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”給新能源行業遇到的新問題，已經讓LCOE變得不夠用或者說不管用了。

•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，是將波動的未來現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，存在限電的區域受影響的也只是電量，實發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，電網公司和政府普遍將可再生能源的保障小時數更多執行為實發電量，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。

根據中電聯統計，2019年一季度，全國電力市場交易電量（含發電權交易電量）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，大型發電集團旗下風電資產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，國家發改委發布《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》，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優先發電計劃會進一步區分為“保量保價”和“保量競價”兩類，但從過往實際執行情況判斷，這一分類已經在部分電力供過于求的省份實行。而且政策并未區分標桿項目、競價項目等的差異，僅將平價和低價項目區別對待。如果限電嚴重區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，而且參與交易的比例預計將會持續增加、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，尋找系統出清價格下的最佳風電投資策略。


•問題2：系統成本挑戰發電成本

近年來，風電光伏行業LCOE已經低于傳統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。但實際上這一判斷是片面和錯誤的。

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

電廠級成本主要指發電成本（如LCOE）；電網級成本則在電廠級成本的基礎上增加了發電量預測、備用、調峰、輸電網絡建設、電網性能加強與延伸等成本；系統級成本則在電網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年的德國電力系統為例，對各項技術在不同滲透率的情況下、電網級別需要額外考慮的成本進行了估計。從分析可知，核、煤、氣等具有良好調峰性能和規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峰、備用和電網建設等的需求較大，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重點應該放在降低電網級成本上。IEA認為，如果某類電源/技術在自身發電的同時還需要其他電源或電網協調，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電項目系統成本公式：

度電系統成本=度電發電成本+度電電網附加成本+度電環境成本

對于風電項目來說，度電發電成本可以用LCOE代替；電網附加成本目前主要指調峰、調頻等輔助服務；環境效應為正，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：

風電項目度電系統成本=LCOE+度電輔助服務成本

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

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

而同期，東北電網黑吉遼三省脫硫標桿火電電價平均為0.37元/kwh，蒙東地區火電標桿電價僅為0.30元/kwh，除了存量含補貼的風電光伏項目外，未來大多數采用平價上網的風電光伏項目電價也將低于0.4元/kwh的調峰單價。可以說通過調峰方式騰出發電空間而增加的發電量和限電緩解，只是虛假的繁榮，實際上“發一度賠一度”。

另一方面，調峰費的分攤機制不盡合理。調峰費的分攤包括三個層面。初次分攤是由參與調峰分攤的各類機組全口徑電量分攤，而不是實際調峰產生的增量電量中分攤，并未真正做到“誰調峰誰受益”，對于沒有在調峰期間發電的機組有失公允。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%），對行業存在明顯歧視。

從供需角度來看，僅將發電側LCOE拿來與其他電源比較，風電光伏項目仿佛將在A點已經具有競爭力，但實際上，疊加調峰成本后，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峰調頻輔助服務工作，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能源看齊，穩定出力，降低調峰需求。

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，大多數北方限電地區風電項目每年應多考慮約度電0.05元-0.1元/kwh的當期調峰費用支出。

而如果分攤政策能夠有所調整，以調峰電量承擔調峰費用，投資人和風機廠家應該在風機發電能力和售電策略上有所調整，尋找綜合回報最高的機型和運行策略，即系統成本最低方案而非LCOE最低或發電量最高方案。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、尋找自發自用負荷、外購調峰服務三者中的最佳方案。


（假設含稅電價0.6元/kwh，1800小時以上超發部分需支付調峰費）

總的來說，“平價+電改”已經向傳統的風電投資決策邏輯做出挑戰。單方面追求發電量最高、LCOE最低已經無法順應市場的需求，風電開發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。