「 详   解 」

• 期初建设成本：动态投资所有成本的现值；

• 折旧抵税收益（累计现值）：期初投资作为一次性投入，列在项目的成本中，而折旧不是现金支出，但是可以带来可抵税的收益，所以这部分收益可作为总投资成本中的减项处理；

• 运维成本（累计现值）：光伏、风电项目的运维费用比较简单，包括运营维护、保险、管理费用等。同样，运维成本作为一项税前费用，需减去所得税部分的影响；

• 残值（现值）：在项目实际运营结束后的残值的现值；

• 发电量（累计现值）：项目在运营期内发电量的累计现值。

IRR，内部收益率（Internal rate of return），同时考虑了项目寿命期内的收益（现金流入）与投资总额（现金流出），便于与行业基准的投资收益率进行对比；可以区分项目层面与股东层面的收益；可以根据项目的风险敞口不同，调整要求的内部收益率，通常来说，风险越高，要求达到的内部收益率标准就越高。根据现金流的情况可以一定程度地反映项目风险的独特性，可判断项目的收益质量、偿债能力等；但与LCOE相比，IRR的计算过程复杂很多。

LCOE，平准化度电成本（Levelized Cost of Energy），用于横向比较不同类型（如光伏、风电、火电等）发电项目的成本，以作为电价的参考；与IRR需要计算出整个项目周期的现金流，搭建完整的模型相比，LCOE的计算更为简单；不过LCOE仅适用于发电行业，若单独看LCOE这个数据，无法判断项目整体的收益情况。

在实际工作中，不同机构在LCOE计算方法上始终有细微差别，使得一些项目在使用LCOE进行对比时会产生歧义，不正确的计算方式所对应的结果也失去原有的价值。本文通过一个简单的光伏项目财务模型，对比LCOE与电价的关系，发现二者之间的联系。

首先，LCOE计算公式没有考虑融资方面的假设，以一个无融资假设的项目的简单测算为例：假设投资一个100兆瓦的光伏项目；期初建设成本每瓦4元，总计4亿元；运维成本每年每瓦8分，年运维成本为800万元；年发电2000小时，即年发电量200GWh；70%的期初投资可用于固定资产折旧，折旧年限为25年，即每年折旧1120万元；残值占期初总投资的10%；企业所得税税率25%；折现率按照9%来计算。具体假设如下表：

根据上述公式和9%的折现率去计算LCOE：

①期初建设成本为4亿元，②年折旧1120万元，25年折旧累计现值为1.1亿元，③年运维成本800万元，累计现值为7860万元，④项目残值4000万元，现值为460万元，⑤年发电量为200GWh，项目在运营期内的发电量的累计现值为1964.3GWh；计算得出LCOE为0.217元/千瓦时。具体的公式和计算如下图：

以上模型用于了解计算过程，确认数字之间的关系，假设可以进一步细化，比如考虑光伏发电量的衰减，运维成本的递增等，假设调整后LCOE的结果会更精确，但并不会影响目前的计算过程。

单独看LCOE这个数值，反映了发电成本，但是LOCE跟电价的关系是什么呢？根据目前的假设进行简单的现金流计算，以9%的收益率为目标，采用Excel单变量求解的方式，反算出可以达到该收益率的电价为0.29元每度，计算过程如下表：

通过计算发现，所得电价不同于LCOE，考虑LCOE是去除税费影响后的成本，将税率调整为0%后，LCOE会上升至0.29，与电价一致，或在电价（0.29元/度）中去除税费的影响，与（1-税率）做乘法后得0.217，与LCOE一致。由此可得，在这个简化模型中，当折现率与内部收益率相同时，LCOE等于税后电价。

就一个项目的财务模型搭建而言，大型项目为了避免人为的错误，在预算充足的情况下，往往会请第三方机构单独对模型结果进行校对。但是对于规模相对较小的项目，使用LCOE进行校对不失为一个不错的选择，几乎覆盖了全部的技术假设，同时简单易计算。校对时需要注意的细节，将在下文「LCOE的局限性」详述。

通过对比不同方案的LCOE，可以综合判断项目的建造成本与运维质量。在绿地项目收购中，项目的电价往往是通过PPA（Power Purchase Agreement，购电合同）锁定的，而项目的总造价、运维成本以及担保的电量则是需要确定的部分。根据设置的基准收益率要求，可推算如何配置EPC方、设备商、运维方可使LCOE低于除税费后的PPA电价，从而实现更高的收益率。同理，在投标项目中，电价就像短跑运动员的秒数一样，可谓分秒必争，直接使用LCOE作为电价的计算，未免颗粒度太大，但是LCOE已经覆盖了几乎全部的主要假设，通过对比LCOE可选出最优的技术方案。

与风险和收益率的关系相同，成本（EPC成本和运维费用）与发电量之间的关系是需要被综合考虑的，LCOE就像它们之间的系数。

近两年，随着新能源发电占比的升高，大型储能也逐步进入商业阶段，LCOE作为电力行业的专属定量指标，也会对储能类项目决策提供帮助。结合储能的衰减特性，不同充放电方案所用电池寿命期不同，为满足功率曲线，后期可能需要更换一定比例的电池，这就意味着不同方案的总投资不同。用LCOE这种计算度电成本的方式，可以用于确定最优的充放电方案。

储能项目的逻辑与火电项目类似，充电成本就像燃料成本一样，好在充电的电费是度电单位成本，可以直接减掉，所以在LCOE中不用考虑充电成本，计算所得储能项目的LCOE可以与市场电价的峰谷价差进行比较，以判断盈利能力。

回顾LCOE计算公式，计算中没有考虑关于融资方面的假设，因此应采用全投资收益率（加权平均资本成本）作为计算LCOE折现率的参考。若项目在做决策时是参考股本金层面的收益率，则LCOE的可参考性就降低了，因为无法确定准确的折现率，且对单一项目来说，全寿命期的资本结构也是动态变化的。

LCOE中对税率的处理隐藏了税率为固定值的假设，在实际操作中会有所限制。如考虑国内针对新能源项目的税收优惠政策（三免三减半）以及增值税的抵扣规定，LCOE的计算公式还需进一步调整，如果是海外某些国家的税收优惠是采用定量抵减额的方式，则在LCOE的计算中便无法包含这部分的税收优惠。

结合以上模型可知，LCOE可以作为税后电价的参考，但无法直接使用，因为电价的构成往往是复杂且波动的。目前新能源项目的发电收入大部分是基于PPA电价和市场电价。PPA的电价大多会随指数调整，且可能同时签署多个PPA，而市场电价则难以预测。随着电力市场的逐步成熟及新能源占比的上升，全球的市场电价波动愈发剧烈，个别项目或国家还存在容量电价或绿证收入，且会随电力市场情况调整。正是电价构成的复杂性，使得LCOE作为电价参考的可靠度有所下降。

新能源的发展还在路上，行业的蓬勃带来了挑战，也带领我们不断前行，期待远处的光芒万丈，雨过总会天晴，这样光伏板子就可以发更多的电了！

领取模型