碳交易機制下新能源項目LCOE 計算模型優化

弓 衛

（陜西省水利電力勘測設計研究院,陜西 西安 710001）

1 引言

近年來,有很多專家學者在新能源項目的度電成本經濟性方面做了大量的研究工作,通過理論和試驗手段對區域資源條件、電站發電效率、國內稅收政策、運營期綜合成本及電價機制等多方面因素進行了對比分析和預測分析,不斷豐富和完善平準化度電成本（Levelized Cost of Energy,下文簡稱“LCOE”）計算模型在國內新建項目上的應用[1]。然而,現有的LCOE 計算模型所考慮的成本構成和收入并不夠細化和完整,未納入清潔發展機制下碳排放權交易CCER 帶來的收入影響。

建設碳交易市場是中國實現“雙碳”目標的重要舉措,在碳交易機制下,可再生能源項目可以通過CCER 交易獲得額外收益,能夠給項目的度電成本下降帶來一定空間,提升項目競爭力。綜上所述,本文將投資項目的成本和收入進一步細化,補充實施碳排放權交易所帶來的相關收益,并結合其他投資指標,提出更為完善的LCOE 計算模型。

2 傳統LCOE 計算模型及發展

LCOE 最早被國內外應用于傳統電源項目的發電成本計算中,自新能源項目電價政策從“標桿+補貼”電價逐步過渡到“競價”模式后,平準化度電成本的概念才逐漸在新能源行業得到應用,其中文版內容可在《2025 中國風電度電成本白皮書》中查詢到[2]。長期以來,國內新能源投資項目主體在融資前分析時普遍熱衷于關注項目的內部收益率（IRR）指標,這也是特定投資政策背景下的選擇。因為在購電協議（PPA）電價已知的情況下,多用內部收益率IRR 來衡量投資項目的經濟性；而在沒有PPA 電價的競價市場中,也就是電價未知或不明確的情況下,多用度電成本來衡量投資項目的經濟性。這就不難理解為什么國內新能源行業一直采用內部收益率作為投資項目財務可行性衡量的首選參考指標。

平準化成本是一種用于評估不同發電方式、不同規模、不同區域、不同投資額和不同技術方法的經濟評價參數。采用項目全生命周期總成本和總發電量的比值,來對發電項目全生命周期內的經濟性進行準確評估,其本質上就是計算每單位電力的發電技術的全生命周期成本,可用于項目電價的定價分析以及不同項目的成本對標與比較分析。早在1995 年,美國可再生能源國家實驗室（NREL）就提出了LCOE 的概念[3]。

式中：En為系統第n年的發電量；Cn為第n年的運營成本,包括財務支出、運營維護成本和維修費用等；i為折現率；N為系統運營年限。

通過上式計算得到的LCOE 即是對全生命周期成本進行折現計算后動態的平準化電力成本。近年來隨著我國新能源行業的迅猛發展,國內專家學者對于LCOE 的計算模型也在不斷優化改進,下式就是在上述LCOE 計算模型中考慮了項目增值稅抵扣、發電系統殘值等因素后細化得出的,應用較為廣泛,是包括筆者在內所見到的大多數機構目前在做新能源項目融資前分析時普遍采用的平準化度電成本計算模型。

式中：i為折現率,%；n為項目運行年數（n=1,2,……,N）；N為項目評價周期,a；I0為項目靜態初始投資；It為項目增值稅抵扣；VR為項目殘值；Mn為項目第n年運營成本（含人員工資福利、維修、保險、材料等）；En為項目年發電量,kW·h。

3 引入CCER 后的LCOE 計算模型

談到CCER,首先得說明減排量的含義和計算方法,減排量一般采用基準線法計算,基本思路是：采用有無對比的原則,假設在沒有該CCER 項目的情況下,為了提供同樣的服務,最可能建設的其他項目所帶來的溫室氣體排放量減去該CCER 項目的溫室氣體排放量和泄漏量后的數值即為減排量,因而光伏、風電、水電等清潔能源的項目排放量一般為0。

對于新能源項目而言,CCER 帶來的年收入計算方法為：CCER 收入=年凈上網電量×項目多連接電網的組合排放因子×CCER 成交價。其中年凈上網電量主要與當地的資源情況、發電轉換效率、限電政策等因素相關,當地的利用小時數越高、限電比例越低,則凈上網電量越高,項目產生的減排量就會越大。電網的組合排放因子根據國家發改委每年度發布的《中國區域電網基準線排放因子》中的電網電量邊際排放因子加權平均值OM 和容量邊際排放因子BM 進行計算[4]。

對于考慮CCER 收益的項目而言,其最大的不同在于,LCOE 計算模型中的收入部分從之前的電費收入轉變為電費和CCER 收入兩部分,且均為變量數值,這兩部分在計算中都需要考慮到資金的時間價值進行折現計算,公式推導如下文所示：

