從LCOE與電價關系角度實證研究光伏發電項目的平價上網路徑

任曉旭，王 杰，朱小煒

(1.中國廣核新能源控股有限公司，北京 100070；2. 新疆金風科技股份有限公司，北京 100176)

0 引言

目前，中國很多地區的光伏發電項目已基本實現了平價上網，與風電項目相比，光伏發電項目可以通過與農業結合來規避耕地占用稅及林地補償金等大額費用，對于已取消“增值稅即征即退”優惠政策的光伏發電項目而言是利好方式，因此，很多地區的集中式光伏發電項目都采用了農、林、漁光互補形式并實現了平價上網。而在平價上網時代，光伏發電項目如何在實現經濟性的同時具有一定的抗風險能力仍任重而道遠。另外，分析光伏發電項目的平價上網特點還可為平價上網時代的風電項目建設提供一定參考。因此，本文從全國不同地區選取了20個光伏發電項目作為樣本，將這些項目的平準化度電成本(LCOE)與核準電價、當地的脫硫煤標桿電價(下文簡稱為“煤桿電價”)對標，分析了項目含稅的LCOE與核準電價之間的變化趨勢；對LCOE的各影響因素進行敏感性分析；將從競標電價時代到平價上網時代LCOE與核準電價的降幅進行分析；最后針對平價上網時代光伏發電項目如何保持經濟性提出了對策與建議。

1 LCOE概述

1.1 LCOE的概念

美國國家可再生能源實驗室(NREL)將LCOE定義為平準化度電成本[1]，是國際通用的評估不同區域、不同規模、不同投資額情況下采用不同發電技術的項目成本的方法。LCOE是對項目全生命周期內的成本和發電量進行平準化后計算得到，即全生命周期內項目的成本現值/全生命周期內項目的發電量現值[2-3]。2016年，美國通用電氣公司發布的《2025中國風電度電成本白皮書》中對LCOE的描述表示為：

式中：Pd_c為項目的動態投資額，國內項目采用該公式時需將Pd_c處理為不含增值稅進項稅的動態投資額；TO&M為項目全生命周期；n為項目全生命周期的第n年；DdRt為資產折舊抵額；PO&M(1-Rt)為項目的稅后運維成本；Vr_v為項目固定資產殘值；Ea為項目每年的發電量；Rt為企業所得稅稅率；Rd為折現率。

從式(1)可以看出，LCOE受動態投資額、資產折舊、稅后運維成本、固定資產殘值、項目發電量、折現率、所得稅等因素的影響。式(1)計算得到的是從項目角度出發，不考慮融資杠桿的不含稅的LCOE，因此折現率的值應選取全投資內部收益率或加權平均資本成本。

1.2 LCOE在國內外的應用情況

國外對LCOE的研究與應用較早。Roth等在2004年對LCOE進行了相關研究，2010年國際經濟合作組織對LCOE進行了較為綜合和廣泛的論述[4-6]。以德國為代表的很多國家的風電項目上網電價采用競價上網方式，最終電價為“市場結清電價+政府補貼”，因此，在前期對項目進行經濟性評估時無法計算其內部收益率(IRR)，因此僅可利用LCOE進行項目的經濟性評估；而且LCOE在國外競價上網中的應用也較為廣泛[7-8]。

當前，中國對LCOE的認知度尚存在不足，雖然針對其應用的研究較多，但理論研究相對缺乏，而且將LCOE應用于新能源發電行業也起步較晚。目前國內很多文獻中只是將LCOE作為測算工具，而對于其計算公式中存在的國內外稅制差異的敘述較少。在國內，LCOE最早是被維斯塔斯風力技術集團、美國通用電氣公司等外資風電機組廠家用于不同機型方案的比選；之后，國內風電機組、光伏組件廠家和設計院陸續利用LCOE進行風電機組機型和光伏組件型號的比選及項目設計方案的選擇，以LCOE最優作為最后確定的方案。在以往的光伏發電項目開發過程中，國內工程總承包(EPC)承包商只重視初始EPC成本，不太了解甚至忽視項目的LCOE，但隨著國內EPC承包商越來越多的參與到全球光伏發電項目的開發中，其越來越重視從LCOE角度來進行光伏電站的設計[9]。

2 中國不同地區光伏發電項目LCOE與核準電價關系的實證研究

2.1 研究樣本及參數的設定

本文選取中國不同地區的20個光伏發電項目作為樣本進行測算，其中：競價項目11個，平價上網項目9個。樣本項目的邊界條件為：將項目全生命周期第1年的年初作為折現起點，選取全投資內部收益率作為折現率的取值，其他參數根據項目實際情況進行整理歸集。由于中國新能源發電項目的上網電價是包含各種稅的綜合電價，而利用式(1)計算得到的LCOE是剔除了所得稅、增值稅、營業稅金及附加等影響因素且未考慮國內新能源發電行業“三免三減半”所得稅政策。因此，本文利用近似修正法將不含稅的LCOE修正為含稅的LCOE(即LCOE′)，但無法修正所得稅“三免三減半”政策在財務評價模型中產生的影響，然后與競價項目、平價上網項目的核準電價對標，得出相關結論。

