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對于風電投(tou)資人(ren)來說(shuo)，如(ru)果標桿(gan)時代(dai)看(kan)IRR，競價時代(dai)看(kan)LCOE，那么后(hou)補貼時代(dai)看(kan)什么？還是LCOE么？恐怕“平價+電改”給新(xin)能源行業遇到的新(xin)問題，已經讓LCOE變得(de)不夠用(yong)或者說(shuo)不管用(yong)了(le)。

?問題1：現貨交易與分段計價挑戰平準化電價預期

LCOE的(de)特征，是(shi)將波動(dong)的(de)未(wei)(wei)來現金流通過預期(qi)收益率折到0時點之后(hou)平攤到未(wei)(wei)來各時點，疊(die)加增(zeng)值稅影響后(hou)，得出的(de)是(shi)在(zai)未(wei)(wei)來每(mei)一年(nian)、每(mei)度電(dian)(dian)的(de)均一電(dian)(dian)價(jia)。這一方法更適用于國(guo)外長期(qi)PPA項目的(de)申報(bao)中，如(ru)果未(wei)(wei)來新(xin)核準的(de)平價(jia)項目真的(de)是(shi)全(quan)電(dian)(dian)量采用20年(nian)固定PPA模式，那么LCOE反(fan)算電(dian)(dian)價(jia)的(de)邏輯依然是(shi)成(cheng)立的(de)。

但是，一方面后補貼(tie)時代的(de)定價大(da)邏輯(ji)尚未確定，另一方面，在電(dian)改的(de)進程中，風電(dian)項目有全部(bu)或部(bu)分(fen)電(dian)量參(can)與交易(yi)是必然的(de)。

雖然(ran)從《可再(zai)生(sheng)能(neng)源(yuan)法》等(deng)相關電(dian)(dian)(dian)價(jia)和并網政策來看，風電(dian)(dian)(dian)光伏(fu)項目應按照(zhao)全(quan)電(dian)(dian)(dian)量(liang)*標桿電(dian)(dian)(dian)價(jia)確(que)認收入，存(cun)在(zai)限(xian)電(dian)(dian)(dian)的(de)區域(yu)受影響的(de)也只是電(dian)(dian)(dian)量(liang)，實發部分(fen)電(dian)(dian)(dian)量(liang)均(jun)應按照(zhao)標桿電(dian)(dian)(dian)價(jia)結算。但實際上，9號文出臺以來，我(wo)國市場化交(jiao)易電(dian)(dian)(dian)量(liang)占比(bi)逐步提升。在(zai)電(dian)(dian)(dian)力整體(ti)供過于求的(de)省份(fen)，電(dian)(dian)(dian)網公司和政府普(pu)遍將可再(zai)生(sheng)能(neng)源(yuan)的(de)保障小時數更(geng)多執行為實發電(dian)(dian)(dian)量(liang)，消納途(tu)徑則包括基本電(dian)(dian)(dian)量(liang)、交(jiao)易電(dian)(dian)(dian)量(liang)等(deng)多種渠道，交(jiao)易電(dian)(dian)(dian)價(jia)隨行就市，一般(ban)均(jun)與(yu)脫硫(liu)標桿火電(dian)(dian)(dian)電(dian)(dian)(dian)價(jia)存(cun)在(zai)負價(jia)差(cha)。

