對(duì)于風(fēng)電投資人來說，如果標(biāo)桿時(shí)代看IRR，競(jìng)價(jià)時(shí)代看LCOE，那么后補(bǔ)貼時(shí)代看什么？還是LCOE么？恐怕“平價(jià)+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(jì)價(jià)挑戰(zhàn)平準(zhǔn)化電價(jià)預(yù)期

LCOE的特征，是將波動(dòng)的未來現(xiàn)金流通過預(yù)期收益率折到0時(shí)點(diǎn)之后平攤到未來各時(shí)點(diǎn)，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(jià)。這一方法更適用于國外長期PPA項(xiàng)目的申報(bào)中，如果未來新核準(zhǔn)的平價(jià)項(xiàng)目真的是全電量采用20年固定PPA模式，那么LCOE反算電價(jià)的邏輯依然是成立的。

但是，一方面后補(bǔ)貼時(shí)代的定價(jià)大邏輯尚未確定，另一方面，在電改的進(jìn)程中，風(fēng)電項(xiàng)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(guān)電價(jià)和并網(wǎng)政策來看，風(fēng)電光伏項(xiàng)目應(yīng)按照全電量*標(biāo)桿電價(jià)確認(rèn)收入，存在限電的區(qū)域受影響的也只是電量，實(shí)發(fā)部分電量均應(yīng)按照標(biāo)桿電價(jià)結(jié)算。但實(shí)際上，9號(hào)文出臺(tái)以來，我國市場(chǎng)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(shí)數(shù)更多執(zhí)行為實(shí)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(jià)隨行就市，一般均與脫硫標(biāo)桿火電電價(jià)存在負(fù)價(jià)差。

根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，2019年一季度，全國電力市場(chǎng)交易電量（含發(fā)電權(quán)交易電量）合計(jì)為4445億度，同比增長33.8%，占全社會(huì)用電量比重為26.5%。其中，大型發(fā)電集團(tuán)旗下風(fēng)電資產(chǎn)市場(chǎng)化交易電量比例為24.1%，含補(bǔ)貼市場(chǎng)化交易平均電價(jià)為0.4697元/度，比上網(wǎng)電量平均電價(jià)低0.0814元/度。由此折算，交易電價(jià)比標(biāo)桿電價(jià)實(shí)際平均價(jià)差0.11元/度。在各類電源中，風(fēng)電屬于參與比例較高、價(jià)差幅度較大的品種。


2019年6月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計(jì)劃的通知》，對(duì)于未來風(fēng)電、光伏等新能源項(xiàng)目的消納方式做了更加詳細(xì)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(jì)劃會(huì)進(jìn)一步區(qū)分為“保量保價(jià)”和“保量競(jìng)價(jià)”兩類，但從過往實(shí)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(shí)行。而且政策并未區(qū)分標(biāo)桿項(xiàng)目、競(jìng)價(jià)項(xiàng)目等的差異，僅將平價(jià)和低價(jià)項(xiàng)目區(qū)別對(duì)待。如果限電嚴(yán)重區(qū)域的消納和電力供應(yīng)沒有明顯變化，這一電價(jià)和電量的計(jì)算方式將成為常態(tài)，而且參與交易的比例預(yù)計(jì)將會(huì)持續(xù)增加、交易電價(jià)與月結(jié)標(biāo)桿電價(jià)之間的價(jià)差存在不確定性且將長期為負(fù)。

•結(jié)論與建議：

在這樣的電價(jià)電量分層確定的情況下，LCOE測(cè)算出來的平準(zhǔn)化度電成本和電價(jià)已經(jīng)沒有用武之地，無法給出合理的報(bào)價(jià)建議。

