秸秆发电排放的S02很低，可以忽略不计。对超临界火电来说，一般都采用FGD脱硫装置，外部成本已内部化，脱硫率达到90%，已经与秸秆发电相当，但对于没有采用脱硫装置的老电厂来说，这部分成本应该计入其外部成本。其中S02排放造成的外部成本详见表4。
在表4中，由于以征收排污费和以煤电厂建除硫装置减排成本的测算没有考虑S02排放引起环境污染的全部社会成本，因此本文采用边际损失作为S02的外部成本。这样对没有脱硫设备的电厂来说，由S02排放造成的外部成本约为0. 163元/KWh，由C02造成的外部成本约为0. 153元/KWh，两项合计为0.316元/KWh，这尚未包括氮氧化物、烟尘等排放物造成的外部成本，就已超过了煤电厂0. 247元/KWh的内部成本。脱硫情况下，仅考虑C02时，煤电的外部成本为0.153元／KWh，而秸秆发电几乎不存在上述外部成本。
（四）上网电价敏感因素分析
发电时间、静态投资和燃料价格是影响发电投资项目上网电价变动的主要因素，本文将上网电价写成燃料成本FC、静态投资，和年发电时间F的函数：
y（上网电价）=f（FC，I，T）
为分析这些影响因素变动引起的电价变动，本文引入电价变动的敏感度AS。来衡量影响因素z变化一个百分点引起的电价y的变化率。
通过图1可以看出，无论是秸秆发电还是火力发电，电价均和发电时间呈反方向变动，而且最为敏感；与燃料价格和总投资呈正方向变动，总投资的影响要高于燃料价格的影响。同火电项目相比，秸秆项目对发电时间和总投资更敏感些，对燃料价格则不如火电项目敏感。因此，若能有效地控制发电时间和总投资，将能对降低秸秆电价起到很好的效果。
二、情景设计与政策效应分析
（一）情景设计的依据分析
国外生物质能的商业化利用不同程度地均得到了政府价格激励、财政补贴、减免税费、配额制度等优惠政策的扶持‘钉。(1)价格激励：根据各种可再生能源的技术特点，制定合理的可再生能源上网电价，如瑞典1997年开始实行固定电价制度，对秸秆发电采取市场价格加0.9欧分/KWh的补贴；美国生物质发电成本为5 -6美分/KWh，而上网电价在9美分/KWh左右，高出常规能源发电的上网电价。(2)财政补贴：一是研究开发投资补贴和建设投资补贴，如瑞典从1975年开始，每年从政府预算中支出3 600万欧元，支持生物质技术研发和商业化前期示范项目补贴；二是产出补贴，这是美国、德国、英国、丹麦目前正在实施的一种激励措施，丹麦从1981年起，制定了每年给予生物质能生产企业400万欧元的投资补贴计划，这一计划使丹麦生物质发电的上网电价相当于8欧分/KWh；三是对消费者进行补贴。(3)税费减免：各国在促进可再生能源发展的过程中，大都对可再生能源实施税收优惠政策，如加速折旧、实施投资抵免、减免增值税、减免企业所得税和个人所得税等，美国和印度将研发支出抵免所得税，美国还对可再生能源大的直接投资进行税收抵免，可再生能源生产税为生物质发电提供了1.8美分/KWh的税收减免，同时还为地方性建设的生物质发电提供1.5美分/KWh的税收优惠；印度对可再生能源的直接投资实行免缴纳增值税和再投资退税；欧盟国家对能源消费征收较高的税费，税的种类也比较多，但对生物质发电免征各类能源税。
国内对秸秆等生物质能的开发政策支持才刚刚起步，主要有：(1)价格激励：2006年1月1日颁布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定，生物质发电项目上网电价实行政府定价，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省（区、市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成，补贴电价标准为0. 25元/KWh；发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价，运行满15年后，将取消补贴电价；自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。但是这一补贴电价仍然偏低，造成了目前秸秆“发电就赔钱”的不利局面，不符合《可再生能源法》规定的“可再生能源发电项目的上网电价按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定”。