光伏进入平价时代，新的十年高速成长期开启

我【wǒ】们将发【fā】电侧【cè】平价定义【yì】为【wéi】：光【guāng】伏发电即使按照传统能源的上网电价收购【gòu】（无补贴）也能实现【xiàn】合理利润。目前国【guó】内成【chéng】本最低、利【lì】用最广的【de】电力来源为【wéi】煤电，因此光伏在我国实现发电侧平价【jià】的条件可以理解为光伏发电成本【běn】达【dá】到煤电【diàn】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【lèi】型及其购电成本的不同，又可分为工商业、居民用户【hù】侧【cè】平【píng】价。

2018年应用领【lǐng】跑者项目中标电价已开【kāi】始触及发电侧【cè】平价，青海省两个【gè】基地最【zuì】低中标【biāo】电价已【yǐ】低于当【dāng】地【dì】火电【diàn】标杆电价，并全面低于当地【dì】风电上网电【diàn】价。

在光伏平价的【de】三项可【kě】比指标中，工商业售电价【jià】格>居民售电价格>脱硫煤标【biāo】杆【gǎn】电价。因【yīn】此，光伏发【fā】电实【shí】现【xiàn】平【píng】价上网将依次经历三个阶段：工商【shāng】业用户侧【cè】平价（分布【bù】式）、居民用户侧平价（分布【bù】式）、发电侧平价【jià】（集【jí】中式【shì】电站）。

度电成本（LCOE）计算方式：平准【zhǔn】化电力成本【běn】/度电成本【běn】（levelized cost of energy / levelized cost of electricity，LCOE），是用于分析比较不【bú】同发【fā】电技术成【chéng】本的常用指标。计算公式为【wéi】光伏电站整【zhěng】个生命周【zhōu】期的成本净现值除以整个【gè】生命周期的发电【diàn】量净现值【zhí】。

公式中指【zhǐ】标含义：i 为折现率；n 为【wéi】系【xì】统【tǒng】运行年【nián】限（n=1，2， …，N）；N 为【wéi】光伏系统运行【háng】期， 一般取N=25；I0为初始投资；VR为系统【tǒng】残【cán】值；An为第【dì】n 年的运营成本【běn】。Tn为其他费用；Yn为第n 年的发电量【liàng】。

在假设煤【méi】电、光伏单位投资【zī】分别为【wéi】3.55元/W，5.5元【yuán】/W，利用小时数分别为4100h、1200h的情况下，新【xīn】建煤【méi】电厂【chǎng】与新【xīn】建光伏【fú】电站的平均度电成本（财【cái】务【wù】利【lì】润表角度）分别为0.386元/kWh、0.397元/kWh；对【duì】应的LCOE分别为煤电0.376元【yuán】/kWh，光【guāng】伏0.515元/kWh（差异主要由折旧和运营年限的不同造【zào】成【chéng】）。

用户侧平价已经基本实现。在用户侧方面【miàn】，除蒙【méng】西、新【xīn】疆、云南、宁夏等地，全国其他省份售电【diàn】价格已【yǐ】低于光伏【fú】LCOE测算结果，考虑【lǜ】到这些地区日照时间长，光【guāng】照资源丰富【fù】，土地【dì】成【chéng】本【běn】低【dī】，实际光伏LCOE会更低【dī】，因此光【guāng】伏【fú】在用户侧基本实现平价。

光伏LCOE下降，煤电LCOE上升，发电侧平价近在眼前。对LCOE进行敏【mǐn】感【gǎn】性分【fèn】析，光伏LCOE随发电利用小时数【shù】的上升、单瓦投资【zī】成本的【de】下降而下降【jiàng】，煤电LCOE随煤炭价格上升、发【fā】电利【lì】用小时数【shù】下【xià】降而上升。光【guāng】伏方【fāng】面，随【suí】着【zhe】材料成本下降【jiàng】和效率提升带来的单位【wèi】投资下降，以及双【shuāng】面发电、跟踪【zōng】支架等技术带来的利用小时数提升，光伏LCOE将持续下降。 煤电方面，我们【men】预计其【qí】发电【diàn】利用小时【shí】数将【jiāng】保持近年来缓慢下降的趋势（未来【lái】可能大部分煤电都将【jiāng】成为调峰电源【yuán】），因【yīn】此预计煤电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【duì】产业【yè】链的调研、同【tóng】时参考国际研【yán】究机构的预测、并考虑中国的特殊国情（在政策指引下的【de】“软性”成本下降），我们假设我【wǒ】国【guó】2018-19年【nián】光伏【fú】电站单瓦投资年均下降【jiàng】10%，此后【hòu】年降【jiàng】幅5%左右【yòu】，当单瓦投资下降到3元【yuán】/W后，年降幅【fú】缩小到2%-3%。（参考【kǎo】：GTM预计2018年光【guāng】伏全球平均单瓦投资【zī】年降【jiàng】幅10%，此后年降【jiàng】幅4%左右【yòu】；。BNEF预【yù】计2040光伏度【dù】电成本将在【zài】2017年基础上再降66%，年【nián】复合【hé】增速-5%。）

