1.光伏平價上網時代正式開啟

平價上網三部曲以及定義的明確：工商業—居民—發電側

光伏發電項目一般可以根據項目規模分為集中式與分布式電廠兩類形式，前者一般接入高電壓等級輸電網，后者一般接入配電網或直接連接客戶，其“平價”標準分別對標傳統能源發電成本與客戶購電成本，即一般說的發電側平價與客戶側平價。

我們將發電側平價定義為：光伏發電即便根據傳統能源的上網電價收購(無補貼)也能實現合理利潤。目前國內成本zui低、利用zui廣的電力來源為煤電，所以光伏在我國實現發電側平價的條件可以理解為光伏發電成本達到煤電水平。

客戶側平價的實現則要求光伏發電低成本于售電價格，根據客戶類型以及購電成本的不同，又歸納為工商業、居民客戶側平價。

2018年應用領跑者項目中標電價已開始接近發電側平價，青海省兩個基地zui低中標電價已低于當地火電標桿電價，并全面低于當地風電上網電價。

在光伏平價的三項可比指標中，工商業售電價格>居民售電價格>脫硫煤標桿電價。所以，光伏發電實現平價上網將順序歷經三個階段：工商業客戶側平價(分布式)、居民客戶側平價(分布式)、發電側平價(集中式電廠)。

平價時代開啟：2019年左右實現發電側平價

新建 VS 新建：平價上網。我們估算，光伏發電成本將從2019年起在我國部分區域逐步實現低于火電的發電成本，此后新建光伏電廠將比新建煤電廠更有經濟價值，光伏發電將成為滿足用電需求增量的首選，年度新增裝機也有網迎來新一波快速增長。

度電成本(LCOE)計算方法：平準化電力成本/度電成本(levelized cost of energy / levelized cost of electricity，LCOE)，是用于分析比較不同發電技術成本的常用指標。計算公式為光伏電廠整個生命周期的成本凈現值除以整個生命周期的發電量凈現值。

公式中指標含義：i 為折現率;n 為系統運行年限(n=1，2， …，N);N 為光伏系統運行期， 一般取N=25;I0為初始投資;VR為系統殘值;An為第n 年的運營成本。Tn為其他費用;Yn為第n 年的發電量。

在假設煤電、光伏單位投資分別為3.55元/W，5.5元/W，利用小時數分別為4100h、1200h的情況下，新建煤電廠與新建光伏電廠的平均度電成本(財務利潤表角度)分別為0.386元/kWh、0.397元/kWh;對應的LCOE分別為煤電0.376元/kWh，光伏0.515元/kWh(差別主要由折舊和運營年限的不同造成)。

客戶側平價已經基本實現。在客戶側方面，除蒙西、新疆、云南、寧夏等地，全國其他省份售電價格已低于光伏LCOE估算結果，鑒于這些區域日照周期長，光照資源豐富，土地低成本，實際光伏LCOE會更低，所以光伏在客戶側基本實現平價。

光伏LCOE下降，煤電LCOE上升，發電側平價近在眼前。對LCOE進行敏銳性分析，光伏LCOE隨發電利用小時數的上升、單瓦投資成本的下降而下降，煤電LCOE隨煤炭價格上升、發電利用小時數下降而上升。光伏方面，隨著材料成本下降和效率提高帶來的單位投資下降，以及雙面發電、跟蹤支架等技術帶來的利用小時數提高，光伏LCOE將持續下降。煤電方面，我們預期其發電利用小時數將保持近年來緩慢下滑的趨勢(未來可能多數煤電都將成為調峰電源)，所以預期煤電LCOE將緩慢上升，燃煤與光伏發電的成本差距將逐步縮小。

關于平價時間點估算的一些關鍵假設：

光伏單瓦投資：基于我們對產業鏈的調研、同時參考國際研究機構的預期、并考慮中國的特殊國情(在政策指引下的“軟性”成本下降)，我們假設我國2018-19年光伏電廠單瓦投資年均下降10%，此后年跌幅5%左右，當單瓦投資下降到3元/W后，年跌幅縮小到2%-3%。(參考：GTM預期2018年光伏世界平均單瓦投資年跌幅10%，此后年跌幅4%左右;。BNEF預期2040光伏度電成本將在2017年基礎上再度下降66%，年復合增速-5%。)

光伏利用小時數：未來雙面組件與追日系統堆疊可以提高發電量10%-50%，保守估計平均利用小時數將逐步提高25%左右至1450小時。隨著優秀土地、房頂資源被逐步開發利用，后續新建光伏電廠的地理位置、光照資源等將不如前期，預期后期發電利用小時數逐步回落至1200左右。

