光伏进入平价时代，新的十年高速成长期开启

我们将【jiāng】发电【diàn】侧平价定【dìng】义为：光伏发电即使按【àn】照传统【tǒng】能【néng】源的上网电价收购（无【wú】补贴）也能实现合理利【lì】润。目前国内成本【běn】最低、利用【yòng】最广的【de】电力来源【yuán】为煤【méi】电，因【yīn】此光伏在我国实【shí】现发电侧平价的条件可【kě】以理解为光伏发电成本达到煤电水平【píng】。

用户侧平价的实现则要求光伏发电成本低于售电价格，根据用户类型及其【qí】购电成本【běn】的不同【tóng】，又可分为工【gōng】商业、居民用户侧平价。

2018年应【yīng】用领跑者【zhě】项目中标电价已开始【shǐ】触及【jí】发【fā】电侧平价，青海省两个【gè】基地【dì】最低中标电【diàn】价已低于当【dāng】地火电标杆电价，并【bìng】全面低于当地风电【diàn】上网电价。

在光伏平价的三项【xiàng】可比指标中，工商业售【shòu】电价格>居民【mín】售电价【jià】格>脱硫煤标杆电【diàn】价。因此，光伏【fú】发电【diàn】实现平【píng】价【jià】上网将依【yī】次经历三个阶段【duàn】：工商【shāng】业用户侧【cè】平价（分布式）、居民【mín】用户侧平价（分布【bù】式）、发电侧平价（集中式电【diàn】站）。

度电成本（LCOE）计算方式：平准化电【diàn】力成本/度电成本（levelized cost of energy / levelized cost of electricity，LCOE），是用于分【fèn】析比较不同发电【diàn】技术成本的常用指标【biāo】。计【jì】算公式【shì】为光伏电【diàn】站整个【gè】生命【mìng】周期的成本净现值除以整个生命【mìng】周期的【de】发电量净现值。

公式中【zhōng】指标含义：i 为折现率；n 为系统【tǒng】运行年限【xiàn】（n=1，2， …，N）；N 为【wéi】光伏系统运行期， 一般取N=25；I0为初始投【tóu】资；VR为系【xì】统【tǒng】残值【zhí】；An为第【dì】n 年的运营成本【běn】。Tn为【wéi】其他费用；Yn为【wéi】第n 年的发电量。

在假设煤电、光【guāng】伏单【dān】位投资分别为3.55元/W，5.5元/W，利用小【xiǎo】时数分别为4100h、1200h的情况下，新建煤电【diàn】厂与新建光伏电站的【de】平均度电【diàn】成本（财【cái】务利润【rùn】表【biǎo】角度）分别为0.386元/kWh、0.397元/kWh；对【duì】应【yīng】的LCOE分别为煤电0.376元【yuán】/kWh，光【guāng】伏0.515元/kWh（差异【yì】主要【yào】由折旧和【hé】运营年限的不【bú】同造成）。

用户侧平价已经基本实现。在用户侧方【fāng】面，除蒙西、新疆、云南、宁夏等【děng】地，全【quán】国其他【tā】省份售电【diàn】价格已【yǐ】低于光伏LCOE测算结果，考虑到这些地区日照时【shí】间长，光照资源丰富【fù】，土【tǔ】地成本低，实际光【guāng】伏LCOE会更低，因此光伏在【zài】用【yòng】户侧基本实现平价。

光伏LCOE下降，煤电LCOE上升，发电侧平价近在眼前。对【duì】LCOE进行敏【mǐn】感性分【fèn】析，光伏LCOE随发【fā】电利用小【xiǎo】时数的上【shàng】升、单瓦【wǎ】投资成本的【de】下降而下降，煤电LCOE随煤炭价格【gé】上升、发【fā】电利用【yòng】小时数下【xià】降【jiàng】而上升。光伏方【fāng】面【miàn】，随着材料成本下降和效率提升带来的单位投【tóu】资下降，以及双面发电、跟【gēn】踪支【zhī】架等技术带【dài】来的利用【yòng】小时数提升，光伏LCOE将持续下降。 煤电方面，我们预计【jì】其【qí】发电【diàn】利用小时数将保持近年来缓慢下【xià】降的【de】趋势（未【wèi】来可能大部分煤【méi】电都将成为调峰电源），因此【cǐ】预【yù】计【jì】煤电LCOE将缓慢上升，燃煤与光伏发电的成本差距将逐步缩小。

