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對于風電投資人(ren)來(lai)說，如果(guo)標桿時代看IRR，競價(jia)時代看LCOE，那么(me)(me)后補(bu)貼時代看什么(me)(me)？還是LCOE么(me)(me)？恐怕“平價(jia)+電改”給(gei)新(xin)能源行業遇(yu)到(dao)的(de)新(xin)問題，已經讓LCOE變得不(bu)夠用或者說不(bu)管(guan)用了。

?問題1：現貨交易與分段計價挑戰平準化電價預期

LCOE的特征，是(shi)(shi)(shi)將波(bo)動的未(wei)來(lai)現金流通(tong)過預期收益(yi)率折到0時點之后(hou)平攤到未(wei)來(lai)各時點，疊加(jia)增值稅影(ying)響后(hou)，得出的是(shi)(shi)(shi)在未(wei)來(lai)每一(yi)年、每度電的均一(yi)電價。這(zhe)一(yi)方法更適用于國外長期PPA項目(mu)(mu)的申報中，如果未(wei)來(lai)新核準的平價項目(mu)(mu)真的是(shi)(shi)(shi)全電量采(cai)用20年固定PPA模式，那么LCOE反算(suan)電價的邏輯依然是(shi)(shi)(shi)成立的。

但是(shi)，一方(fang)面后補貼時(shi)代的定價大邏輯尚(shang)未確(que)定，另一方(fang)面，在(zai)電(dian)(dian)改的進程(cheng)中，風電(dian)(dian)項目有全部(bu)或部(bu)分電(dian)(dian)量(liang)參與交易是(shi)必然(ran)的。

雖然從《可再生能源法》等相關電(dian)(dian)價和并(bing)網政策來看，風電(dian)(dian)光伏(fu)項目應按(an)照(zhao)全電(dian)(dian)量*標桿電(dian)(dian)價確認收入，存(cun)在限電(dian)(dian)的(de)區域(yu)受影響的(de)也只(zhi)是電(dian)(dian)量，實(shi)發部分電(dian)(dian)量均(jun)應按(an)照(zhao)標桿電(dian)(dian)價結(jie)算(suan)。但實(shi)際上，9號(hao)文出臺以來，我國(guo)市場化交(jiao)(jiao)易(yi)電(dian)(dian)量占比逐步提升。在電(dian)(dian)力(li)整體(ti)供過于求的(de)省(sheng)份，電(dian)(dian)網公司和政府普遍將可再生能源的(de)保障(zhang)小時數(shu)更(geng)多執行(xing)為實(shi)發電(dian)(dian)量，消納途徑則包括基本電(dian)(dian)量、交(jiao)(jiao)易(yi)電(dian)(dian)量等多種渠道，交(jiao)(jiao)易(yi)電(dian)(dian)價隨行(xing)就市，一(yi)般(ban)均(jun)與(yu)脫硫標桿火電(dian)(dian)電(dian)(dian)價存(cun)在負價差。

根據中(zhong)(zhong)電(dian)(dian)(dian)(dian)聯統計，2019年一(yi)季(ji)度(du)(du)，全(quan)國電(dian)(dian)(dian)(dian)力(li)市(shi)場交(jiao)(jiao)易(yi)(yi)(yi)電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)（含發電(dian)(dian)(dian)(dian)權交(jiao)(jiao)易(yi)(yi)(yi)電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)）合計為4445億度(du)(du)，同比(bi)(bi)增長33.8%，占(zhan)全(quan)社會用電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)比(bi)(bi)重為26.5%。其(qi)中(zhong)(zhong)，大(da)型發電(dian)(dian)(dian)(dian)集團旗下風電(dian)(dian)(dian)(dian)資產市(shi)場化交(jiao)(jiao)易(yi)(yi)(yi)電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)比(bi)(bi)例為24.1%，含補貼市(shi)場化交(jiao)(jiao)易(yi)(yi)(yi)平(ping)(ping)均電(dian)(dian)(dian)(dian)價(jia)(jia)為0.4697元(yuan)/度(du)(du)，比(bi)(bi)上網電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)平(ping)(ping)均電(dian)(dian)(dian)(dian)價(jia)(jia)低0.0814元(yuan)/度(du)(du)。由此折(zhe)算，交(jiao)(jiao)易(yi)(yi)(yi)電(dian)(dian)(dian)(dian)價(jia)(jia)比(bi)(bi)標(biao)桿(gan)電(dian)(dian)(dian)(dian)價(jia)(jia)實際平(ping)(ping)均價(jia)(jia)差0.11元(yuan)/度(du)(du)。在各(ge)類電(dian)(dian)(dian)(dian)源中(zhong)(zhong)，風電(dian)(dian)(dian)(dian)屬于參與比(bi)(bi)例較高(gao)、價(jia)(jia)差幅度(du)(du)較大(da)的品種。