根據中電(dian)(dian)(dian)(dian)聯統計，2019年一季度(du)，全國電(dian)(dian)(dian)(dian)力(li)市(shi)場(chang)交(jiao)易(yi)電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)（含(han)發電(dian)(dian)(dian)(dian)權交(jiao)易(yi)電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)）合計為(wei)4445億(yi)度(du)，同比(bi)增長(chang)33.8%，占全社會用電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)比(bi)重為(wei)26.5%。其中，大(da)(da)型發電(dian)(dian)(dian)(dian)集團旗下(xia)風(feng)(feng)電(dian)(dian)(dian)(dian)資產(chan)市(shi)場(chang)化交(jiao)易(yi)電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)比(bi)例為(wei)24.1%，含(han)補(bu)貼市(shi)場(chang)化交(jiao)易(yi)平均(jun)電(dian)(dian)(dian)(dian)價(jia)為(wei)0.4697元(yuan)/度(du)，比(bi)上網電(dian)(dian)(dian)(dian)量(liang)平均(jun)電(dian)(dian)(dian)(dian)價(jia)低0.0814元(yuan)/度(du)。由此(ci)折算，交(jiao)易(yi)電(dian)(dian)(dian)(dian)價(jia)比(bi)標桿電(dian)(dian)(dian)(dian)價(jia)實際平均(jun)價(jia)差0.11元(yuan)/度(du)。在各(ge)類電(dian)(dian)(dian)(dian)源(yuan)中，風(feng)(feng)電(dian)(dian)(dian)(dian)屬于參與(yu)比(bi)例較高(gao)、價(jia)差幅度(du)較大(da)(da)的品種。

圖(tu)1：中電聯公布2019年1季度大型發電集團各類電源市(shi)場交(jiao)易情況

2019年6月，國家發(fa)(fa)改委發(fa)(fa)布《關(guan)于全面放開經營性電(dian)力用戶發(fa)(fa)用電(dian)計劃(hua)的通知》，對于未來風(feng)電(dian)、光伏等(deng)新能源項目的消(xiao)納方式做了更加詳(xiang)細(xi)的描(miao)述。

雖(sui)然政策表示只(zhi)有清潔能源(yuan)消(xiao)納(na)受限地區(qu)優先發電(dian)(dian)計(ji)劃會進一步區(qu)分(fen)為“保(bao)量保(bao)價(jia)”和(he)(he)“保(bao)量競(jing)價(jia)”兩類(lei)，但從(cong)過往(wang)實際執行(xing)情況判斷，這一分(fen)類(lei)已經在(zai)部分(fen)電(dian)(dian)力(li)供過于(yu)求的(de)(de)(de)省份(fen)實行(xing)。而(er)且(qie)政策并未(wei)區(qu)分(fen)標桿項(xiang)目(mu)(mu)(mu)、競(jing)價(jia)項(xiang)目(mu)(mu)(mu)等的(de)(de)(de)差異，僅將平價(jia)和(he)(he)低(di)價(jia)項(xiang)目(mu)(mu)(mu)區(qu)別對待。如果(guo)限電(dian)(dian)嚴重區(qu)域的(de)(de)(de)消(xiao)納(na)和(he)(he)電(dian)(dian)力(li)供應沒有明顯變化，這一電(dian)(dian)價(jia)和(he)(he)電(dian)(dian)量的(de)(de)(de)計(ji)算方式將成為常態，而(er)且(qie)參與交(jiao)易的(de)(de)(de)比例預計(ji)將會持續增加、交(jiao)易電(dian)(dian)價(jia)與月結標桿電(dian)(dian)價(jia)之間(jian)的(de)(de)(de)價(jia)差存在(zai)不確(que)定性且(qie)將長期為負。

?結論與建議：

在這樣的電(dian)價(jia)電(dian)量分層確定(ding)的情況下(xia)，LCOE測算出(chu)來(lai)的平準化度(du)電(dian)成本和電(dian)價(jia)已經沒有用武之地，無(wu)法給(gei)出(chu)合理(li)的報價(jia)建議。

對(dui)(dui)于投(tou)(tou)資人來講(jiang)，無(wu)論存量還(huan)是新增(zeng)項(xiang)目，都應在深入了解(jie)各地負荷需求、電(dian)(dian)源結構和(he)電(dian)(dian)力交(jiao)易政策的基礎(chu)上，至少按照保量保價(jia)+保量競(jing)價(jia)+競(jing)量競(jing)價(jia)的三(san)個層面，對(dui)(dui)風電(dian)(dian)項(xiang)目的電(dian)(dian)價(jia)、電(dian)(dian)量做出長期預(yu)測(ce)，尋找(zhao)系統出清(qing)價(jia)格(ge)下(xia)的最佳風電(dian)(dian)投(tou)(tou)資策略(lve)。

