碳交易机制下新能源项目LCOE 计算模型优化

2022-07-08弓卫

陕西水利 2022年6期

弓卫

（陕西省水利电力勘测设计研究院,陕西西安 710001）

1 引言

近年来,有很多专家学者在新能源项目的度电成本经济性方面做了大量的研究工作,通过理论和试验手段对区域资源条件、电站发电效率、国内税收政策、运营期综合成本及电价机制等多方面因素进行了对比分析和预测分析,不断丰富和完善平准化度电成本（Levelized Cost of Energy,下文简称“LCOE”）计算模型在国内新建项目上的应用[1]。然而,现有的LCOE 计算模型所考虑的成本构成和收入并不够细化和完整,未纳入清洁发展机制下碳排放权交易CCER 带来的收入影响。

建设碳交易市场是中国实现“双碳”目标的重要举措,在碳交易机制下,可再生能源项目可以通过CCER 交易获得额外收益,能够给项目的度电成本下降带来一定空间,提升项目竞争力。综上所述,本文将投资项目的成本和收入进一步细化,补充实施碳排放权交易所带来的相关收益,并结合其他投资指标,提出更为完善的LCOE 计算模型。

2 传统LCOE 计算模型及发展

LCOE 最早被国内外应用于传统电源项目的发电成本计算中,自新能源项目电价政策从“标杆+补贴”电价逐步过渡到“竞价”模式后,平准化度电成本的概念才逐渐在新能源行业得到应用,其中文版内容可在《2025 中国风电度电成本白皮书》中查询到[2]。长期以来,国内新能源投资项目主体在融资前分析时普遍热衷于关注项目的内部收益率（IRR）指标,这也是特定投资政策背景下的选择。因为在购电协议（PPA）电价已知的情况下,多用内部收益率IRR 来衡量投资项目的经济性；而在没有PPA 电价的竞价市场中,也就是电价未知或不明确的情况下,多用度电成本来衡量投资项目的经济性。这就不难理解为什么国内新能源行业一直采用内部收益率作为投资项目财务可行性衡量的首选参考指标。

平准化成本是一种用于评估不同发电方式、不同规模、不同区域、不同投资额和不同技术方法的经济评价参数。采用项目全生命周期总成本和总发电量的比值,来对发电项目全生命周期内的经济性进行准确评估,其本质上就是计算每单位电力的发电技术的全生命周期成本,可用于项目电价的定价分析以及不同项目的成本对标与比较分析。早在1995 年,美国可再生能源国家实验室（NREL）就提出了LCOE 的概念[3]。

式中：En为系统第n年的发电量；Cn为第n年的运营成本,包括财务支出、运营维护成本和维修费用等；i为折现率；N为系统运营年限。

通过上式计算得到的LCOE 即是对全生命周期成本进行折现计算后动态的平准化电力成本。近年来随着我国新能源行业的迅猛发展,国内专家学者对于LCOE 的计算模型也在不断优化改进,下式就是在上述LCOE 计算模型中考虑了项目增值税抵扣、发电系统残值等因素后细化得出的,应用较为广泛,是包括笔者在内所见到的大多数机构目前在做新能源项目融资前分析时普遍采用的平准化度电成本计算模型。

式中：i为折现率,%；n为项目运行年数（n=1,2,……,N）；N为项目评价周期,a；I0为项目静态初始投资；It为项目增值税抵扣；VR为项目残值；Mn为项目第n年运营成本（含人员工资福利、维修、保险、材料等）；En为项目年发电量,kW·h。

3 引入CCER 后的LCOE 计算模型

谈到CCER,首先得说明减排量的含义和计算方法,减排量一般采用基准线法计算,基本思路是：采用有无对比的原则,假设在没有该CCER 项目的情况下,为了提供同样的服务,最可能建设的其他项目所带来的温室气体排放量减去该CCER 项目的温室气体排放量和泄漏量后的数值即为减排量,因而光伏、风电、水电等清洁能源的项目排放量一般为0。

对于新能源项目而言,CCER 带来的年收入计算方法为：CCER 收入=年净上网电量×项目多连接电网的组合排放因子×CCER 成交价。其中年净上网电量主要与当地的资源情况、发电转换效率、限电政策等因素相关,当地的利用小时数越高、限电比例越低,则净上网电量越高,项目产生的减排量就会越大。电网的组合排放因子根据国家发改委每年度发布的《中国区域电网基准线排放因子》中的电网电量边际排放因子加权平均值OM 和容量边际排放因子BM 进行计算[4]。