假設某項目的使用壽命為N年,每年發電量為En,每年的電價為Tn,每年的碳排放因子為EFGrid,CM,y,每年的CCER 交易價格為Tco2,則項目第n年的電費和CCER 收入為：

運行期N年電費總收入的折成現值為：

根據平準化度電成本的定義,令項目總收入現值等于總成本現值,即：

上述公式中,未來每年的電價Tn可能都會變化,并不能提取公因式。行文至此,同時需要說明一個困惑部分人的問題,為什么在考慮時間成本的LCOE 計算公式中,分母會出現對年發電量的折現現象,也就是出現了發電量現值。正常來說,對發電量進行折現并沒有任何實際意義,這里其實是使用了數學上的處理技巧,其本質還是對發電收入的折現,也就是如果在上述公式中人為的假定一個“平準的”電價T,使其滿足：

那么即可將T提取公因式后,得到：

此處人為假定的電價T,即為平準化電價,也稱平準化度電成本,簡稱LCOE。上式分子中已包含CCER 的收入,可以明顯看出在發電量一定的情況下,若納入CCER 收益后會降低項目的度電成本。

4 驗證優化后的LCOE 計算模型

4.1 項目實例及計算邊界條件

以陜西II 類資源區光伏發電項目為例,假定項目總裝機容量100 MW,年有效利用小時數1250 h,建設期1 年,運營期25 年,項目資本金比例20%,考慮銀行貸款融資,貸款年限15 年,年利率4.60%,運營費用包括人工成本、材料費、修理費、其他費等合計56 元/kW,保險費費率0.25%。項目增值稅率為13%,所得稅稅率為25%,享受所得稅“三免三減半”優惠政策。

根據發改價格〔2021〕833 號《關于2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》,新建項目上網電價按當地燃煤發電基準價執行,也可自愿通過參與市場化交易形成上網電價,本案例暫按項目地區燃煤發電基準價0.3545 元/（kW·h）計算,西北區域電網組合邊際平均排放因子為0.7793tCO2/（MW·h）,CCER 按照40 元/tCO2的價格計算,LCOE 折現率取8%。

4.2 LCOE 計算

經計算,本項目年凈上網電量為125100 MW·h,在目前排放因子標準下年均CO2減排量達到97490 t,若全部交易成功,可達到389.96 萬元/a。針對上述案例分別采用傳統和考慮CCER 收益優化后的LCOE 模型進行計算,計算結果見表1。

表1 兩種LCOE 模型計算結果

從上表可以看出, 考慮CCER 額外收益后, 項目LCOE 由0.3256 元/（kW·h）降至0.2989 元/（kW·h）,降低0.0267 元/（kW·h）, 降幅8.20%；資本金財務內部收益率IRR 由8.84% 增加至11.41%, 可見CCER 收益對于項目經濟性測算的評價結果影響顯著[5]。

4.3 敏感性分析

自國家提出“30·60 碳達峰碳中和”目標以來,相關政策不斷出臺,全國碳市場已經初步建立,各市場主體參與碳交易的意識不斷提升,隨著后續CCER 市場的逐步開放,未來CCER 的價格將受到供需狀況、能源結構及宏觀經濟政策等因素的影響會出現較大波動。表2 借助敏感性分析法計算了CCER 價格、建設投資、上網電量分別作為敏感性因素單獨變化時對項目LCOE 等指標產生的影響。

表2 敏感性分析表

感性分析結果表明：在其他因素不變的情況下,當CCER 價格在-50%～50%（20 元/tCO2～60 元/tCO2）范圍變化時,項目LCOE 在0.3117 元/（kW·h）～0.2871 元/（kW·h）之間變化,項目資本金內部收益率IRR 在10.10%～12.74%之間變化。同理,當CCER 價格不變時,建設投資和上網電量的變化對項目LCOE 和資本金內部收益率IRR 的影響較大。

5 結論及建議

本文從清潔能源效益形成機制入手,通過引入CCER 收益優化完善了碳交易機制下新能源項目LCOE 的傳統計算模型,計算結果表明項目CCER 額外收入帶來了LCOE 的進一步降低,能夠客觀真實反映出未來新建項目的真實技術成本,更適用于國內新能源項目的融資前經濟分析。

同時,目前的LCOE 計算模型還有諸多邊界因子沒有細化到位,精確計算需要考慮中國國情和特有的政策等因素對評價指標的影響。因此,要使投資分析計算結果更為準確可靠,能夠在新能源建設項目中作為關鍵財務評價指標得到廣泛認可,還需更多的深入分析研究成果對LCOE 計算模型進一步修正完善。