【干货】光伏发电真实社会成本深度分析

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。