專家認(rèn)為：（1）光伏主管部門應(yīng)當(dāng)以恰當(dāng)?shù)姆入A梯式的下調(diào)度電補貼，以刺激光伏行業(yè)的降本及度電社會成本在3-5年后逼近“平價上網(wǎng)”；（2）目前以限電、補貼拖延為特征的“中國式降補”值得商榷，尤其是限電問題的出現(xiàn)將極大提升度電社會成本；（3）限電大省的電力交易措施值得推廣，雖然從經(jīng)濟利益上出現(xiàn)“新能源補貼火電”的倒退現(xiàn)象，但真正降低了度電社會成本，并在發(fā)電結(jié)構(gòu)上實現(xiàn)“新能源替代火電”的真正進步。
2015年以來，全球光伏進入了“政府補貼”大周期的下降通道。但如何才能使得光伏行業(yè)重新煥發(fā)出她的活力？我們說，以“項目備案招標(biāo)+土地轉(zhuǎn)讓租賃價格市場化”為核心的市場化改革是一個重要的方向，但要光伏行業(yè)真正進步，降低成本則是必然的路徑?！敖当尽倍?，也是唯一能讓光伏行業(yè)開啟“平價上網(wǎng)”大周期上升通道的法門。
【光伏發(fā)電收益率及全社會成本測算模型】
眾所周知，光伏發(fā)電項目具備“發(fā)電量可預(yù)測性強、收益率測算可高度模型化”的特征，行業(yè)內(nèi)一般都采用光伏發(fā)電收益率測算模型對其加以測算。在一個典型的西部集中式電站項目中，發(fā)電小時數(shù)、單位裝機成本、標(biāo)桿上網(wǎng)電價、年運維費用等變量是影響項目無杠桿IRR的重要驅(qū)動力。在上述核心變量給定后，項目的投資回報則不言自明：無杠桿IRR、NPV、投資回收期、LCOE等指標(biāo)一覽無遺。
表1光伏發(fā)電項目收益率測算模型
然而，僅僅從電站運營商的角度來討論成本，我們并無法準(zhǔn)確評估社會為了獲得一度清潔用電所需額外花費的代價，我們也無法準(zhǔn)確的對政策加以預(yù)測。因此，我們要引入“度電社會成本”、“度電增量社會成本”的概念。
我們將全社會分為四類主體：一是光伏運營商、二是政府、三是電網(wǎng)、四是用電戶，并分別討論各類主體在使用光伏發(fā)電情形下的收益、付出及相對于使用傳統(tǒng)能源情形的差異。
對于光伏運營商而言，其在光伏項目建設(shè)期，投資光伏電站系統(tǒng)；在運營期，其需要在每一期付出運維開支，并向政府繳納增值稅和所得稅，但可以獲得來自于電網(wǎng)的電費收入及來自于政府的度電補貼。
對于政府而言，其在光伏項目運營期間，一方面須對每一度光伏發(fā)電給予補貼，但另一方面亦從電力銷售的增值稅、光伏運營商的所得稅中獲得收益；而在建設(shè)期，則在光伏運營商采購光伏系統(tǒng)的過程中，政府收獲了一份增值稅收入。
對于電網(wǎng)而言，其在光伏項目運營期間，一方面從光伏運營商處按脫硫煤電價采購光伏電力，一方面則需利用特高壓將電力運輸至負(fù)荷中心的客戶并按用戶電價向其出售。作為成本，特高壓建設(shè)費用、特高壓運維費用、輸電線損是三方面的重要組成。
對于用電戶而言，其從電網(wǎng)按用戶電價購買相應(yīng)數(shù)量的電力。
在分析完上述四類主體的收益及付出后，我們列出以下分析表，并將各類主體之間相互交易的部分進行抵消。在計算過程中，為了便于將不同時間點上的現(xiàn)金流入、流出加以統(tǒng)一，我們以并網(wǎng)時間為基準(zhǔn)，并采用8%的貼現(xiàn)率對25年期間的現(xiàn)金流、發(fā)電量加以貼現(xiàn)計算。
表2光伏發(fā)電項目全社會成本絕對測算模型
