圖/文 ? 宋燕華

 

　　去年底開始，平價風機項目設備招標價格持續下降。今年6月，三一重能更是在國投瓜州北大橋第七風電場B區200MW項目中報出史上最低的風機+塔筒設備價格2360元/kW，疊加1500-2500元/kW的其他設備及土建施工成本后，項目總造價預計可探底至4000-5000元/kW左右。照此趨勢，與光伏項目相比，風電項目將不僅具有度電成本競爭力，更具備了難得的每瓦造價優勢，為碳中和時代風光的同臺競技和共挑大梁再添動力。

 

　　三一重能認為，以4500元/kW造價、3400發電小時數等要素測算，該項目LCOE(平準化度電成本)將接近0.1元/kWh。稿件一出馬上引起行業熱議。

 

　　令人遺憾的是，討論最為激烈的并不是平價時代各家應如何使出渾身解數將LCOE做到更低，而是排名更靠前的主機廠家紛紛通過自媒體發出質疑，認為上述假設得不出這樣的結果，風電項目還遠沒達到0.1元/kWh的水平。

 

　　事實上，質疑之聲首先暴露的是質疑者本身的無知與偏見。以坦誠心態認識和討論LCOE，是促進行業LCOE降低的第一步。

 

 

　　LCOE是一個成熟指標，在國際電力項目競價招標中被廣泛使用。

 

 

　　與傳統的現金流折現指標(如IRR/NPV)不同，LCOE存在幾個優勢：

 

　　首先，LCOE的影響因素明確。

 

　　IRR/NPV是將綜合了各種因素后的項目或股東層面現金流折現，難以通過一個公式明確哪些是關鍵因素及其影響程度。相比，LCOE的公式明確了四大影響要素：CAPEX、OPEX、折現率和發電量，且均為業主可控變量。業主招標時可以快速抓住重點，在要素之間等量取舍。

 

　　第二，LCOE的重要性在競價時代得到突顯。

 

　　IRR/NPV采用順勢思維，要算回報首先需要明確電價，或者只能通過目標收益率反算的方式才能得到預期電價水平；LCOE則采取逆向思維，不需要知道電價就能計算。而且LCOE名義上叫做平準化度電成本，實際上由于引入了折現率，叫做預期收益率下的平準化度電電價更為合適，這一指標更適宜競價時代的報價需求。(詳見《重新定義LCOE》)

 

　　第三，LCOE更具有跨時代比較意義。

 

　　由于IRR/NPV是一個綜合指標，計算結果容易受到人為因素影響，難以分離出一國一地一時期項目投資回報的真實影響要素，得出趨勢性結論。比如，如果拿出我國2010年、2015年、2020年建設的三個風電項目來比較，會發現項目IRR很可能都在8%左右。這并不能說明技術沒進步、電價沒下降，事實上這期間行業發生了翻天覆地的變化。相比，LCOE指標可以站在行業角度，采取更具普遍意義的折現率，得出應該是多少，而不是實際是多少的結論。有利于觀察同一時期跨行業、或同一行業跨周期的度電成本變化，探尋降本潛力與發展趨勢。

 

 

　　雖然LCOE指標具有諸多好處，但在我國并不流行。

 

 

　　標桿電價時代，我國采取固定電價制度而非競價模式，LCOE是多少并不重要，無論主機廠家還是業主，都更傾向于采用IRR/NPV作為評價指標進行順勢思維。2018年競爭性配置政策出臺后，LCOE才被主機廠家關注到，但主要拿來作為標榜新機型競爭力的噱頭，而且想要突出的往往是造價高發電量更高的機型；業主雖然也會與時俱進地將LCOE納入評價體系，但主觀上沒有體會到指標的特殊性和用武之地，使用頻率和權重尚無法與IRR/NPV等傳統指標比肩。

 

　　作為舶來品，LCOE在我國應用會遇到一些先天不足的挑戰。核心在于LCOE主要從利潤表選取了不含增值稅的數據，沒有充分考慮我國增值稅和所得稅的特殊性及其非線性影響。比如由于建設期總投資當中包括增值稅進項稅，進項稅余額抵扣完畢之前無需繳納銷項稅，使得經營期前幾年現金流入高于利潤表售電收入；實繳增值稅時，由于風電項目享受50%即征即退優惠政策，實際總收入也會高于單純的售電收入；此外由于風電項目享受所得稅“三免三減半”政策，前3年稅率為0，也無法實現公式中預期的運維成本和折舊抵稅效果。

 

 

　　在一個具體項目評估中，使用者會感到疑惑，假設算出來一個項目LCOE是0.2元/kWh，這說明什么？該怎么應用？如果說這是預期收益率反算的電價，為什么將其作為電價放入模型之后，得出的收益率遠低于預期？其實這也是稅費因素作祟。

 

　　針對上述缺陷，需要將LCOE公式進行修正，用以解決水土不服的問題：

 

 

　　經過上述調整，LCOE即可轉化為目標收益率下的含稅電價，但由于所得稅、增值稅等因素的非線性影響，針對某一特定項目，修正LCOE仍然只能相對接近卻無法精準測算目標收益率下的上網電價。不過兩者的差異已經明顯縮小，而且變化方向一致，指標在個體項目的應用上會更有意義。

