聶洪光,劉尚奇,莫建雷

一、引 言

2020年9月,我國(guó)在第七十五屆聯(lián)合國(guó)大會(huì)上提出2030年之前碳達(dá)峰和2060年之前碳中和的目標(biāo)愿景 (簡(jiǎn)稱 “雙碳”目標(biāo))[1],積極發(fā)展可再生能源將對(duì)實(shí)現(xiàn) “雙碳”目標(biāo)起到關(guān)鍵作用[2]。2020年12月我國(guó)在氣候雄心峰會(huì)上進(jìn)一步宣布到2030年非化石能源占一次能源消費(fèi)比重達(dá)到25%左右,風(fēng)電、太陽(yáng)能總裝機(jī)容量達(dá)到12億千瓦以上的目標(biāo)[3]。

為了推動(dòng)可再生能源的發(fā)展,自2009年開(kāi)始,我國(guó)開(kāi)始實(shí)施可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼政策,并取得了較好的效果[4][5]。然而,隨著可再生能源發(fā)電成本不斷下降,2021年8月,中央財(cái)政不再對(duì)新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目和新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項(xiàng)目提供補(bǔ)貼,實(shí)行平價(jià)上網(wǎng)。2021年7月,全國(guó)碳排放權(quán)交易市場(chǎng)正式啟動(dòng),發(fā)電行業(yè)成為首個(gè)納入全國(guó)碳市場(chǎng)的行業(yè)。根據(jù) ?碳排放權(quán)交易管理辦法?,重點(diǎn)排放單位每年可以使用一定數(shù)量的國(guó)家核證自愿減排量 (CCER)抵消碳排放配額的清繳,因此未來(lái)風(fēng)力和光伏等可再生能源發(fā)電企業(yè)可以在碳市場(chǎng)交易核證自愿碳減排量從而獲得減排收益,這在一定程度上可以抵消一部分補(bǔ)貼 “退坡”造成的負(fù)面影響。2021年11月,中國(guó)人民銀行推出碳減排支持工具,金融機(jī)構(gòu)向重點(diǎn)領(lǐng)域發(fā)放碳減排貸款后,可按貸款本金的60%向中國(guó)人民銀行申請(qǐng)資金支持,利率為1.75%[6],這樣的綠色金融政策又可以再抵消一部分補(bǔ)貼 “退坡”造成的經(jīng)濟(jì)損失。那么,在補(bǔ)貼 “退坡”的背景下,碳市場(chǎng)和綠色金融等政策能否起到應(yīng)有的作用,推動(dòng)風(fēng)力和光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)?回答這一問(wèn)題對(duì)于風(fēng)力和光伏發(fā)電的可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。

全生命周期的成本-收益評(píng)估是評(píng)價(jià)發(fā)電技術(shù)或發(fā)電項(xiàng)目效益水平的有效手段[7][8],經(jīng)濟(jì)和環(huán)境的成本和收益共同決定了發(fā)電項(xiàng)目的效益水平[9][10]。相關(guān)研究表明,考慮補(bǔ)貼等可再生能源激勵(lì)政策帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)和環(huán)境效益之后,風(fēng)能和光伏發(fā)電項(xiàng)目全生命周期的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益都有較大改善[11][12](P35－45)。補(bǔ)貼上網(wǎng)電價(jià)對(duì)于可再生能源發(fā)電項(xiàng)目的激勵(lì)效果非常顯著[9][13],然而補(bǔ)貼“退坡”之后,風(fēng)能和光伏發(fā)電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益出現(xiàn)了較為明顯的下降[14],有可能對(duì)未來(lái)一段時(shí)間內(nèi)風(fēng)能和光伏發(fā)電項(xiàng)目的可持續(xù)發(fā)展造成負(fù)面影響。另有研究表明,碳定價(jià)制度可以解決碳排放的環(huán)境外部性問(wèn)題,通過(guò)計(jì)算碳排放的社會(huì)成本確定碳排放的價(jià)格,可以解決因碳排放的環(huán)境外部性引起的市場(chǎng)失靈問(wèn)題,從而促進(jìn)可再生能源的發(fā)展[15][16]。

平準(zhǔn)化度電成本模型 (LCOE模型)是目前測(cè)算發(fā)電成本的有效工具,它不僅能評(píng)估發(fā)電技術(shù)自身的成本和收益水平,而且能對(duì)不同發(fā)電技術(shù)成本進(jìn)行比較分析[17](P14－16)。Nicholls等通過(guò)應(yīng)用LCOE模型測(cè)算并比較了摩洛哥20個(gè)城市的屋頂分布式光伏項(xiàng)目的成本-收益水平[9]。Roth和Ambs將空氣污染、能源安全、輸配電成本以及其他環(huán)境因素納入LCOE模型,測(cè)算14種不同發(fā)電技術(shù)的完全成本[18]。蔡浩等在傳統(tǒng)LCOE模型的基礎(chǔ)上提出了一種適合風(fēng)力模型的平準(zhǔn)化電力成本測(cè)算方法,從多個(gè)風(fēng)機(jī)方案中篩選出最優(yōu)的風(fēng)電系統(tǒng)方案[19]。通過(guò)對(duì)文獻(xiàn)進(jìn)行梳理,本文發(fā)現(xiàn):基于LCOE模型的全生命周期成本-收益測(cè)算工具可以有效評(píng)價(jià)發(fā)電項(xiàng)目的成本和收益水平[9][17](P14－16)。但是,目前的研究并沒(méi)有充分考慮財(cái)政補(bǔ)貼、碳市場(chǎng)及綠色金融等政策對(duì)新能源發(fā)電項(xiàng)目成本、收益的影響[19][20]。在中國(guó)的情境下,財(cái)政補(bǔ)貼、碳市場(chǎng)等政策對(duì)于新能源發(fā)電項(xiàng)目可能產(chǎn)生顯著的影響,甚至有可能是決定性的[4][5][21][22]。因此,如果能源在現(xiàn)有的LCOE模型中引入財(cái)政補(bǔ)貼、碳價(jià)、綠色金融等政策因素,就可以對(duì)相關(guān)政策的作用效果進(jìn)行定量化的評(píng)價(jià)。