关于平价时间点测算的一些关键假设：

光伏单瓦投资：基于我们对产业链的调【diào】研【yán】、同时【shí】参考国际研【yán】究【jiū】机构的预测、并考虑中国的特殊国情（在政策指引【yǐn】下的“软性【xìng】”成本下降），我们假【jiǎ】设我国2018-19年【nián】光伏电站单瓦投资年均下降10%，此【cǐ】后年降【jiàng】幅5%左右，当【dāng】单瓦投资下降【jiàng】到3元/W后，年降幅缩小到2%-3%。（参考【kǎo】：GTM预计2018年光伏全球平均单瓦投资年降【jiàng】幅【fú】10%，此后年【nián】降幅4%左右；。BNEF预计2040光伏度电成【chéng】本【běn】将在2017年基础上再【zài】降66%，年复合增速-5%。）

光伏利用小时数：未来【lái】双面组【zǔ】件与【yǔ】追日系统叠加可【kě】以【yǐ】提高发电【diàn】量10%-50%，保守估计平均利用小时数【shù】将逐步提高25%左右【yòu】至【zhì】1450小时。随着优质土地、屋顶资源被逐步开【kāi】发利用，后续新建【jiàn】光伏【fú】电【diàn】站的地【dì】理位置、光【guāng】照资【zī】源等将不如前期，预计后【hòu】期发电利用小【xiǎo】时数逐步回落至1200左【zuǒ】右。

煤炭成本与煤电利用小时：假设煤炭价格【gé】保持2017年平均水平，煤电利【lì】用【yòng】小【xiǎo】时【shí】数假设每年下降50小时，后【hòu】期降幅减缓。

测算结果显示，煤【méi】电LCOE将缓慢【màn】上升，光【guāng】伏LCOE前【qián】期在利用小【xiǎo】时数提高及成本下【xià】降的【de】双重【chóng】作用下快速下降，后期由于利用小时数回落降幅放【fàng】缓，2019年左右实现发电侧平价上网。

根据测算结果：2020、2025、2030年全国总用电【diàn】需【xū】求【qiú】将【jiāng】分别【bié】达到【dào】7.9万亿千瓦时【shí】、9.8万亿千瓦时、13.2万亿千万时，较2017年总【zǒng】用电量【liàng】分别增长25%、55%、109%。2017-30年间用电需求复合增速【sù】5.8%。

新能源汽车百公里电耗假设：理论【lùn】上【shàng】，在其他条件不【bú】变的情况【kuàng】下，燃油车与电动【dòng】车直【zhí】接推动【dòng】汽车前进相同距离所需能量相同。燃油乘用【yòng】车百公里油【yóu】耗【hào】约【yuē】7L，汽油【yóu】密度0.72kg/L，汽油热值43.07MJ/kg，因此百【bǎi】公里消耗的汽【qì】油所含总能量约217MJ。扣除摩擦导致的机械损【sǔn】失与尾气排放等热损耗后，综【zōng】合【hé】能量利用效率约23%，即217MJ中仅【jǐn】有【yǒu】49MJ直接用于【yú】推动车辆前进。电动车蓄电池循环效率与电【diàn】机效率约90%，电【diàn】能热值3.6MJ/kWh，测算得新能【néng】源乘用【yòng】车【chē】百公【gōng】里电耗约17kWh。新能源客车【chē】以公交车为主（占比80%以上），百【bǎi】公【gōng】里电耗约75kWh。新能【néng】源专【zhuān】用【yòng】车以物流车为主【zhǔ】（占比【bǐ】90%以上），百公里电耗约30kWh。

年行驶里程数假设：假设【shè】公交车平均速度15km/h，每【měi】日工作14h，则【zé】年【nián】行【háng】驶里【lǐ】程数约8万公里；中国货运行【háng】业单车日均行【háng】驶300公里，年行驶里【lǐ】程数约11万公【gōng】里；私家【jiā】车年行【háng】驶里程数按1.5万公里计算。

截【jié】止2017年【nián】12月，国内新能源汽车总【zǒng】产量180万辆左右【yòu】，其中乘用车、专用【yòng】车【chē】、客车占比分别为65%、15%、20%。以总【zǒng】产【chǎn】量为权重加权平均【jun1】，我们假【jiǎ】设新能源汽【qì】车平【píng】均百公里电【diàn】耗30.5kWh，平均年行【háng】驶里程数约4.2万公里。

