運用度電成本理論剖析光電項目投資機遇

張全斌

（浙江省能源集團有限公司，杭州 310007）

運用度電成本理論剖析光電項目投資機遇

張全斌

（浙江省能源集團有限公司，杭州 310007）

運用度電成本理論，提出綜合度電成本和綜合電價收益測算模型，為太陽能光伏發(fā)電項目的投資決策提供新思路。傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)應從企業(yè)總體的發(fā)電格局出發(fā)，利用綜合度電成本和綜合電價收益模型測算光伏發(fā)電項目的投資收益水平，為光伏發(fā)電項目的投資決策提供科學依據(jù)。

度電成本；上網(wǎng)電價；光伏發(fā)電；投資決策

0 引言

自1954年人類發(fā)明具有商用價值的太陽能電池以來，經(jīng)過六十多年的發(fā)展，光伏發(fā)電已在全球能源體系中占有重要地位。根據(jù)IEA（國際能源署）統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2015年全球光伏發(fā)電新增裝機容量約50 GWp，累計裝機容量達227 GWp，2015年全球主要能源消費國光伏發(fā)電量占比數(shù)據(jù)如圖1所示，由圖可見歐洲國家光伏發(fā)電量占比的程度較高。

進入21世紀以來，中國政府為了應對溫室氣體減排壓力，加大了對太陽能光伏發(fā)電研究和開發(fā)的支持力度。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2015年底，我國光伏發(fā)電累計裝機容量4 218萬kW，較2014年增加69.66%，成為全球光伏發(fā)電裝機容量最大的國家，其中2015年光伏發(fā)電總量395億kWh，同比增長67.92%，占全國發(fā)電總量的0.688%。與之形成鮮明對比的是，2015年全國燃煤發(fā)電機組的裝機容量同比增長7.02%，發(fā)電總量同比減少3.20%。

1 中國光伏發(fā)電政策導向及上網(wǎng)電價趨勢分析

根據(jù)國家能源局2016年3月頒布的《國家能源局關于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》（以下簡稱指導意見），從國家宏觀層面提出國內(nèi)非化石能源占一次能源消費比重將于2020年、2030年分別達到15%和20%的能源發(fā)展戰(zhàn)略目標。同時，為了保障2020年全國非化石能源占一次能源消費總量比重達到15%的要求，指導意見明確除了專門的非化石能源生產(chǎn)企業(yè)外，各發(fā)電企業(yè)（權益火電發(fā)電裝機容量超過500萬kW的發(fā)電投資企業(yè)）非水可再生能源發(fā)電量應達到其全部發(fā)電量的9%以上。

顯而易見，中國近10年光伏發(fā)電行業(yè)所取得的巨大成績，主要得益于國家對太陽能光伏發(fā)電的政策支持和財政補貼。近幾年來，為了促進和加快光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的步伐，國家發(fā)改委于2013年8月發(fā)布《關于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》（發(fā)改價格[2013]1638號），提出三類資源地區(qū)光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價（含稅）分別為：Ⅰ類地區(qū)0.9元/kWh；Ⅱ類地區(qū)0.95元/kWh；Ⅲ類地區(qū)1.0元/kWh。2015年12月，國家發(fā)改委頒布《關于完善陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》（發(fā)改價格[2015]3044號），要求自2016年起，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類地區(qū)光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價（含稅）分別降低0.1元、0.07元、0.02元。2016年9月，國家發(fā)改委出臺《關于調(diào)整新能源標桿上網(wǎng)電價的通知（征求意見稿）》（以下簡稱意見稿），要求自2017年起，Ⅰ類資源區(qū)上網(wǎng)電價從現(xiàn)行的 0.8元/kWh下調(diào)為0.55元/kWh，Ⅱ類資源區(qū)由現(xiàn)行的0.88元/kWh下調(diào)為0.65元/kWh，Ⅲ類資源區(qū)由現(xiàn)行的0.98元/kWh下調(diào)為0.75元/kWh。通過此次電價政策調(diào)整，光伏發(fā)電的上網(wǎng)標桿電價將下降23.5%～31.3%。

通過中國光伏發(fā)電政策導向及上網(wǎng)電價趨勢分析，可以清晰地看到中國光伏發(fā)電的發(fā)展路線，國家將充分運用政策杠桿和價格杠桿等手段，努力實現(xiàn)光伏發(fā)電量占比的大幅度提升及其平價上網(wǎng)的終極目標。