光伏利用小时数：未来双【shuāng】面组件与【yǔ】追日系统叠加可以提高发电量10%-50%，保【bǎo】守估计平均利用小时数【shù】将逐步提高【gāo】25%左右至1450小时。随着优质土地、屋【wū】顶资【zī】源【yuán】被逐步开发【fā】利用，后续新建光伏【fú】电站【zhàn】的【de】地理【lǐ】位置、光照资源等将不如前期，预计后期发电利【lì】用小时数逐步【bù】回落至1200左右。

煤炭成本与煤电利用小时：假设煤【méi】炭价格保【bǎo】持【chí】2017年【nián】平均水平【píng】，煤电利用【yòng】小【xiǎo】时数假设每年下降50小时，后期降幅减缓。

测算结果【guǒ】显示，煤电【diàn】LCOE将缓【huǎn】慢上升，光【guāng】伏LCOE前期在利用【yòng】小时数提【tí】高【gāo】及成本【běn】下降的双重作用【yòng】下快速下降，后期由【yóu】于利用小时数回【huí】落降幅放缓，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【zǒng】用电需求将分别达到【dào】7.9万亿千瓦【wǎ】时、9.8万【wàn】亿千瓦时、13.2万亿【yì】千万时，较2017年总用电【diàn】量分别增【zēng】长25%、55%、109%。2017-30年间用【yòng】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，在其【qí】他条件不变的情况下【xià】，燃油车与电动车直接【jiē】推动汽【qì】车前【qián】进相同距离所需能【néng】量相同。燃油乘【chéng】用车百公里油耗【hào】约【yuē】7L，汽油密度0.72kg/L，汽油热【rè】值43.07MJ/kg，因此百公里消耗的汽油所含总能量约217MJ。扣除摩【mó】擦导致【zhì】的机械损失与尾【wěi】气【qì】排放等热损耗后，综合【hé】能量【liàng】利用效率约【yuē】23%，即217MJ中仅有49MJ直接【jiē】用于推动车辆前进。电动车蓄【xù】电池循【xún】环效率与电【diàn】机【jī】效率【lǜ】约90%，电能【néng】热【rè】值3.6MJ/kWh，测【cè】算得【dé】新能源乘用【yòng】车百公里【lǐ】电【diàn】耗【hào】约17kWh。新能【néng】源客【kè】车以公交车为主（占【zhàn】比80%以上），百公【gōng】里电耗约75kWh。新能源专用【yòng】车【chē】以物流车为主（占【zhàn】比90%以上），百公里电耗约30kWh。

年行驶里程数假设：假设公交车平【píng】均【jun1】速【sù】度15km/h，每日工作【zuò】14h，则年行驶里程数约8万【wàn】公里【lǐ】；中国货运行业单车【chē】日【rì】均行驶【shǐ】300公【gōng】里，年行驶里程数约11万公里；私家车【chē】年行驶里程数按【àn】1.5万公里计【jì】算。

截止2017年【nián】12月，国内【nèi】新能【néng】源汽车【chē】总产量【liàng】180万辆【liàng】左右，其中【zhōng】乘用车、专用【yòng】车、客车占比分别为65%、15%、20%。以总产量为权【quán】重加权平均，我【wǒ】们【men】假设新能源汽车平均【jun1】百公【gōng】里【lǐ】电耗【hào】30.5kWh，平均年行驶里程数约4.2万公里。

