深度分析光伏发电真实社会成本

　　专家认为：（1）光伏主管部门应当以恰当的幅度阶梯式的下调度电补贴，以刺激光伏行业的降本及度电社会成本在3-5年后逼近“平价上网”；（2）目前以限电、补贴拖延为特征的“中国式降补”值得商榷，尤其是限电问题的出现将极大提升度电社会成本；（3）限电大省的电力交易措施值得推广，虽然从经济利益上出现“新能源补贴火电”的倒退现象，但真正降低了度电社会成本，并在发电结构上实现“新能源替代火电”的真正进步。

　　2015年以来，全球光伏进入了“政府补贴”大周期的下降通道。但如何才能使得光伏行业重新焕发出她的活力？我们说，以“项目备案招标+土地转让租赁价格市场化”为核心的市场化改革是一个重要的方向，但要光伏行业真正进步，降低成本则是必然的路径。“降本”二字，也是唯一能让光伏行业开启“平价上网”大周期上升通道的法门。

　　【光伏发电收益率及全社会成本测算模型】

　　众所周知，光伏发电项目具备“发电量可预测性强、收益率测算可高度模型化”的特征，行业内一般都采用光伏发电收益率测算模型对其加以测算。在一个典型的西部集中式电站项目中，发电小时数、单位装机成本、标杆上网电价、年运维费用等变量是影响项目无杠杆IRR的重要驱动力。在上述核心变量给定后，项目的投资回报则不言自明：无杠杆IRR、NPV、投资回收期、LCOE等指标一览无遗。

表1光伏发电项目收益率测算模型

　　然而，仅仅从电站运营商的角度来讨论成本，我们并无法准确评估社会为了获得一度清洁用电所需额外花费的代价，我们也无法准确的对政策加以预测。因此，我们要引入“度电社会成本”、“度电增量社会成本”的概念。

　　我们将全社会分为四类主体：一是光伏运营商、二是政府、三是电网、四是用电户，并分别讨论各类主体在使用光伏发电情形下的收益、付出及相对于使用传统能源情形的差异。

　　对于光伏运营商而言，其在光伏项目建设期，投资光伏电站系统；在运营期，其需要在每一期付出运维开支，并向政府缴纳增值税和所得税，但可以获得来自于电网的电费收入及来自于政府的度电补贴。

　　对于政府而言，其在光伏项目运营期间，一方面须对每一度光伏发电给予补贴，但另一方面亦从电力销售的增值税、光伏运营商的所得税中获得收益；而在建设期，则在光伏运营商采购光伏系统的过程中，政府收获了一份增值税收入。

　　对于电网而言，其在光伏项目运营期间，一方面从光伏运营商处按脱硫煤电价采购光伏电力，一方面则需利用特高压将电力运输至负荷中心的客户并按用户电价向其出售。作为成本，特高压建设费用、特高压运维费用、输电线损是三方面的重要组成。

　　对于用电户而言，其从电网按用户电价购买相应数量的电力。

　　在分析完上述四类主体的收益及付出后，我们列出以下分析表，并将各类主体之间相互交易的部分进行抵消。在计算过程中，为了便于将不同时间点上的现金流入、流出加以统一，我们以并网时间为基准，并采用8%的贴现率对25年期间的现金流、发电量加以贴现计算。

表2光伏发电项目全社会成本绝对测算模型

　　从上表中可以看出，在考虑了特高压运输后，在表1的基本参数下，光伏电站的度电社会成本并非LCOE显示的0.58元/度，而是0.695元/度，其差额部分主要在于特高压运输上。而相比税前价格0.30元/度的传统能源，光伏发电的度电增量社会成本为0.438元/度。