对于考虑CCER 收益的项目而言,其最大的不同在于,LCOE 计算模型中的收入部分从之前的电费收入转变为电费和CCER 收入两部分,且均为变量数值,这两部分在计算中都需要考虑到资金的时间价值进行折现计算,公式推导如下文所示：

假设某项目的使用寿命为N年,每年发电量为En,每年的电价为Tn,每年的碳排放因子为EFGrid,CM,y,每年的CCER 交易价格为Tco2,则项目第n年的电费和CCER 收入为：

运行期N年电费总收入的折成现值为：

根据平准化度电成本的定义,令项目总收入现值等于总成本现值,即：

上述公式中,未来每年的电价Tn可能都会变化,并不能提取公因式。行文至此,同时需要说明一个困惑部分人的问题,为什么在考虑时间成本的LCOE 计算公式中,分母会出现对年发电量的折现现象,也就是出现了发电量现值。正常来说,对发电量进行折现并没有任何实际意义,这里其实是使用了数学上的处理技巧,其本质还是对发电收入的折现,也就是如果在上述公式中人为的假定一个“平准的”电价T,使其满足：

那么即可将T提取公因式后,得到：

此处人为假定的电价T,即为平准化电价,也称平准化度电成本,简称LCOE。上式分子中已包含CCER 的收入,可以明显看出在发电量一定的情况下,若纳入CCER 收益后会降低项目的度电成本。

4 验证优化后的LCOE 计算模型

4.1 项目实例及计算边界条件

以陕西II 类资源区光伏发电项目为例,假定项目总装机容量100 MW,年有效利用小时数1250 h,建设期1 年,运营期25 年,项目资本金比例20%,考虑银行贷款融资,贷款年限15 年,年利率4.60%,运营费用包括人工成本、材料费、修理费、其他费等合计56 元/kW,保险费费率0.25%。项目增值税率为13%,所得税税率为25%,享受所得税“三免三减半”优惠政策。

根据发改价格〔2021〕833 号《关于2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》,新建项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行,也可自愿通过参与市场化交易形成上网电价,本案例暂按项目地区燃煤发电基准价0.3545 元/（kW·h）计算,西北区域电网组合边际平均排放因子为0.7793tCO2/（MW·h）,CCER 按照40 元/tCO2的价格计算,LCOE 折现率取8%。

4.2 LCOE 计算

经计算,本项目年净上网电量为125100 MW·h,在目前排放因子标准下年均CO2减排量达到97490 t,若全部交易成功,可达到389.96 万元/a。针对上述案例分别采用传统和考虑CCER 收益优化后的LCOE 模型进行计算,计算结果见表1。

表1 两种LCOE 模型计算结果

从上表可以看出, 考虑CCER 额外收益后, 项目LCOE 由0.3256 元/（kW·h）降至0.2989 元/（kW·h）,降低0.0267 元/（kW·h）, 降幅8.20%；资本金财务内部收益率IRR 由8.84% 增加至11.41%, 可见CCER 收益对于项目经济性测算的评价结果影响显著[5]。

4.3 敏感性分析

自国家提出“30·60 碳达峰碳中和”目标以来,相关政策不断出台,全国碳市场已经初步建立,各市场主体参与碳交易的意识不断提升,随着后续CCER 市场的逐步开放,未来CCER 的价格将受到供需状况、能源结构及宏观经济政策等因素的影响会出现较大波动。表2 借助敏感性分析法计算了CCER 价格、建设投资、上网电量分别作为敏感性因素单独变化时对项目LCOE 等指标产生的影响。

表2 敏感性分析表

感性分析结果表明：在其他因素不变的情况下,当CCER 价格在-50%～50%（20 元/tCO2～60 元/tCO2）范围变化时,项目LCOE 在0.3117 元/（kW·h）～0.2871 元/（kW·h）之间变化,项目资本金内部收益率IRR 在10.10%～12.74%之间变化。同理,当CCER 价格不变时,建设投资和上网电量的变化对项目LCOE 和资本金内部收益率IRR 的影响较大。