圖1：中電(dian)(dian)聯(lian)公布2019年1季度大型發電(dian)(dian)集團各類電(dian)(dian)源(yuan)市場交易(yi)情況

2019年6月，國家發(fa)改(gai)委發(fa)布《關于(yu)全面放開經營性電(dian)力用戶發(fa)用電(dian)計劃(hua)的(de)通知》，對于(yu)未來風電(dian)、光伏等新能源(yuan)項目的(de)消納方式做(zuo)了更加詳(xiang)細(xi)的(de)描述(shu)。

雖(sui)然(ran)政策表示只(zhi)有清潔能源(yuan)消納(na)(na)受限地區(qu)(qu)優先(xian)發電(dian)計劃(hua)會(hui)進一(yi)步區(qu)(qu)分(fen)為“保(bao)量(liang)(liang)保(bao)價(jia)(jia)”和“保(bao)量(liang)(liang)競價(jia)(jia)”兩類，但從過往實際執(zhi)行(xing)情況(kuang)判斷，這一(yi)分(fen)類已經在(zai)部分(fen)電(dian)力供過于求的省份實行(xing)。而且(qie)政策并未(wei)區(qu)(qu)分(fen)標(biao)(biao)桿項(xiang)目(mu)、競價(jia)(jia)項(xiang)目(mu)等的差異，僅將平價(jia)(jia)和低價(jia)(jia)項(xiang)目(mu)區(qu)(qu)別對待。如果(guo)限電(dian)嚴重區(qu)(qu)域的消納(na)(na)和電(dian)力供應(ying)沒有明顯變化(hua)，這一(yi)電(dian)價(jia)(jia)和電(dian)量(liang)(liang)的計算(suan)方式(shi)將成為常態，而且(qie)參與(yu)交易的比(bi)例預計將會(hui)持(chi)續增加、交易電(dian)價(jia)(jia)與(yu)月結標(biao)(biao)桿電(dian)價(jia)(jia)之間的價(jia)(jia)差存在(zai)不確(que)定性(xing)且(qie)將長期為負。

?結論與建議：

在這樣的(de)電(dian)(dian)價(jia)電(dian)(dian)量分層確定的(de)情況(kuang)下，LCOE測算出來的(de)平準化度電(dian)(dian)成(cheng)本和電(dian)(dian)價(jia)已(yi)經沒有用武之地，無法給出合理(li)的(de)報價(jia)建議(yi)。

對(dui)于投資人來講，無(wu)論存量還(huan)是新增項(xiang)目，都應在深入了解各地(di)負荷需求(qiu)、電(dian)源(yuan)結構(gou)和電(dian)力(li)交易政策的(de)基礎上，至少按照保量保價(jia)+保量競價(jia)+競量競價(jia)的(de)三個(ge)層(ceng)面，對(dui)風(feng)電(dian)項(xiang)目的(de)電(dian)價(jia)、電(dian)量做出長期預測，尋(xun)找系統出清價(jia)格下的(de)最佳(jia)風(feng)電(dian)投資策略。

?問題2：系統成本挑戰發電成本

近年來(lai)，風電光伏行業LCOE已經低于傳統能源的言(yan)論(lun)不絕于耳(er)，這(zhe)也(ye)成為了政府(fu)去補貼政策(ce)的主要依據。但實際上這(zhe)一判斷是片面和(he)錯誤的。