煤炭成本與煤電利用小時：假設煤炭價格保持2017年平均水平，煤電利用小時數假設每年下降50小時，后期跌幅減慢。

估算結果表明，煤電LCOE將緩慢上升，光伏LCOE前期在利用小時數提高及成本下降的雙重影響下迅速下降，后期由于利用小時數回落跌幅放慢，2019年左右實現發電側平價上網。

后平價時代：2026年開始取代存量煤電裝機

新建VS存量：取代煤電，對標煤電營運成本。實現發電側平價上網意味著光伏發電在新增用電市場取得主導位置，但是截止2017年底，我國仍有約1020GW在運煤電廠，主導著我國6.3萬億千瓦時的存量用電需求(煤電發電量占比67%)，如果光伏LCOE下降到低于在運電廠營運成本，則理論上存量煤電將面臨利用率顯著下降甚至提前退役，這意味著光伏將打開廣闊的存量電力市場空間，迎來新一波的需求增速。

對于在運煤電廠，初始投資或折舊以及投資的貸款利息都是沉沒成本，無論是不是繼續運營，這筆費用都已不可杜絕。但是若選擇提前退役，則燃料成本、流動資金成本、運維費用(員工薪酬、設備維修、保養、檢查等)都以免。所以，我們將以上三項可被避免的成本定義為煤電廠營運成本。

煤電讓出發電份額，存量市場也有想象空間

2026年達到光伏取代在運煤電的條件后，煤電的主要任務逐步轉變為調峰，假設煤電發電量占比每年下降1%-3%，直到30%左右穩定(由裝機退役和利用小時數下降共同實現)，之后隨著全社會用電量的增長，調峰需求也將增加，煤電利用小時數和裝機量可能小幅上揚。

估算結果表明，補煤電缺口用電需求2026年開始增加，2028年達到頂峰后降低，待煤電成功轉變為調峰能源后，對煤電的需求隨著全社會用電需求的增加而略有回升。

2.光伏能分多少蛋糕?——平價后年新增裝機頂峰超300GW

光伏將在新增裝機市場中占主導位置

國網能源研究院副總經濟師白建華接受采訪時曾表示，上網電價作為發電成本的綜合反映，在某種程度上反映電源的競爭力，因為發改委在制定和調整上網電價時，會將電廠初始投資、財務費用、折舊及運營等成本都納入考慮范圍。從補貼角度看，光伏成本在各種電力來源中仍處于相對較高，但我們經過分析發現，其他各種能源未來的發展將有限于成本或資源稟賦，判斷光伏將在未來新增電力裝機市場中占據主導位置。

(1)陸上風電：更先進入平價上網，但平價后降本潛力不夠。2017年5月能源局下發《關于開展風電平價上網示范工作的通知》，正式提出風電平價上網示范項目，并規定示范項目不給予補貼，但給予全額消化的保障。全額消化的意義在于基本解決棄風問題。據此，我們分析認為在全國資源條件好的區域，解決消化問題后風電已具有平價上網能力。

但是，風電與光伏相比后續發展的劣勢在于，與光伏高效電池及組件技術百花齊放，降本空間充裕的情況不同，風電裝機的主要成本來源風機(占比50%左右)的價格自2011年以來基本保持在4元/W左右，目前尚無大幅回落的趨勢。通用電氣于2016年底發布的《2025中國風電度電成本》白皮書預期2025年我國風電LCOE能達到0.34-0.46元/kWh(平坦地形)、0.34-0.5元/kWh(復雜地形)。降本潛力來自項目評價審批制度、風資源評選住址、風機選型、技術進步及突破、電網調度優化、精細化運維、數字化工業和商業模式創新等方面均采取更優策略。

根據GE的預期，在風電各個方面均有改善且利用小時數達到2300h的情況下，2025年LCOE下限為0.34元/kWh，可見風電平價后降本乏力。另外，由于分布式光伏應用范圍廣于分散式風電，有可能制約光伏發展的安裝資源問題在風電領域會更嚴重;提高電網外送能力及加強解決電力本地消化的政策在利好風電的同時同樣也會利好光伏。所以，我們認為盡管風電可能比光伏先平價，但平價之后光伏繼續發展的潛力與競爭力強于風電。

(2)海上風電：規模較小尚處于起步階段，成本仍高且技術尚待完善。《風電發展“十三五”規劃》顯示，2020年全國海上風電開工建設規模要達到1000萬千瓦，力爭累計并網容量達到500萬千瓦以上。截止2017年底，全國海上風電裝機279萬千瓦，規模較小。2015-17年分別新增36萬千瓦、59萬千瓦、116萬千瓦，按規劃目標穩定發展。