從上表中可以看出，在考慮了特高壓運輸后，在表1的基本參數(shù)下，光伏電站的度電社會成本并非LCOE顯示的0.58元/度，而是0.695元/度，其差額部分主要在于特高壓運輸上。而相比稅前價格0.30元/度的傳統(tǒng)能源，光伏發(fā)電的度電增量社會成本為0.438元/度。
為了便于比較使用光伏發(fā)電和傳統(tǒng)能源的差異，我們從第二個角度展開比較，那就是對于各類主體在使用光伏發(fā)電前后的開支差異進行逐一分析。
首先，對于用電戶而言，無論用光伏電還是傳統(tǒng)能源，都是向電網(wǎng)買電，開支上沒有任何差異。
其次，對于電網(wǎng)而言，若采用光伏發(fā)電，則一方面采購的發(fā)電量要相比傳統(tǒng)能源更多一些（以抵消線損），另一方面需要額外支付特高壓輸送成本，由此開支有所增加。
接著，對于政府而言，若要采用光伏發(fā)電，則需要支付度電補貼，但可以獲得建設(shè)期及運營期的相應(yīng)稅收；而在使用傳統(tǒng)能源情形時，政府則在電費中獲得增值稅。
最后，對于光伏運營商而言，運營光伏項目的好處在于可獲得項目現(xiàn)金流貼現(xiàn)值減去系統(tǒng)投資后的部分。
綜合上述，我們將各類主體使用光伏及傳統(tǒng)能源下的開支對比、相對收益匯總在一個表格中，從中可以得到，在表1基本參數(shù)下的度電增量社會成本確實是0.438元/度，結(jié)果與方法一完全一致。
表3光伏發(fā)電項目全社會成本相對測算模型
由此，我們完整的構(gòu)建了用于分析光伏發(fā)電全社會真實成本的測算模型：
度電社會成本＝（扣增值稅后的單位系統(tǒng)成本＋全生命周期運維成本貼現(xiàn)值＋按輸出電量計算的特高壓全生命周期度電綜合成本×單位光伏系統(tǒng)全生命周期發(fā)電量現(xiàn)值）／（1－特高壓輸送線損率）／單位光伏系統(tǒng)全生命周期發(fā)電量現(xiàn)值
度電增量社會成本＝度電社會成本－扣增值稅后的傳統(tǒng)能源度電價格
【“企業(yè)降本、政府降補”是唯一降低度電社會成本的方式】
從光伏發(fā)電全社會成本測算模型中，我們可以發(fā)現(xiàn)，度電社會成本的主要構(gòu)成項是扣增值稅的系統(tǒng)投資、運維開支及特高壓運輸成本，全生命周期有效發(fā)電小時數(shù)出現(xiàn)在整體成本的分母項。而其中，光伏行業(yè)可控部分（系統(tǒng)成本、運維開支）約占80%。
考慮到有效發(fā)電小時數(shù)的影響因素中，限電、系統(tǒng)衰減均只構(gòu)成負(fù)面影響；輻照波動遵從正態(tài)分布，標(biāo)準(zhǔn)差僅為3%左右；而“溫升系數(shù)調(diào)整后的系統(tǒng)效率”的提升則存在上限。因此，要希望光伏行業(yè)真正進入“平價上網(wǎng)”時代，必須不斷下降系統(tǒng)成本和運維成本。而如要實現(xiàn)中東部地區(qū)的平價上網(wǎng)（度電社會成本達到0.40-0.45元/度），一方面運維成本要降30%左右，另一方面系統(tǒng)成本應(yīng)降低至4-5元/W。
根據(jù)最近幾年光伏組件技術(shù)進步的情形及每年10-15%左右的降幅，在目前3.8元/W的價格基礎(chǔ)上，專家測算大致3-5年后可以實現(xiàn)組件價格降低至2.0-2.5元/W（包含組件企業(yè)利潤）。而BOS部分的成本要降低至2元/W以下，需要從三方面入手：（1）逆變器、支架、電氣設(shè)備、基礎(chǔ)等單位成本及其制造企業(yè)利潤的降低，（2）外線及土地成本的降低，（3）電站開發(fā)環(huán)節(jié)利潤的壓縮。
