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編者按：新能源汽車發(fā)展及煤電替代為光伏裝機爆發(fā)式高速增長提供了廣闊空間，光伏自身發(fā)電成本下降是高增長的根本動力，優(yōu)質(zhì)土地及屋頂資源或?qū)⒊蔀楣夥掷m(xù)發(fā)展的天花板。

1.光伏平價上網(wǎng)時代正式開啟

平價上網(wǎng)三部曲及其定義的明確：工商業(yè)—居民—發(fā)電側(cè)

光伏發(fā)電項目一般可按照項目規(guī)模分為集中式與分布式電站兩種形式，前者通常接入高電壓等級輸電網(wǎng)，后者通常接入配電網(wǎng)或直接連接用戶，其“平價”標準分別對標傳統(tǒng)能源發(fā)電成本與用戶購電成本，即通常說的發(fā)電側(cè)平價與用戶側(cè)平價。

我們將發(fā)電側(cè)平價定義為：光伏發(fā)電即使按照傳統(tǒng)能源的上網(wǎng)電價收購(無補貼)也能實現(xiàn)合理利潤。目前國內(nèi)成本最低、利用最廣的電力來源為煤電，因此光伏在我國實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價的條件可以理解為光伏發(fā)電成本達到煤電水平。

用戶側(cè)平價的實現(xiàn)則要求光伏發(fā)電成本低于售電價格，根據(jù)用戶類型及其購電成本的不同，又可分為工商業(yè)、居民用戶側(cè)平價。

2018年應用領(lǐng)跑者項目中標電價已開始觸及發(fā)電側(cè)平價，青海省兩個基地最低中標電價已低于當?shù)鼗痣姌藯U電價，并全面低于當?shù)仫L電上網(wǎng)電價。

在光伏平價的三項可比指標中，工商業(yè)售電價格>居民售電價格>脫硫煤標桿電價。因此，光伏發(fā)電實現(xiàn)平價上網(wǎng)將依次經(jīng)歷三個階段：工商業(yè)用戶側(cè)平價(分布式)、居民用戶側(cè)平價(分布式)、發(fā)電側(cè)平價(集中式電站)。

平價時代開啟：2019年左右實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價

新建VS新建：平價上網(wǎng)。我們測算，光伏發(fā)電成本將從2019年起在我國部分地區(qū)逐步實現(xiàn)低于火電的發(fā)電成本，此后新建光伏電站將比新建煤電廠更具經(jīng)濟效益，光伏發(fā)電將成為滿足用電需求增量的首選，年度新增裝機也有網(wǎng)迎來新一波快速增長。

度電成本(LCOE)計算方式：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(fā)電技術(shù)成本的常用指標。計算公式為光伏電站整個生命周期的成本凈現(xiàn)值除以整個生命周期的發(fā)電量凈現(xiàn)值。

公式中指標含義：i為折現(xiàn)率;n為系統(tǒng)運行年限(n=1，2， …，N);N為光伏系統(tǒng)運行期，一般取N=25;I0為初始投資;VR為系統(tǒng)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(fā)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(shù)分別為4100h、1200h的情況下，新建煤電廠與新建光伏電站的平均度電成本(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(差異主要由折舊和運營年限的不同造成)。

用戶側(cè)平價已經(jīng)基本實現(xiàn)。在用戶側(cè)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測算結(jié)果，考慮到這些地區(qū)日照時間長，光照資源豐富，土地成本低，實際光伏LCOE會更低，因此光伏在用戶側(cè)基本實現(xiàn)平價。

光伏LCOE下降，煤電LCOE上升，發(fā)電側(cè)平價近在眼前。對LCOE進行敏感性分析，光伏LCOE隨發(fā)電利用小時數(shù)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(fā)電利用小時數(shù)下降而上升。光伏方面，隨著材料成本下降和效率提升帶來的單位投資下降，以及雙面發(fā)電、跟蹤支架等技術(shù)帶來的利用小時數(shù)提升，光伏LCOE將持續(xù)下降。煤電方面，我們預計其發(fā)電利用小時數(shù)將保持近年來緩慢下降的趨勢(未來可能大部分煤電都將成為調(diào)峰電源)，因此預計煤電LCOE將緩慢上升，燃煤與光伏發(fā)電的成本差距將逐步縮小。