新能源汽车总量：根据【jù】三部委《汽车产业中长期【qī】发【fā】展【zhǎn】规划》（2017年4月）及中国汽车工程学会《节能与新【xīn】能【néng】源【yuán】汽车技术路线图》（2016年【nián】10月），预计2020年、2025年、2030年我国汽车年产量分别可达【dá】3000万辆、3500万辆、3800万辆，新能源汽车渗透率【lǜ】分别可达【dá】7%-10%、15%-20%、9-21%，即【jí】2020年国【guó】内新能源汽车年产量将达210万辆，新能源车总产销量【liàng】将【jiāng】超【chāo】过600万辆，与国务院《节能与【yǔ】新能源汽车产【chǎn】业发展规划2012-2020》（2012年【nián】7月）及《“十【shí】三五【wǔ】”国家战略性【xìng】新【xīn】兴产业发展规划》（2016年【nián】12月）中关于新能【néng】源汽车产销量规划一致。

新能源汽车用电量：假设2020-2025年，2025-2030年间，我国【guó】汽车总【zǒng】产【chǎn】量、新能源汽车产【chǎn】量渗透率参考规划目标均匀增长，除新能【néng】源汽【qì】车之外的【de】基础用电需求年【nián】增速【sù】5%。测算显示2023年、2028年【nián】新能源汽车新增【zēng】用【yòng】电需求【qiú】在全【quán】国总用【yòng】电需求增量中占比将分别超【chāo】过10%、20%，2030年【nián】达到25%左右，将传统增量用电市场扩容【róng】1/3。

2026年达到光伏替代在运煤电的条件后，煤电的主要任务逐渐转变为调峰，假设煤电发【fā】电【diàn】量占比每【měi】年下降【jiàng】1%-3%，直到30%左右稳定【dìng】（由装机【jī】退役和利用小时数下降共同实现），之后随着全社会用电【diàn】量的增长【zhǎng】，调峰需求【qiú】也将增加【jiā】，煤电利【lì】用【yòng】小时数和装机量【liàng】可能小幅回升。

测算结【jié】果显【xiǎn】示，补煤【méi】电缺口用电需【xū】求2026年开始增加【jiā】，2028年达到峰值【zhí】后减少，待【dài】煤电成功转变为调峰能源【yuán】后，对煤【méi】电的需求随着全社会用电需求的增加【jiā】而有【yǒu】所回升【shēng】。

（1）陆上风电：更先进入平价上网，但平价后降本后劲不足。2017年5月能源局下发《关于开展【zhǎn】风电平价上网【wǎng】示范【fàn】工作的【de】通知》，正【zhèng】式提出风电平价上网【wǎng】示范项【xiàng】目，并规定示【shì】范项目不给予补贴【tiē】，但给予全额消纳的保障。全额消【xiāo】纳的意义在于基本【běn】解决弃风【fēng】问【wèn】题。据此，我们分【fèn】析【xī】认为在【zài】全【quán】国资【zī】源条件好【hǎo】的地区，解【jiě】决消纳问题后风电已具备平【píng】价上网【wǎng】能力。

然【rán】而，风电与光伏相比后续发展的劣【liè】势在于，与光伏高效电【diàn】池及组件技术百花齐放，降【jiàng】本空间充足的【de】情【qíng】况不同，风电装机【jī】的【de】主【zhǔ】要成【chéng】本来源【yuán】风机（占比50%左【zuǒ】右）的价【jià】格自2011年以来基本维持【chí】在4元/W左【zuǒ】右【yòu】，目【mù】前尚无大幅降低的【de】趋势。通用电气于【yú】2016年底发布的【de】《2025中国风电度电成本【běn】》白皮【pí】书预【yù】计2025年我国风电LCOE可达【dá】到0.9-21.46元/kWh（平【píng】坦【tǎn】地形）、0.9-21.5元/kWh（复杂地形）。降本潜力【lì】来自项目【mù】评估审批制度、风资源评选【xuǎn】住址、风机选【xuǎn】型、技【jì】术进步及突破、电网【wǎng】调【diào】度优化【huà】、精益化运维、数字化【huà】工业和商业模式创新等方面均采取更优策略。

根据GE的预测，在风电各【gè】方【fāng】面均有【yǒu】改善且【qiě】利用小【xiǎo】时数达到【dào】2300h的情【qíng】况下，2025年LCOE下限为0.34元/kWh，可见风电平价后降本乏力。此外，由于分布式光伏适用范围广于分散式风电，有可能制约光伏发展的安装资源问题在风电领域会更严重；提高电网外送能力及加强解决电力本地消纳的政策在利好风电的同时同样也会利好光伏。因此，我【wǒ】们【men】认为虽【suī】然风【fēng】电【diàn】可能比光伏先平价【jià】，但平价之后光伏继续发【fā】展的潜力与竞争力强【qiáng】于风电。