本文通過(guò)對(duì)LCOE模型進(jìn)行拓展,在傳統(tǒng)LCOE模型的基礎(chǔ)上引入碳價(jià)、融資成本等變量,構(gòu)建綜合平準(zhǔn)化度電成本 (CLCOE)模型,可用于分析補(bǔ)貼 “退坡”、碳市場(chǎng)、綠色金融等政策變動(dòng)對(duì)風(fēng)力和光伏發(fā)電經(jīng)濟(jì)效益的影響,從而評(píng)價(jià)相關(guān)政策的效果,基于此提出通過(guò)優(yōu)化相關(guān)政策推動(dòng)風(fēng)力和光伏發(fā)電等可再生能源發(fā)展的主要方向。本文的貢獻(xiàn)主要有以下三個(gè)方面,第一,在 “雙碳”目標(biāo)和補(bǔ)貼 “退坡”的背景下,構(gòu)建了CLCOE模型,為定量分析補(bǔ)貼 “退坡”、碳市場(chǎng)以及綠色金融等政策工具對(duì)發(fā)電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益的影響提供了理論工具;第二,分別研究補(bǔ)貼“退坡”政策、碳市場(chǎng)以及綠色金融政策對(duì)風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目CLCOE可能產(chǎn)生的影響,確定各政策對(duì)實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)的作用;第三,通過(guò)敏感性分析,識(shí)別出不同資源區(qū)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)和環(huán)境效益的關(guān)鍵影響因素,為實(shí)現(xiàn)我國(guó)風(fēng)力和光伏項(xiàng)目平價(jià)上網(wǎng)和可持續(xù)發(fā)展提供政策優(yōu)化的方向參考。

二、綜合平準(zhǔn)化度電成本 (Comprehensive Levelized Cost of Energy,CLCOE)模型構(gòu)建

平準(zhǔn)化度電成本 (LCOE)模型是用來(lái)評(píng)估發(fā)電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)可行性的一種常用且有效的手段[23][24]。LCOE是發(fā)電系統(tǒng)整個(gè)生命周期內(nèi)凈現(xiàn)值為零時(shí)考慮經(jīng)濟(jì)時(shí)間價(jià)值的所有成本現(xiàn)值之和與能源產(chǎn)出的比值,即單位發(fā)電成本。

本文針對(duì)風(fēng)力和光伏發(fā)電系統(tǒng)構(gòu)建包括加工制造、建設(shè)運(yùn)輸、運(yùn)行維護(hù)多個(gè)環(huán)節(jié)的項(xiàng)目全生命周期LCOE模型。首先假設(shè)收入的現(xiàn)值總和與成本的現(xiàn)值總和相等,如公式 (1):

式中:Rt為項(xiàng)目第t年的總收入,Ct為項(xiàng)目第t年的總成本,n為項(xiàng)目生命周期,d為項(xiàng)目第t年的折現(xiàn)率。

將公式 (1)中的Rt表示為平準(zhǔn)化電力成本LCOE與年發(fā)電量Et的乘積,可以得到公式 (2):

進(jìn)一步假設(shè)LCOE為常數(shù),可以得到公式 (3):

本文以傳統(tǒng)LCOE模型為基礎(chǔ),在收入側(cè)原有經(jīng)濟(jì)效益的基礎(chǔ)上增加了補(bǔ)貼效益、低碳效益(碳市場(chǎng)交易收益)和系統(tǒng)網(wǎng)損改善效益。在成本側(cè)增加了備用容量成本和生產(chǎn)過(guò)程中的碳排放成本,提出了發(fā)電項(xiàng)目的綜合低碳效益模型,如圖1所示,從而得出公式 (4),通過(guò)計(jì)算最終可得出綜合平準(zhǔn)化發(fā)電成本CLCOE(Comprehensive Levelized Cost of Energy)模型。

圖1 發(fā)電項(xiàng)目綜合效益評(píng)估模型示意圖

式中:R表示發(fā)電項(xiàng)目的收益,C表示發(fā)電項(xiàng)目的成本。其中RE為第t年的發(fā)電項(xiàng)目直接經(jīng)濟(jì)收益,RS為第t年的政府補(bǔ)貼的經(jīng)濟(jì)收益,RW為第t年的系統(tǒng)網(wǎng)損改善帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)收益,RC1為第t年發(fā)電項(xiàng)目的減碳收益,RC2為第t年項(xiàng)目系統(tǒng)網(wǎng)損改善的減碳收益,Ct為第t年的發(fā)電直接經(jīng)濟(jì)成本,CP為第t年的備用容量的經(jīng)濟(jì)成本,CC3為第t年的發(fā)電項(xiàng)目碳排放成本,CC4為第t年的系統(tǒng)備用容量的碳排放成本。

本文接下來(lái)將進(jìn)一步確定模型中的經(jīng)濟(jì)、環(huán)境收益,以及經(jīng)濟(jì)、環(huán)境成本。

(一)發(fā)電收益的測(cè)算模型

1.項(xiàng)目年發(fā)電量。

式中:Et為第t年的發(fā)電量,H為資源的年利用小時(shí)數(shù),IC為發(fā)電項(xiàng)目裝機(jī)容量,η為發(fā)電項(xiàng)目的發(fā)電效率,r為發(fā)電項(xiàng)目的衰竭率。

