大陆机电▏深度分析光伏发电真实社会成本（上）

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