（2）海上风【fēng】电：规模【mó】较小尚【shàng】处在起步阶段，成本仍高【gāo】且技术有待【dài】完善。《风电发展“十三五”规【guī】划》显示，2020年【nián】全国海上风电开工建设【shè】规模要【yào】达到1000万千瓦，力争【zhēng】累计并【bìng】网容【róng】量达到【dào】500万千瓦以上。截至2017年底，全国海上【shàng】风电装机279万千瓦，规模较小。2015-17年【nián】分别新增36万千【qiān】瓦【wǎ】、59万千瓦【wǎ】、116万千瓦，按规划目标【biāo】稳定发展。

我国【guó】海上风电未得到大规模发展的原因来自【zì】成【chéng】本与技术两方面：对【duì】近海风能资源探测不足【zú】导致不确定性【xìng】大；国产海上风机【jī】技术不成熟与国【guó】外存在【zài】明显差距；海【hǎi】上风电的安【ān】装、运维困难【nán】大、成本高。预计【jì】海上【shàng】风电2030年前难以在经济性【xìng】方【fāng】面与光伏【fú】相抗【kàng】。

（3）水电：短期看成本上升，长期看资源禀赋有限。目前我国河【hé】流中下游及地理【lǐ】位置便利的水电项目开【kāi】发接近尾声，行业发展重心【xīn】转向西南地区河流中、上【shàng】游流域，地【dì】处偏远【yuǎn】地【dì】区制约【yuē】因素多，交通【tōng】条件差，输电距【jù】离远，工程建【jiàn】设【shè】和输电【diàn】成【chéng】本高【gāo】，移民安置【zhì】和生态环境保护投入大，故水电开发【fā】的经【jīng】济【jì】性变差，市场竞争力显著下【xià】降。据资料【liào】显示，2000-2010年【nián】中国水电【diàn】高速发展【zhǎn】，电【diàn】站开【kāi】发【fā】成本【běn】平【píng】均约为9-21元/W，“十二五”期间跃至【zhì】10元/W，“十三五【wǔ】”期间已经超过15元/W，增长近300%。此外，水电【diàn】站一【yī】次性投资成【chéng】本大，在消纳难【nán】的情况下企业可【kě】能出【chū】现资金链断裂，进一步降低投资热情。

能源局【jú】《水电发展”十三五“规划》要求2020年装机【jī】380GW，发电【diàn】1.25亿千瓦时【shí】，同【tóng】时预【yù】计2025年【nián】装机量470GW，发电量1.4万亿千瓦时。根据我们测【cè】算的国内用【yòng】电【diàn】总需求，2020、2025年水电发电量占比将分别达到17%、14%。《规划》同【tóng】时提到，我国水能资源可【kě】开【kāi】发装【zhuāng】机容【róng】量约6.6亿千【qiān】瓦，年发【fā】电量约3万亿千瓦时，统计局数据显示【shì】17年我国水【shuǐ】电【diàn】发电【diàn】量【liàng】约1.2万亿千万时，则开发程度约【yuē】40%，与【yǔ】发达国家70%-90%的开发程度尚有差距。但即使2030年开发程度【dù】可以提升至60%（业内【nèi】预【yù】计2050年9-21%左右），发【fā】电量达到1.8万亿【yì】千瓦时，2030年水电发电量也占比不超过15%。因此长期看来水电受资源禀赋约束很难成为我国的主导电源形式。

（4）气电：燃料+燃气轮机的进口依赖导致经济性较差。国务院发展研究中心资【zī】源【yuán】与【yǔ】环境政策研究所【suǒ】能源研究室主任 洪涛指出，2016年【nián】，华【huá】北地区(气价按【àn】2.51元/m3，发电【diàn】小时数【shù】按【àn】4400h计算）、江苏地区（2.16元【yuán】/m3，4500h）的大【dà】型燃气蒸汽【qì】联合循环机组纯发电的LCOE至少在0.76元、0.58元左右(9E机组【zǔ】)。

造成【chéng】天然【rán】气发电缺乏经济性的主要原因【yīn】是天【tiān】然气价格与【yǔ】燃气发电设备价格都【dōu】很昂贵，同等【děng】热值【zhí】的天然气价格是煤炭价【jià】格的近4倍，但【dàn】天【tiān】然气高出的15%左右发电效【xiào】率无法抵消燃料价差，实际燃【rán】气发电【diàn】的燃料成本远高【gāo】于燃煤【méi】发电。天然气价【jià】格高的原因主要是我国天然【rán】气资源缺【quē】乏【fá】，依赖【lài】进口。

