LCOE：公式口径、税费融资与项目比较

LCOE 的比较对象是给定边界下的平准化发电成本，不是项目收益率，也不是预测成交电价。 公式、折现率、税费、发电量计量点和寿命假设一致，比较才有意义；同一家机构发布的数据也要检查版本与边界。

本文以公开方法文档核对基本原理，并保留一组公式图及风光项目样本。资料核验日期为 2026年10月19日。样本的完整现金流、价格年份和具名模型版本尚不齐全，因此分清“可复算的表内算术”和“尚不能复现的底层测算”。

一、LCOE 到底衡量什么

LCOE 是 Levelized Cost of Energy 的缩写；针对发电也常写为 Levelized Cost of Electricity，中文常称平准化度电成本。以成本现值除以发电量的折现和，是常见的计算形式：

LCOE = \frac{\sum_{t = 0}^{N} \frac{C_{t}}{(1 + r)^{t}}}{\sum_{t = 0}^{N} \frac{E_{t}}{(1 + r)^{t}}}

其中 $C_{t}$ 是按选定口径计入的第 $t$ 年净成本， $E_{t}$ 是同一边界下的电量， $r$ 是与现金流匹配的折现率， $N$ 是评价期。建设期通常没有发电量，但其投资支出仍进入分子。

分母折现不是说物理电量会因货币时间价值而减少。若每年的单位电量收入为同一常数 $p$ ，要求收入现值等于成本现值，解出的 $p$ 就具有上述形式。SAM：LCOE 定义与推导、光伏 LCOE 比较工具的公式与边界

这一等式还不自动决定是否含税、融资如何处理、是否计入储能。它们取决于 $C_{t}$ 、 $E_{t}$ 和 $r$ 的定义。

二、五类公式为什么会得出不同结果

以下将三张公式图改写为可编辑公式，统一符号以便对照，不是对标准条文或机构公式的逐字引用。GE、光伏规范、设备厂家等归属沿用样本标注；GE 原版白皮书及未具名厂商、咨询机构的模型尚待核验。白皮书题名中的“2025”也不能直接当作出版年份。

1. 资料标注为 GE 的税后成本口径

L_{1} = \frac{K_{dyn} - \sum_{t = 1}^{N} \frac{D_{t} τ}{(1 + r)^{t}} + \sum_{t = 1}^{N} \frac{M_{t} (1 - τ)}{(1 + r)^{t}} - \frac{S_{N}}{(1 + r)^{N}}}{\sum_{t = 1}^{N} \frac{E_{t}}{(1 + r)^{t}}}

图中包括动态建设成本 $K_{dyn}$ 、折旧抵税项 $D_{t} τ$ 、税后运维成本 $M_{t} (1 - τ)$ 和残值 $S_{N}$ 。必须进一步确认所得税优惠、亏损结转、残值税务处理及建设成本的资金费用边界；不能仅凭图中有折旧，就把折旧再作为现金支出加一次。

2. 资料标注为光伏规范的投资与运维口径

L_{2} = \frac{I_{0} - \sum_{t = 1}^{N} \frac{V_{t}}{(1 + i)^{t}} - \frac{S_{N}}{(1 + i)^{N}} + \sum_{t = 1}^{N} \frac{M_{t}}{(1 + i)^{t}}}{\sum_{t = 1}^{N} \frac{E_{t}}{(1 + i)^{t}}}

$I_{0}$ 为初始建设投资， $V_{t}$ 为第 $t$ 年计入的增值税抵扣收益， $S_{N}$ 为期末残值， $M_{t}$ 为运维成本。进项税抵扣的发生时点影响现值；若投资已按不含可抵扣进项税口径录入，就不能再重复扣除同一笔税额。

官方登记确认 NB/T 10394—2020 名称为《光伏发电系统效能规范》、登记为现行。登记页并不提供本文公式的具体条文及全部变量说明，因此不能据此声称已完成标准公式逐字核验。

3. 资料标注为设备厂家的 WACC 口径

L_{3} = \frac{DEVEX + CAPEX + \sum_{t = 1}^{N} \frac{{OPEX}_{t}}{(1 + WACC)^{t}} + ABEX}{\sum_{t = 1}^{N} \frac{{AEP}_{t}}{(1 + WACC)^{t}}}

DEVEX、CAPEX、OPEX 和 ABEX 分别表示开发、建设、运营和弃置成本，AEP 为年发电量。图中 ABEX 没有显式折现：如果它是期末实际支出，模型应按发生年份处理；如果已是现值，则不应再次折现。仅靠截图不能判断其模型是否遗漏。

4. 咨询机构口径：不能由折现率反推成本表

样本说明称某咨询模型采用高、中、低三个资本金收益率场景，并暂按包含贷款利息理解。但资本金收益率的取值不能证明现金流中是否包含贷款利息、还本或借款流入。机构未具名、公式未披露时，只能保留结果作线索，不能推断其完整融资算法。

