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引言

近年來，新能源發(fā)電項目快速發(fā)展取得顯著成就。數(shù)據(jù)顯示，至2018年底，國內(nèi)新能源發(fā)電裝機容量達3.6億kW，占全國總裝機比重達到19%，首次超越水電。其中年度新增裝機6622萬kW，占全國電源新增裝機的54%，已連續(xù)兩年超過火電。目前，新能源項目建設成本不斷降低，已基本具備平價上網(wǎng)條件。

2019年國家發(fā)展改革委、能源局陸續(xù)發(fā)布幾項促進平價上網(wǎng)政策，競爭性配置資源拉開帷幕，平價上網(wǎng)已然來臨。本文將LCOE分析方法運用于風電項目設計，通過設計優(yōu)化與評審，驗證了該方法對提高項目投資收益水平和抗風險能力、應對平價上網(wǎng)挑戰(zhàn)是可行的。

1 陸上風電新政策

2019年1-5月，國家發(fā)改委、能源局陸續(xù)發(fā)布《關于積極推進風電光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關工作的通知》要求在具備條件的地區(qū)建立一批平價上網(wǎng)新能源項目、《關于2019年風電光伏發(fā)電項目建設有關亊項的通知》明確采取競爭方式配置需國家補貼的風電光伏發(fā)電項目、《關于公布2019年第一批風電光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目的通知》共有16個省區(qū)市報送了平價項目名單，總裝機規(guī)模2076萬千瓦。

面對新形勢，如何抓住發(fā)展機遇、提高發(fā)展質(zhì)量，是風電行業(yè)面臨新的巨大挑戰(zhàn)。對于業(yè)內(nèi)企業(yè)，降低成本和實施創(chuàng)新發(fā)展是必由之路。

2 項目評估指標選擇

(1)內(nèi)部收益率(IRR)。內(nèi)部收益率(IRR)是指項目投資實際期望達到的收益率。它實質(zhì)上是使項目全壽命周期內(nèi)凈現(xiàn)值等于零時的折現(xiàn)率。計算IRR輸入條件：建設期投資、運營成本、發(fā)電量與給定的電價等。

(2)平準化度電成本(LCOE)。平準化度電成本(LCOE)，就是對項目生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進行平準化后計算得到的發(fā)電成本。LCOE表示了項目生命周期內(nèi)貼現(xiàn)收入總和現(xiàn)值與貼現(xiàn)成本總和現(xiàn)值相等時的電價，也表示項目在支付債務投資者和權益投資者期望回報之后的保本電價。

計算LCOE輸入條件：建設期投資、運營成本、稅費、發(fā)電量與給定的折現(xiàn)率等。

(3)項目評價指標的選擇。LCOE和IRR的差別：給定上網(wǎng)電價時可以計算IRR，而未給出/無法給出上網(wǎng)電價時則只能計算LCOE。

在指導價時期，上網(wǎng)電價由政府主管部門制定，且以投產(chǎn)/審批時間為節(jié)點核定，通常20年不變。這種情況，更適宜采用IRR計算收益率指標進行投資分析與評價。

采用競價上網(wǎng)的國外風電項目，最終電價為市場電價，在前期對項目經(jīng)濟性評價時無法計算IRR，只可采用LCOE。隨著我國平價上網(wǎng)時代的到來，IRR必將被LCOE所取代。

3 基于LCOE的項目設計優(yōu)化

3.1 鎖定收益率條件下的LCOE測算 山東省燃煤標桿電價為0.3949元/kWh。以該區(qū)域單位靜態(tài)投資0.5～0.9萬元/kW和年利用1700～2900小時為區(qū)間，鎖定12%資本金內(nèi)部收益率來測算各區(qū)間LCOE。

(1)設定邊界條件。以目前風機主流機型及某平均運維成本和當前財稅政策為基礎，設定以下基準參數(shù)。

裝機容量：50MW，單機2MW，共25臺；建設工期12個月；生產(chǎn)期20年；定員10人，8萬元/人/年，福利費60%；材料費：20元/kW(質(zhì)保期)；40元/kW(質(zhì)保期外)；其他費用30元/kW；修理費5.24元/kW(質(zhì)保期)；40元/kW(質(zhì)保期外)；折舊年限15年(殘值5%)；資金籌措：資本金20%，銀行貸款80%，貸款利率按現(xiàn)行五年期以上基準貸款利率4.9%。

增值稅適應稅率為13%，根據(jù)財稅[2008]156號，享受“增值稅即征即退50%”優(yōu)惠政策；銷售稅金附加分別按增值稅5%計征。所得稅稅率為25%，根據(jù)《企業(yè)所得稅法實施條例》“三免三減半”優(yōu)惠政策，運營期前3年稅率為0，后3年12.5%，其余年份25%。

(2)測算結(jié)果

(LCOE分析表)