?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(de)(de)言論(lun)不(bu)絕(jue)于耳，這(zhe)也成為了政(zheng)府去補貼政(zheng)策(ce)的(de)(de)主(zhu)要依據。但(dan)實際上這(zhe)一判斷是片面和(he)錯誤的(de)(de)。

早在2012年，經(jing)合(he)組(zu)織核能機構（OECD/NEA）就(jiu)提出，評價電源技術(shu)成本應該考慮三個層次：電廠(chang)級(ji)、電網級(ji)、系統級(ji)。

電廠(chang)級成(cheng)(cheng)本主要指發電成(cheng)(cheng)本（如(ru)LCOE）；電網(wang)級成(cheng)(cheng)本則在(zai)電廠(chang)級成(cheng)(cheng)本的基(ji)礎(chu)上增加了發電量預測、備用、調峰、輸電網(wang)絡建設、電網(wang)性能加強(qiang)與延伸等成(cheng)(cheng)本；系統(tong)級成(cheng)(cheng)本則在(zai)電網(wang)級成(cheng)(cheng)本的基(ji)礎(chu)上進(jin)一步考(kao)慮了需求響應(ying)成(cheng)(cheng)本。

基于(yu)當時的技術水平和裝機容量，OECD/NEA以2012年的德國電力系統為(wei)例(li)，對各項技術在不同滲(shen)透率的情況下、電網級別需要額外(wai)(wai)考慮的成(cheng)本進行了估計(ji)。從分析可知(zhi)，核、煤、氣等(deng)具有良好(hao)調(diao)峰(feng)性(xing)能和規模效應的電源附加(jia)成(cheng)本較(jiao)低；而風電光伏等(deng)電源由于(yu)間(jian)歇性(xing)特征(zheng)對調(diao)峰(feng)、備用和電網建設等(deng)的需求較(jiao)大，在10%滲(shen)透率下，需每度電額外(wai)(wai)考慮0.1-0.2元/kwh的成(cheng)本，如(ru)滲(shen)透率為(wei)30%，電網側(ce)附加(jia)成(cheng)本還要更(geng)高(gao)。

表1：OECD/NEA測算2012年(nian)德國各(ge)類電源(yuan)不(bu)同滲透率下(xia)電網(wang)級度電成本

國際能源(yuan)署IEA也曾提出過類似觀(guan)點(dian)，并認(ren)為下一代風電(dian)(dian)光伏的(de)研發(fa)重點(dian)應該放(fang)在(zai)降(jiang)低電(dian)(dian)網級(ji)成本上。IEA認(ren)為，如果某類電(dian)(dian)源(yuan)/技術在(zai)自身發(fa)電(dian)(dian)的(de)同(tong)時還需要其他(ta)電(dian)(dian)源(yuan)或電(dian)(dian)網協(xie)調，這樣(yang)的(de)成本應該算(suan)在(zai)該類電(dian)(dian)源(yuan)/技術的(de)總成本之中。反之，則(ze)應扣減(jian)。

結合以上(shang)分析和我國實際，其實可以得出如下發電項目(mu)系統成本公式：

度(du)(du)電(dian)系統成(cheng)(cheng)本=度(du)(du)電(dian)發(fa)電(dian)成(cheng)(cheng)本+度(du)(du)電(dian)電(dian)網附加成(cheng)(cheng)本+度(du)(du)電(dian)環境(jing)成(cheng)(cheng)本

對于(yu)風電(dian)(dian)(dian)項目來說，度電(dian)(dian)(dian)發電(dian)(dian)(dian)成本可(ke)以(yi)用(yong)LCOE代替(ti)；電(dian)(dian)(dian)網附加成本目前主(zhu)要指調峰、調頻等輔助服務；環境效應為正(zheng)，綠證、碳(tan)交(jiao)易屬于(yu)收入而非成本，暫不考慮，則(ze)公式可(ke)以(yi)進一步修正(zheng)為：

