對于風電投資人來說，如果標桿時代看IRR，競價時代看LCOE，那么后補貼時代看什么？還是LCOE么？恐怕“平價+電改”給新能源行業(yè)遇到的新問題，已經(jīng)讓LCOE變得不夠用或者說不管用了。

•問題1：現(xiàn)貨交易與分段計價挑戰(zhàn)平準化電價預期

LCOE的特征，是將波動的未來現(xiàn)金流通過預期收益率折到0時點之后平攤到未來各時點，疊加增值稅影響后，得出的是在未來每一年、每度電的均一電價。這一方法更適用于國外長期PPA項目的申報中，如果未來新核準的平價項目真的是全電量采用20年固定PPA模式，那么LCOE反算電價的邏輯依然是成立的。

但是，一方面后補貼時代的定價大邏輯尚未確定，另一方面，在電改的進程中，風電項目有全部或部分電量參與交易是必然的。

雖然從《可再生能源法》等相關電價和并網(wǎng)政策來看，風電光伏項目應按照全電量*標桿電價確認收入，存在限電的區(qū)域受影響的也只是電量，實發(fā)部分電量均應按照標桿電價結算。但實際上，9號文出臺以來，我國市場化交易電量占比逐步提升。在電力整體供過于求的省份，電網(wǎng)公司和政府普遍將可再生能源的保障小時數(shù)更多執(zhí)行為實發(fā)電量，消納途徑則包括基本電量、交易電量等多種渠道，交易電價隨行就市，一般均與脫硫標桿火電電價存在負價差。

根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2019年一季度，全國電力市場交易電量（含發(fā)電權交易電量）合計為4445億度，同比增長33.8%，占全社會用電量比重為26.5%。其中，大型發(fā)電集團旗下風電資產(chǎn)市場化交易電量比例為24.1%，含補貼市場化交易平均電價為0.4697元/度，比上網(wǎng)電量平均電價低0.0814元/度。由此折算，交易電價比標桿電價實際平均價差0.11元/度。在各類電源中，風電屬于參與比例較高、價差幅度較大的品種。


2019年6月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》，對于未來風電、光伏等新能源項目的消納方式做了更加詳細的描述。


雖然政策表示只有清潔能源消納受限地區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃會進一步區(qū)分為“保量保價”和“保量競價”兩類，但從過往實際執(zhí)行情況判斷，這一分類已經(jīng)在部分電力供過于求的省份實行。而且政策并未區(qū)分標桿項目、競價項目等的差異，僅將平價和低價項目區(qū)別對待。如果限電嚴重區(qū)域的消納和電力供應沒有明顯變化，這一電價和電量的計算方式將成為常態(tài)，而且參與交易的比例預計將會持續(xù)增加、交易電價與月結標桿電價之間的價差存在不確定性且將長期為負。

•結論與建議：

在這樣的電價電量分層確定的情況下，LCOE測算出來的平準化度電成本和電價已經(jīng)沒有用武之地，無法給出合理的報價建議。

對于投資人來講，無論存量還是新增項目，都應在深入了解各地負荷需求、電源結構和電力交易政策的基礎上，至少按照保量保價+保量競價+競量競價的三個層面，對風電項目的電價、電量做出長期預測，尋找系統(tǒng)出清價格下的最佳風電投資策略。


•問題2：系統(tǒng)成本挑戰(zhàn)發(fā)電成本

近年來，風電光伏行業(yè)LCOE已經(jīng)低于傳統(tǒng)能源的言論不絕于耳，這也成為了政府去補貼政策的主要依據(jù)。但實際上這一判斷是片面和錯誤的。

早在2012年，經(jīng)合組織核能機構（OECD/NEA）就提出，評價電源技術成本應該考慮三個層次：電廠級、電網(wǎng)級、系統(tǒng)級。

電廠級成本主要指發(fā)電成本（如LCOE）；電網(wǎng)級成本則在電廠級成本的基礎上增加了發(fā)電量預測、備用、調(diào)峰、輸電網(wǎng)絡建設、電網(wǎng)性能加強與延伸等成本；系統(tǒng)級成本則在電網(wǎng)級成本的基礎上進一步考慮了需求響應成本。

基于當時的技術水平和裝機容量，OECD/NEA以2012年的德國電力系統(tǒng)為例，對各項技術在不同滲透率的情況下、電網(wǎng)級別需要額外考慮的成本進行了估計。從分析可知，核、煤、氣等具有良好調(diào)峰性能和規(guī)模效應的電源附加成本較低；而風電光伏等電源由于間歇性特征對調(diào)峰、備用和電網(wǎng)建設等的需求較大，在10%滲透率下，需每度電額外考慮0.1-0.2元/kwh的成本，如滲透率為30%，電網(wǎng)側附加成本還要更高。