關(guān)于平價時間點測算的一些關(guān)鍵假設：

光伏單瓦投資：基于我們對產(chǎn)業(yè)鏈的調(diào)研、同時參考國際研究機構(gòu)的預測、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年光伏電站單瓦投資年均下降10%，此后年降幅5%左右，當單瓦投資下降到3元/W后，年降幅縮小到2%-3%。(參考：GTM預計2018年光伏全球平均單瓦投資年降幅10%，此后年降幅4%左右;。BNEF預計2040光伏度電成本將在2017年基礎上再降66%，年復合增速-5%。)

光伏利用小時數(shù)：未來雙面組件與追日系統(tǒng)疊加可以提高發(fā)電量10%-50%，保守估計平均利用小時數(shù)將逐步提高25%左右至1450小時。隨著優(yōu)質(zhì)土地、屋頂資源被逐步開發(fā)利用，后續(xù)新建光伏電站的地理位置、光照資源等將不如前期，預計后期發(fā)電利用小時數(shù)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(shù)假設每年下降50小時，后期降幅減緩。

測算結(jié)果顯示，煤電LCOE將緩慢上升，光伏LCOE前期在利用小時數(shù)提高及成本下降的雙重作用下快速下降，后期由于利用小時數(shù)回落降幅放緩，2019年左右實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)。

后平價時代：2026年開始替代存量煤電裝機

新建VS存量：替代煤電，對標煤電營運成本。實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)意味著光伏發(fā)電在新增用電市場取得主導地位，然而截止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(fā)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，迎來新一輪的需求增長。

對于在運煤電廠，初始投資或折舊以及投資的貸款利息均為沉沒成本，無論是否繼續(xù)運營，這筆費用都已無法避免。然而若選擇提前退役，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(yǎng)、檢查等)都可以避免。因此，我們將以上三項可被避免的成本定義為煤電廠營運成本。

與煤電LCOE相同，煤電度電營運成本同樣會隨發(fā)電小時數(shù)下降而上升。2022-2025年光伏LCOE下降較慢主要是由于優(yōu)質(zhì)土地與屋頂資源被前期項目占領(lǐng)后，新建項目由于地理位置欠佳利用小時數(shù)下降，抵消了單瓦投資下降的降本作用。測算顯示，2026年左右光伏LCOE將低于存量煤電廠營運成本，此后光伏將擁有替代存量煤電，打開存量用電市場的能力，為裝機增長提供新的動力。

煤電讓出發(fā)電份額，存量市場也有想象空間

煤電方面，裝機容量：2016年我國煤電裝機量946GW，2017年同比增長74GW至1020GW。2017年大量燃煤電廠新建項目被取消，假設平價前的2018年煤電裝機平穩(wěn)上升30GW，平價后的2019-2025年煤電裝機不再凈新增(部分地區(qū)氣電替代煤電，不影響總量測算)。利用小時數(shù)：煤電平均利用小時數(shù)4128小時，由于我國規(guī)劃降低化石能源發(fā)電占比，假設未來燃煤發(fā)電利用小時數(shù)緩慢下降。

2026年達到光伏替代在運煤電的條件后，煤電的主要任務逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰，假設煤電發(fā)電量占比每年下降1%-3%，直到30%左右穩(wěn)定(由裝機退役和利用小時數(shù)下降共同實現(xiàn))，之后隨著全社會用電量的增長，調(diào)峰需求也將增加，煤電利用小時數(shù)和裝機量可能小幅回升。

測算結(jié)果顯示，補煤電缺口用電需求2026年開始增加，2028年達到峰值后減少，待煤電成功轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰能源后，對煤電的需求隨著全社會用電需求的增加而有所回升。

2.光伏能分多少蛋糕?——平價后年新增裝機峰值超300GW

光伏將在新增裝機市場中占主導地位

國網(wǎng)能源研究院副總經(jīng)濟師白建華接受采訪時曾表示，上網(wǎng)電價作為發(fā)電成本的綜合反映，在一定程度上反映電源的競爭力，因為發(fā)改委在制定和調(diào)整上網(wǎng)電價時，會將電站初始投資、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，光伏成本在各類電力來源中仍處于相對高位，但我們通過分析發(fā)現(xiàn)，其他各類能源未來的發(fā)展將受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(jù)主導地位。