對(duì)于投資人來講，無論存量還是新增項(xiàng)目，都應(yīng)在深入了解各地負(fù)荷需求、電源結(jié)構(gòu)和電力交易政策的基礎(chǔ)上，至少按照保量保價(jià)+保量競(jìng)價(jià)+競(jìng)量競(jìng)價(jià)的三個(gè)層面，對(duì)風(fēng)電項(xiàng)目的電價(jià)、電量做出長期預(yù)測(cè)，尋找系統(tǒng)出清價(jià)格下的最佳風(fēng)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(fēng)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(bǔ)貼政策的主要依據(jù)。但實(shí)際上這一判斷是片面和錯(cuò)誤的。

早在2012年，經(jīng)合組織核能機(jī)構(gòu)（OECD/NEA）就提出，評(píng)價(jià)電源技術(shù)成本應(yīng)該考慮三個(gè)層次：電廠級(jí)、電網(wǎng)級(jí)、系統(tǒng)級(jí)。

電廠級(jí)成本主要指發(fā)電成本（如LCOE）；電網(wǎng)級(jí)成本則在電廠級(jí)成本的基礎(chǔ)上增加了發(fā)電量預(yù)測(cè)、備用、調(diào)峰、輸電網(wǎng)絡(luò)建設(shè)、電網(wǎng)性能加強(qiáng)與延伸等成本；系統(tǒng)級(jí)成本則在電網(wǎng)級(jí)成本的基礎(chǔ)上進(jìn)一步考慮了需求響應(yīng)成本。

基于當(dāng)時(shí)的技術(shù)水平和裝機(jī)容量，OECD/NEA以2012年的德國電力系統(tǒng)為例，對(duì)各項(xiàng)技術(shù)在不同滲透率的情況下、電網(wǎng)級(jí)別需要額外考慮的成本進(jìn)行了估計(jì)。從分析可知，核、煤、氣等具有良好調(diào)峰性能和規(guī)模效應(yīng)的電源附加成本較低；而風(fēng)電光伏等電源由于間歇性特征對(duì)調(diào)峰、備用和電網(wǎng)建設(shè)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(cè)附加成本還要更高。


國際能源署IEA也曾提出過類似觀點(diǎn)，并認(rèn)為下一代風(fēng)電光伏的研發(fā)重點(diǎn)應(yīng)該放在降低電網(wǎng)級(jí)成本上。IEA認(rèn)為，如果某類電源/技術(shù)在自身發(fā)電的同時(shí)還需要其他電源或電網(wǎng)協(xié)調(diào)，這樣的成本應(yīng)該算在該類電源/技術(shù)的總成本之中。反之，則應(yīng)扣減。


結(jié)合以上分析和我國實(shí)際，其實(shí)可以得出如下發(fā)電項(xiàng)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(duì)于風(fēng)電項(xiàng)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(wù)；環(huán)境效應(yīng)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(jìn)一步修正為：

風(fēng)電項(xiàng)目度電系統(tǒng)成本=LCOE+度電輔助服務(wù)成本

以我國開展調(diào)峰服務(wù)時(shí)間最長、力度最大的東北電網(wǎng)區(qū)域?yàn)槔嗤娘L(fēng)電項(xiàng)目，以度電系統(tǒng)價(jià)值和LCOE兩個(gè)指標(biāo)來分別評(píng)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(guān)。

一是調(diào)峰費(fèi)單價(jià)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(wù)市場(chǎng)運(yùn)營規(guī)則（暫行）》，調(diào)峰機(jī)組負(fù)荷率分為兩檔進(jìn)行階梯式報(bào)價(jià)，負(fù)荷率在40%以上的調(diào)峰需求報(bào)價(jià)區(qū)間為0-0.4元/kwh；負(fù)荷率低于40%的報(bào)價(jià)區(qū)間為0.4-1元/kwh。實(shí)際上，2018年東北全網(wǎng)有償調(diào)峰輔助52.39億kwh，合計(jì)補(bǔ)償費(fèi)用27.68億元，折算調(diào)峰費(fèi)單價(jià)0.528元/kwh。