早在(zai)2012年，經(jing)合(he)組織核能機構(gou)（OECD/NEA）就提出，評(ping)價電源技術(shu)成本應該考慮(lv)三個(ge)層次：電廠級(ji)(ji)、電網級(ji)(ji)、系(xi)統(tong)級(ji)(ji)。

電(dian)(dian)廠(chang)級(ji)(ji)(ji)成(cheng)本主要指發(fa)電(dian)(dian)成(cheng)本（如LCOE）；電(dian)(dian)網(wang)級(ji)(ji)(ji)成(cheng)本則在電(dian)(dian)廠(chang)級(ji)(ji)(ji)成(cheng)本的(de)(de)基(ji)礎上增加(jia)了發(fa)電(dian)(dian)量預測、備用、調峰、輸電(dian)(dian)網(wang)絡建設、電(dian)(dian)網(wang)性能加(jia)強與延伸等成(cheng)本；系統(tong)級(ji)(ji)(ji)成(cheng)本則在電(dian)(dian)網(wang)級(ji)(ji)(ji)成(cheng)本的(de)(de)基(ji)礎上進一步考慮了需求響應(ying)成(cheng)本。

基于當(dang)時(shi)的(de)技(ji)術水(shui)平(ping)和裝機容量，OECD/NEA以(yi)2012年的(de)德(de)國電(dian)(dian)力系統(tong)為例，對各項(xiang)技(ji)術在不同滲(shen)透(tou)率(lv)的(de)情況下(xia)、電(dian)(dian)網(wang)級別需要(yao)額(e)外(wai)考(kao)慮(lv)的(de)成(cheng)本(ben)(ben)進行了估(gu)計。從(cong)分析可知，核、煤、氣等具有良好調峰性(xing)(xing)能和規模效應的(de)電(dian)(dian)源附(fu)加成(cheng)本(ben)(ben)較(jiao)低；而風電(dian)(dian)光伏(fu)等電(dian)(dian)源由于間歇性(xing)(xing)特征(zheng)對調峰、備用和電(dian)(dian)網(wang)建設等的(de)需求較(jiao)大(da)，在10%滲(shen)透(tou)率(lv)下(xia)，需每(mei)度電(dian)(dian)額(e)外(wai)考(kao)慮(lv)0.1-0.2元/kwh的(de)成(cheng)本(ben)(ben)，如滲(shen)透(tou)率(lv)為30%，電(dian)(dian)網(wang)側附(fu)加成(cheng)本(ben)(ben)還要(yao)更高。

表1：OECD/NEA測算2012年德(de)國各(ge)類電源不同滲透率下(xia)電網(wang)級度電成本(ben)

國際(ji)能源署IEA也曾提出過(guo)類(lei)似觀點，并(bing)認為下一代(dai)風電(dian)(dian)光(guang)伏的(de)研發(fa)重點應(ying)該(gai)放在(zai)(zai)降低電(dian)(dian)網(wang)級(ji)成(cheng)本(ben)上。IEA認為，如果某類(lei)電(dian)(dian)源/技(ji)(ji)術在(zai)(zai)自(zi)身發(fa)電(dian)(dian)的(de)同(tong)時(shi)還需要其他電(dian)(dian)源或電(dian)(dian)網(wang)協(xie)調，這(zhe)樣(yang)的(de)成(cheng)本(ben)應(ying)該(gai)算在(zai)(zai)該(gai)類(lei)電(dian)(dian)源/技(ji)(ji)術的(de)總成(cheng)本(ben)之中。反之，則應(ying)扣(kou)減。

結合以上分析(xi)和(he)我國(guo)實(shi)際，其實(shi)可以得出如下(xia)發電項目系(xi)統成(cheng)本公式：

度電(dian)系統成本=度電(dian)發電(dian)成本+度電(dian)電(dian)網(wang)附加成本+度電(dian)環境成本

對于風電項目來說，度(du)電發電成本可(ke)以用LCOE代替；電網附加(jia)成本目前主要指調(diao)峰(feng)、調(diao)頻等輔助服務；環(huan)境效應為(wei)正(zheng)，綠證、碳交易屬于收入(ru)而非成本，暫不考慮，則公式可(ke)以進一步(bu)修正(zheng)為(wei)：