風電(dian)項目度電(dian)系統成(cheng)本=LCOE+度電(dian)輔助服務成(cheng)本

以我國開(kai)展調峰(feng)服務時間最長、力度最大的(de)東北電(dian)網區(qu)域為例，相同的(de)風電(dian)項(xiang)目(mu)，以度電(dian)系統(tong)價(jia)值和LCOE兩個指標來分別評估，可能得出(chu)不(bu)同的(de)最優方案。這也和目(mu)前(qian)調峰(feng)制(zhi)度中(zhong)存在諸多不(bu)合理之處有關。

一是調(diao)(diao)(diao)峰(feng)費單(dan)價過高。根(gen)據2018年12月底國家能源局東北(bei)能監局發布的《東北(bei)電(dian)力輔助(zhu)服務市場運營規則（暫(zan)行）》，調(diao)(diao)(diao)峰(feng)機組負(fu)荷率分為兩檔進行階(jie)梯式(shi)報(bao)價，負(fu)荷率在40%以上的調(diao)(diao)(diao)峰(feng)需求報(bao)價區間為0-0.4元(yuan)/kwh；負(fu)荷率低于40%的報(bao)價區間為0.4-1元(yuan)/kwh。實際上，2018年東北(bei)全網有償(chang)調(diao)(diao)(diao)峰(feng)輔助(zhu)52.39億(yi)kwh，合計補償(chang)費用27.68億(yi)元(yuan)，折(zhe)算調(diao)(diao)(diao)峰(feng)費單(dan)價0.528元(yuan)/kwh。

而同期，東北(bei)電(dian)(dian)(dian)網黑吉遼三省脫硫標桿火電(dian)(dian)(dian)電(dian)(dian)(dian)價(jia)平(ping)均為(wei)0.37元/kwh，蒙東地區火電(dian)(dian)(dian)標桿電(dian)(dian)(dian)價(jia)僅(jin)為(wei)0.30元/kwh，除了(le)存量含補貼的(de)風電(dian)(dian)(dian)光(guang)伏項(xiang)目(mu)外(wai)，未來大多數采(cai)用(yong)平(ping)價(jia)上網的(de)風電(dian)(dian)(dian)光(guang)伏項(xiang)目(mu)電(dian)(dian)(dian)價(jia)也將低于(yu)0.4元/kwh的(de)調峰(feng)單價(jia)。可以說通過(guo)調峰(feng)方式騰出發電(dian)(dian)(dian)空間而增加(jia)的(de)發電(dian)(dian)(dian)量和限電(dian)(dian)(dian)緩解，只是(shi)虛假的(de)繁(fan)榮，實際上“發一度賠一度”。

另一方面(mian)，調(diao)峰(feng)(feng)費的(de)(de)分(fen)(fen)攤(tan)機制(zhi)不(bu)盡合理。調(diao)峰(feng)(feng)費的(de)(de)分(fen)(fen)攤(tan)包(bao)括三(san)個層(ceng)面(mian)。初(chu)次分(fen)(fen)攤(tan)是由參與調(diao)峰(feng)(feng)分(fen)(fen)攤(tan)的(de)(de)各類機組全口徑電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)量分(fen)(fen)攤(tan)，而不(bu)是實際調(diao)峰(feng)(feng)產生(sheng)的(de)(de)增量電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)量中分(fen)(fen)攤(tan)，并未真(zhen)正(zheng)做(zuo)到“誰調(diao)峰(feng)(feng)誰受益”，對于沒有(you)在調(diao)峰(feng)(feng)期間發(fa)電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)的(de)(de)機組有(you)失公(gong)允。而再次分(fen)(fen)攤(tan)中在不(bu)同電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)源(yuan)上(shang)設(she)置(zhi)了承擔分(fen)(fen)攤(tan)費用的(de)(de)上(shang)限(xian)(xian)(xian)，風電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)承擔的(de)(de)比例(li)(li)（總發(fa)電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)量*月(yue)結電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)價*80%）遠高于其他(ta)電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)源(yuan)（火電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)、光伏(fu)的(de)(de)分(fen)(fen)攤(tan)比例(li)(li)上(shang)限(xian)(xian)(xian)為總發(fa)電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)量*月(yue)結電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)價*25%，核電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)分(fen)(fen)攤(tan)比例(li)(li)上(shang)限(xian)(xian)(xian)為分(fen)(fen)攤(tan)電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)量*月(yue)結電(dian)(dian)(dian)(dian)(dian)價*25%），對行業存在明(ming)顯(xian)歧視。