國際能源署IEA也曾提出過類似觀點，并認為下一代風電光伏的研發(fā)重點應該放在降低電網(wǎng)級成本上。IEA認為，如果某類電源/技術在自身發(fā)電的同時還需要其他電源或電網(wǎng)協(xié)調(diào)，這樣的成本應該算在該類電源/技術的總成本之中。反之，則應扣減。


結合以上分析和我國實際，其實可以得出如下發(fā)電項目系統(tǒng)成本公式：

度電系統(tǒng)成本=度電發(fā)電成本+度電電網(wǎng)附加成本+度電環(huán)境成本

對于風電項目來說，度電發(fā)電成本可以用LCOE代替；電網(wǎng)附加成本目前主要指調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務；環(huán)境效應為正，綠證、碳交易屬于收入而非成本，暫不考慮，則公式可以進一步修正為：

風電項目度電系統(tǒng)成本=LCOE+度電輔助服務成本

以我國開展調(diào)峰服務時間最長、力度最大的東北電網(wǎng)區(qū)域為例，相同的風電項目，以度電系統(tǒng)價值和LCOE兩個指標來分別評估，可能得出不同的最優(yōu)方案。這也和目前調(diào)峰制度中存在諸多不合理之處有關。

一是調(diào)峰費單價過高。根據(jù)2018年12月底國家能源局東北能監(jiān)局發(fā)布的《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（暫行）》，調(diào)峰機組負荷率分為兩檔進行階梯式報價，負荷率在40%以上的調(diào)峰需求報價區(qū)間為0-0.4元/kwh；負荷率低于40%的報價區(qū)間為0.4-1元/kwh。實際上，2018年東北全網(wǎng)有償調(diào)峰輔助52.39億kwh，合計補償費用27.68億元，折算調(diào)峰費單價0.528元/kwh。

而同期，東北電網(wǎng)黑吉遼三省脫硫標桿火電電價平均為0.37元/kwh，蒙東地區(qū)火電標桿電價僅為0.30元/kwh，除了存量含補貼的風電光伏項目外，未來大多數(shù)采用平價上網(wǎng)的風電光伏項目電價也將低于0.4元/kwh的調(diào)峰單價。可以說通過調(diào)峰方式騰出發(fā)電空間而增加的發(fā)電量和限電緩解，只是虛假的繁榮，實際上“發(fā)一度賠一度”。

另一方面，調(diào)峰費的分攤機制不盡合理。調(diào)峰費的分攤包括三個層面。初次分攤是由參與調(diào)峰分攤的各類機組全口徑電量分攤，而不是實際調(diào)峰產(chǎn)生的增量電量中分攤，并未真正做到“誰調(diào)峰誰受益”，對于沒有在調(diào)峰期間發(fā)電的機組有失公允。而再次分攤中在不同電源上設置了承擔分攤費用的上限，風電承擔的比例（總發(fā)電量*月結電價*80%）遠高于其他電源（火電、光伏的分攤比例上限為總發(fā)電量*月結電價*25%，核電分攤比例上限為分攤電量*月結電價*25%），對行業(yè)存在明顯歧視。

從供需角度來看，僅將發(fā)電側LCOE拿來與其他電源比較，風電光伏項目仿佛將在A點已經(jīng)具有競爭力，但實際上，疊加調(diào)峰成本后，風電項目真實度電成本在在B點。AB兩點之間的差額目前沒有得到良好的測算和預期，是投資決策時點的巨大盲點。


•結論與建議：

從電改形勢來看，目前全國各地均在開展調(diào)峰調(diào)頻輔助服務工作，相關費用將會成為風電投資必須面對和納入投資決策考慮的問題。

對于風機廠家來說，風電項目友好易用的目標應該使自身向傳統(tǒng)能源看齊，穩(wěn)定出力，降低調(diào)峰需求。

對于投資人來說，從費用分攤方式來看，如未來仍以全口徑電量分攤，大多數(shù)北方限電地區(qū)風電項目每年應多考慮約度電0.05元-0.1元/kwh的當期調(diào)峰費用支出。

而如果分攤政策能夠有所調(diào)整，以調(diào)峰電量承擔調(diào)峰費用，投資人和風機廠家應該在風機發(fā)電能力和售電策略上有所調(diào)整，尋找綜合回報最高的機型和運行策略，即系統(tǒng)成本最低方案而非LCOE最低或發(fā)電量最高方案。風電投資商還可以在條件成熟的省份和時間，綜合考慮在項目端加裝儲能設備、尋找自發(fā)自用負荷、外購調(diào)峰服務三者中的最佳方案。


（假設含稅電價0.6元/kwh，1800小時以上超發(fā)部分需支付調(diào)峰費）

總的來說，“平價+電改”已經(jīng)向傳統(tǒng)的風電投資決策邏輯做出挑戰(zhàn)。單方面追求發(fā)電量最高、LCOE最低已經(jīng)無法順應市場的需求，風電開發(fā)商應該更新投資邏輯，走出風場，對電力體制改革和電力供求關系有長期而深入的了解，做出最佳投資決策。