2.發(fā)電直接經(jīng)濟(jì)收益。

式中:Pt為第t年的上網(wǎng)電價(jià)。

3.發(fā)電項(xiàng)目的減碳收益。

式中:PT為碳交易價(jià)格,C1為可再生能源發(fā)電的減少的碳排放量,mc為組合邊際排放因子。

4.系統(tǒng)網(wǎng)損改善效益的經(jīng)濟(jì)收益。系統(tǒng)網(wǎng)損是指由于輸配電元件中電阻的存在,在電能的傳輸和分配過(guò)程中不可避免地要產(chǎn)生一定的功率損耗[25]。由于可再生能源電站通常建立在負(fù)荷中心位置,可以降低部分電能遠(yuǎn)距離輸送過(guò)程中產(chǎn)生的網(wǎng)絡(luò)損耗,從而減少發(fā)電機(jī)組的電量損耗和碳排放[12](P17、28),間接地增加電廠的經(jīng)濟(jì)收益和環(huán)境收益。按照 “有無(wú)”對(duì)比法對(duì)系統(tǒng)網(wǎng)損改善的經(jīng)濟(jì)和環(huán)境收益進(jìn)行分析,在t時(shí)間段內(nèi),由于系統(tǒng)網(wǎng)損改善所產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)收益RW可表示為:

上式表示由于風(fēng)力、光伏發(fā)電項(xiàng)目接入后帶來(lái)的系統(tǒng)網(wǎng)損改善水平所對(duì)應(yīng)的經(jīng)濟(jì)收益。其中t為研究時(shí)間,W(t)為t時(shí)刻風(fēng)力或光伏接入后的網(wǎng)損改善效益。當(dāng)ΔW＞0時(shí),該環(huán)節(jié)為經(jīng)濟(jì)正效益;當(dāng)ΔW＜0時(shí),該環(huán)節(jié)為經(jīng)濟(jì)負(fù)效益。

5.系統(tǒng)網(wǎng)損改善的減碳收益。

其中,C2是系統(tǒng)網(wǎng)損改善所減少的碳排放量。當(dāng)ΔW＞0時(shí),該環(huán)節(jié)為低碳正效益;當(dāng)ΔW＜0時(shí),該環(huán)節(jié)為低碳負(fù)效益。

6.政府補(bǔ)貼的經(jīng)濟(jì)收益。

式中:St表示發(fā)電項(xiàng)目每千瓦時(shí)獲得的政府補(bǔ)貼收入。

(二)發(fā)電成本的測(cè)算模型

1.發(fā)電的直接經(jīng)濟(jì)成本。

式中:I0為項(xiàng)目初始投資金額,β為發(fā)電站的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用率,T為第t年的總稅收,LR為第t年的貸款利息,VE為發(fā)電站的系統(tǒng)殘值。

2.發(fā)電的碳排放成本。

式中:C3為發(fā)電項(xiàng)目投產(chǎn)和維護(hù)所消耗的碳排放量,C0為發(fā)電項(xiàng)目的初始碳排放量,(13)(14)式分別表示風(fēng)力和光伏發(fā)電系統(tǒng)在投產(chǎn)發(fā)電前的制造、運(yùn)輸和建造過(guò)程中所產(chǎn)生的碳排放量,其中表示風(fēng)機(jī)制造階段產(chǎn)生的碳排放量,表示光伏電站建設(shè)階段產(chǎn)生的碳排放量。Wgs表示風(fēng)機(jī)和光伏組件運(yùn)輸階段產(chǎn)生的碳排放量,風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目的C0不同,具體體現(xiàn)在風(fēng)電場(chǎng)的建設(shè)階段的碳排放路徑不同。其中,表示風(fēng)電場(chǎng)建設(shè)階段產(chǎn)生的碳排放量,kV0mc表示光伏系統(tǒng)制造階段產(chǎn)生的碳排放量。x表示風(fēng)機(jī)制造過(guò)程中所需材料種類;n表示光伏電站建造過(guò)程中所需材料種類;i表示電站制造過(guò)程中所需的第i種材料;λi為第i種材料的碳排放系數(shù),Gi為第i種材料的重量,y表示風(fēng)電場(chǎng)建造過(guò)程中所需材料種類;j表示風(fēng)電場(chǎng)建造過(guò)程中所需的第j種材料;λj表示第j種材料的碳排放系數(shù),Gj表示第j種材料的重量,W為各組件的總重量,g為運(yùn)輸碳排放強(qiáng)度,s為組件制造地與項(xiàng)目電站的距離,k表示生產(chǎn)單位功率光伏系統(tǒng)所消耗的電能,V0表示光伏電站的容量,Qw表示風(fēng)電場(chǎng)建造過(guò)程中消耗的電能。

3.系統(tǒng)備用容量的經(jīng)濟(jì)成本。由于風(fēng)能在無(wú)風(fēng)的天氣不能產(chǎn)生發(fā)電的動(dòng)能,太陽(yáng)能在夜晚不能產(chǎn)生發(fā)電的動(dòng)能,為了保證光伏電站和風(fēng)電場(chǎng)系統(tǒng)可以安全、穩(wěn)定、可靠地運(yùn)行,需要在系統(tǒng)側(cè)配備必要的旋轉(zhuǎn)備用裝置[26]。本文測(cè)算備用容量發(fā)電的經(jīng)濟(jì)成本公式如下:

上式表示系統(tǒng)為發(fā)電項(xiàng)目提供備用容量所承擔(dān)的等效經(jīng)濟(jì)閑置成本。其中,θ為電網(wǎng)系統(tǒng)為發(fā)電系統(tǒng)提供備用的備用容量系數(shù),P(t)為t時(shí)刻的光伏有功出力,即輸出的有功功率。

4.系統(tǒng)備用容量的碳排放成本。相關(guān)研究表明,留有旋轉(zhuǎn)備用的機(jī)組處于非滿載運(yùn)行狀態(tài)致使效率下降,備用部分使得碳排放增加了0.5%－1.5%[12](P27、38)。因此系統(tǒng)備用容量增加了碳排放,從而增加了成本。系統(tǒng)備用容量的碳排放相關(guān)成本計(jì)算公式如下:

式中:C4表示系統(tǒng)備用容量所增加的碳排放量。

(三)CLCOE總體測(cè)算模型

將公式 (5)－ (16)帶入公式 (4),得到如下公式:

令Pt＝CLCOE,假設(shè)項(xiàng)目全生命周期內(nèi)CLCOE為一個(gè)常數(shù),最終我們可以得到CLCOE公式(18),其中Et、C0、C1、C2、C4的表達(dá)式詳見(jiàn)上文。