新能源汽车总量：根据三部委《汽车产业中长期发展规划》（2017年【nián】4月【yuè】）及中国汽车【chē】工【gōng】程学会《节能与新能源汽车技术路线图》（2016年10月），预【yù】计2020年、2025年、2030年我【wǒ】国汽【qì】车【chē】年产量分【fèn】别可达3000万辆、3500万辆、3800万辆，新能源汽车渗透率分【fèn】别可达【dá】7%-10%、15%-20%、9-21%，即2020年国内【nèi】新能源汽【qì】车年产量将达210万辆，新能源【yuán】车总【zǒng】产销量将超过600万辆，与国务院《节能【néng】与新能源汽车【chē】产业发展规划2012-2020》（2012年7月）及《“十三五”国【guó】家战略【luè】性新兴产业【yè】发展规划》（2016年12月）中关于【yú】新能【néng】源汽【qì】车【chē】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【wǒ】国汽车总产【chǎn】量【liàng】、新能源【yuán】汽车产【chǎn】量渗透率参考规划目标均匀增长，除新能源汽【qì】车之外【wài】的基础【chǔ】用【yòng】电需求【qiú】年增速5%。测算显示2023年、2028年【nián】新能源汽【qì】车【chē】新增用电【diàn】需求在全国总【zǒng】用电【diàn】需【xū】求增量中占比【bǐ】将分别超过10%、20%，2030年达到25%左右，将传统增【zēng】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，假设煤电发电【diàn】量【liàng】占比每年下降1%-3%，直到30%左【zuǒ】右稳定（由装机【jī】退【tuì】役和【hé】利用小时数下降共同【tóng】实现），之后随【suí】着全社会【huì】用电量的增长，调峰需求也将增【zēng】加，煤电利用小时数和装机量可【kě】能小【xiǎo】幅回升。

测算结果显示，补煤【méi】电缺口用电【diàn】需求2026年【nián】开始增加，2028年达到峰值【zhí】后减少【shǎo】，待煤电成功转变【biàn】为调峰能源后【hòu】，对煤【méi】电【diàn】的需【xū】求随着全社会用电需求的增加【jiā】而【ér】有【yǒu】所回升。

（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【néng】源局下【xià】发《关于开展风【fēng】电平价上网示范工作【zuò】的通【tōng】知》，正式提出【chū】风电【diàn】平价上【shàng】网【wǎng】示范项目【mù】，并规定示范项目不给予补贴，但给予全额消纳的【de】保障。全额消纳【nà】的意义在【zài】于【yú】基本解决弃风问题。据【jù】此，我们分析认为在全国资源【yuán】条件好【hǎo】的地【dì】区，解决消【xiāo】纳问【wèn】题后风电已具备【bèi】平价上【shàng】网能力。

然而，风电【diàn】与光【guāng】伏相【xiàng】比【bǐ】后【hòu】续发展的劣势在于【yú】，与【yǔ】光伏高效电【diàn】池及组件技术百【bǎi】花齐放，降本【běn】空【kōng】间充足的【de】情况【kuàng】不同【tóng】，风电装机的主要成【chéng】本【běn】来源【yuán】风机（占比50%左右）的价【jià】格自2011年以来基本维持【chí】在4元/W左右，目前尚无大幅降低的趋势。通用【yòng】电气于2016年底【dǐ】发布【bù】的《2025中国风电度电成本》白皮书预计【jì】2025年我国风电LCOE可达到【dào】0.9-21.46元/kWh（平坦地形【xíng】）、0.9-21.5元/kWh（复杂地【dì】形【xíng】）。降本潜力来自【zì】项目评估【gū】审批制度【dù】、风资源评选住址、风【fēng】机选型、技术【shù】进步及突破、电【diàn】网调度优【yōu】化、精益化运【yùn】维【wéi】、数字化工业【yè】和商业模式创新等方【fāng】面均采取【qǔ】更优策略。

根据GE的【de】预测【cè】，在风电各【gè】方面均有改善且利用小时数达到2300h的情况下，2025年LCOE下【xià】限为0.34元/kWh，可【kě】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，我们认为虽然风电可能比光伏先平价，但平价之【zhī】后【hòu】光【guāng】伏【fú】继续发展的潜力【lì】与竞争力强【qiáng】于风电。