　　为了便于比较使用光伏发电和传统能源的差异，我们从第二个角度展开比较，那就是对于各类主体在使用光伏发电前后的开支差异进行逐一分析。

　　首先，对于用电户而言，无论用光伏电还是传统能源，都是向电网买电，开支上没有任何差异。

　　其次，对于电网而言，若采用光伏发电，则一方面采购的发电量要相比传统能源更多一些（以抵消线损），另一方面需要额外支付特高压输送成本，由此开支有所增加。

　　接着，对于政府而言，若要采用光伏发电，则需要支付度电补贴，但可以获得建设期及运营期的相应税收；而在使用传统能源情形时，政府则在电费中获得增值税。

　　最后，对于光伏运营商而言，运营光伏项目的好处在于可获得项目现金流贴现值减去系统投资后的部分。

　　综合上述，我们将各类主体使用光伏及传统能源下的开支对比、相对收益汇总在一个表格中，从中可以得到，在表1基本参数下的度电增量社会成本确实是0.438元/度，结果与方法一完全一致。

表3光伏发电项目全社会成本相对测算模型

　　由此，我们完整的构建了用于分析光伏发电全社会真实成本的测算模型：

　　度电社会成本＝（扣增值税后的单位系统成本＋全生命周期运维成本贴现值＋按输出电量计算的特高压全生命周期度电综合成本×单位光伏系统全生命周期发电量现值）／（1－特高压输送线损率）／单位光伏系统全生命周期发电量现值

　　度电增量社会成本＝度电社会成本－扣增值税后的传统能源度电价格

　　【“企业降本、政府降补”是唯一降低度电社会成本的方式】

　　从光伏发电全社会成本测算模型中，我们可以发现，度电社会成本的主要构成项是扣增值税的系统投资、运维开支及特高压运输成本，全生命周期有效发电小时数出现在整体成本的分母项。而其中，光伏行业可控部分（系统成本、运维开支）约占80%。

　　考虑到有效发电小时数的影响因素中，限电、系统衰减均只构成负面影响；辐照波动遵从正态分布，标准差仅为3%左右；而“温升系数调整后的系统效率”的提升则存在上限。因此，要希望光伏行业真正进入“平价上网”时代，必须不断下降系统成本和运维成本。而如要实现中东部地区的平价上网（度电社会成本达到0.40-0.45元/度），一方面运维成本要降30%左右，另一方面系统成本应降低至4-5元/W。

　　根据最近几年光伏组件技术进步的情形及每年10-15%左右的降幅，在目前3.8元/W的价格基础上，专家测算大致3-5年后可以实现组件价格降低至2.0-2.5元/W（包含组件企业利润）。而BOS部分的成本要降低至2元/W以下，需要从三方面入手：（1）逆变器、支架、电气设备、基础等单位成本及其制造企业利润的降低，（2）外线及土地成本的降低，（3）电站开发环节利润的压缩。

　　对于政府而言，如何才能通过政策手段来降低光伏度电社会成本？专家认为，核心在于巧用“补贴政策的调整”手段。我们知道，光伏补贴在各个海外光伏大国出台的目的均是为了通过刺激光伏运营商的利益而实现光伏装机量的增长。而在光伏系统降本方面，各海外光伏大国自身的主导性偏弱（分布式光伏因BOS占比较高且存在规模效应而除外）。但在中国，情形则有所不同：中国的光伏制造业占据全球70%的份额，中国的光伏电站占据全球30%的份额，均列全球第一。因此，中国的光伏补贴政策不仅可以影响下游，还可以影响中上游，进而又反作用于下游。