(1)陸上風電：更先進入平價上網(wǎng)，但平價后降本后勁不足。2017年5月能源局下發(fā)《關(guān)于開展風電平價上網(wǎng)示范工作的通知》，正式提出風電平價上網(wǎng)示范項目，并規(guī)定示范項目不給予補貼，但給予全額消納的保障。全額消納的意義在于基本解決棄風問題。據(jù)此，我們分析認為在全國資源條件好的地區(qū)，解決消納問題后風電已具備平價上網(wǎng)能力。

然而，風電與光伏相比后續(xù)發(fā)展的劣勢在于，與光伏高效電池及組件技術(shù)百花齊放，降本空間充足的情況不同，風電裝機的主要成本來源風機(占比50%左右)的價格自2011年以來基本維持在4元/W左右，目前尚無大幅降低的趨勢。通用電氣于2016年底發(fā)布的《2025中國風電度電成本》白皮書預計2025年我國風電LCOE可達到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估審批制度、風資源評選住址、風機選型、技術(shù)進步及突破、電網(wǎng)調(diào)度優(yōu)化、精益化運維、數(shù)字化工業(yè)和商業(yè)模式創(chuàng)新等方面均采取更優(yōu)策略。

根據(jù)GE的預測，在風電各方面均有改善且利用小時數(shù)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。此外，由于分布式光伏適用范圍廣于分散式風電，有可能制約光伏發(fā)展的安裝資源問題在風電領(lǐng)域會更嚴重;提高電網(wǎng)外送能力及加強解決電力本地消納的政策在利好風電的同時同樣也會利好光伏。因此，我們認為雖然風電可能比光伏先平價，但平價之后光伏繼續(xù)發(fā)展的潛力與競爭力強于風電。

(2)海上風電：規(guī)模較小尚處在起步階段，成本仍高且技術(shù)有待完善?！讹L電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》顯示，2020年全國海上風電開工建設規(guī)模要達到1000萬千瓦，力爭累計并網(wǎng)容量達到500萬千瓦以上。截至2017年底，全國海上風電裝機279萬千瓦，規(guī)模較小。2015-17年分別新增36萬千瓦、59萬千瓦、116萬千瓦，按規(guī)劃目標穩(wěn)定發(fā)展。

我國海上風電未得到大規(guī)模發(fā)展的原因來自成本與技術(shù)兩方面：對近海風能資源探測不足導致不確定性大;國產(chǎn)海上風機技術(shù)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。預計海上風電2030年前難以在經(jīng)濟性方面與光伏相抗。

(3)水電：短期看成本上升，長期看資源稟賦有限。目前我國河流中下游及地理位置便利的水電項目開發(fā)接近尾聲，行業(yè)發(fā)展重心轉(zhuǎn)向西南地區(qū)河流中、上游流域，地處偏遠地區(qū)制約因素多，交通條件差，輸電距離遠，工程建設和輸電成本高，移民安置和生態(tài)環(huán)境保護投入大，故水電開發(fā)的經(jīng)濟性變差，市場競爭力顯著下降。據(jù)資料顯示，2000-2010年中國水電高速發(fā)展，電站開發(fā)成本平均約為6-7元/W，“十二五”期間躍至10元/W，“十三五”期間已經(jīng)超過15元/W，增長近300%。此外，水電站一次性投資成本大，在消納難的情況下企業(yè)可能出現(xiàn)資金鏈斷裂，進一步降低投資熱情。

能源局《水電發(fā)展”十三五“規(guī)劃》要求2020年裝機380GW，發(fā)電1.25億千瓦時，同時預計2025年裝機量470GW，發(fā)電量1.4萬億千瓦時。根據(jù)我們測算的國內(nèi)用電總需求，2020、2025年水電發(fā)電量占比將分別達到17%、14%?！兑?guī)劃》同時提到，我國水能資源可開發(fā)裝機容量約6.6億千瓦，年發(fā)電量約3萬億千瓦時，統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示17年我國水電發(fā)電量約1.2萬億千萬時，則開發(fā)程度約40%，與發(fā)達國家70%-90%的開發(fā)程度尚有差距。但即使2030年開發(fā)程度可以提升至60%(業(yè)內(nèi)預計2050年70-80%左右)，發(fā)電量達到1.8萬億千瓦時，2030年水電發(fā)電量也占比不超過15%。因此長期看來水電受資源稟賦約束很難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(jīng)濟性較差。國務院發(fā)展研究中心資源與環(huán)境政策研究所能源研究室主任洪濤指出，2016年，華北地區(qū)(氣價按2.51元/m3，發(fā)電小時數(shù)按4400h計算)、江蘇地區(qū)(2.16元/m3，4500h)的大型燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組純發(fā)電的LCOE至少在0.76元、0.58元左右(9E機組)。

