北极星风力发电网讯:去年底开始，平价风机项目设备招标价格持续下降。今年6月，三一重能更是在国投瓜州北大桥第七风电场B区200MW项目中报出史上最低的风机+塔筒设备价格2360元/kW，叠加1500-2500元/kW的其他设备及土建施工成本后，项目总造价预计可探底至4000-5000元/kW左右。照此趋势，与光伏项目相比，风电项目将不仅具有度电成本竞争力，更具备了难得的每瓦造价优势，为碳中和时代风光的同台竞技和共挑大梁再添动力。
三一重能认为，以4500元/kW造价、3400发电小时数等要素测算，该项目LCOE(平准化度电成本)将接近0.1元/kWh。稿件一出马上引起行业热议。
令人遗憾的是，讨论最为激烈的并不是平价时代各家应如何使出浑身解数将LCOE做到更低，而是排名更靠前的主机厂家纷纷通过自媒体发出质疑，认为上述假设得不出这样的结果，风电项目还远没达到0.1元/kWh的水平。
事实上，质疑之声首先暴露的是质疑者本身的无知与偏见。以坦诚心态认识和讨论LCOE，是促进行业LCOE降低的第一步。
值得深入研究的指标
LCOE是一个成熟指标，在国际电力项目竞价招标中被广泛使用。
与传统的现金流折现指标(如IRR/NPV)不同，LCOE存在几个优势：
首先，LCOE的影响因素明确。
IRR/NPV是将综合了各种因素后的项目或股东层面现金流折现，难以通过一个公式明确哪些是关键因素及其影响程度。相比，LCOE的公式明确了四大影响要素：CAPEX、OPEX、折现率和发电量，且均为业主可控变量。业主招标时可以快速抓住重点，在要素之间等量取舍。
第二，LCOE的重要性在竞价时代得到突显。
IRR/NPV采用顺势思维，要算回报首先需要明确电价，或者只能通过目标收益率反算的方式才能得到预期电价水平；LCOE则采取逆向思维，不需要知道电价就能计算。而且LCOE名义上叫做平准化度电成本，实际上由于引入了折现率，叫做预期收益率下的平准化度电电价更为合适，这一指标更适宜竞价时代的报价需求。(详见《重新定义LCOE》)
第三，LCOE更具有跨时代比较意义。
由于IRR/NPV是一个综合指标，计算结果容易受到人为因素影响，难以分离出一国一地一时期项目投资回报的真实影响要素，得出趋势性结论。比如，如果拿出我国2010年、2015年、2020年建设的三个风电项目来比较，会发现项目IRR很可能都在8%左右。这并不能说明技术没进步、电价没下降，事实上这期间行业发生了翻天覆地的变化。相比，LCOE指标可以站在行业角度，采取更具普遍意义的折现率，得出应该是多少，而不是实际是多少的结论。有利于观察同一时期跨行业、或同一行业跨周期的度电成本变化，探寻降本潜力与发展趋势。
水土不服的舶来品
虽然LCOE指标具有诸多好处，但在我国并不流行。
首先因为不需要。
标杆电价时代，我国采取固定电价制度而非竞价模式，LCOE是多少并不重要，无论主机厂家还是业主，都更倾向于采用IRR/NPV作为评价指标进行顺势思维。2018年竞争性配置政策出台后，LCOE才被主机厂家关注到，但主要拿来作为标榜新机型竞争力的噱头，而且想要突出的往往是造价高发电量更高的机型；业主虽然也会与时俱进地将LCOE纳入评价体系，但主观上没有体会到指标的特殊性和用武之地，使用频率和权重尚无法与IRR/NPV等传统指标比肩。
其次因为不适用。
作为舶来品，LCOE在我国应用会遇到一些先天不足的挑战。核心在于LCOE主要从利润表选取了不含增值税的数据，没有充分考虑我国增值税和所得税的特殊性及其非线性影响。比如由于建设期总投资当中包括增值税进项税，进项税余额抵扣完毕之前无需缴纳销项税，使得经营期前几年现金流入高于利润表售电收入；实缴增值税时，由于风电项目享受50%即征即退优惠政策，实际总收入也会高于单纯的售电收入；此外由于风电项目享受所得税“三免三减半”政策，前3年税率为0，也无法实现公式中预期的运维成本和折旧抵税效果。
再次因为不知所云。
在一个具体项目评估中，使用者会感到疑惑，假设算出来一个项目LCOE是0.2元/kWh，这说明什么？该怎么应用？如果说这是预期收益率反算的电价，为什么将其作为电价放入模型之后，得出的收益率远低于预期？其实这也是税费因素作祟。
针对上述缺陷，需要将LCOE公式进行修正，用以解决水土不服的问题：
经过上述调整，LCOE即可转化为目标收益率下的含税电价，但由于所得税、增值税等因素的非线性影响，针对某一特定项目，修正LCOE仍然只能相对接近却无法精准测算目标收益率下的上网电价。不过两者的差异已经明显缩小，而且变化方向一致，指标在个体项目的应用上会更有意义。
LCOE谁说了算？