(2)税收优惠：通过免缴增值税、进口关税、进口环节增值税或力度更大的投资减税对目前关键设备依赖进口的我国可再生能源利用更有意义。但是我国对可再生能源利用还没有制定统一的增值税政策，只是对部分可再生能源产品给予了增值税优惠：一是人工沼气的增值税按13%计征；二是小水电增值税税率按6%计征；三是规定风力发电的增值税按8.5%计征，而秸秆发电项目仍按17 010的税率征收。在所得税优惠上，国家层次上没有明确的政策，仅对蔗渣发电、沼气发电实行5年内免交所得税的政策。设在开发区等国务院规定地区的外商投资企业．属于可再生能源电力利用项目的，可按15%的税率征收企业所得税，而对其他地区无具体规定。
（二）情景设计与测算分析
目前秸秆发电还处于起步阶段，很多因素会出现较大变化，为系统、全面的研究秸秆发电政府的优惠政策，本文设计了三种情景进行测算分析。
情景一：基于我国当前的税收政策情况，不计外部成本。
对于目前的项目，基于可行性报告中的相关数据，若使秸秆发电项目获得与火电项目相同的内部收益率，秸秆发电的单位电价将达到0. 744元/KWh，为了激励投资商投资秸秆发电项目，政府补贴将在现有0. 25元/KWh基础上，上调0.138元/KWh，达到0.388元/KWh，这样同没有脱硫装置火电的外部成本相当。本文基于笔者编制的2004年中国能源投入占用产出表，测算增加0.138元/KWh政府补贴，如果完全被电网吸收反映到市场价格上，对各经济部门和物价产生的影响。其中2006年全国秸秆发电的总装机容量为30万KWh，占总发电装机容量的0.0482%，2004年全国平均市场电价为0. 536元/KWh，增加的政府补贴将带来电价上调0. 0119%，通过投入产出价格影响模型测算电价变动引起的其他经济部门的价格变动结呆如图2所示。
对秸秆发电增加0. 138元/KWh的政府补贴，总体上对国民经济各部门的影响很小。其中，影响最大的部门为水的生产和供应部门，其次为炼焦、黑色金属冶炼、有色金属冶炼、化学原料及化学制品制造等高耗电部门，对居民消费指数的影响仅为0. 0013%，这主要是因为目前秸秆发电占总发电量的比例较低。
情景二：政府实行税收优惠，不计外部成本。
假设政府对秸秆发电项目实行增值税减半的政策，并且减免所得税，则秸秆发电单位电价将降低0.1元/KWh左右，这样政府补贴仅需提高0.038元／KWh，几乎不对国民经济产生影响。
情景三：无政府补贴情况下，秸秆设备全部国产化，外部成本内部化。
由于秸秆发电所需要的设备逐渐国产化，保守地预测，2020年秸秆发电项目的工程静态单位投资将实现国产化，大约为目前的2/3，此时若获得与火电项目相同的收益率，政府补贴在0.2元/KWh左右，平均每年降低约3.6%，比国家规定的2%稍高，这样在2020年可以达到与现有政府补贴相同的水平，如图3所示。
现假设秸秆发电项目设备全部国产化，外部成本内部化以后，火电在保持内部收益率不变的情况下，电价将达到接近0. 47元/KWh，此时对秸秆发电完全可以取消政府补贴，仅仅提供增值税减半的优惠政策，即可使秸秆发电项目获得与火电相同的收益率。
三、结论
目前国内对秸秆发电项目尚未形成完善的政府优惠政策，使得秸秆项目的经济指标远不及火电，造成目前“发电就陪钱”的局面。本文通过敏感性分析发现，秸秆发电对发电时间和静态投资更敏感，因此应落实对秸秆发电项目的上网优惠，并通过加大对秸秆开发投资补贴和建设投资补贴，降低秸秆发电成本。单纯考虑内部成本，秸秆发电的经济效应远不及火电。其他情况不变，为使秸秆发电达到与火电相同的收益率，对秸秆发电的补贴应从现有的0. 25元/KWh上调至0.388元／KWh，这和没有采用脱硫装置火电的外部成本相当，而这样的调整除对水的生产和金属冶炼等高耗电部门产生一定的影响外，对其他部门和物价水平影响较小，如果政府增加税收优惠的话，将完全可以化解上述影响。另外，考虑到秸秆设备将逐渐实现国产化，国家对新增项目的补贴每年降低3%，假设秸秆设备全部国产化，外部成本内部化时，秸秆项目仅需要少量的税收优惠便可获得与火电相同的收益率。
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