2 度電成本與投資決策

為了提高太陽能光伏發(fā)電的經(jīng)濟效益，確保光伏電站具有穩(wěn)定、合理的投資回報率，進行全面、深入的項目投資決策分析十分必要。對于光伏發(fā)電項目，習慣上采用光伏發(fā)電價值來評價項目的技術經(jīng)濟成本，光伏發(fā)電價值的核心評價標準在于發(fā)電成本，即所謂的度電成本[1，2]。度電成本主要用于分析光伏發(fā)電項目各種發(fā)電技術成本，其測算數(shù)據(jù)能夠讓人清晰地看到光伏發(fā)電項目單位發(fā)電量的成本水平，因此具有非常重要的現(xiàn)實意義。

關于度電成本測算模型，歐美發(fā)達國家已經(jīng)有系統(tǒng)的理論研究和豐富的實踐論證，度電成本概念的提出是為了評估不同發(fā)電模式下的發(fā)電成本及費用構(gòu)成。NREL（美國國家可再生能源實驗室）于1995年提出Levelized Cost of Energy（平準化電力（能量）成本）[3]，其包含了項目全壽命所有建造、運行產(chǎn)生的費用折算成度電模式下的單位總成本，如式（1）所示：

式中：Cn為第n年的成本；d為折現(xiàn)率；n為運行年份，運行期為N年；Qn為第n年的發(fā)電量。

式（1）中C包含項目的安裝成本、融資成本、稅、運行和維護成本、固定資產(chǎn)殘值以及由于國家財政、稅收政策所產(chǎn)生的其它費用，式中n=0表示項目包含建設期的投資成本。

另外，德國Fraunhofer-ISE（弗勞恩霍夫協(xié)會太陽能研究所）針對新能源發(fā)電項目于2006年提出LCOE（度電成本）[4]，其計算如式（2）所示：

圖1 2015年各國光伏發(fā)電量占比

式中：I0為初始投資；At為第t年的運行維護成本；i為折現(xiàn)率；t為運行年份，運行期為N年；Mt，el為第t年的發(fā)電量。

對比式（1）、式（2），不難發(fā)現(xiàn)2個計算公式均充分糅合了光伏發(fā)電單位上網(wǎng)電量所發(fā)生的綜合成本，主要包括光伏發(fā)電項目的投資成本、運行維護成本和財務費用，其計算值為光伏發(fā)電項目壽命周期內(nèi)發(fā)生的建設、運行成本與全部發(fā)電量的比值，即單位電量的綜合成本。 其中，F(xiàn)raunhofer-ISE把項目建設成本（初始投資）與運行成本分別列支，而NREL把建設成本與運行成本充分融合。另外，2個計算公式很大的不同點在于：NREL平準化電力成本包含了稅務成本，而Fraunhofer-ISE考慮到不同國家、地區(qū)具有不同的財務、稅收政策，為了確保度電成本的通用性和可比較性，總成本費用中沒有包含稅務費用。這里，可以形象地認為：NREL平準化電力成本為含稅成本，而Fraunhofer-ISE的度電成本為不含稅成本。

目前，國內(nèi)光伏項目度電成本評估模型參考NREL和Fraunhofer-ISE的LCOE評估方法，其中運行成本包含稅務成本，如增值稅、城市維護建設稅、教育費附加稅、企業(yè)所得稅，其計算如式（3）所示：

式中：I0為初始投資，由光伏項目開發(fā)、建設期間的資本投入所形成的成本，包括設備購置費用、建筑工程費用、安裝工程費用、前期開發(fā)費、土地征用費及項目建設期利息等；VR為固定資產(chǎn)殘值；i為折現(xiàn)率；n為運行年份，運行期N為25年；An為第n年的運行成本，項目運營壽命期內(nèi)為保證設備正常運行所發(fā)生的維護成本，主要包括檢修費用、備品備件購置費、保險費、管理費以及稅務成本等；Pn為第n年的利息；Yn為第n年的發(fā)電量。

為了簡化計算，參照國內(nèi)財務通用做法，剔除資金的時間成本，如式（4）所示：

對于光伏發(fā)電項目的投資決策，在度電成本基礎上還需要結(jié)合國家能源政策導向、通貨膨脹因素和投資資金的風險喜好，確定項目合理的資金投資回報率。浙江省某發(fā)電企業(yè)針對光伏發(fā)電項目投資決策明確要求：除滿足國家和電力行業(yè)有關規(guī)定之外，項目全投資收益率不低于銀行長期貸款利率，項目全投資財務內(nèi)部收益率（稅后）不低于6%，資本金財務內(nèi)部收益率（稅后）不低于8%。