對于政府而言，如何才能通過政策手段來降低光伏度電社會成本？專家認(rèn)為，核心在于巧用“補貼政策的調(diào)整”手段。我們知道，光伏補貼在各個海外光伏大國出臺的目的均是為了通過刺激光伏運營商的利益而實現(xiàn)光伏裝機量的增長。而在光伏系統(tǒng)降本方面，各海外光伏大國自身的主導(dǎo)性偏弱（分布式光伏因BOS占比較高且存在規(guī)模效應(yīng)而除外）。但在中國，情形則有所不同：中國的光伏制造業(yè)占據(jù)全球70%的份額，中國的光伏電站占據(jù)全球30%的份額，均列全球第一。因此，中國的光伏補貼政策不僅可以影響下游，還可以影響中上游，進而又反作用于下游。
對于發(fā)改委而言，可根據(jù)光伏產(chǎn)業(yè)超額利潤水平的高低以恰當(dāng)?shù)姆入A梯式的下調(diào)度電補貼，由此達到推動系統(tǒng)成本及度電社會成本下降的目的。通過下調(diào)補貼，首先降低的是運營商利潤，其次降低的是運營商投資意愿和新增裝機量，接著開發(fā)商及組件商利潤將在供求關(guān)系的惡化中出現(xiàn)下滑，在同等產(chǎn)品品質(zhì)下的高成本企業(yè)將首先被淘汰，低成本企業(yè)則仍然能較好的獲得利潤空間。在適當(dāng)?shù)睦麧檳嚎s過程中，為了確保企業(yè)生存，光伏中上游制造企業(yè)及開發(fā)商的“降本努力”將比高利潤情形時更為積極。當(dāng)系統(tǒng)成本出現(xiàn)較快下降后，運營商的利潤空間將出現(xiàn)反彈，并驅(qū)動新增裝機量的增長，由此產(chǎn)業(yè)鏈上中下游實現(xiàn)了一次利潤波動的傳導(dǎo)并重新達到相對均衡的狀態(tài)。專家認(rèn)為，發(fā)改委的價格下調(diào)既不能太猛--損傷行業(yè)元氣，也不能過于溫和--導(dǎo)致降本動機不足且對可再生能源基金預(yù)算帶來壓力，否則均不利于行業(yè)的發(fā)展和進步。好在目前處于利率下降的中期趨勢中，因此在電站運營商無杠桿IRR不變的情形下，其加杠桿后的IRR是逐步提升的。這將給發(fā)改委進一步下調(diào)補貼帶來一定的空間。
而對于2016年中的電價下調(diào)，專家認(rèn)為幅度較為恰當(dāng)，雖然超出了行業(yè)內(nèi)企業(yè)的一致預(yù)期。以一類地區(qū)為例，度電補貼由0.90元/度調(diào)低至0.80元/度，對無杠桿IRR的影響不足2個百分點，對杠桿后IRR帶來5-6個百分點的負(fù)面影響。但在過去一年半內(nèi)基準(zhǔn)利率下調(diào)150BP而光伏普遍杠桿率為70%的情形下，利率下降可帶來杠桿后IRR約2-3個百分點的提升。此外，過去一年半中，光伏系統(tǒng)的成本下降約10%，由此對杠桿后IRR亦帶來5個百分點左右的提升。因此，比較2016年中電價下調(diào)后一類地區(qū)項目的杠桿后IRR和2014年末的水平，若項目所在地?zé)o限電，則杠桿后IRR不僅沒有下降，反而是上升的。
【“中國式降補”有待商榷】
2015年，對于大多數(shù)地面電站運營商而言是災(zāi)難性的，原因有二：一是以新疆、寧夏為代表的西部地區(qū)開始出現(xiàn)嚴(yán)重的限電，其中新疆全年限電率達26%，四季度更是高達53%，直追甘肅全年31%的限電率，從而嚴(yán)重限電地區(qū)在全國43.1GW中的比重提高到14.9GW（或34%）；二是第六批中央補貼目錄遲遲沒有開始申報，導(dǎo)致2013年9月后并網(wǎng)的電站在模型上的收入測算只有1/3體現(xiàn)在現(xiàn)金流量表中。