三、基于CLCOE模型的風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目評(píng)價(jià)

(一)數(shù)據(jù)來(lái)源及描述

本文所評(píng)價(jià)的風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目數(shù)據(jù)來(lái)源于中國(guó)自愿減排交易信息平臺(tái),該平臺(tái)所提供的項(xiàng)目設(shè)計(jì)文件PDD提供了項(xiàng)目容量、并網(wǎng)時(shí)間、具體位置、年利用小時(shí)數(shù)和碳排放因子等信息。本文將該平臺(tái)中風(fēng)力和光伏項(xiàng)目分別進(jìn)行統(tǒng)計(jì),共有931個(gè)風(fēng)力項(xiàng)目、686個(gè)集中式光伏項(xiàng)目,具體如表1所示。為了使樣本項(xiàng)目具有代表性和普適性并且使研究結(jié)果可靠,本文選取了14個(gè)項(xiàng)目,選取原則有三點(diǎn),其一,是在2013－2017年五年內(nèi)開(kāi)工并網(wǎng)的項(xiàng)目;其二,在中國(guó)的四類風(fēng)能資源區(qū)和三類光伏資源區(qū)中分別選取兩個(gè)項(xiàng)目,且盡量在項(xiàng)目個(gè)數(shù)多的省份選取;其三,裝機(jī)容量一致且符合發(fā)展趨勢(shì),風(fēng)力發(fā)電的裝機(jī)容量均為49.5 MW(931個(gè)項(xiàng)目中容量為49.5 MW的項(xiàng)目占比最大,為43.61%),光伏發(fā)電的裝機(jī)容量均為20 MW(686個(gè)項(xiàng)目中容量為20 MW的項(xiàng)目占比最大,為33.38%)。綜合以上項(xiàng)目選取原則,本文的風(fēng)力項(xiàng)目選自內(nèi)蒙古包頭市、新疆昌吉回族自治區(qū) (Ⅰ),甘肅省張掖市、河北省承德市 (Ⅱ),黑龍江省雞西市、寧夏回族自治區(qū) (Ⅲ),遼寧省沈陽(yáng)市、陜西省橫山市 (Ⅳ);光伏項(xiàng)目選自甘肅省敦煌市、內(nèi)蒙古包頭市 (Ⅰ),河北省張家口市、山西省大同市 (Ⅱ),安徽省宿州市、江西省撫州市 (Ⅲ)。需要說(shuō)明的是,風(fēng)能和光伏的資源空間分布特點(diǎn)是中西部地區(qū)的資源相對(duì)豐富,東部發(fā)達(dá)省區(qū)相對(duì)貧乏[27][28]。所以風(fēng)能的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類資源區(qū)和光伏的Ⅰ、Ⅱ類資源區(qū)絕大多數(shù)位于中西部省區(qū),同時(shí)再考慮到所選項(xiàng)目要求容量相同,且盡量選在項(xiàng)目個(gè)數(shù)多的省區(qū),所以本文所選的14個(gè)項(xiàng)目均位于中、西部省區(qū)。

表1 中國(guó)自愿減排交易信息平臺(tái)中風(fēng)力和集中式光伏項(xiàng)目統(tǒng)計(jì)表

(二)實(shí)際參數(shù)

1.發(fā)電量參數(shù)。本文所使用的風(fēng)能和光伏資源年利用小時(shí)數(shù)數(shù)據(jù)來(lái)源于中國(guó)自愿減排交易信息平臺(tái)所提供的項(xiàng)目設(shè)計(jì)文件。發(fā)電系統(tǒng)的技術(shù)水平?jīng)Q定了發(fā)電效率和年衰減率等指標(biāo),本文根據(jù)之前的研究,將發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率設(shè)定為80%,年衰減率設(shè)定為0.8%[12](P20、31)[14]。

2.上網(wǎng)電價(jià)與補(bǔ)貼。本文所研究項(xiàng)目的上網(wǎng)電價(jià)為PDD項(xiàng)目設(shè)計(jì)文件中已記錄的實(shí)際上網(wǎng)電價(jià),補(bǔ)貼采用項(xiàng)目新建年份政府給予的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行核算。

3.系統(tǒng)網(wǎng)損和備用容量系數(shù)。本文利用MATPOWER軟件對(duì)風(fēng)力和光伏接入和不接入電網(wǎng)進(jìn)行仿真,得出具體的網(wǎng)損變化情況。測(cè)算結(jié)果顯示風(fēng)力和光伏的接入有利于系統(tǒng)網(wǎng)損的降低,年網(wǎng)損降低達(dá)到1 652 MW·h和1 079 MW·h[12](P22、33)。同時(shí)采用孫英云等在各類天氣情況下系統(tǒng)為平衡電站功率波動(dòng)配置的備用容量的測(cè)算結(jié)果,將系統(tǒng)備用容量系數(shù)設(shè)定為0.1[12](P22、34)。

4.碳減排因子。組合邊際排放因子 (EF)(式19)是電量邊際 (OM)和容量邊際 (BM)的加權(quán)平均。EFgird,OM,y為排放系數(shù),EFgird,BM,y為建造邊際排放系數(shù)。根據(jù)自愿減排項(xiàng)目方法學(xué)CM-001-V02,可再生能源發(fā)電項(xiàng)目的權(quán)重ωOM為0.75,權(quán)重ωBM為0.25。

對(duì)于以上參數(shù),風(fēng)電項(xiàng)目的具體數(shù)據(jù)如表2所示,光伏發(fā)電項(xiàng)目的具體數(shù)據(jù)如表3所示。

表2 不同風(fēng)電項(xiàng)目的具體數(shù)據(jù)

表3 不同光伏發(fā)電項(xiàng)目的具體數(shù)據(jù)

(三)其他參數(shù)