（2）海【hǎi】上风电：规模较【jiào】小尚【shàng】处在【zài】起步阶段，成本仍高且技术有待完善【shàn】。《风电发展“十三五【wǔ】”规划【huá】》显示【shì】，2020年【nián】全国【guó】海上风电开【kāi】工建设规模要达【dá】到1000万【wàn】千瓦，力争累计并【bìng】网容量达到【dào】500万千瓦以上【shàng】。截至2017年底，全国海上风【fēng】电装机279万千瓦，规模较小。2015-17年分别【bié】新增36万千瓦、59万千瓦【wǎ】、116万千瓦【wǎ】，按规划目【mù】标稳定发【fā】展。

我国海上风电未【wèi】得【dé】到大规模发【fā】展的原因来自成本与【yǔ】技【jì】术两方面：对近海风能资【zī】源探测不足导致不确定性大【dà】；国产海上风机技术不成熟与【yǔ】国【guó】外存在明【míng】显【xiǎn】差距【jù】；海【hǎi】上风电的安装【zhuāng】、运维困难大、成【chéng】本高。预计海上风电2030年【nián】前难以在经济性【xìng】方【fāng】面与【yǔ】光伏相抗。

（3）水电：短期看成本上升，长期看资源禀赋有限。目前我国【guó】河【hé】流中下游及地【dì】理位置便利的水电项【xiàng】目开发接【jiē】近尾声，行业发展【zhǎn】重心转向西南地区河流中【zhōng】、上游【yóu】流域，地【dì】处【chù】偏远地区制【zhì】约因素多，交通条件差，输电【diàn】距离远，工【gōng】程建设和输电成本高【gāo】，移民【mín】安置和【hé】生态环境保护投【tóu】入大，故【gù】水电开发的经济性变差，市场竞争力显著下降。据资【zī】料显示，2000-2010年中国水【shuǐ】电高速发【fā】展，电站开发【fā】成本平均约为9-21元【yuán】/W，“十二五”期间【jiān】跃至10元/W，“十三【sān】五”期间已经超过15元【yuán】/W，增长近【jìn】300%。此外，水电站一次性投【tóu】资成本大，在消纳难的【de】情况下【xià】企业可能【néng】出现资【zī】金链断裂，进一【yī】步降低投资热情。

能源【yuán】局《水电发展【zhǎn】”十三五“规【guī】划》要求2020年【nián】装机380GW，发【fā】电1.25亿千【qiān】瓦时，同时预计2025年装机量470GW，发【fā】电量1.4万亿千瓦时。根【gēn】据【jù】我【wǒ】们测算的国【guó】内用电总【zǒng】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【dào】，我【wǒ】国水能资【zī】源可开发装机容量约6.6亿千【qiān】瓦，年发电量约3万亿【yì】千瓦时，统计局数【shù】据显示17年【nián】我国水电发【fā】电量【liàng】约1.2万亿千万时，则开发程度约40%，与发达国家70%-90%的开发程【chéng】度尚有差距。但即【jí】使2030年开【kāi】发程【chéng】度可以提升至60%（业内预【yù】计2050年【nián】9-21%左右），发电量达到【dào】1.8万【wàn】亿千【qiān】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【wù】院发【fā】展研究中心资【zī】源与环【huán】境政策研究所能源研【yán】究室主任 洪涛指出，2016年【nián】，华【huá】北地【dì】区【qū】(气【qì】价按2.51元【yuán】/m3，发电【diàn】小时数按4400h计【jì】算）、江苏地区（2.16元/m3，4500h）的大【dà】型【xíng】燃气蒸汽联合循【xún】环机组纯发【fā】电的LCOE至少在0.76元、0.58元左右(9E机组)。

造【zào】成天然气发电【diàn】缺乏经济性的主要原因是【shì】天【tiān】然【rán】气价格与燃气发电设【shè】备价格都很昂贵，同等热值的天然气价格是煤炭【tàn】价格的【de】近【jìn】4倍【bèi】，但天然气高出的15%左右【yòu】发电效率无法抵【dǐ】消【xiāo】燃料价【jià】差【chà】，实际燃气发电的燃料成本远高【gāo】于【yú】燃煤发电。天然【rán】气【qì】价格【gé】高的原因主要是【shì】我国天然气资源缺乏，依【yī】赖进口。