風(feng)電(dian)(dian)項目度(du)電(dian)(dian)系(xi)統成(cheng)(cheng)本=LCOE+度(du)電(dian)(dian)輔助服務成(cheng)(cheng)本

以(yi)我(wo)國開展調(diao)峰(feng)(feng)服務時間最(zui)長、力度(du)(du)最(zui)大的東北(bei)電(dian)網區域為(wei)例，相同的風電(dian)項目，以(yi)度(du)(du)電(dian)系統價值和LCOE兩個指標來分別(bie)評估，可能得出不同的最(zui)優方案。這也和目前調(diao)峰(feng)(feng)制度(du)(du)中存(cun)在諸多不合理之處有關。

一(yi)是調峰費單價(jia)(jia)(jia)過高(gao)。根據2018年(nian)12月底國家能(neng)源局東(dong)北(bei)能(neng)監局發布(bu)的《東(dong)北(bei)電力輔(fu)助服務市場運營規則（暫行）》，調峰機組負荷(he)率(lv)分為兩檔進(jin)行階梯(ti)式(shi)報(bao)(bao)(bao)價(jia)(jia)(jia)，負荷(he)率(lv)在40%以上(shang)的調峰需求報(bao)(bao)(bao)價(jia)(jia)(jia)區間(jian)為0-0.4元(yuan)(yuan)/kwh；負荷(he)率(lv)低于40%的報(bao)(bao)(bao)價(jia)(jia)(jia)區間(jian)為0.4-1元(yuan)(yuan)/kwh。實際上(shang)，2018年(nian)東(dong)北(bei)全網有(you)償(chang)調峰輔(fu)助52.39億(yi)kwh，合(he)計補償(chang)費用27.68億(yi)元(yuan)(yuan)，折(zhe)算調峰費單價(jia)(jia)(jia)0.528元(yuan)(yuan)/kwh。

而(er)同期，東(dong)北電網黑吉(ji)遼三(san)省(sheng)脫硫標桿火(huo)電電價(jia)平(ping)均為0.37元(yuan)/kwh，蒙東(dong)地區(qu)火(huo)電標桿電價(jia)僅為0.30元(yuan)/kwh，除了存量(liang)含補貼的風電光伏(fu)項(xiang)目(mu)(mu)外，未來大多數采用平(ping)價(jia)上網的風電光伏(fu)項(xiang)目(mu)(mu)電價(jia)也將(jiang)低于0.4元(yuan)/kwh的調峰單價(jia)。可以說通過調峰方式騰出發電空間而(er)增加的發電量(liang)和限電緩(huan)解(jie)，只是虛假的繁榮，實際上“發一度賠(pei)一度”。

另一(yi)方面(mian)，調峰費(fei)(fei)的(de)分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)機(ji)制(zhi)不盡合理。調峰費(fei)(fei)的(de)分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)包括三個(ge)層面(mian)。初(chu)次分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)是由參與調峰分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)的(de)各類機(ji)組(zu)全(quan)口徑(jing)電(dian)(dian)量(liang)(liang)分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)，而不是實際調峰產生的(de)增(zeng)量(liang)(liang)電(dian)(dian)量(liang)(liang)中(zhong)分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)，并未真正(zheng)做到(dao)“誰調峰誰受益”，對(dui)于(yu)沒(mei)有在調峰期間(jian)發電(dian)(dian)的(de)機(ji)組(zu)有失(shi)公允。而再次分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)中(zhong)在不同電(dian)(dian)源(yuan)上設置了承擔(dan)分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)費(fei)(fei)用(yong)的(de)上限(xian)，風(feng)電(dian)(dian)承擔(dan)的(de)比例(li)（總(zong)發電(dian)(dian)量(liang)(liang)*月結電(dian)(dian)價(jia)(jia)*80%）遠(yuan)高于(yu)其他(ta)電(dian)(dian)源(yuan)（火電(dian)(dian)、光(guang)伏(fu)的(de)分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)比例(li)上限(xian)為總(zong)發電(dian)(dian)量(liang)(liang)*月結電(dian)(dian)價(jia)(jia)*25%，核電(dian)(dian)分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)比例(li)上限(xian)為分(fen)(fen)(fen)攤(tan)(tan)電(dian)(dian)量(liang)(liang)*月結電(dian)(dian)價(jia)(jia)*25%），對(dui)行業(ye)存在明(ming)顯歧視。