2.2 LCOE′與競價項目、平價上網項目的核準電價的變化趨勢分析

根據上述邊界條件，測算項目的LCOE及LCOE′，并與項目的核準電價及當地的煤桿電價對標。競價項目及平價上網項目的LCOE及LCOE′分別如表1、表2所示。

表1 競價項目的LCOE及LCOE ′Table 1 LCOE and LCOE′ of bidding projects

從表1和表2可以看出；以安徽省的光伏發電項目為例，隨著補貼逐漸退坡，2019年該省的競價項目的核準電價為0.4466元/kWh，LCOE′為0.4592元/kWh；同年，該省平價上網項目的核準電價為當地的煤桿電價，即0.3844元/kWh，LCOE′為0.4041元/kWh。2020年該省的2個競價項目的核準電價均為0.4044元/kWh，LCOE′分別為0.4040和0.4097元/kWh；同年，該省2個平價上網項目的核準電價均為當地的煤桿電價，即0.3844元/kWh，LCOE′均為0.3905元/kWh。2021年該省2個平價上網項目的核準電價均為當地的煤桿電價，即0.3844元/kWh，LCOE′分別為0.3883和0.3873元/kWh。綜上可知，同一地區中，競價項目的LCOE′隨著核準電價的下降逐漸下降，而平價上網項目的

表2 平價上網項目的LCOE及LCOE ′Table 2 LCOE and LCOE′ of grid parity projects

核準電價雖然未變，但其受2個細則考核、市場化交易等因素的影響，使項目的綜合電價呈下降趨勢，LCOE′隨技術成本、項目預期收益率等因素的下降也逐漸降低，這說明2019～2021年期間，LCOE′存在一定的壓縮空間，為全面平價上網時代光伏發電項目保持一定的經濟性提供了保障。

分別對表1中不同競價項目的核準電價與LCOE′及表2中不同平價上網項目的核準電價與LCOE′進行統計，以便于分析二者之間的關系，統計結果如圖1所示。

圖1 LCOE′與核準電價的變化趨勢圖Fig. 1 Trend chart of LCOE′ and approved electricity price

從圖1可以看出，對于所有競價項目的核準電價而言，核準電價相對較高的省份包括貴州省、河北省、陜西省及湖北??；對于所有平價上網項目的核準電價而言，核準電價相對較高的省份包括湖南省和安徽??；上述地區的LCOE′也均較高。對于所有競價項目的核準電價而言，核準電價相對較低的省份包括吉林省、山西省、青海省；對于所有平價上網項目的核準電價而言，核準電價相對較低的地區為內蒙古自治區；上述地區的LCOE′也均較低。這說明LCOE′與競價項目及平價上網項目的核準電價均呈顯著的同向變化趨勢。

競價項目與平價上網項目中各項目的LCOE′與其核準電價之間的關系如圖2所示。

圖2 LCOE′與核準電價之間的關系 Fig. 2 Relationship between LCOE′ and approved electricity price

從圖2中可以看出，LCOE′與核準電價呈線性相關，核準電價隨LCOE′的升高而升高。這說明無論是競價項目還是平價上網項目，均呈現出“核準電價高的地區，其項目的LCOE′也高；核準電價低的地區，其項目的LCOE′也低”的趨勢，進一步說明了在平價上網時代，無論核準電價高或低，均有適合開發的光伏發電項目。

此外，從選取的光伏發電項目樣本來看，LCOE′與項目核準電價基本相當，由于本文是采用近似修正法將LCOE修正為LCOE′，因此無法修正“三免三減半”所得稅政策產生的影響，導致項目的LCOE′略高于其核準電價，但這些項目收益都是能滿足既定的IRR要求的，這說明可以利用近似修正法修正后的LCOE′與核準電價的高低來初步判斷項目是否具有可行性。然而，對于平價上網項目而言，即使LCOE′高于核準電價，也不能說明項目不可行，而是需要結合財務評價模型測算得到的IRR來綜合評價項目的品質；當LCOE′略高于核準電價且IRR滿足既定要求時，項目可行；當LCOE′高于核準電價且IRR不滿足既定要求時，則項目不可行，需結合LCOE′可優化的程度，將LCOE′各邊界優化至滿足既定IRR要求為止，此時會產生適合項目核準電價的新的LCOE′值。