5. 含税平准化收入要求

样本还列出一个修正含税结果，用于与含税上网电价比较。所得税、增值税抵扣与缴纳、附加税及其时点可能共同影响结果，不能把它理解成“不含税 LCOE 统一乘一个税率”。

题为《从LCOE与电价关系角度实证研究光伏发电项目的平价上网路径》的论文线索保留为：太阳能，2022（4）：20—28；具体公式、作者与原刊版本仍需补齐核对。

三、融资与折现率应怎样匹配

模型视角	现金流边界	折现率与易错点
项目整体、融资前成本	投资、运营、更新、期末处置等；具体税费单独声明	常用与项目风险及税务口径匹配的 WACC 或项目基准率；不能再机械叠加全部还本付息
股东现金流	股东出资与可分配现金，反映债务融资及偿还	与权益回报要求匹配；不能直接拿资本金 IRR 替换融资前模型中的折现率
税后收入要求	求使目标现金流或收益率条件成立的电价	需处理税费、折旧、融资及电量边界；应完整披露模型

WACC、项目投资基准收益率和权益回报率都可能用于特定模型，不是三个可互换的默认参数。“未显式计入贷款利息，因此只能用全投资 IRR”也不是普遍定理。ATB 的方法将 WACC、建设期融资和税务因素分别纳入相应环节，可作为口径拆解的例子，而非直接照搬其参数。ATB：公式、WACC 与融资因子

还需保持名义与实际价格一致：包含通胀的名义现金流配名义折现率；不变价现金流配实际折现率。对年度成本和电量使用不同规则时，应解释其推导与目的。

四、把样本差异复算清楚

样本标注	LCOE（元/kWh）	折现率标注	含税
GE	0.3282	$i_{1}$	否
光伏规范	0.3574	$i_{1}$	否
设备厂家	0.4182	WACC	否
咨询机构	0.4267	$i_{2}$	否
修正含税	0.4945	$i_{1}$	是

$i_{1}$ 、 $i_{2}$ 在样本中分别指预期全投资 IRR、预期资本金 IRR。表内没有给出实际折现率数值与完整逐年现金流，因此可复算的是结果差异，不能复现其底层模型。

“所得税前／后”与“电价是否含增值税”是两个维度。 表中“含税”列保留样本标签，其税种范围尚不完整；例如GE标注公式已经出现折旧抵税，却仍被样本列为“不含税”。因此，“不含税”不能理解为模型完全没有税务影响，比较时必须分别披露所得税处理、进项税抵扣和报价的销项税口径。

前四项不含税结果： $(0.4267 / 0.3282 - 1) \times 100 % \approx 30.01 %$ 。原先“最大最小相差30%”只在排除含税项时成立。
厂家与规范结果： $(0.4182 / 0.3574 - 1) \times 100 % \approx 17.01 %$ 。样本说明将其归因于折现率相差2个百分点，但缺少参数表，尚不能确认确实只有折现率变化，更不能推广成“折现率每增加2个百分点，LCOE必增17%”。
修正含税与 GE 结果： $(0.4945 / 0.3282 - 1) \times 100 % \approx 50.67 %$ 。这是特定模型间的差值，不是通用税负比例；全表最大最小差异也应按这一数值描述。

成本、寿命和发电量不变时，提高正的折现率通常会提高前期投资占比较高项目的 LCOE，但敏感程度取决于投资时点、成本结构、电量衰减与评价期。

五、LIOE 与 LOOE：把差异拆到可以追问的费用项

本节用 LIOE 表示平准化度电投资、LOOE 表示平准化度电运维成本，作为分析拆分约定，不将这两个缩写当作各机构统一采用的标准术语。

设 $A_{t}$ 为归入投资部分的净成本， $O_{t}$ 为归入运维部分的净成本，二者之和覆盖同一模型的全部成本，且共用电量现值 $Q$ ，则：

Q = \sum_{t = 0}^{N} \frac{E_{t}}{(1 + r)^{t}}, LIOE = \frac{\sum A_{t} / (1 + r)^{t}}{Q}, LOOE = \frac{\sum O_{t} / (1 + r)^{t}}{Q}

LCOE = LIOE + LOOE

储能更换、土地租赁、保险、弃置及残值归在哪一项，应事先约定并保持一致，避免重复计入或遗漏。含税模型还需明确税费如何分配，不能把两个简单成本分项直接当作完整股东现金流。

样本的投资与运维占比

地区	项目类型	LIOE 占比	LOOE 占比
甘肃	集中式风电	71.63%	28.37%
广西	集中式风电	70.25%	29.75%
山东	集中式光伏	78.83%	21.17%
云南	集中式光伏	84.35%	15.65%
湖南	集中式光伏	81.39%	18.61%
江苏	集中式渔光	77.82%	22.18%
蒙东	分散式风电	74.37%	25.63%
浙江	工商业光伏	86.72%	13.28%
河南	工商业光伏	85.78%	14.22%
广西	户用光伏	76.79%	23.21%
江西	户用光伏	73.37%	26.63%

