光伏进入平价时代，新的十年高速成长期开启

我们将【jiāng】发电侧平价定义为：光伏发电即使【shǐ】按【àn】照传统能源的上【shàng】网电价收购（无补贴【tiē】）也能实现【xiàn】合【hé】理【lǐ】利润。目【mù】前国内成本【běn】最【zuì】低、利用最广的电力【lì】来源为【wéi】煤电，因【yīn】此光伏在我国【guó】实现发电侧平价【jià】的条件可以理解为光伏发电成本达到煤电【diàn】水平。

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【jù】用户类型及【jí】其购电成本的【de】不同，又可分为工商业、居民用户【hù】侧平【píng】价。

2018年应用领跑【pǎo】者项【xiàng】目【mù】中标【biāo】电价已开【kāi】始【shǐ】触及发【fā】电侧平价，青海省两个基地【dì】最低中标电价【jià】已低于当地火电标杆电【diàn】价，并全面低【dī】于当地风电上网电价。

在光伏平价【jià】的三项可【kě】比指标中，工商业售电【diàn】价格>居民售电价格>脱硫煤标杆电价【jià】。因【yīn】此，光伏发电实现平【píng】价上网【wǎng】将依次经历三个【gè】阶段：工商【shāng】业用【yòng】户侧【cè】平价（分布式）、居【jū】民用户侧平价（分布式）、发电侧平价【jià】（集中式电【diàn】站）。

度电成本（LCOE）计算方式：平准化电力成本/度电【diàn】成本（levelized cost of energy / levelized cost of electricity，LCOE），是用于分析【xī】比较不【bú】同发电【diàn】技术成本的常用指标。计算公式【shì】为光伏电站【zhàn】整个生命周期的【de】成本【běn】净现值【zhí】除以【yǐ】整个生命周期【qī】的发【fā】电量净现值。

公式中【zhōng】指标含义：i 为折【shé】现率；n 为系统运行年限（n=1，2， …，N）；N 为【wéi】光伏系统运行期， 一般取N=25；I0为初始投资；VR为系统残【cán】值【zhí】；An为第n 年的运营【yíng】成本。Tn为其他费【fèi】用；Yn为第【dì】n 年的发电【diàn】量。

在假设【shè】煤电、光伏单位投资分【fèn】别为3.55元/W，5.5元/W，利用小时数分别为4100h、1200h的【de】情况下【xià】，新建煤【méi】电厂与新建光伏电站【zhàn】的平均度电成本（财【cái】务利润表角度）分别【bié】为【wéi】0.386元/kWh、0.397元/kWh；对应【yīng】的LCOE分别为煤电0.376元【yuán】/kWh，光伏【fú】0.515元/kWh（差异主要【yào】由折旧和【hé】运营年限的不同【tóng】造成【chéng】）。

用户侧平价已经基本实现。在用【yòng】户侧【cè】方【fāng】面【miàn】，除【chú】蒙西、新疆、云南、宁【níng】夏等地，全国其他省份【fèn】售电价格已低于光伏LCOE测【cè】算结果，考虑到这些地区日照时间长，光照资源【yuán】丰富，土地成本低，实际光伏LCOE会更【gèng】低，因【yīn】此光伏在用户侧基本实现平价【jià】。