1.財(cái)務(wù)參數(shù)。財(cái)務(wù)參數(shù)主要涉及資金結(jié)構(gòu)、長(zhǎng)期貸款利率和期限、折現(xiàn)率、設(shè)備使用年限、資產(chǎn)殘值率等。研究對(duì)象的資本結(jié)構(gòu)為20%的自有資金加上80%的銀行貸款,貸款期限為15年。2016年我國(guó)商業(yè)銀行5年以上貸款基準(zhǔn)利率為4.9%,考慮到風(fēng)力和光伏項(xiàng)目的風(fēng)險(xiǎn)水平,本文設(shè)定貸款利率略高于銀行基準(zhǔn)利率為5%。項(xiàng)目的生命周期主要取決于組件的壽命,當(dāng)前組件壽命在20~25年之間,本文選擇PDD項(xiàng)目設(shè)計(jì)文件內(nèi)的年限,并根據(jù)項(xiàng)目實(shí)際情況設(shè)定了殘值率。稅務(wù)成本采用所得稅實(shí)行 “三免三減半”、增值稅實(shí)行即征即退50%的稅收優(yōu)惠政策。在考慮到風(fēng)力、光伏項(xiàng)目的平均收益和風(fēng)險(xiǎn)水平的基礎(chǔ)上,選擇8%的折現(xiàn)率進(jìn)行計(jì)算。

2.運(yùn)維參數(shù)。與傳統(tǒng)發(fā)電方式相比,風(fēng)力和光伏發(fā)電方式具有運(yùn)維成本低的特點(diǎn),主要包括保險(xiǎn)費(fèi)、維修費(fèi)等。根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn),保險(xiǎn)費(fèi)率均按總投資的0.25%/年計(jì)算。根據(jù)實(shí)地走訪調(diào)研發(fā)現(xiàn)風(fēng)力發(fā)電的實(shí)際維修費(fèi)率高于1.5%~2%的標(biāo)準(zhǔn)值,將維修費(fèi)率取為2%/年[17](P17),光伏發(fā)電的清洗及維護(hù)費(fèi)率為1.2%。具體參數(shù)值如表4所示。

表4 風(fēng)力和光伏項(xiàng)目的其他參數(shù)值

(四)基于CLCOE模型的評(píng)價(jià)結(jié)果分析

1.補(bǔ)貼 “退坡”前風(fēng)力和光伏發(fā)電的CLCOE。表5和表6顯示了補(bǔ)貼 “退坡”之前風(fēng)力和光伏發(fā)電的CLCOE測(cè)算結(jié)果,本文分別將風(fēng)力和光伏發(fā)電的CLCOE與項(xiàng)目所在地的燃煤電價(jià)做了對(duì)比,以說(shuō)明風(fēng)力和光伏發(fā)電CLCOE的水平。如表5所示,補(bǔ)貼 “退坡”之前四類資源區(qū)的風(fēng)力發(fā)電平均CLCOEW1為0.268 5元/千瓦時(shí),低于當(dāng)?shù)厝济弘妰r(jià)水平,這表明補(bǔ)貼 “退坡”之前風(fēng)力發(fā)電的利潤(rùn)水平已經(jīng)超過(guò)燃煤發(fā)電,風(fēng)力發(fā)電獲得過(guò)度補(bǔ)貼。如表6所示,補(bǔ)貼 “退坡”之前三類資源區(qū)的光伏發(fā)電平均CLCOEP1為0.288 5元/千瓦時(shí),除第三資源區(qū)之外,光伏發(fā)電的CLCOE低于當(dāng)?shù)厝济弘妰r(jià)水平,這表示第一、二資源區(qū)的光伏補(bǔ)貼同樣使光伏發(fā)電的利潤(rùn)高于燃煤發(fā)電。第三資源區(qū)的光伏CLCOE略高于燃煤電價(jià)水平,這表明第三資源區(qū)的資源稟賦較第一、二資源區(qū)有較大差異,光伏發(fā)電單位成本也高于第一、二資源區(qū),即使對(duì)其進(jìn)行了財(cái)政補(bǔ)貼,其CLCOE仍然高于燃煤電價(jià)。同時(shí)需要指出,由于第三類資源區(qū)的CLCOE超出燃煤電價(jià)的水平非常有限,如果地方政策可提供適當(dāng)支持,這些地區(qū)的光伏發(fā)電項(xiàng)目便可實(shí)現(xiàn)盈利。

表5 補(bǔ)貼 “退坡”之前風(fēng)力CLCOEW1單位:元/千瓦時(shí)

表6 補(bǔ)貼 “退坡”之前光伏CLCOEP1單位:元/千瓦時(shí)

2.補(bǔ)貼 “退坡”后風(fēng)力和光伏發(fā)電的CLCOE。本文在CLCOE模型中同時(shí)去掉補(bǔ)貼參數(shù)進(jìn)行測(cè)算,得到補(bǔ)貼 “退坡”之后風(fēng)力和光伏發(fā)電的CLCOE,如表7和表8所示。補(bǔ)貼 “退坡”之后風(fēng)電項(xiàng)目四類資源區(qū)CLCOEW2為0.461 8~0.559 7元/千瓦時(shí),平均CLCOEW2為0.530 0元/千瓦時(shí),相較于補(bǔ)貼 “退坡”之前的每千瓦時(shí)風(fēng)力發(fā)電成本平均提高了一倍以上,明顯高于燃煤上網(wǎng)電價(jià)。補(bǔ)貼 “退坡”之后光伏發(fā)電項(xiàng)目三類資源區(qū)CLCOEP2達(dá)到0.594 6~0.910 9元/千瓦時(shí),平均CLCOEP2為0.728 9元/千瓦時(shí),相較于補(bǔ)貼 “退坡”之前CLCOEP1平均提高了1.80倍,遠(yuǎn)高于燃煤上網(wǎng)電價(jià)?？梢?jiàn),無(wú)論是風(fēng)力還是光伏,補(bǔ)貼完全 “退坡”之后,其單位發(fā)電成本都遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于燃煤電價(jià),實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)之后,經(jīng)濟(jì)效益將急轉(zhuǎn)直下,甚至入不敷出。因此,必須通過(guò)其他途徑減小風(fēng)力和光伏發(fā)電的CLCOE水平。本文接下來(lái)將進(jìn)一步評(píng)估2021年7月開(kāi)啟的全國(guó)碳市場(chǎng)是否可以通過(guò)減碳收益來(lái)增加經(jīng)濟(jì)效益,從而使其CLCOE重新達(dá)到可以接受的經(jīng)濟(jì)效益水平。