这些是项目样本，不是地区平均值。样本将集中式风电较高的运维占比与运维标准、辅助服务及储能更新联系起来，将部分光伏项目差异与土地或屋顶使用费用联系起来。实际项目是否发生这些费用，取决于合同、市场规则和资产配置，不能按项目类型直接认定“必有”或“免除”。

样本中的费用结构

地区	项目类型	设备	建筑	其他	储能
甘肃	集中式风电	55%	8%	10%	18%
广西	集中式风电	52%	12%	8%	11%
山东	集中式光伏	55%	8%	12%	24%
云南	集中式光伏	72%	10%	8%	6%
湖南	集中式光伏	67%	13%	11%	4%
江苏	渔光	68%	14%	10%	7%
蒙东	分散式风电	68%	11%	16%	0%
浙江	工商业光伏	74%	10%	15%	0%
河南	工商业光伏	68%	10%	21%	0%
广西	户用光伏	73%	6%	20%	0%
江西	户用光伏	71%	8%	16%	0%

原图注明未列部分为送出线路及预备费。此表的占比分母和价格年份仍需补齐，不能把它直接当成上一表 LIOE 的逐项贡献，也不能由储能投资占比反推出储能功率或能量配置比例。

六、同类型项目的差异应怎样深化分析

样本中的说法	保留的分析价值	用于决策前还需核对
储能配置40%相较10%，LCOE增加0.09元/kWh	储能配置可能显著影响资本开支、更新费用和收益	“百分比”的分母、储能时长、配置政策所属年份、充电成本及放电电量边界；不作为山东现行统一要求
云南与湖南样本25年平均利用小时相差约40%，LCOE相差30%以上	电量分母对单位成本影响很大	相同容量、投资、限电、衰减、可利用率与计量点；不能把地区名当作因果解释
分布式光伏屋顶防水、加固、检测与面层恢复等增加约0.02元/kWh	屋顶附加工程不能漏入投资	是初始支出还是周期支出、责任主体、含税口径与发电量
某湖南集中式光伏乡村振兴费增加1.2厘/kWh	特殊费用会影响项目成本	实际合同与合法依据、一次性或年度收费；不是普遍法定收费
户用项目接入协调等费用增加5厘至2分/kWh	项目开发与协调费用应检查	费用性质、是否重复、支付时点及合同边界
固定可调支架调节费用增加1分/kWh	技术方案可能同时改变运维费和发电量	增发收益与新增运维费应成对测算

换算时，1分/kWh＝0.01元/kWh，1厘/kWh＝0.001元/kWh。以上金额按样本保留，缺少底表的影响量不标为已复现结果。

七、实际使用时的比较清单

先固定用途：比较技术方案、评估发电侧成本，还是求满足收益率的电价；若涉及储能，说明采用发电 LCOE、混合系统口径，还是另算平准化储能成本。
固定分母：毛发电量、净上网电量或交付负荷电量不能混用；限电、厂用电、衰减、储能损耗及购电不能漏算或重复算。
固定资金与税费边界：区分项目与权益、名义与实际价格、可抵扣与不可抵扣税费；说明建设利息、折旧税盾、更新、退役和残值。
固定情景再拆因素：先做同口径基准，再分别变更折现率、利用小时、投资和储能配置，最后看组合情景。
成本与价值分别评价：市场电价时序、捕获电价、限电和现金流影响收益。较低 LCOE 的项目，未必具有更高 IRR 或更好的偿债能力。

到户购电价还含输配电、线损、系统运行费用等，不能直接拿发电侧 LCOE 与整张电费账单比较。参见工商业电价构成与计费方式；储能寿命与可用电量边界见电池放电深度与产品参数。

原始图表备查

正文公式和表格已转为可编辑内容，原图保留用于核对资料版本与转录：

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LCOE：公式口径、税费融资与项目比较 ​

一、LCOE 到底衡量什么 ​

二、五类公式为什么会得出不同结果 ​

1. 资料标注为 GE 的税后成本口径 ​

2. 资料标注为光伏规范的投资与运维口径 ​

3. 资料标注为设备厂家的 WACC 口径 ​

4. 咨询机构口径：不能由折现率反推成本表 ​

5. 含税平准化收入要求 ​

三、融资与折现率应怎样匹配 ​

四、把样本差异复算清楚 ​

五、LIOE 与 LOOE：把差异拆到可以追问的费用项 ​

样本的投资与运维占比 ​

样本中的费用结构 ​

六、同类型项目的差异应怎样深化分析 ​

七、实际使用时的比较清单 ​