綜上所述，由于國內(nèi)度電成本測算未考慮資金的時間價值和投資回報率，其與光伏發(fā)電項目的電力成本有一定的差異，更不能與合理利潤下的售電電價相混淆。反之，度電成本雖不能等同于光伏發(fā)電的電力成本，但其變化的趨勢可以反映光伏發(fā)電項目電力成本的變化趨勢，具有非常重要的現(xiàn)實意義。為了探討度電成本與投資收益率之間的關系，以浙江省4個光伏發(fā)電項目為例，利用公式（4）作為度電成本測算評估模型，測算模型邊界條件確定如下：貸款比例80%；貸款利率4.9%；上網(wǎng)電價（Ⅲ類地區(qū)，含稅）第1—20年1.08元/kWh（含地方補貼0.10元/kWh），第21—25年0.415 3元/kWh；工程建設期0.5年；營運期25年。根據(jù)各工程概算資料，測算情況見表1。

根據(jù)表1測算結(jié)果，雖然各項目建設條件有所差異，但是按照浙江省現(xiàn)行光伏發(fā)電上網(wǎng)電價水平，各光伏發(fā)電項目基本滿足全投資財務內(nèi)部收益率（稅后）不低于6%的投資門檻要求。同時，測算結(jié)果顯示：光伏發(fā)電項目的度電成本與投資收益率存在負相關，隨著度電成本的上升，投資收益率不斷下降；度電利潤與投資收益率存在正相關，隨著度電利潤的上升，投資收益率不斷上升；度電利潤/成本的比值與投資收益率存在正相關，隨著比值上升，投資收益率將不斷上升。度電成本、度電利潤與全投資收益率之間的關系見圖2。

綜上所述，度電成本與投資收益率呈線性負相關。結(jié)合表1及圖2，按照浙江省現(xiàn)行光伏發(fā)電上網(wǎng)電價水平，為了確保全投資財務內(nèi)部收益率（稅后）不低于6%的要求，光伏發(fā)電項目主要經(jīng)濟評價數(shù)據(jù)臨界值測算為：度電成本0.64元/kWh；度電利潤0.172元/kWh；度電利潤/度電成本的比值系數(shù)0.268。其中，度電利潤/度電成本的比值系數(shù)臨界值（0.268）將作為討論投資決策的測算基準值。

3 實例分析

3.1 綜合度電成本評估模型

根據(jù)國家能源局指導意見精神，2020年各發(fā)電企業(yè)非水可再生能源發(fā)電量應達到全部發(fā)電量的9%以上。截至2015年底，浙江省某發(fā)電企業(yè)下屬發(fā)電廠的非水可再生能源發(fā)電量僅占發(fā)電總量的0.2%，發(fā)電企業(yè)計劃積極推進光伏電站的建設，提升可再生能源發(fā)電量占比，擬在下屬常規(guī)燃煤（氣）發(fā)電廠利用閑置土地和各類建筑物布設太陽能電池組件，并網(wǎng)發(fā)電。將度電成本模型結(jié)合上述政策精神及發(fā)電企業(yè)實際情況，即光伏電站的發(fā)電成本與常規(guī)燃煤機組發(fā)電成本相結(jié)合，進行綜合測算。

按照光伏發(fā)電與燃煤機組電量占比9∶91計算，綜合度電成本測算模型如式（5）所示：

式中：Y為發(fā)電量；Yg為光伏發(fā)電量；Ym為受益煤電機組發(fā)電量；Yg∶Ym=9∶91。

表1 各光伏發(fā)電項目度電成本及投資收益率測算

圖2 度電成本、度電利潤與全投資收益率關系

3.2 綜合電價收益測算

以表1中的項目三為例，該項目為廠內(nèi)光伏電站，利用現(xiàn)有發(fā)電廠閑置土地及應急灰?guī)臁⒉糠纸ㄖ菝娌荚O太陽能電池組件，目前該發(fā)電廠已建有2臺1 000 MW超超臨界燃煤機組，2015年燃煤機組年利用小時數(shù)為4 200 h，度電成本約0.26元/kWh。現(xiàn)擬裝總?cè)萘繛?2.94 MWp的太陽能電池組件，光伏工程年均利用小時數(shù)為893 h。根據(jù)工程概算資料，光伏發(fā)電項目25年總上網(wǎng)發(fā)電量測算值為73 554萬kWh，其中第1—20年合計電量59 652萬kWh，第21—25年合計電量13 902萬kWh。結(jié)合國家能源局指導意見精神，該光伏電站將撬動煤電機組743 714萬kWh的上網(wǎng)電量。