而同期，東北電網(wǎng)黑吉遼三省脫硫標(biāo)桿火電電價(jià)平均為0.37元/kwh，蒙東地區(qū)火電標(biāo)桿電價(jià)僅為0.30元/kwh，除了存量含補(bǔ)貼的風(fēng)電光伏項(xiàng)目外，未來大多數(shù)采用平價(jià)上網(wǎng)的風(fēng)電光伏項(xiàng)目電價(jià)也將低于0.4元/kwh的調(diào)峰單價(jià)。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(shí)際上“發(fā)一度賠一度”。

另一方面，調(diào)峰費(fèi)的分?jǐn)倷C(jī)制不盡合理。調(diào)峰費(fèi)的分?jǐn)偘ㄈ齻€(gè)層面。初次分?jǐn)偸怯蓞⑴c調(diào)峰分?jǐn)偟母黝悪C(jī)組全口徑電量分?jǐn)偅皇菍?shí)際調(diào)峰產(chǎn)生的增量電量中分?jǐn)偅⑽凑嬲龅?ldquo;誰調(diào)峰誰受益”，對(duì)于沒有在調(diào)峰期間發(fā)電的機(jī)組有失公允。而再次分?jǐn)傊性诓煌娫瓷显O(shè)置了承擔(dān)分?jǐn)傎M(fèi)用的上限，風(fēng)電承擔(dān)的比例（總發(fā)電量*月結(jié)電價(jià)*80%）遠(yuǎn)高于其他電源（火電、光伏的分?jǐn)偙壤舷逓榭偘l(fā)電量*月結(jié)電價(jià)*25%，核電分?jǐn)偙壤舷逓榉謹(jǐn)傠娏?月結(jié)電價(jià)*25%），對(duì)行業(yè)存在明顯歧視。

從供需角度來看，僅將發(fā)電側(cè)LCOE拿來與其他電源比較，風(fēng)電光伏項(xiàng)目仿佛將在A點(diǎn)已經(jīng)具有競(jìng)爭(zhēng)力，但實(shí)際上，疊加調(diào)峰成本后，風(fēng)電項(xiàng)目真實(shí)度電成本在在B點(diǎn)。AB兩點(diǎn)之間的差額目前沒有得到良好的測(cè)算和預(yù)期，是投資決策時(shí)點(diǎn)的巨大盲點(diǎn)。


•結(jié)論與建議：

從電改形勢(shì)來看，目前全國各地均在開展調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)工作，相關(guān)費(fèi)用將會(huì)成為風(fēng)電投資必須面對(duì)和納入投資決策考慮的問題。

對(duì)于風(fēng)機(jī)廠家來說，風(fēng)電項(xiàng)目友好易用的目標(biāo)應(yīng)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(duì)于投資人來說，從費(fèi)用分?jǐn)偡绞絹砜矗缥磥砣砸匀趶诫娏糠謹(jǐn)偅蠖鄶?shù)北方限電地區(qū)風(fēng)電項(xiàng)目每年應(yīng)多考慮約度電0.05元-0.1元/kwh的當(dāng)期調(diào)峰費(fèi)用支出。

而如果分?jǐn)傉吣軌蛴兴{(diào)整，以調(diào)峰電量承擔(dān)調(diào)峰費(fèi)用，投資人和風(fēng)機(jī)廠家應(yīng)該在風(fēng)機(jī)發(fā)電能力和售電策略上有所調(diào)整，尋找綜合回報(bào)最高的機(jī)型和運(yùn)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(fēng)電投資商還可以在條件成熟的省份和時(shí)間，綜合考慮在項(xiàng)目端加裝儲(chǔ)能設(shè)備、尋找自發(fā)自用負(fù)荷、外購調(diào)峰服務(wù)三者中的最佳方案。


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

總的來說，“平價(jià)+電改”已經(jīng)向傳統(tǒng)的風(fēng)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(yīng)市場(chǎng)的需求，風(fēng)電開發(fā)商應(yīng)該更新投資邏輯，走出風(fēng)場(chǎng)，對(duì)電力體制改革和電力供求關(guān)系有長期而深入的了解，做出最佳投資決策。