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正解风电平价时代LCOE

北极星风力发电网  来源:风电顺风耳  作者:宋燕华  2021/8/23 9:44:37  我要投稿  

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。

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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。

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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%。

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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。

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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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