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摘要：度电成本指标越低说明项目投资更有价值，技术方案更具有竞争力。一般来说，分解到对于式中的各个变量，即期望运营成本Ci越低，发电量Ei越大，折现率p越小，系统运营年限N越长。本文就光伏和风电项目度电成本进行了分析。
关键词：光伏项目；风电项目；度电成本
前言
度电成本/平准化电力成本LCOE 是国际上通用的评价电力能源生产成本的指标，也是国际能源工程尤其是新能源工程进行特许经营权、EPC工程招投标的核心评价指标。随着中国新能源产业朝着国内实现电力平价上网目标的不懈努力，也随着产业“走出去”的发展战略驱动，对于度电成本指标的研究越来越成为体现国内新能源行业技术水平的关键。由于度电成本指标在特定工程项目中受到各类制约因素的影响，具体分析过程极为复杂，难以简单化处理。因此，目前还难以见到对应用LCOE指标指导和优化技术设计的研究。
1度电成本与主要影响因素
总的来说，针对光伏发电项目而言，度电成本是指光伏发电项目单位发电量的综合成本，即光伏发电项目在运营期内发生的所有成本与全部发电量的比值。显然，度电成本指标越低说明项目投资更有价值，技术方案更具有竞争力。一般来说，分解到对于式中的各个变量，即期望运营成本Ci越低，发电量Ei越大，折现率p越小，系统运营年限N越长。但对于这些变量均有一定程度的客观性约束：（1）期望运营成本Ci和Ei都取决于工程建设和运营期间的技术水平、管理能力和项目外延条件。（2）折现率p代表了投资对于项目的预期收益，过高或者过低则失去了投资的意义。因此大多数情况下，将根据投资方的融资成本、对项目风险的评价在项目前期提出。（3）系统运营年限N则受政策、法律、购售电合同（PPA）条款的限制，目前，国际国内包含建设期在内的运营年限一般均在30年以内。
2装机规模优化设计的视角
对于特定工程设计方案，可假定k在一定的技术和管理水平下也为固定值。同时，根据上文假定，CCI、COM不能直接影响发电量，为了降低度电成本，那就应该要求装机规模越大越好，通过获得更大的发电量以摊薄CCI、COM。然而，实际的装机规模是受到诸多约束因素限制的。以某海外特大型光伏工程为例，主要限制装机规模的约束性因素有：（1）最低发电量：出于某些政策性因素，部分国际新能源工程提出了首年发电量、运营期平均发电量、运营末期发电量的要求。例如，该项目就要求了电站运营期末的最小发电量Emin要求。（2）场地面积：在工程项目中可安装光伏阵列的面积是有限的。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆技术方案采用跟踪器还是采用固定支架阵列、跟踪器的形式、固定支架的倾角、行列间距都制约着确定面积场地内可实现的装机规模。在该项目中，如果采用最佳倾角固定支架，仿真计算获得的发电量就不能满足最低发电量的要求；在这种情况下，跟踪器虽然增加了投资，但是可以有效提高投入产出比，更加具有经济优势。（3）总投资额度：项目投资方预期的总投资额度的上限假定位Cmax，如果不对装机规模加以限制，则无法制定合理可行的项目资金投入计划，最终导致项目财务生存能力存在巨大的风险。（4）消纳能力：光伏电站产出的消纳能力受到输变系统电能力、电网调度策略的限制。尤其在国际新能源工程中，往往其获得审批的装机规模是按照交流侧装机规模计算，并按照交流装机规模配置输变电系统；虽然在国内是先确定直流装机规模再根据需要配置交流输变电系统，但一般情况下，出于调度安全的考虑，电网公司也要求电站承诺在运行中不超过某个约定的峰值输出功率。因此，光伏工程很有可能出现由于输变电系统能力而限制光伏发电出力的情况。
3风电度电成本及其影响因素
风电成本为风电项目在整个建设运营寿命周期内所包含的投资建设成本、运行维护成本、财务成本以及拆（废）除等全部成本。风电度电成本指的是风电项目生命周期内的总成本和总发电量的比值。目前度电成本有两种定义应用较为广泛，一种是不考虑资金的时间成本因素，风电度电成本（COE，costofelectricity）为风电总成本与总发电量之比；另一种风电平准化度电成本（LCOE，Levelizedcostofelectricity）是风电项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。目前国内多采用第一种定义方法，而在国外针对未给出或无法给出上网电价时则通常用第二种定义计算。风电度电成本主要取决于以下因素：（1）初始投资（单位装机造价），（2）年上网电量（年等效满负荷小时），（3）运维费用（折旧、材料费、人工工资及福利费、修理费、摊销及保险费等），（4）财务费用（贷款比率、贷款利息），（5）折现率。假设以一个Ⅲ类资源区典型10万kW风电项目为基准方案，总投资为7.5亿元，年发电2300小时，贷款比例80%，贷款率4.9%，固定资产残值率5%，折现率8%，不考虑通胀、大修、增值税进项税和所得税三免三减半的影响，测算LCOE为0.465元/kWh。结合基准方案的情况，对以上因素采取单因素敏感性分析，研究风电度电成本的各个不确定因素在一定变化幅度下，对风电度电成本的影响程度，找出主要的影响因素，进而提出降低度电成本的建议措施。从以上分析结果来看，风电度电成本影响的敏感性大因素是年上网电量，风电的初始投资影响较次，其同时还进一步关联运营期的折旧费及摊销费用等，折现率对风电度电成本的影响排第三，折现率相对比较低时，与传统能源项目相比较而言，风电项目从资产升值和低风险收益有更加明显的优势，另外财务费用受贷款比例、利息及还款年限等影响，以及运维成本受人员薪酬、材料、保险等费用影响，虽这两项内容影响因素较多，但整体对风电度电成本影响较小。因此，提高年上网电量、降低初始投资成本、乐观判断投资期望是降低风电度电成本的关键因素，也只有当风电度电成本接近燃煤脱硫标杆电价时，才能真正实现风电平价上网。
结束语
风电基本可实现平价上网，风电产业后续仍需要通过政策的正向驱动，扩大风电消纳市场、规范弃风管理以及投资政策、推动风电科技进步等各种方式提高风电的发电效率并降低开发成本，终实现风电全面平价上网目标。用电度电成本模型能清晰的比较储能系统单位装机成本、光伏系统单位装机成本、国家补贴、发电上网率等关键因素对安装光伏电站的家庭用户的用电经济性影响。经过分析结果表明，储能成本和光伏单位装机成本的降低，会促使LCOE的值更低，在国家补贴不减少的情况下，安装光伏电站的家庭用户可能迎来用电免费。
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论文作者:贺,瑞
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第12期
论文发表时间:2019/10/30
标签：成本论文; 风电论文; 发电量论文; 项目论文; 装机论文; 光伏论文; 因素论文; 《当代电力文化》2019年第12期论文;