結(jié)合綜合度電成本評估模型及意見稿的精神，針對不同上網(wǎng)電價水平測算發(fā)電廠綜合電價收益。

電價水平一：執(zhí)行現(xiàn)行電價水平，即第1—20年1.08元/kWh（含地方補貼0.10元/kWh），第21—25年0.415 3元/kWh。經(jīng)測算，25年平均綜合上網(wǎng)電價（含稅）約為0.954元/kWh，折合稅后電價水平為0.816元/kWh。

電價水平二：執(zhí)行意見稿標桿上網(wǎng)電價水平，即第1—20年0.85元/kWh（含地方補貼0.10元/kWh），第21—25年0.415 3元/kWh。經(jīng)測算，25年平均綜合上網(wǎng)電價（含稅）約為0.764元/kWh，折合稅后電價水平為0.653元/kWh。

電價水平三：執(zhí)行意見稿標桿上網(wǎng)電價水平，即第1—20年0.75元/kWh，第21—25年0.415 3元/kWh。經(jīng)測算，25年平均綜合上網(wǎng)電價（含稅）約為0.687元/kWh，折合稅后電價水平為0.587元/kWh。

按照公式（5），綜合電價收益測算見表2。

根據(jù)表2測算結(jié)果，當光伏發(fā)電上網(wǎng)電價執(zhí)行電價水平二或電價水平三時，獨立運營的光伏發(fā)電項目的利潤/成本比值分別為0.163和-0.038，低于測算基準值（0.268）的水平，預示光伏發(fā)電項目無法滿足發(fā)電企業(yè)投資收益率的要求，尤其執(zhí)行電價水平三時，光伏發(fā)電項目將陷入負盈利狀態(tài)。若考慮光伏發(fā)電上網(wǎng)電量對煤電機組的杠桿效應，通過綜合度電成本評估模型顯示，當執(zhí)行電價水平三時，綜合度電利潤/成本的比值系數(shù)為0.283，仍高于0.268的測算基準值，說明電價水平三的綜合項目全投資財務內(nèi)部收益率（稅后）將高于6%，滿足發(fā)電企業(yè)的投資決策要求。

3.3 評估結(jié)論

經(jīng)過測算評估分析，按照意見稿的上網(wǎng)電價水平以及現(xiàn)行光伏發(fā)電項目投資成本，獨立運營的光伏發(fā)電項目已經(jīng)無法確保項目全壽命的盈利，降低度電成本在今后較長一段時間內(nèi)將會是光伏發(fā)電項目的首要任務，降本增效之路任重而道遠。對于非水可再生能源發(fā)電裝機容量偏低的發(fā)電企業(yè)，結(jié)合綜合度電成本和綜合電價收益模型分析，建設光伏電站對于企業(yè)層面將會有可觀的綜合收益，建議類似發(fā)電企業(yè)充分利用現(xiàn)有常規(guī)燃煤（氣）發(fā)電廠的可利用閑置空地，積極推進光伏發(fā)電項目的建設，利用政策杠桿有效挖掘燃煤發(fā)電機組的“沉沒效益”，抬升常規(guī)低成本燃煤發(fā)電機組的年利用小時數(shù)，降低企業(yè)綜合運行成本，提升企業(yè)總體發(fā)電的收益水平。

4 結(jié)論

運用度電成本理論，提出綜合度電成本和綜合電價收益測算模型，為太陽能光伏發(fā)電項目的投資決策提供了新思路。對于非水可再生能源發(fā)

表2 各方案綜合電價收益計算

電裝機容量偏低的發(fā)電企業(yè)，建議從企業(yè)總體的發(fā)電格局出發(fā)，利用綜合度電成本和綜合電價收益模型測算光伏發(fā)電項目的投資收益水平，為光伏發(fā)電項目的投資決策提供科學依據(jù)。

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（本文編輯：徐 晗）

Analysis of the Investment Opportunity of Photovoltaic Power Generation Project Based on the Theory of LCOE

ZHANG Quanbin
（Zhejiang Energy Group Co.，Ltd.，Hangzhou 310007，China）

∶Based on the theory of levelized cost of electricity（LCOE），the paper puts forward a calculation model of comprehensive LCOE and comprehensive electricity income to provide a new idea for the investment decision of photovoltaic power generation project.Conventional power generation enterprises should focus on the overall pattern of power generation and provide scientific basis for the investment decision of photovoltaic power generation project through the calculation of investment income base on the model of comprehensive LCOE and comprehensive electricity income.

∶levelized cost of electricity（LCOE）；feed-in tariff；photovoltaic power generation；investment decision

.201704003

1007-1881（2017）04-0009-05

F407.61

B

2017-03-08

張全斌（1974），男，高級工程師，從事發(fā)電項目管理工作。