從供需角度(du)來看，僅將(jiang)發電側LCOE拿來與其他電源比較，風電光伏項目(mu)仿佛(fo)將(jiang)在(zai)A點(dian)已經具有(you)競爭(zheng)力，但實際上，疊加調峰成(cheng)本后，風電項目(mu)真(zhen)實度(du)電成(cheng)本在(zai)在(zai)B點(dian)。AB兩點(dian)之間的(de)差額目(mu)前沒有(you)得到良好的(de)測算和預期，是投資決策時點(dian)的(de)巨大盲點(dian)。

?結論與建議：

從電(dian)(dian)改形勢來看，目前全國各地均在開(kai)展調峰(feng)調頻輔(fu)助服(fu)務(wu)工作，相關(guan)費用將會成為風電(dian)(dian)投(tou)資(zi)必須面對和納入投(tou)資(zi)決策(ce)考慮的問題。

對于風(feng)機廠家(jia)來(lai)說(shuo)，風(feng)電(dian)項目友好易用(yong)的目標應該使自身向傳統能源(yuan)看齊，穩(wen)定出力，降低調峰需求。

對于投資(zi)人來說(shuo)，從費用分攤方(fang)式來看(kan)，如未來仍以全(quan)口徑(jing)電(dian)量(liang)分攤，大多數北方(fang)限電(dian)地(di)區風電(dian)項目每年(nian)應多考慮(lv)約度電(dian)0.05元-0.1元/kwh的當期調峰費用支出。

而(er)如(ru)果(guo)分攤政策能夠有(you)所調(diao)整，以調(diao)峰(feng)(feng)電量(liang)承擔(dan)調(diao)峰(feng)(feng)費(fei)用(yong)，投資(zi)人(ren)和(he)(he)(he)風機(ji)廠家應該在風機(ji)發(fa)電能力和(he)(he)(he)售電策略上有(you)所調(diao)整，尋找(zhao)綜合回報最(zui)(zui)高的機(ji)型和(he)(he)(he)運行策略，即(ji)系統成(cheng)本最(zui)(zui)低(di)(di)方案而(er)非LCOE最(zui)(zui)低(di)(di)或發(fa)電量(liang)最(zui)(zui)高方案。風電投資(zi)商還(huan)可以在條件成(cheng)熟的省(sheng)份和(he)(he)(he)時(shi)間，綜合考慮在項目端加(jia)裝儲(chu)能設(she)備、尋找(zhao)自發(fa)自用(yong)負荷、外購調(diao)峰(feng)(feng)服務三者中的最(zui)(zui)佳方案。

表2：超額(e)電(dian)量(liang)分(fen)攤模式下風電(dian)項(xiang)目發電(dian)收入-調峰費凈收入敏感性分(fen)析

（假設含稅電價0.6元(yuan)/kwh，1800小時以上超發(fa)部分(fen)需支付(fu)調峰費）

總的(de)來說(shuo)，“平價+電(dian)改”已經(jing)向傳統的(de)風(feng)電(dian)投(tou)資決策邏輯(ji)做出挑戰(zhan)。單方面(mian)追求發電(dian)量(liang)最高、LCOE最低已經(jing)無法順應(ying)市(shi)場的(de)需求，風(feng)電(dian)開發商應(ying)該更新投(tou)資邏輯(ji)，走出風(feng)場，對(dui)電(dian)力體(ti)制改革和電(dian)力供求關系有長期而(er)深入(ru)的(de)了(le)解，做出最佳投(tou)資決策。