我國海上風電未獲得規模化發展的原因來自成本與技術兩方面：對近海風能資源探測不夠導致不穩定性大;國產海上風機技術不成熟與國外存在明顯差距;海上風電的安裝、運維困難大、成本高。預期海上風電2030年前難以在經濟價值方面與光伏相抗。

能源局《水電發展”十三五“規劃》要求2020年裝機380GW，發電1.25億千瓦時，同時預期2025年裝機量470GW，發電量1.4萬億千瓦時。根據我們估算的國內用電總需求，2020、2025年水電發電量占比將分別達到17%、14%。《規劃》同時提到，我國水能資源可開發裝機容量約6.6億千瓦，年發電量約3萬億千瓦時，統計局數據顯示17年我國水電發電量約1.2萬億千萬時，則開發程度約40%，與發達國家70%-90%的開發程度還有差距。但即便2030年開發程度可以提高至60%(業內預期2050年70-80%左右)，發電量達到1.8萬億千瓦時，2030年水電發電量也占比不能超過15%。所以長期看來水電受資源稟賦約束難以成為我國的主導電源形式。

(4)氣電：燃料+燃氣輪機的進口依賴導致經濟價值較差。國務院發展研究中心資源與環境政策研究所能源研究室主任 洪濤指出，2016年，華北區域(氣價按2.51元/m3，發電小時數按4400h計算)、江蘇區域(2.16元/m3，4500h)的大型燃氣蒸汽聯合循環機組純發電的LCOEzui少在0.76元、0.58元左右(9E機組)。

造成天然氣發電缺少經濟價值的重要因素是天然氣價格與燃氣發電設備價格都很昂貴，同等熱值的天然氣價格是煤炭價格的近4倍，但天然氣高出的15%左右發電效率無法抵消燃料價格差距，實際燃氣發電的燃料成本遠高于燃煤發電。天然氣價格高的原因主要是我國天然氣資源缺少，依靠進口。

燃氣輪機國產化程度低，GE、西門子及三菱公司依托先進的技術和設備幾乎壟斷中國燃機市場，因此而來的高昂檢修費用也是天然氣成本高居不下的原因之一。近年來，盡管在政策強力支持下，國內主機廠商在自研上有所進展，例如AE94.3A燃機透平葉片啟動國產化生產，5萬千瓦重型燃機1-17級壓氣機試驗成功，但這些企業主要具有的是安裝制造水平，zui核心的設計技術與試驗技術依舊需要從國外引進，只知其然卻不知其所以然，目前仍未有國產品牌的燃氣輪機進入市場。

(5)核電：三代機組提高LCOE。目前我國核電上網電價0.37-0.43元/kWh，與煤電上網電價基本持平，主要是由于在運的二代機組折舊后成本低廉。三代核電機組AP1000即將投運，國務院發展研究中心表示：zui新估計的度電成本高達0.65元左右，與氣電相當。為了保證安全，近年核電持續提高核電機組建設和運營標準，成本的提高抵消了效率提高所創造的紅利，所以發電成本沒有下降。盡管三代機組規模化、國產化后，降成本仍有空間，但其發電LCOE想要達到二代機組的水平尚需時間，目前來看核電發電成本下降的空間不大。

2024和2028年將分別呈現288GW和339GW的兩次新增裝機高峰

未來光伏裝機需求：未來待滿足的用電需求將主要由光伏等可再生能源發電補足。光伏平價后經濟價值及投資價值顯著，將成為主要補缺電力來源。平價前，假設2018年光伏裝機穩定增長60GW，年平均利用小時數穩步提高，則當年光伏發電填補比重為25%左右，即待滿足(新增)用電需求中約25%由光伏發電填補。平價后，合理的發電成本帶動光伏填補比重逐步上漲到70%左右，之后因為優秀土地、房頂資源缺失影響收益率，投資熱度下降，填補比重逐步回落。年平均利用小時數逐步上漲后保持穩定。

估算結果表明，光伏新增裝機需求在2019年平價后迅速回升，并將在2024年、2028年迎來兩次高峰，當年新增光伏裝機將分別達到288GW、339GW。

所以，傳統用電需求的穩定上升是光伏裝機容量提高的穩定支持，新能源汽車發展及煤電取代為光伏裝機爆發式快速增長提供了廣闊空間，光伏自身發電成本下降是迅速增長的根本動力，優秀土地及房頂資源可能會成為光伏可持續發展的天花板。