 

 

　　回顧國投瓜州北大橋項目引發的爭議，質疑者認為4500元/kW+3400小時無法使LCOE做到0.1元/kWh，4500元/kW+4500小時才可以，這樣的論據本身暴露了主機廠家長期以來的一個思維盲區——認為影響LCOE的只是兩個因素(電量和造價)，忽視了運維費和折現率的存在感和可變性。

 

　　如前所述，LCOE有四大影響要素。從敏感度(指要素變化1%LCOE變化多少百分比)來看，發電量和造價確實是影響最大的。不同方案組合下，發電量變化1%LCOE變化0.9%-1%，造價變化1%LCOE變化0.8%-0.9%。

 

 

圖1 不同造價/發電小時/收益率要求下LCOE敏感度分析

 

　　但折現率每下降1%，LCOE也可以產生0.3%-0.6%的變化，這一點容易被人忽視。由于折現率主要指債權和股權投入的預期回報，所以造價越高，折現率影響越大，造價下降、投資額下降后，折現率的敏感性也會走弱。

 

　　折現率應該如何確定？投資人可以采用自身資金成本為基礎，行業承載力為均值，同業收益率為參考，再用項目個體風險向上修正來框定折現率區間。

 

　　從標桿電價時代到平價時代，新能源行業走向成熟，行業和項目收益風險性下降。此外，在全球進入低利率時代的背景下，我國長期貸款基準利率已經從2011年的最高峰7.05%下降到目前LPR模式下的4.65%，降幅超過1/3。投資人對風電項目的收益率要求應該下降，事實上也在下降。目前大型開發商已經普遍將項目收益率從8%下降到5-6%左右。這也反映出一個重要的事實：項目LCOE下降是業主和廠家共同努力的結果。

 

　　因此，討論LCOE能下降到多少，不提折現率是肯定不對的，不變折現率也是與實際不符的。如果將折現率從8%降到6%，從敏感度分析可知，在其他要素不變的情況下，折現率下降25%LCOE會有0.75%-15%的降幅，效果十分可觀。

 

 

圖2 不同發電小時/收益率要求(橫軸)造價(曲線)下LCOE趨勢(元/kWh)

 

 

　　國投瓜州北大橋項目還有一個現在看上去特殊、未來可能成為趨勢的特征：采用了6兆瓦以上大型機組。

 

　　長期以來，我國風電行業的技術突飛猛進，但可研編制標準和大型主體的運維定額修訂卻相對滯后。在風機設備價格腰斬的情況下，運維費定額紋絲不動。

 

　　傳統的運維定額一般以每瓦為單位，先明確標準5萬千瓦項目定額后，更大容量的項目在此基礎上疊加人工支出。以某發電集團標準為例，如造價為4.5元/w，常規5萬千瓦項目保內運維費支出預計在500萬元/年左右，保外支出約為700-900萬元/年；如果是20萬千瓦項目，保內運維費支出最高可達1800萬元，保外支出在2500-3000萬元之間，是5萬千瓦項目的3倍多。

 

　　今年風電在運資產轉讓交易持續活躍，交鋒中大型開發商已經明顯感知到自身運維費定額偏高，不僅高于市場可以做到的真實水平，而且運維費假設不一致已經成為阻礙資產交易達成的最大障礙。

 

　　未來，大型業主的運維費定額失真一定會更加凸顯。因為今年以來，從招投標數據可知項目端發生兩大變化：項目基地化、單機大型化。典型項目規模將從5萬千瓦上升到20萬千瓦甚至是100萬千瓦以上；單機容量也正在從2-3MW上升到4-6MW區間。

 

　　一個升壓站、32臺機組，如果是1.5MW機組，這是個5萬千瓦項目；如果是6.25MW機組，這是個20萬千瓦項目。容量大了4倍，但升壓站數量沒變。質保期內，業主只需對升壓站進行運行維護，那么實際運維支出應與5萬千瓦項目類似，而非3倍關系；保外雖然需要增加風機運行檢修費用，但由于單機容量大，需要管理的風機臺數與傳統5萬千瓦無異，風機設備價格下降預示著供應鏈價格也在下降，生搬硬套20萬千瓦的運維費定額也一定會高估運維支出和LCOE，低估項目投資回報。

 

　　在剛剛公布的2021半年報中，明陽智能(601615.SH)對機組價格下降的動因和必要性進行了清晰闡述。目前，供應鏈環節的國產化和專業度提升、主機環節的機組大型化和設計優化、業主環節的規模化集采排產，是促進機組價格下降的三大核心動力。平價時代，機組價格下降可以有效激活下游開發潛力，促進裝機增長，實現良性循環。3060目標需要的不是一個“昂貴的”碳中和，而是一個“普惠的”碳中和。在這一認識的基礎上，風電行業應呼吁全產業鏈共同降本，不斷降低LCOE，用自身的實際行動為國家“雙碳”宏偉目標做出貢獻。

 

　　綜上所述，平價時代討論LCOE十分必要，而討論的前提則是全面認識影響LCOE的四要素，由業主、設備廠家、供應鏈和運維主體共同努力，共同尋求持續降低LCOE的路徑和倍增的未來。