2.3 LCOE與反算最低電價的變化趨勢

對表2中的湖南省某光伏發電項目進行分析，以初始方案中的值作為基準值，分別設定光伏組件總成本、年利用小時數、運維成本、預期收益率的變動幅度為±5%和±10%，然后分別測算項目的LCOE和利用財務評價模型倒推的項目可接受的最低電價(下文簡稱為“反算最低電價”)，得到4個因素變動對LCOE和反算最低電價的影響，具體如表3～表7所示。

根據表3～表7中的數據，運用變量單因素分析法，可以測算得到LCOE和反算最低電價對光伏組件總成本、年利用小時數、運維成本及預期收益率變化的敏感性，從而在關鍵邊界條件中找到對LCOE和反算最低電價影響最大的邊界條件。LCOE和反算最低電價對關鍵邊界條件變化的敏感性如圖3所示。

圖3 LCOE和反算最低電價對影響因素的敏感性分析Fig. 3 Sensitivity analysis of LCOE and back-calculated minimum electricity price to influencing factors

表3 光伏組件總成本變動對LCOE和反算最低電價的影響Table 3 Influence of PV modules total costs changes on LCOE and back-calculated minimum electricity price

表7 預期收益率變動對反算最低電價的影響Table 7 Influence of expected yield change on back-calculated minimum electricity price

表4 年利用小時數變動對LCOE和反算最低電價的影響Table 4 Influence of annual utilization hours change on LCOE and back-calculated minimum electricity price

表5 運維成本變動對LCOE和反算最低電價的影響Table 5 Influence of operation and maintenance costs change on LCOE and back-calculated minimum electricity price

表6 預期收益率變動對LCOE的影響Table 6 Influence of expected yield change on LCOE

從圖3可以看出，LCOE對影響因素的敏感性排序為：年利用小時數＞光伏組件總成本＞預期收益率＞運維成本。反算最低電價對影響因素的敏感性排序為：年利用小時數＞光伏組件總成本＞預期收益率＞運維成本。由此可知，LCOE和反算最低電價均對年利用小時數和光伏組件總成本的敏感性最高，均對運維成本的敏感性最低；而且各影響因素對LCOE和反算最低電價的影響幅度基本一致。這說明LCOE與反算最低電價的本質相同，可將LCOE看作是項目可接受的最低電價。但由于國內外存在稅制差異，導致式(1)計算得到的LCOE不能直接作為國內項目可接受的最低電價，應將其修正為LCOE′，但因修正方法存在制約因素，無法與計算IRR時對稅的處理方式完全一致，導致LCOE′不能與反算最低電價完全相同。

2.4 LCOE′降幅與核準電價降幅的對比分析

由于2019～2021年這3年間光伏發電項目基本實現了從競標電價到平價上網電價的過渡，以20個光伏發電項目樣本中安徽省的8個光伏發電項目為例，分別對2019～2020年期間及2020～2021年期間這8個光伏發電項目的核準電價與LCOE′的平均降幅進行對比，結果如表8所示。

表8 安徽省8個光伏發電項目的核準電價與 LCOE′平均降幅對比Table 4 Average decrease comparison of approved electricity price and LCOE′ of eight PV power generation projects in Anhui Province

從表8中可以看出，2020年與2019年的光伏發電項目對比時，核準電價的平均降幅為-5.08%，LCOE′的平均降幅為-7.64%；2021年與2020年的光伏發電項目對比時，核準電價的平均降幅為-2.54%，LCOE′的平均降幅為-2.73%。這說明光伏發電項目要想在實現平價上網的同時又滿足公司的全投資內部收益率和資本金內部收益率要求，需要LCOE′的降幅大于等于項目核準電價的降幅才能達到，而優化LCOE′的邊界條件也就是優化公司的全投資內部收益率和資本金內部收益率主要的敏感性邊界條件。

3 平價上網光伏發電項目保持經濟性的對策與建議

3.1 政府、光伏組件廠商、項目開發商及電網公司上下游多方聯合，尋求LCOE最優

光伏發電項目的成本是由項目建設過程中多方面因素產生的。

1)政府可通過一定措施來降低由非技術成本帶來的光伏發電項目LCOE的增加，可通過政策指引集中式光伏發電項目與農業結合來規避耕地占用稅、林地補償金等相關費用。

2)光伏組件廠商應加大技術研發力度，開發高效光伏組件來應對平價上網時代的到來，高效光伏組件的應用是降低光伏發電項目LCOE、實現平價上網的主要途徑之一。光伏發電項目平價上網后，高效光伏組件技術將迎來快速普及時期，并將加速平價上網的進程。很多光伏領跑者項目都對技術先進性有一定要求，而技術先進性主要是體現在高效光伏組件的應用方面。比如：將n型、p型、異質結光伏組件與半片、疊瓦及MBB技術相結合；采用n型、p型雙面光伏組件；或采用“雙面+半片”光伏組件；這些高效光伏組件將降低其輸出功率的衰減率，從而提升其發電量。許多集中式光伏發電項目應用雙面雙玻光伏組件后提升了輸出功率、降低了平衡系統(BOS)成本，且發電量的增加攤薄了項目的LCOE，因此高效光伏組件技術可提升項目的經濟性[10]。