嚴(yán)重限電+補貼拖延，使得大量西部項目并網(wǎng)后頭兩年的現(xiàn)金流只有模型測算值的20-30%（或約0.30-0.40元/W），這使得光伏運營商在扣除運維成本后連銀行貸款都無法正常償還：我們假定一個“系統(tǒng)成本8.5元/W、外部融資比率70%”的項目采用10-15年期貸款，等額本息，利率為基準(zhǔn)上浮10%，則每年的本息償還額為0.59-0.79元/W；若假設(shè)其不采用中長期貸款而換為一年期7-10%利率的短期融資加以過橋，則光利息的償還額也將達到0.42-0.60元/W。因此，在嚴(yán)重限電+補貼拖延的情況下，無論光伏運營商采用短期融資還是長期融資手段，都將出現(xiàn)現(xiàn)金流入不敷出的嚴(yán)重“失血”現(xiàn)象。
相比度電補貼的下調(diào)，嚴(yán)重限電和補貼拖延對于光伏運營商的負(fù)面影響更為巨大，是為“中國式降補”。尤其是限電，將通過降低“單位光伏系統(tǒng)全生命周期發(fā)電量現(xiàn)值”的機制大幅提升度電社會成本和度電增量社會成本。據(jù)測算，限電30%的情形下，度電增量社會成本將上升59%，造成嚴(yán)重的社會資源浪費。
表4限電30%情形下的度電增量社會成本上升59%
而更為糟糕的是，無論是限電還是補貼拖延都非短期內(nèi)所能改變的。首先，在監(jiān)管體制方面，中國光伏行業(yè)的主管部門是發(fā)改委和能源局，而限電問題及補貼拖延問題則分別涉及國家電網(wǎng)和財政部。其次，限電的發(fā)生，更大程度上是一個經(jīng)濟現(xiàn)象而非行政現(xiàn)象，主管部門對于限電主要因素的改變幾乎是無能為力：（1）經(jīng)濟下行全社會用電量下滑、區(qū)域消納能力不足，（2）火電裝機審批權(quán)限下放，而低煤價時代火電企業(yè)利潤豐厚，投資沖動明顯，（3）特高壓建設(shè)速度無法趕上風(fēng)電光伏的新增裝機速度，（4）新能源在限電省份的占比過高，而新能源天然的波動性、間歇性、不可預(yù)測性確實使得電網(wǎng)的調(diào)度難度大幅上升，（5）AGC的大面積使用使得電網(wǎng)省調(diào)集中調(diào)度光伏發(fā)電在技術(shù)上變得可行。第三，導(dǎo)致補貼拖延的根本原因在于新能源發(fā)展速度遠遠超出了可再生能源電價附加的上調(diào)速度，這對于光伏主管部門而言也是難有作為。一方面，財政補貼在體制上較難做到具備很強的前瞻性，另一方面，由于光伏行業(yè)尚未經(jīng)歷過一輪周期的洗禮，民營運營商本身對于限電及補貼拖延的估計就嚴(yán)重不足，在資本市場的追捧下投資沖動更是難以遏制。
專家認(rèn)為，以限電和補貼拖延為特征的“中國式降補”對于光伏行業(yè)的傷害是巨大的，其對于投資回報率及現(xiàn)金流的影響遠遠超出了光伏企業(yè)所能承受的范圍，更是加大了度電社會成本。其所帶來的影響，并非“通過降補、降利潤而實現(xiàn)成本下降的激勵”，而很有可能是直接將光伏運營商送上不歸路。當(dāng)然，光伏的主管部門確實存在自身的難處。因此，專家建議，發(fā)改委、能源局可采納以下方法調(diào)整行業(yè)監(jiān)管方式：
（1）加強與國家電網(wǎng)、財政部、國土資源部等部門的溝通和信息的交互，并在發(fā)布每年建設(shè)指標(biāo)及新增裝機指引的同時，向全社會提供關(guān)于電網(wǎng)接入、消納能力、補貼拖延可能性、用地指標(biāo)的更充分、透明的信息。