表7 補(bǔ)貼 “退坡”之后風(fēng)力CLCOEW2單位:元/千瓦時(shí)

表8 補(bǔ)貼 “退坡”之后光伏CLCOEP2單位:元/千瓦時(shí)

3.補(bǔ)貼 “退坡”后獲得碳市場(chǎng)收益的CLCOE。本文通過(guò)模擬碳市場(chǎng)上不同的碳價(jià)情景測(cè)算了風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目的低碳效益在碳市場(chǎng)轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟(jì)收益之后的CLCOE結(jié)果,如表9和表10所示。本文選擇了四種碳價(jià)對(duì)風(fēng)力和光伏項(xiàng)目的CLCOE進(jìn)行測(cè)算,鑒于碳市場(chǎng)全面啟動(dòng)以來(lái)2021年7月16日、7月30日、8月31日收盤(pán)價(jià)分別為51.23元/噸[29]、54.17元/噸[30]、45.35元/噸[31],取平均數(shù)約為50元/噸 (PT1);中國(guó)碳論壇發(fā)布的 ?2020年中國(guó)碳價(jià)調(diào)查?預(yù)計(jì)到2025年碳價(jià)將上漲至71元/噸 (PT2)[32]。通過(guò)計(jì)算,隨著碳價(jià)的升高,風(fēng)力和光伏項(xiàng)目的CLCOE在逐漸減低,但在PT1、PT2碳價(jià)水平下總體均大于燃煤電價(jià),仍然無(wú)法實(shí)現(xiàn)正收益。

表9 補(bǔ)貼 “退坡”后考慮碳價(jià)的風(fēng)力發(fā)電CLCOEW3結(jié)果 單位:元/千瓦時(shí)

表10 補(bǔ)貼 “退坡”后考慮碳價(jià)的光伏發(fā)電CLCOEP3結(jié)果 單位:元/千瓦時(shí)

本文計(jì)算表明,風(fēng)力發(fā)電的CLCOEW3在碳價(jià)為152元/噸 (PT3)時(shí)實(shí)現(xiàn)了第一個(gè)發(fā)電廠黑龍江省雞西市 (Ⅲ)的CLCOEW3低于其燃煤電價(jià)。而只有當(dāng)碳價(jià)達(dá)到385元/噸 (PT4)時(shí),四個(gè)資源區(qū)風(fēng)電項(xiàng)目才能同時(shí)實(shí)現(xiàn)CLCOE低于燃煤電價(jià),此時(shí)能夠?qū)崿F(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。對(duì)于光伏發(fā)電項(xiàng)目,CLCOEP3在碳價(jià)為451元/噸 (PT3)時(shí)實(shí)現(xiàn)了第一個(gè)發(fā)電廠內(nèi)蒙古自治區(qū)包頭市 (Ⅰ)的CLCOEP3低于燃煤電價(jià);在碳價(jià)為1 055元/t(PT4)時(shí),三個(gè)資源區(qū)光伏發(fā)電項(xiàng)目才能同時(shí)實(shí)現(xiàn)CLCOE低于燃煤電價(jià),實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。

綜上,風(fēng)力發(fā)電碳價(jià)的閾值水平為152~385元/噸,光伏發(fā)電碳價(jià)的閾值水平為451~1 055元/噸,可見(jiàn)碳市場(chǎng)可以通過(guò)碳交易增長(zhǎng)風(fēng)力和光伏發(fā)電的經(jīng)濟(jì)收益,但目前的碳價(jià)還遠(yuǎn)遠(yuǎn)無(wú)法替代補(bǔ)貼推動(dòng)風(fēng)電和光伏發(fā)電項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。另外,兩種發(fā)電方式的碳價(jià)差異是因?yàn)楣夥l(fā)電技術(shù)不夠成熟,導(dǎo)致成本總體高于風(fēng)力發(fā)電成本,從而政府給予的補(bǔ)貼也更高,所以當(dāng)用碳價(jià)來(lái)彌補(bǔ)補(bǔ)貼 “退坡”帶來(lái)的成本上升時(shí),光伏發(fā)電實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)所需的碳價(jià)更高。

(五)敏感性分析

鑒于目前的碳價(jià)水平在較長(zhǎng)一段時(shí)間內(nèi)難以實(shí)現(xiàn)風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目的平價(jià)上網(wǎng),為了給風(fēng)力和光伏項(xiàng)目平價(jià)上網(wǎng)提供可行路徑,本節(jié)對(duì)影響風(fēng)力和光伏項(xiàng)目CLCOE的關(guān)鍵因素進(jìn)行敏感性分析。研究表明,年利用小時(shí)數(shù)、單位投資成本和融資成本對(duì)LCOE的影響更為顯著[17](P26－42)[21][33](P28－32)。本文分別設(shè)定了5%、8%、11%的折現(xiàn)率情景,分別對(duì)三個(gè)參數(shù)進(jìn)行±25%范圍變化,對(duì)不同資源區(qū)的平均CLCOE進(jìn)行分析。結(jié)果表明,單位投資成本對(duì)CLCOE的影響最顯著;年利用小時(shí)數(shù)對(duì)CLCOE的影響較為顯著;融資成本對(duì)CLCOE的影響最小。

如圖2所示,單位投資成本的降低對(duì)于CLCOEW2和CLCOEP2的降低有顯著作用。從光伏項(xiàng)目來(lái)看,光伏組件成本正處于快速下降過(guò)程中,可以作為CLCOEP2降低的主要?jiǎng)恿?。而風(fēng)力項(xiàng)目目前的單位投資成本相對(duì)較低,組件成本降低空間相對(duì)較小,但可以從風(fēng)電項(xiàng)目的運(yùn)輸、安裝等多個(gè)環(huán)節(jié)來(lái)實(shí)現(xiàn)CLCOEW2的降低。