3)從項目開發商層面來看，其應加強與光伏組件廠商及設計院的交流溝通，持續跟進能優化項目LCOE的技術與措施，也爭取降低項目的非技術成本[11]。

4)電網公司應結合光伏發電項目的實際情況承擔電力的輸送工程建設，以降低項目本身的輸送成本。

3.2 多措并舉解決市場消納

開拓源網荷儲、多能互補等新型業務形式，積極推進綠電、綠證、碳交易市場等交易形式，鼓勵就近直接交易，完善支持新能源電力就近直接交易的輸配電電價政策，降低中間輸送環節的費用；對分布式光伏發電市場化交易試點的交易電量執行項目所涉及電壓等級的配電網輸配電電價，并核減未利用的高電壓等級輸配電電價[12]。平價上網項目可通過綠證、綠電、碳交易等方式獲得合理收益，政府可在全額保障性收購政策方面予以支持，若發生光伏發電限電問題，可通過市場化交易和上述新型交易模式，將限發電量核定為可轉讓的優先發電計劃，使項目通過發電權交易(轉讓)獲得補償收益[13]。政府需建立長期穩定的電價政策保障機制，對平價上網項目執行固定電價收購政策，按照項目核準時的煤標電價，由省級電網企業與光伏發電項目投資商簽訂固定電價購售電合同[14]。

3.3 強化方案的優化和成本的管控水平

光伏發電項目的平價上網之路一直在強調壓縮項目的各項成本，尤其是壓縮非技術成本。但從實際情況來看，壓縮非技術成本存在一定難度，尤其是光伏組件價格受硅等多種原材料及零部件價格的影響，不可控因素較多，項目投資商面臨的降本壓力巨大。因此，應從項目前期設計開始，充分優化技術方案和精準管控成本水平，這將成為決定項目IRR的關鍵，也是降低項目LCOE的關鍵[15]。

3.4 提升精準化、精細化投資測算能力

對于平價上網時代的到來，太陽能資源稟賦尤為關鍵，更需要提升測算人員精準化、精細化測算全投資內部收益率和資本金內部收益率、LCOE的能力，及時掌握政策信息，調整測算模型以適應市場的需求、市場的變化及公司的發展，只有精細化、精準化測算才能提高項目的抗風險能力。

3.5 投資商適當降低平價上網項目的預期收益率標準

由于平價上網的光伏發電項目已不享受增值稅即征即退的稅收優惠，有些集中式光伏發電項目甚至還需繳納大額耕地占用稅或林地補償金等費用，從LCOE的角度來看，每個項目可適當降低預期收益率標準，以實現LCOE最優，同時還應優化測算時的邊界條件，以保證可達到一定的預期收益率標準。

4 結論

本文將公式計算出的不含稅LCOE修正為含稅LCOE，并與光伏發電項目的核準電價變化趨勢進行對比分析，得出二者的變化趨勢圖。對含稅LCOE與同邊界條件下利用財務評價模型倒推得到的可接受最低電價(即“反算最低電價”)分別進行影響因素敏感性分析，對影響二者的關鍵變量進行分析；最后提出平價上網時代光伏發電項目如何保持經濟性的對策與建議。分析了含稅LCOE與核準電價之間及不含稅LCOE與反算最低電價之間的關系，并對從競標電價時代到平價上網時代光伏發電項目的含稅LCOE與核準電價的平均降幅進行了論證，得出以下結論：

1)LCOE受年利用小時數、光伏組件總成本的影響最大，其中年利用小時數是LCOE最敏感的影響因素。

2)LCOE和反算最低電價對影響因素的敏感性均呈現出年利用小時數＞光伏組件總成本＞預期收益率成本＞運維成本的趨勢；這4個因素對LCOE和反算最低電價的影響程度基本相同，說明LCOE與反算最低電價本質上相同，因此可將含稅LCOE看作項目可接受的最低電價。但由于將不含稅LCOE修正為含稅LCOE的過程很難與IRR財務評價模型中對稅的處理過程完全一致，導致含稅LCOE有可能與財務評價模型倒推得到的可接受最低電價不完全相同。

3)光伏發電項目平價上網后若要保持一定的經濟性，需要將含稅LCOE與核準電價保持同比例或更大幅度的下降才可實現。

4)從光伏產業上下游多方聯合尋求LCOE最優、多指并舉解決市場消納、強化方案的優化和成本管控水平、提升精準化和精細化投資測算能力、適當降低平價上網項目的預期收益率標準等方面提出建議，以實現平價上網時代光伏發電項目LCOE的下降在經濟上具有可行性及一定的抗風險能力。