（2）各地年度建設(shè)指標(biāo)的發(fā)放中采用公開招標(biāo)的方式。年度建設(shè)指標(biāo)公開招標(biāo)看似提高光伏企業(yè)成本，但實際上避免了可能的尋租行為，從而限制了可能的尋租主體對光伏運營商人為的錯誤引導(dǎo)。
通過上述“信息披露透明化、指標(biāo)發(fā)放市場化”的監(jiān)管改善措施，可以引導(dǎo)光伏企業(yè)產(chǎn)生正確的預(yù)期，從而真正幫助光伏行業(yè)健康、向上的發(fā)展，避免盲目非理性的投資和結(jié)構(gòu)錯誤的投資，避免行業(yè)進入“放亂收死”的惡性循環(huán)，最終實現(xiàn)“光伏長期發(fā)電量最大化”的目標(biāo)，真正改善中國的大氣環(huán)境。
【限電大省的電力交易試點何去何從】
今年2月份以來，能源局在其所發(fā)布的《關(guān)于做好“三北”地區(qū)可再生能源消納工作的通知》中指出，鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)積極參與直接交易并逐步擴大交易范圍和規(guī)模。而甘肅的《2016年電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易實施細則》和新疆的《關(guān)于控制新能源場站出力的業(yè)務(wù)通知》，則在操作層面上給出了解決方法。
從甘肅、新疆等地的具體試點來看，無非是兩種形式。一是讓光伏企業(yè)參與電力交易，與火電直接競爭，二是讓光伏企業(yè)參與發(fā)電權(quán)交易，替代自備電廠的發(fā)電。從兩種方式對光伏運營商收入改善的角度看，均是正面的，兩種方式均“以價換量”，從而換得度電補貼--畢竟在限電情形下，光伏企業(yè)沒有任何收益。
雖然，光伏行業(yè)中對上述政策持負(fù)面態(tài)度的為多，認(rèn)為新能源企業(yè)補貼火電是一種“倒退”，但專家認(rèn)為，上述政策非?？扇?。我們繼續(xù)采用度電社會成本模型進行分析：（1）在限電30%的情形下（如表4所示），度電社會成本為0.954元，（2）而如果光伏企業(yè)參與直接交易（或發(fā)電權(quán)交易），極端情形下，其競價上網(wǎng)價格等于火電企業(yè)的邊際可變成本（或發(fā)電權(quán)價格等于脫硫煤電價扣減火電企業(yè)的邊際可變成本），我們假設(shè)為0.10元/度，則光伏的度電社會成本為0.680元。因此，光伏參與直接電力交易不僅可以降低度電社會成本，還能以“零邊際成本”的競爭優(yōu)勢從火電自備電廠手中換來更多的發(fā)電量，而且真正實現(xiàn)了能源結(jié)構(gòu)的替代。我們不應(yīng)從經(jīng)濟利益上將“新能源補貼火電”看做是一種倒退，而應(yīng)當(dāng)從能源結(jié)構(gòu)的改變上看到“新能源替代火電”的真正勝利。
表5參與電力交易后以0.10元/度出售電力的情形
專家呼吁，光伏主管部門應(yīng)更多的鼓勵限電大省以市場化的方式解決限電問題，切實避免因限電導(dǎo)致的度電社會成本的上升。以市場化的方式解決限電問題，雖然變相降低補貼，但卻有利于度電社會成本的降低，有利于能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整，有利于電力交易試點經(jīng)驗在全國范圍內(nèi)的復(fù)制。