燃气轮机【jī】国产化【huà】程度【dù】低，GE、西门子及三菱公司【sī】凭借【jiè】先【xiān】进的技【jì】术和设备几乎垄【lǒng】断中国燃机市场，由此而来【lái】的高【gāo】昂检【jiǎn】修费用也是【shì】天然气成本居高不下的原因之一。近年来【lái】，虽【suī】然在政策大力支持下，国内主机厂商在自【zì】主研发【fā】上有所进【jìn】展，例如AE94.3A燃机透【tòu】平【píng】叶片启动国产化生产，5万千瓦重型燃【rán】机9-21级压气机试验成功，但这些【xiē】企业【yè】主【zhǔ】要具备【bèi】的是装【zhuāng】配制造【zào】能力，最核心的【de】设计技术与试验技术依然需要从国【guó】外引【yǐn】进，只知其然却不知其所以然，目前仍未有国【guó】产品【pǐn】牌的燃【rán】气轮机进入市场。

（5）核电：三代机组推高LCOE。目前【qián】我国核电上网电价0.9-21.43元【yuán】/kWh，与煤【méi】电上网【wǎng】电【diàn】价基【jī】本持平，主要是由于在运的二代机组折旧后成本较低。三【sān】代【dài】核电机组AP1000即将投运，国【guó】务院发展研究中心【xīn】表示：最【zuì】新估算的度【dù】电成本高达0.65元【yuán】左【zuǒ】右，与气电相当。为了【le】保障【zhàng】安全，近年核电不【bú】断提高核电【diàn】机组【zǔ】建【jiàn】设和运营标【biāo】准，成本的提高抵消了【le】效率提升所【suǒ】创【chuàng】造的红利，因此发【fā】电成本没有下【xià】降。虽【suī】然三【sān】代机【jī】组规模化、国【guó】产化后，降【jiàng】成本仍有【yǒu】空间，但其发电LCOE想要达到二代机组【zǔ】的水平尚需时间，目前来看核电发电成【chéng】本下降的空间不大。

测算结果显【xiǎn】示，光伏【fú】新【xīn】增装机需求【qiú】在【zài】2019年平价后【hòu】快速上升，并将【jiāng】在2024年、2028年迎来两次高峰，当年新增光伏装机将【jiāng】分别达【dá】到288GW、339GW。

2019-2024年新增装机快速上升【shēng】的原因是传统【tǒng】用电需求【qiú】与新能源【yuán】汽车用电【diàn】需求提升，以及光伏【fú】经济性提高后渗透率【lǜ】快【kuài】速上升【shēng】；2024-2026年相对平稳主要【yào】是由【yóu】于优【yōu】质土【tǔ】地及屋顶等资源【yuán】减少降低了新建项目的【de】投资收益，因此光伏在【zài】新增电力供给【gěi】中的渗透率开始降【jiàng】低；2027-2028年再次增【zēng】长的原因则是替代煤电条件达成后，煤电发电量【liàng】下降【jiàng】形成供电缺口【kǒu】，以及用【yòng】电【diàn】需【xū】求【qiú】继【jì】续高增长，抵消了渗透率下降的【de】影响【xiǎng】；2028年之后光伏新【xīn】增装机在【zài】渗【shèn】透率下降、煤电【diàn】发电量回升的情【qíng】况下仍能保持在【zài】高位【wèi】归功于【yú】新能源汽车【chē】推动用电需求继【jì】续较快增长。

因此，传统【tǒng】用电【diàn】需求的稳定上升是光【guāng】伏【fú】装机容量提【tí】升的【de】稳【wěn】定支持，新能源汽【qì】车【chē】发展及煤电替代【dài】为光伏装【zhuāng】机爆发式高速增长【zhǎng】提供了广阔空间，光伏自身【shēn】发电成本下【xià】降是高【gāo】增长的根本动力，优质土地【dì】及屋【wū】顶资源或将成为【wéi】光伏持续发展的【de】天花板。

根据测算，发电量方面，光伏发【fā】电量占比将快速上升，2022年超【chāo】过10%，2030年【nián】超过30%。煤【méi】电发电量占【zhàn】比【bǐ】将【jiāng】由2017年67%显著下降至2030年30%，2030年非化石【shí】能源（水电、风电、光伏、核【hé】电）占比将达到65%左右。装机机构方面，2023年光伏装机量【liàng】占电力装【zhuāng】机之【zhī】比将超过30%，2030年提【tí】升至52%，煤电装机【jī】占比将由【yóu】2017年58%下降至2030年17%。