從供(gong)需(xu)角度(du)(du)來(lai)看，僅將(jiang)(jiang)發電(dian)側(ce)LCOE拿來(lai)與其他電(dian)源(yuan)比較，風電(dian)光伏項目(mu)仿佛將(jiang)(jiang)在(zai)A點(dian)已經具有(you)競爭力，但(dan)實際上，疊加調峰成本后，風電(dian)項目(mu)真實度(du)(du)電(dian)成本在(zai)在(zai)B點(dian)。AB兩(liang)點(dian)之間的(de)差(cha)額目(mu)前沒有(you)得到(dao)良好的(de)測算和預期(qi)，是投資決策時點(dian)的(de)巨大盲(mang)點(dian)。

?結論與建議：

從電改形勢來看，目前全(quan)國各(ge)地均在(zai)開展(zhan)調(diao)峰調(diao)頻輔(fu)助服務工作，相關費用將會成為風電投資(zi)(zi)必須面對和納入(ru)投資(zi)(zi)決策(ce)考(kao)慮的問題(ti)。

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(xiang)傳統能源看齊，穩定出(chu)力，降低調峰需求(qiu)。

對于投資人來(lai)說，從費用分攤方(fang)(fang)式來(lai)看，如未來(lai)仍以全口徑(jing)電(dian)量分攤，大多數北方(fang)(fang)限電(dian)地區風電(dian)項目每年應多考(kao)慮約度電(dian)0.05元(yuan)-0.1元(yuan)/kwh的當期調(diao)峰費用支(zhi)出。

而(er)如果分攤政策能夠有(you)所調(diao)整(zheng)，以(yi)(yi)調(diao)峰電(dian)(dian)量(liang)承擔調(diao)峰費(fei)用，投資人和(he)風機廠(chang)家應該(gai)在(zai)風機發(fa)(fa)(fa)電(dian)(dian)能力和(he)售電(dian)(dian)策略上有(you)所調(diao)整(zheng)，尋找(zhao)綜合回報最高的機型和(he)運行策略，即系統成(cheng)本最低(di)方(fang)(fang)案(an)而(er)非LCOE最低(di)或(huo)發(fa)(fa)(fa)電(dian)(dian)量(liang)最高方(fang)(fang)案(an)。風電(dian)(dian)投資商(shang)還可以(yi)(yi)在(zai)條件(jian)成(cheng)熟的省份和(he)時間(jian)，綜合考(kao)慮在(zai)項目端加裝儲能設備、尋找(zhao)自發(fa)(fa)(fa)自用負荷、外購調(diao)峰服務三(san)者中的最佳方(fang)(fang)案(an)。

表2：超額電(dian)量(liang)分(fen)攤模(mo)式(shi)下(xia)風(feng)電(dian)項目發(fa)電(dian)收入-調峰費凈(jing)收入敏感(gan)性分(fen)析

（假(jia)設(she)含稅電價0.6元/kwh，1800小時以上超(chao)發部分需(xu)支付調峰(feng)費）

總(zong)的(de)來說，“平價+電(dian)(dian)(dian)改”已經向傳(chuan)統的(de)風電(dian)(dian)(dian)投資決(jue)策(ce)邏(luo)輯做出(chu)挑戰。單方面追求(qiu)發電(dian)(dian)(dian)量最高、LCOE最低已經無法順應(ying)市場(chang)的(de)需求(qiu)，風電(dian)(dian)(dian)開發商應(ying)該更新投資邏(luo)輯，走出(chu)風場(chang)，對電(dian)(dian)(dian)力(li)體(ti)制改革和電(dian)(dian)(dian)力(li)供求(qiu)關系有長(chang)期(qi)而(er)深(shen)入的(de)了解，做出(chu)最佳投資決(jue)策(ce)。