　　对于发改委而言，可根据光伏产业超额利润水平的高低以恰当的幅度阶梯式的下调度电补贴，由此达到推动系统成本及度电社会成本下降的目的。通过下调补贴，首先降低的是运营商利润，其次降低的是运营商投资意愿和新增装机量，接着开发商及组件商利润将在供求关系的恶化中出现下滑，在同等产品品质下的高成本企业将首先被淘汰，低成本企业则仍然能较好的获得利润空间。在适当的利润压缩过程中，为了确保企业生存，光伏中上游制造企业及开发商的“降本努力”将比高利润情形时更为积极。当系统成本出现较快下降后，运营商的利润空间将出现反弹，并驱动新增装机量的增长，由此产业链上中下游实现了一次利润波动的传导并重新达到相对均衡的状态。专家认为，发改委的价格下调既不能太猛--损伤行业元气，也不能过于温和--导致降本动机不足且对可再生能源基金预算带来压力，否则均不利于行业的发展和进步。好在目前处于利率下降的中期趋势中，因此在电站运营商无杠杆IRR不变的情形下，其加杠杆后的IRR是逐步提升的。这将给发改委进一步下调补贴带来一定的空间。

　　而对于2016年中的电价下调，专家认为幅度较为恰当，虽然超出了行业内企业的一致预期。以一类地区为例，度电补贴由0.90元/度调低至0.80元/度，对无杠杆IRR的影响不足2个百分点，对杠杆后IRR带来5-6个百分点的负面影响。但在过去一年半内基准利率下调150BP而光伏普遍杠杆率为70%的情形下，利率下降可带来杠杆后IRR约2-3个百分点的提升。此外，过去一年半中，光伏系统的成本下降约10%，由此对杠杆后IRR亦带来5个百分点左右的提升。因此，比较2016年中电价下调后一类地区项目的杠杆后IRR和2014年末的水平，若项目所在地无限电，则杠杆后IRR不仅没有下降，反而是上升的。

　　【“中国式降补”有待商榷】

　　2015年，对于大多数地面电站运营商而言是灾难性的，原因有二：一是以新疆、宁夏为代表的西部地区开始出现严重的限电，其中新疆全年限电率达26%，四季度更是高达53%，直追甘肃全年31%的限电率，从而严重限电地区在全国43.1GW中的比重提高到14.9GW（或34%）；二是第六批中央补贴目录迟迟没有开始申报，导致2013年9月后并网的电站在模型上的收入测算只有1/3体现在现金流量表中。

　　严重限电+补贴拖延，使得大量西部项目并网后头两年的现金流只有模型测算值的20-30%（或约0.30-0.40元/W），这使得光伏运营商在扣除运维成本后连银行贷款都无法正常偿还：我们假定一个“系统成本8.5元/W、外部融资比率70%”的项目采用10-15年期贷款，等额本息，利率为基准上浮10%，则每年的本息偿还额为0.59-0.79元/W；若假设其不采用中长期贷款而换为一年期7-10%利率的短期融资加以过桥，则光利息的偿还额也将达到0.42-0.60元/W。因此，在严重限电+补贴拖延的情况下，无论光伏运营商采用短期融资还是长期融资手段，都将出现现金流入不敷出的严重“失血”现象。

　　相比度电补贴的下调，严重限电和补贴拖延对于光伏运营商的负面影响更为巨大，是为“中国式降补”。尤其是限电，将通过降低“单位光伏系统全生命周期发电量现值”的机制大幅提升度电社会成本和度电增量社会成本。据测算，限电30%的情形下，度电增量社会成本将上升59%，造成严重的社会资源浪费。

表4限电30%情形下的度电增量社会成本上升59%

　　而更为糟糕的是，无论是限电还是补贴拖延都非短期内所能改变的。首先，在监管体制方面，中国光伏行业的主管部门是发改委和能源局，而限电问题及补贴拖延问题则分别涉及国家电网和财政部。其次，限电的发生，更大程度上是一个经济现象而非行政现象，主管部门对于限电主要因素的改变几乎是无能为力：（1）经济下行全社会用电量下滑、区域消纳能力不足，（2）火电装机审批权限下放，而低煤价时代火电企业利润丰厚，投资冲动明显，（3）特高压建设速度无法赶上风电光伏的新增装机速度，（4）新能源在限电省份的占比过高，而新能源天然的波动性、间歇性、不可预测性确实使得电网的调度难度大幅上升，（5）AGC的大面积使用使得电网省调集中调度光伏发电在技术上变得可行。第三，导致补贴拖延的根本原因在于新能源发展速度远远超出了可再生能源电价附加的上调速度，这对于光伏主管部门而言也是难有作为。一方面，财政补贴在体制上较难做到具备很强的前瞻性，另一方面，由于光伏行业尚未经历过一轮周期的洗礼，民营运营商本身对于限电及补贴拖延的估计就严重不足，在资本市场的追捧下投资冲动更是难以遏制。