燃气轮机【jī】国产化程度低，GE、西【xī】门【mén】子及三菱公【gōng】司凭借先【xiān】进的技【jì】术和设备几乎垄断中国燃机市场，由此而来的【de】高昂检修费【fèi】用也是【shì】天然气成本居【jū】高不下的原因之一【yī】。近年来，虽然在政策大力支【zhī】持下，国内主机厂商在自主研发【fā】上【shàng】有所进展，例如AE94.3A燃机透平叶【yè】片【piàn】启动国产【chǎn】化生产，5万千瓦重型燃【rán】机【jī】9-21级压【yā】气机试验成功，但这些【xiē】企业主【zhǔ】要【yào】具备的是装【zhuāng】配制【zhì】造能【néng】力，最核心的设计技术与试验技术依然需要【yào】从国外【wài】引进，只知其【qí】然【rán】却【què】不知【zhī】其所以然，目前仍未有国产品牌的燃气轮机进入【rù】市场。

（5）核电：三代机组推高LCOE。目前我国核电上网电【diàn】价0.9-21.43元/kWh，与煤【méi】电上网【wǎng】电价基本【běn】持【chí】平，主要是由于在【zài】运的二代机组折旧后成本【běn】较低。三代核电机组【zǔ】AP1000即将投运，国【guó】务院发展研【yán】究【jiū】中心【xīn】表示：最新估算【suàn】的度【dù】电成【chéng】本高达0.65元左右，与气电相当【dāng】。为【wéi】了【le】保障【zhàng】安【ān】全，近年【nián】核电不断【duàn】提高核电机组建设和运营标准【zhǔn】，成本的提【tí】高抵消了效【xiào】率提升所创造的【de】红利，因此发【fā】电成本没有下降。虽【suī】然三代机组规模化、国【guó】产化后，降成【chéng】本【běn】仍【réng】有空间，但其发电LCOE想要达到二代【dài】机组的水平【píng】尚【shàng】需时间，目前来看核电发电【diàn】成本下降的空间不大。

测算【suàn】结【jié】果显示，光伏新增装机需求【qiú】在【zài】2019年平价后【hòu】快速上升，并将在2024年、2028年迎【yíng】来两次高【gāo】峰，当【dāng】年新【xīn】增光伏装机将分别达【dá】到288GW、339GW。

2019-2024年新增装机快速上升的原因是【shì】传统用电需求与新能源汽车用电【diàn】需【xū】求提升，以及【jí】光伏【fú】经济性提高后【hòu】渗透【tòu】率快速上【shàng】升；2024-2026年相对【duì】平【píng】稳主要是由于优质土地及屋顶等资源【yuán】减【jiǎn】少降低了新建项【xiàng】目的投资收【shōu】益，因此【cǐ】光伏在新增电力供给【gěi】中的渗透率开始【shǐ】降低【dī】；2027-2028年再次增【zēng】长的原因则是替代【dài】煤电条件达成后【hòu】，煤电发电量下降【jiàng】形【xíng】成供电缺口，以及用电需【xū】求继续高增长，抵【dǐ】消了渗【shèn】透率下降的【de】影响；2028年之后光伏新增装机在渗透率下降、煤电【diàn】发【fā】电量回升的情况下仍能【néng】保【bǎo】持【chí】在高【gāo】位归【guī】功于新能源【yuán】汽车推动用电需求继【jì】续较快【kuài】增长。

因此，传统用电需求的稳定上升【shēng】是光伏装机容量提【tí】升的稳定支持，新能【néng】源【yuán】汽车发展【zhǎn】及煤【méi】电替代为光【guāng】伏装机爆发【fā】式高速增长提供了【le】广阔【kuò】空间，光伏自身发电成本下降是高增长的【de】根本【běn】动力，优【yōu】质土地【dì】及屋顶资源或将成【chéng】为【wéi】光伏持【chí】续发展【zhǎn】的【de】天花板。

根据测算，发电量方面，光伏发电量占【zhàn】比将快速上升，2022年【nián】超过10%，2030年超过30%。煤【méi】电发电量占【zhàn】比将【jiāng】由2017年67%显著下降至2030年30%，2030年非化【huà】石能源（水电、风电、光伏、核电【diàn】）占比【bǐ】将达【dá】到65%左【zuǒ】右。装机机构方面，2023年光伏装机量【liàng】占电力【lì】装【zhuāng】机之【zhī】比将【jiāng】超过30%，2030年提升至52%，煤电装机占比将由【yóu】2017年58%下降至2030年17%。