光伏LCOE下降，煤电LCOE上升，发电侧平价近在眼前。对LCOE进行【háng】敏感性分析，光伏【fú】LCOE随【suí】发电利用【yòng】小时数的上升【shēng】、单瓦投【tóu】资成【chéng】本【běn】的下【xià】降而下降，煤电LCOE随煤【méi】炭价格上升、发【fā】电利用【yòng】小时数【shù】下【xià】降而上升。光伏方面【miàn】，随着【zhe】材料成本下降和效率提【tí】升带来的单位投资下降，以【yǐ】及双面发电、跟踪支架等【děng】技术带来的利【lì】用小【xiǎo】时数提升，光伏LCOE将持续下降。 煤电方【fāng】面，我们预计其发电利【lì】用小【xiǎo】时数将保持【chí】近年来缓慢下降的趋【qū】势【shì】（未来可能【néng】大部分【fèn】煤【méi】电【diàn】都将成为调峰电源），因此预计煤电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：基于我们对产【chǎn】业链【liàn】的【de】调研、同时参考国际研究机构【gòu】的预测、并考虑中国的【de】特殊【shū】国情（在政策【cè】指【zhǐ】引下的“软性”成本下【xià】降），我们假设我国2018-19年光伏【fú】电站单瓦投【tóu】资【zī】年【nián】均【jun1】下【xià】降10%，此后年降幅【fú】5%左右，当单瓦投资下【xià】降到3元/W后，年降幅缩小到2%-3%。（参【cān】考：GTM预计2018年光【guāng】伏全球平均【jun1】单瓦【wǎ】投资年降幅【fú】10%，此后年【nián】降幅4%左右；。BNEF预计2040光伏度电成本将在2017年基础上再降66%，年复【fù】合增速-5%。）

光伏利用小时数：未来双面【miàn】组【zǔ】件与追日系统【tǒng】叠加可以提高发【fā】电量10%-50%，保守【shǒu】估计【jì】平均利用小时数将【jiāng】逐步【bù】提高25%左【zuǒ】右至1450小时。随着优质土地、屋顶资【zī】源被逐步【bù】开【kāi】发利用，后续新建光伏【fú】电站的【de】地理位置、光照资源等将不如前【qián】期，预计后期发电利【lì】用小时数逐步回落至【zhì】1200左右【yòu】。

煤炭成本与煤电利用小时：假设煤炭价格保持2017年平【píng】均水平，煤电利用【yòng】小时数【shù】假【jiǎ】设每【měi】年下降50小时【shí】，后期降幅减缓。

测【cè】算结【jié】果显示，煤电LCOE将缓慢上升，光伏【fú】LCOE前期【qī】在【zài】利用小时数提高及【jí】成本下降【jiàng】的【de】双重作用下【xià】快速下降，后期由于利用小时数回【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【quán】国总用电需【xū】求将分【fèn】别达到7.9万亿千【qiān】瓦时、9.8万亿千瓦时、13.2万亿【yì】千万时【shí】，较2017年总【zǒng】用电量分【fèn】别增长25%、55%、109%。2017-30年间用电需求复合增速5.8%。

新能源汽车百公里电耗假设：理论上，在其他条【tiáo】件【jiàn】不变的情况下，燃【rán】油车【chē】与电动车【chē】直接推动【dòng】汽车前进相【xiàng】同距离所【suǒ】需能【néng】量相同。燃油乘用车【chē】百公【gōng】里油耗约7L，汽油密度0.72kg/L，汽油热值43.07MJ/kg，因此百公里消耗的【de】汽油所含【hán】总能量【liàng】约【yuē】217MJ。扣除摩擦导致的机【jī】械损失与尾气排【pái】放等热【rè】损耗【hào】后【hòu】，综合能量利用效率约23%，即217MJ中仅【jǐn】有49MJ直接【jiē】用于推动车辆【liàng】前进。电动【dòng】车蓄电池循【xún】环【huán】效率与电机效率约90%，电能【néng】热值3.6MJ/kWh，测算【suàn】得【dé】新能【néng】源乘【chéng】用车百公里电【diàn】耗【hào】约17kWh。新能源【yuán】客车以公交车为主（占比80%以上），百公里【lǐ】电耗【hào】约75kWh。新能源专用车以物流车为主（占比90%以上），百公里电耗约30kWh。

年行驶里程数假设：假【jiǎ】设公交车平均速度15km/h，每日工作14h，则【zé】年行驶里【lǐ】程数约8万公里；中国货运【yùn】行业单车【chē】日均【jun1】行驶【shǐ】300公里，年【nián】行驶里程数【shù】约【yuē】11万公里；私家车年行驶里程数【shù】按【àn】1.5万公里计算。