測算結(jié)果為，在不同靜態(tài)投資和發(fā)電利用小時數(shù)組合的LCOE數(shù)據(jù)。測算方式可作為在給定期望收益條件下，結(jié)合企業(yè)實際成本與項目實際資源情況，參與地區(qū)競價配置資源計算保本電價與投標定價的參考。

3.2 實例分析與應用 以山東濱州地區(qū)某風電項目運用以上結(jié)果進行設計優(yōu)化分析。

(1)項目基本情況分析。按照可研階段設計方案，項目建設24臺2.0MW直驅(qū)機組，概算靜態(tài)投資6864元/kW，動態(tài)7055元/kW，年平均利用小時1980h，核準電價0.6元/k Wh，20年總經(jīng)營成本15074萬元，稅金及附加18702萬元，年均上網(wǎng)電量95059MWh，發(fā)電利潤總額55672萬元，總投資收益率8.63%。

考慮到國內(nèi)新能源產(chǎn)業(yè)政策性強、政府發(fā)電補貼不到位、補貼退坡、電價市場化改革等風險，經(jīng)分年迭代計算的LCOE為0.419元/kWh。測算LCOE雖低于項目核準電價，但仍高于山東省上網(wǎng)標桿電價(0.3949元/kWh)，面對平價上網(wǎng)，項目未來競爭優(yōu)勢顯然不足。查表分析，要降低LCOE值，需要降低投資或提高發(fā)電利用小時數(shù)，以優(yōu)化設計降本或增效等措施進一步提高項目平價競爭力。

(2)設計優(yōu)化措施。以當期設備、項目所在地機物料及用工價格水平，降低造價空間有限。比較而言，通過設計優(yōu)化提高裝備效率和資源利用率是較優(yōu)選擇。

2019年4月，組織金風、明陽、湘電等主流廠家及北京院、山東院、西勘院等電力設計院分別對項目風資源與設備選型進行了多方案優(yōu)化設計，并委托專家組進行評審。主要措施：①按中尺度模型對各機位點風資源進行重新細化計算；②根據(jù)各機位點風功率密度、風切變、湍流等參數(shù)校核各優(yōu)化主機方案經(jīng)濟性、安全性；③根據(jù)確定方案及節(jié)約用地原則分別開展風基礎、平臺、道路、集電線等優(yōu)化設計；④按“遠程集控、少人值守”模式展開升壓站廠區(qū)布置、建筑結(jié)構、控制系統(tǒng)優(yōu)化設計；⑤對優(yōu)化后方案組織專家組逐一評審再優(yōu)化；⑥根據(jù)技術先進、LCOE最優(yōu)確定最終方案，并交業(yè)主審定后作為投資決策依據(jù)。

(3)效果評估。經(jīng)設計優(yōu)化，①原方案中10臺選用2.2MW/131m的大功率、較大葉輪直徑機型，提高了捕風能力和發(fā)電功率，總裝機增加2MW；②鑒于場區(qū)地勢平坦、高聳障礙物較少特點，在利用大件設備舉升倒運措施下，道路寬度由5m優(yōu)化為3.5-4m，吊裝平臺由45X50減少為40X40，節(jié)約征地費用；③采用鋼管塔替代角鋼塔減少農(nóng)地占用，優(yōu)化集電線路徑降低線路長度，綜合降低了線路投資；④SVG、配電裝置等設備采用集裝箱式，優(yōu)化場內(nèi)布置，減少了混凝土工程量，節(jié)約了征地面積和投資費用。

經(jīng)設計優(yōu)化，建設容量增加2MW，概算投資下降了225元/kW；年平均發(fā)電利用小時提高了250小時；20年總經(jīng)營成本下降了1303萬元；稅金及附加下降了4286萬元；年平均上網(wǎng)電量提高了16441MWh；發(fā)電利潤總額提高了11819萬元；總投資收益率(ROI)11.41%，盈利能力大幅提高。

經(jīng)計算LCOE為0.37元/kWh，較山東省燃煤電站標桿電價降低了0.049元/kWh，項目抗風險能力和平價競爭力有較大提高。

(4)推廣應用。按照以上方式，對山西、山東、湖南區(qū)域10個風電項目進行設計優(yōu)化。通過深化微觀選址、主機選型、工藝流程比選，采用新設備、新技術等提高了設備先進性、運維方便性，節(jié)余機位47臺，降低了項目總投資和全壽命期運維成本，提高了發(fā)電能力。10個項目投資較原概算節(jié)4億元，LCOE平均下降0.05元/kWh，年發(fā)電利用小時數(shù)提高259h，裝機容量增加5.5MW，提高年發(fā)電量1.42億kWh，增加年收益8500余萬元。

4 結(jié)語

基于LCOE的風電成本評價模式必將成為國內(nèi)平價上網(wǎng)投資風電項目的重要手段。測算與成果的實例應用，驗證了通過項目優(yōu)化設計達到LCOE最優(yōu)化，滿足平價上網(wǎng)條件，提高了項目贏利能力和競價能力，促進了投資項目全壽命周期收益最大化，取得了很好經(jīng)濟技術效果。