回顾国投瓜州北大桥项目引发的争议，质疑者认为4500元/kW+3400小时无法使LCOE做到0.1元/kWh，4500元/kW+4500小时才可以，这样的论据本身暴露了主机厂家长期以来的一个思维盲区——认为影响LCOE的只是两个因素(电量和造价)，忽视了运维费和折现率的存在感和可变性。
如前所述，LCOE有四大影响要素。从敏感度(指要素变化1%LCOE变化多少百分比)来看，发电量和造价确实是影响最大的。不同方案组合下，发电量变化1%LCOE变化0.9%-1%，造价变化1%LCOE变化0.8%-0.9%。
图1 不同造价/发电小时/收益率要求下LCOE敏感度分析
但折现率每下降1%，LCOE也可以产生0.3%-0.6%的变化，这一点容易被人忽视。由于折现率主要指债权和股权投入的预期回报，所以造价越高，折现率影响越大，造价下降、投资额下降后，折现率的敏感性也会走弱。
折现率应该如何确定？投资人可以采用自身资金成本为基础，行业承载力为均值，同业收益率为参考，再用项目个体风险向上修正来框定折现率区间。
从标杆电价时代到平价时代，新能源行业走向成熟，行业和项目收益风险性下降。此外，在全球进入低利率时代的背景下，我国长期贷款基准利率已经从2011年的最高峰7.05%下降到目前LPR模式下的4.65%，降幅超过1/3。投资人对风电项目的收益率要求应该下降，事实上也在下降。目前大型开发商已经普遍将项目收益率从8%下降到5-6%左右。这也反映出一个重要的事实：项目LCOE下降是业主和厂家共同努力的结果。
因此，讨论LCOE能下降到多少，不提折现率是肯定不对的，不变折现率也是与实际不符的。如果将折现率从8%降到6%，从敏感度分析可知，在其他要素不变的情况下，折现率下降25%LCOE会有0.75%-15%的降幅，效果十分可观。
图2不同发电小时/收益率要求(横轴)造价(曲线)下LCOE趋势(元/kWh)
20万还是5万？
国投瓜州北大桥项目还有一个现在看上去特殊、未来可能成为趋势的特征：采用了6兆瓦以上大型机组。
长期以来，我国风电行业的技术突飞猛进，但可研编制标准和大型主体的运维定额修订却相对滞后。在风机设备价格腰斩的情况下，运维费定额纹丝不动。
传统的运维定额一般以每瓦为单位，先明确标准5万千瓦项目定额后，更大容量的项目在此基础上叠加人工支出。以某发电集团标准为例，如造价为4.5元/w，常规5万千瓦项目保内运维费支出预计在500万元/年左右，保外支出约为700-900万元/年；如果是20万千瓦项目，保内运维费支出最高可达1800万元，保外支出在2500-3000万元之间，是5万千瓦项目的3倍多。
今年风电在运资产转让交易持续活跃，交锋中大型开发商已经明显感知到自身运维费定额偏高，不仅高于市场可以做到的真实水平，而且运维费假设不一致已经成为阻碍资产交易达成的最大障碍。
未来，大型业主的运维费定额失真一定会更加凸显。因为今年以来，从招投标数据可知项目端发生两大变化：项目基地化、单机大型化。典型项目规模将从5万千瓦上升到20万千瓦甚至是100万千瓦以上；单机容量也正在从2-3MW上升到4-6MW区间。
一个升压站、32台机组，如果是1.5MW机组，这是个5万千瓦项目；如果是6.25MW机组，这是个20万千瓦项目。容量大了4倍，但升压站数量没变。质保期内，业主只需对升压站进行运行维护，那么实际运维支出应与5万千瓦项目类似，而非3倍关系；保外虽然需要增加风机运行检修费用，但由于单机容量大，需要管理的风机台数与传统5万千瓦无异，风机设备价格下降预示着供应链价格也在下降，生搬硬套20万千瓦的运维费定额也一定会高估运维支出和LCOE，低估项目投资回报。
在刚刚公布的2021半年报中，明阳智能(601615.SH)对机组价格下降的动因和必要性进行了清晰阐述。目前，供应链环节的国产化和专业度提升、主机环节的机组大型化和设计优化、业主环节的规模化集采排产，是促进机组价格下降的三大核心动力。平价时代，机组价格下降可以有效激活下游开发潜力，促进装机增长，实现良性循环。3060目标需要的不是一个“昂贵的”碳中和，而是一个“普惠的”碳中和。在这一认识的基础上，风电行业应呼吁全产业链共同降本，不断降低LCOE，用自身的实际行动为国家“双碳”宏伟目标做出贡献。
综上所述，平价时代讨论LCOE十分必要，而讨论的前提则是全面认识影响LCOE的四要素，由业主、设备厂家、供应链和运维主体共同努力，共同寻求持续降低LCOE的路径和倍增的未来。
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