造成天然氣發(fā)電缺乏經(jīng)濟性的主要原因是天然氣價格與燃氣發(fā)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(fā)電效率無法抵消燃料價差，實際燃氣發(fā)電的燃料成本遠高于燃煤發(fā)電。天然氣價格高的原因主要是我國天然氣資源缺乏，依賴進口。

燃氣輪機國產(chǎn)化程度低，GE、西門子及三菱公司憑借先進的技術(shù)和設備幾乎壟斷中國燃機市場，由此而來的高昂檢修費用也是天然氣成本居高不下的原因之一。近年來，雖然在政策大力支持下，國內(nèi)主機廠商在自主研發(fā)上有所進展，例如AE94.3A燃機透平葉片啟動國產(chǎn)化生產(chǎn)，5萬千瓦重型燃機1-17級壓氣機試驗成功，但這些企業(yè)主要具備的是裝配制造能力，最核心的設計技術(shù)與試驗技術(shù)依然需要從國外引進，只知其然卻不知其所以然，目前仍未有國產(chǎn)品牌的燃氣輪機進入市場。

(5)核電：三代機組推高LCOE。目前我國核電上網(wǎng)電價0.37-0.43元/kWh，與煤電上網(wǎng)電價基本持平，主要是由于在運的二代機組折舊后成本較低。三代核電機組AP1000即將投運，國務院發(fā)展研究中心表示：最新估算的度電成本高達0.65元左右，與氣電相當。為了保障安全，近年核電不斷提高核電機組建設和運營標準，成本的提高抵消了效率提升所創(chuàng)造的紅利，因此發(fā)電成本沒有下降。雖然三代機組規(guī)?；?、國產(chǎn)化后，降成本仍有空間，但其發(fā)電LCOE想要達到二代機組的水平尚需時間，目前來看核電發(fā)電成本下降的空間不大。

2024和2028年將分別呈現(xiàn)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(fā)電補足。光伏平價后經(jīng)濟性及投資價值顯著，將成為主要補缺電力來源。平價前，假設2018年光伏裝機穩(wěn)定增長60GW，年平均利用小時數(shù)穩(wěn)步提升，則當年光伏發(fā)電填補比例為25%左右，即待滿足(新增)用電需求中約25%由光伏發(fā)電填補。平價后，低廉的發(fā)電成本推動光伏填補比例逐步上升至70%左右，之后因為優(yōu)質(zhì)土地、屋頂資源缺失影響收益率，投資熱度下降，填補比例逐步回落。年平均利用小時數(shù)逐步上升后保持穩(wěn)定。

測算結(jié)果顯示，光伏新增裝機需求在2019年平價后快速上升，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。

2019-2024年新增裝機快速上升的原因是傳統(tǒng)用電需求與新能源汽車用電需求提升，以及光伏經(jīng)濟性提高后滲透率快速上升;2024-2026年相對平穩(wěn)主要是由于優(yōu)質(zhì)土地及屋頂?shù)荣Y源減少降低了新建項目的投資收益，因此光伏在新增電力供給中的滲透率開始降低;2027-2028年再次增長的原因則是替代煤電條件達成后，煤電發(fā)電量下降形成供電缺口，以及用電需求繼續(xù)高增長，抵消了滲透率下降的影響;2028年之后光伏新增裝機在滲透率下降、煤電發(fā)電量回升的情況下仍能保持在高位歸功于新能源汽車推動用電需求繼續(xù)較快增長。

因此，傳統(tǒng)用電需求的穩(wěn)定上升是光伏裝機容量提升的穩(wěn)定支持，新能源汽車發(fā)展及煤電替代為光伏裝機爆發(fā)式高速增長提供了廣闊空間，光伏自身發(fā)電成本下降是高增長的根本動力，優(yōu)質(zhì)土地及屋頂資源或?qū)⒊蔀楣夥掷m(xù)發(fā)展的天花板。

原標題： 黎明前的黑暗?光伏發(fā)電將開啟十年高速成長期!