圖2 不同資源區(qū)不同折現(xiàn)率下單位投資成本樂(lè)觀和悲觀情景的平均CLCOE

如圖3所示,年利用小時(shí)數(shù)的提高對(duì)降低CLCOEW2和CLCOEP2的貢獻(xiàn)較大,CLCOEP2對(duì)于年利用小時(shí)數(shù)的降低更敏感。但目前風(fēng)力和光伏項(xiàng)目的年利用小時(shí)數(shù)提升需要機(jī)組改進(jìn)技術(shù)支持,發(fā)電效率的上升可能會(huì)帶來(lái)組件成本的上升[21]。

圖3 不同資源區(qū)不同折現(xiàn)率下年利用小數(shù)樂(lè)觀和悲觀情景的平均CLCOE

如圖4所示,融資成本的降低對(duì)于CLCOEW2和CLCOEP2的降低也有一定的作用,CLCOEP2對(duì)于融資成本的降低更敏感,但在現(xiàn)實(shí)中降低融資成本需要根據(jù)發(fā)電項(xiàng)目具體情況來(lái)調(diào)整融資方案。

圖4 不同資源區(qū)不同折現(xiàn)率下融資成本樂(lè)觀和悲觀情景下平均CLCOE

本文進(jìn)一步測(cè)算了碳市場(chǎng)和綠色金融工具共同作用下的CLCOE水平,基于此分析碳市場(chǎng)和綠色金融工具的作用效果。首先,本文將碳價(jià)設(shè)定為50元/噸;其次,綠色金融政策表明:金融機(jī)構(gòu)向重點(diǎn)領(lǐng)域發(fā)放碳減排貸款后,可按貸款本金的60%向中國(guó)人民銀行申請(qǐng)資金支持,利率為1.75%。基于此,本文測(cè)算出綠色金融工具作用下的新能源企業(yè)貸款利率為3.05%,因此本文將綠色金融工具作用下的融資成本利率設(shè)定為3.05%。測(cè)算結(jié)果表明:在碳市場(chǎng)和綠色金融工具共同作用下,風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目的CLCOE仍然明顯高于項(xiàng)目所在地的燃煤發(fā)電電價(jià)水平,不同資源區(qū)的風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目CLCOE與燃煤電價(jià)的差額,分別為0.037 5~0.195 8元/千瓦時(shí)和0.184 0~0.364 8元/千瓦時(shí) (如表11、表12所示),而以上差額水平就是在碳市場(chǎng)和綠色金融工具共同作用下的新能源發(fā)電的有效補(bǔ)貼水平。在國(guó)家統(tǒng)一實(shí)施新能源發(fā)電補(bǔ)貼退坡的大背景下,各資源區(qū)可根據(jù)有效補(bǔ)貼水平對(duì)各自新能源發(fā)電項(xiàng)目進(jìn)行政策支持,以完成新能源補(bǔ)貼的漸進(jìn)退坡。

表11 風(fēng)力發(fā)電項(xiàng)目的CLCOE及其與燃煤電價(jià)的差額 單位:元/千瓦時(shí)

表12 光伏發(fā)電項(xiàng)目的CLCOE及其與燃煤電價(jià)的差額 單位:元/千瓦時(shí)

另外,考慮到碳市場(chǎng)的碳價(jià)和綠色金融工具的利率同時(shí)波動(dòng)的可能性,本文進(jìn)一步同時(shí)對(duì)碳價(jià)和綠色金融工具利率進(jìn)行多因素敏感性分析,即將碳價(jià)和綠色金融利率兩個(gè)參數(shù)進(jìn)行±25%的范圍變化,得到了不同資源區(qū)風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目的CLCOE,對(duì)計(jì)算得到的CLCOE值進(jìn)行組合后得到了風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目CLCOE的最大值和最小值,具體結(jié)果如表13和表14所示。

表13 風(fēng)力發(fā)電項(xiàng)目多因素變動(dòng)情況下的CLCOE 單位:元/千瓦時(shí)

表14 光伏發(fā)電項(xiàng)目多因素變動(dòng)情況下的CLCOE 單位:元/千瓦時(shí)

補(bǔ)貼 “退坡”后在同時(shí)考慮碳市場(chǎng)和綠色金融政策的情況下,不同資源區(qū)風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目CLCOE的最大值和最小值均高于該地區(qū)的燃煤電價(jià),發(fā)電項(xiàng)目依靠現(xiàn)有激勵(lì)政策仍然難以實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng),而上述測(cè)算出的不同CLCOE最小值與對(duì)應(yīng)燃煤電價(jià)的差值,可作為國(guó)家新能源發(fā)電補(bǔ)貼退坡后各區(qū)域新能源有效補(bǔ)貼的參考水平,其中風(fēng)力發(fā)電項(xiàng)目的區(qū)域最低有效補(bǔ)貼范圍為0.002 6~0.160 5元/千瓦時(shí),光伏發(fā)電項(xiàng)目的區(qū)域最低有效補(bǔ)貼范圍為0.130 5~0.299 3元/千瓦時(shí)。

(六)平價(jià)上網(wǎng)可行路徑分析

本文研究表明,碳市場(chǎng)和綠色金融政策工具雖然可以有效降低風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目的CLCOE,然而,在碳市場(chǎng)和綠色金融政策工具共同作用下,在補(bǔ)貼退坡的情況下,風(fēng)力和光伏發(fā)電仍然無(wú)法實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。敏感性分析結(jié)果進(jìn)一步表明,單位投資成本是影響風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目CLCOE最敏感的參數(shù),降低風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目的單位投資成本是減少其CLCOE的最主要路徑[21][34]。