　　专家认为，以限电和补贴拖延为特征的“中国式降补”对于光伏行业的伤害是巨大的，其对于投资回报率及现金流的影响远远超出了光伏企业所能承受的范围，更是加大了度电社会成本。其所带来的影响，并非“通过降补、降利润而实现成本下降的激励”，而很有可能是直接将光伏运营商送上不归路。当然，光伏的主管部门确实存在自身的难处。因此，专家建议，发改委、能源局可采纳以下方法调整行业监管方式：

　　（1）加强与国家电网、财政部、国土资源部等部门的沟通和信息的交互，并在发布每年建设指标及新增装机指引的同时，向全社会提供关于电网接入、消纳能力、补贴拖延可能性、用地指标的更充分、透明的信息。

　　（2）各地年度建设指标的发放中采用公开招标的方式。年度建设指标公开招标看似提高光伏企业成本，但实际上避免了可能的寻租行为，从而限制了可能的寻租主体对光伏运营商人为的错误引导。

　　通过上述“信息披露透明化、指标发放市场化”的监管改善措施，可以引导光伏企业产生正确的预期，从而真正帮助光伏行业健康、向上的发展，避免盲目非理性的投资和结构错误的投资，避免行业进入“放乱收死”的恶性循环，最终实现“光伏长期发电量最大化”的目标，真正改善中国的大气环境。

　　【限电大省的电力交易试点何去何从】

　　今年2月份以来，能源局在其所发布的《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》中指出，鼓励可再生能源发电企业积极参与直接交易并逐步扩大交易范围和规模。而甘肃的《2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》和新疆的《关于控制新能源场站出力的业务通知》，则在操作层面上给出了解决方法。

　　从甘肃、新疆等地的具体试点来看，无非是两种形式。一是让光伏企业参与电力交易，与火电直接竞争，二是让光伏企业参与发电权交易，替代自备电厂的发电。从两种方式对光伏运营商收入改善的角度看，均是正面的，两种方式均“以价换量”，从而换得度电补贴--毕竟在限电情形下，光伏企业没有任何收益。

　　虽然，光伏行业中对上述政策持负面态度的为多，认为新能源企业补贴火电是一种“倒退”，但专家认为，上述政策非常可取。我们继续采用度电社会成本模型进行分析：（1）在限电30%的情形下（如表4所示），度电社会成本为0.954元，（2）而如果光伏企业参与直接交易（或发电权交易），极端情形下，其竞价上网价格等于火电企业的边际可变成本（或发电权价格等于脱硫煤电价扣减火电企业的边际可变成本），我们假设为0.10元/度，则光伏的度电社会成本为0.680元。因此，光伏参与直接电力交易不仅可以降低度电社会成本，还能以“零边际成本”的竞争优势从火电自备电厂手中换来更多的发电量，而且真正实现了能源结构的替代。我们不应从经济利益上将“新能源补贴火电”看做是一种倒退，而应当从能源结构的改变上看到“新能源替代火电”的真正胜利。

表5参与电力交易后以0.10元/度出售电力的情形

　　专家呼吁，光伏主管部门应更多的鼓励限电大省以市场化的方式解决限电问题，切实避免因限电导致的度电社会成本的上升。以市场化的方式解决限电问题，虽然变相降低补贴，但却有利于度电社会成本的降低，有利于能源结构的调整，有利于电力交易试点经验在全国范围内的复制。