本文應(yīng)用CLCOE模型模擬了當(dāng)前碳交易價(jià)格 (50元/噸)、融資成本利率 (3.05%)情景下,風(fēng)力和光伏發(fā)電項(xiàng)目CLCOE等于燃煤電價(jià)時(shí),單位投資成本需要下降的百分比 (如表15所示)。模擬結(jié)果表明:在四個(gè)資源區(qū)使風(fēng)力發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)時(shí),風(fēng)力發(fā)電的單位投資成本需要下降8.75%~41.28%不等。對(duì)于光伏發(fā)電項(xiàng)目來(lái)說(shuō),三個(gè)資源區(qū)的單位投資成本則需要下降33.15%~49.80%不等。已有文獻(xiàn)表明,無(wú)論是風(fēng)力發(fā)電還是光伏發(fā)電,單位投資成本都會(huì)在未來(lái)迎來(lái)較大幅度的下降[35][36]。因此,降低單位投資成本將是保障中國(guó)補(bǔ)貼 “退坡”之后可再生能源發(fā)電持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵,而碳市場(chǎng)和綠色金融政策在保障未來(lái)可再生能源持續(xù)發(fā)展方面則將起到重要支撐作用。

表15 實(shí)現(xiàn)綜合低碳效益值時(shí)的單位投資成本變動(dòng)比例

四、結(jié)論和政策啟示

本文在原始LCOE模型的基礎(chǔ)上,通過(guò)引入政府補(bǔ)貼、碳價(jià)收益、系統(tǒng)網(wǎng)損改善收益以及備用容量成本等變量構(gòu)建了風(fēng)力和光伏發(fā)電的CLCOE模型,該模型既可以用于可再生能源發(fā)電成本的測(cè)度,又可以從經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境收益兩個(gè)方面對(duì)可再生能源相關(guān)激勵(lì)政策的效果進(jìn)行評(píng)估,是一種有效的可再生能源政策評(píng)估工具。應(yīng)用CLCOE模型,本文對(duì)選自四類風(fēng)能資源區(qū)的8個(gè)風(fēng)力發(fā)電項(xiàng)目和三類光能資源區(qū)的6個(gè)光伏發(fā)電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行了評(píng)價(jià),并進(jìn)一步研究了上網(wǎng)電價(jià)補(bǔ)貼 “退坡”對(duì)風(fēng)力和光伏發(fā)電CLCOE的影響,探討了碳市場(chǎng)和綠色金融等政策工具對(duì)補(bǔ)貼 “退坡”的彌補(bǔ)作用。本文針對(duì)樣本項(xiàng)目的研究結(jié)果表明:對(duì)于大多數(shù)區(qū)域來(lái)說(shuō),針對(duì)風(fēng)能和光伏發(fā)電的上網(wǎng)電價(jià)補(bǔ)貼很好地解決了新能源發(fā)電成本過(guò)高的問(wèn)題,使新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)得以發(fā)展壯大;然而在一些地區(qū),也存在過(guò)度補(bǔ)貼的情況。補(bǔ)貼 “退坡”以后,大部分地區(qū)的新能源發(fā)電CLCOE仍高于當(dāng)?shù)氐拿弘娚暇W(wǎng)價(jià)格,表明補(bǔ)貼 “退坡”后新能源發(fā)電的成本競(jìng)爭(zhēng)力仍然有待于進(jìn)一步提升。在碳市場(chǎng)和綠色金融政策支持下,各資源區(qū)的CLCOE均有所下降,但仍無(wú)法實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng),考慮到各資源區(qū)CLCOE與燃煤電價(jià)的差額存在較大差異,在短期內(nèi)各資源區(qū)可以根據(jù)各自的新能源發(fā)電成本確定新能源發(fā)電的區(qū)域補(bǔ)貼,從而實(shí)現(xiàn)國(guó)家新能源發(fā)電補(bǔ)貼退坡的有效過(guò)渡。

本文的研究結(jié)果對(duì)于中國(guó)未來(lái)可再生能源發(fā)電相關(guān)政策制定和評(píng)價(jià)具有重要啟示。首先,新能源發(fā)電項(xiàng)目同時(shí)產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)收益和環(huán)境收益,因此,針對(duì)新能源發(fā)電項(xiàng)目的激勵(lì)政策也應(yīng)同時(shí)考慮經(jīng)濟(jì)方面和環(huán)境方面的因素。應(yīng)用碳定價(jià)、碳排放社會(huì)成本等方法可以將新能源發(fā)電的環(huán)境收益貨幣化,從而使政府制定相關(guān)政策時(shí)綜合考慮新能源發(fā)電的經(jīng)濟(jì)收益和環(huán)境收益,使相關(guān)政策設(shè)計(jì)更為科學(xué)合理。其次,在傳統(tǒng)的LCOE模型的基礎(chǔ)上引入環(huán)境成本和收益相關(guān)變量,構(gòu)建CLCOE模型可以更為客觀、準(zhǔn)確地測(cè)算新能源發(fā)電的成本、收益水平;同時(shí),還可以通過(guò)測(cè)算引入財(cái)政補(bǔ)貼、碳市場(chǎng)、綠色金融等政策工具后的CLCOE來(lái)評(píng)估相關(guān)政策工具對(duì)新能源發(fā)電的激勵(lì)效果;進(jìn)一步,應(yīng)用CLCOE模型中部分變量的閥值分析方法可以定量測(cè)算推動(dòng)新能源發(fā)電最有效的補(bǔ)貼水平、碳價(jià)和金融支持利率水平,為制定更為精準(zhǔn)有效的補(bǔ)貼政策、碳市場(chǎng)政策和綠色金融政策提供科學(xué)依據(jù)。第三,目前碳市場(chǎng)上碳價(jià)水平還不足以支撐新能源發(fā)電實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng),補(bǔ)貼 “退坡”后,碳市場(chǎng)將發(fā)揮越來(lái)越重要的作用,隨著國(guó)際和國(guó)內(nèi)相關(guān)機(jī)構(gòu)對(duì)實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)的重視程度逐年提高,以及對(duì)碳的社會(huì)成本認(rèn)識(shí)的逐漸深入,預(yù)計(jì)未來(lái)中國(guó)碳市場(chǎng)的碳價(jià)將迎來(lái)較大幅度提升,新能源發(fā)電的環(huán)境收益也將成為其總收益的重要組成部分。