截止2017年12月，国【guó】内新能源汽车总【zǒng】产【chǎn】量【liàng】180万【wàn】辆左右【yòu】，其【qí】中乘用车、专【zhuān】用车、客车占比分别为65%、15%、20%。以【yǐ】总产量为【wéi】权重加【jiā】权平均，我们假设新能源【yuán】汽车平均【jun1】百公里电耗【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【qì】车【chē】产业中长【zhǎng】期【qī】发展【zhǎn】规【guī】划》（2017年4月）及【jí】中国汽【qì】车工程学会《节能与新能【néng】源汽车技术路线图》（2016年10月），预计2020年、2025年、2030年我【wǒ】国汽车年产量分【fèn】别可达3000万辆、3500万辆、3800万辆，新能源汽【qì】车渗透率分别【bié】可达7%-10%、15%-20%、9-21%，即2020年国【guó】内新能源【yuán】汽【qì】车年产量将达【dá】210万辆，新能源【yuán】车总产【chǎn】销量将【jiāng】超过600万辆，与国【guó】务【wù】院《节能与新能源汽【qì】车产业发展规划2012-2020》（2012年7月）及《“十三五”国家【jiā】战略【luè】性新兴【xìng】产【chǎn】业发展规划》（2016年12月）中【zhōng】关于【yú】新能源汽车【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，我国汽车总【zǒng】产量、新能【néng】源汽车产【chǎn】量渗透率【lǜ】参考规【guī】划目标均匀增长，除新【xīn】能源汽车之外的基础用电需求年【nián】增速5%。测【cè】算显【xiǎn】示【shì】2023年、2028年新能【néng】源【yuán】汽车新增用【yòng】电【diàn】需【xū】求在全国总用电需求增量中占【zhàn】比将分别超过10%、20%，2030年达到【dào】25%左右【yòu】，将传统增量用电市【shì】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【diàn】发电量占比每年【nián】下降1%-3%，直到30%左右稳定【dìng】（由装【zhuāng】机退役和利用小时数下降共【gòng】同【tóng】实现【xiàn】），之后随着全社会用【yòng】电【diàn】量的增【zēng】长，调峰【fēng】需求也将增【zēng】加，煤电利用小时数和【hé】装机量【liàng】可能小【xiǎo】幅回升【shēng】。

测算【suàn】结果显示，补煤电【diàn】缺口用电需求2026年开始增加，2028年达到峰值后减【jiǎn】少【shǎo】，待煤【méi】电成功转变为【wéi】调峰【fēng】能源后，对【duì】煤电的需求随着全社会用电需求【qiú】的增【zēng】加而有所回升。

（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【yuè】能源局下发《关于开展风电平价上网示范工作的通【tōng】知》，正式提出风电平价【jià】上网示【shì】范项目，并规【guī】定【dìng】示范项【xiàng】目不给予补【bǔ】贴，但给予【yǔ】全额消【xiāo】纳的保障。全额【é】消纳的意义在【zài】于基本解【jiě】决弃风问题。据此【cǐ】，我们分析【xī】认为【wéi】在【zài】全国资源条【tiáo】件好的【de】地【dì】区，解决消纳问题【tí】后风电已具备平价上【shàng】网能力。

然而，风电与光伏相比后续【xù】发展的【de】劣势在于【yú】，与【yǔ】光伏高【gāo】效电池及组件【jiàn】技术【shù】百【bǎi】花齐放，降本空间充足的情况不同，风电装机【jī】的主要成本【běn】来源风机（占比50%左右）的价格【gé】自2011年以来基本维持在4元【yuán】/W左右，目前尚无大幅【fú】降低的趋势。通用电气于【yú】2016年底发【fā】布的《2025中国【guó】风电度电成本》白【bái】皮书预【yù】计2025年【nián】我国【guó】风电LCOE可达到0.9-21.46元/kWh（平坦地形【xíng】）、0.9-21.5元【yuán】/kWh（复杂【zá】地【dì】形）。降本潜力【lì】来【lái】自项目评估审批【pī】制【zhì】度、风资源评【píng】选住址、风机选型、技术进步【bù】及突破、电网调度优化【huà】、精【jīng】益化运维、数字化【huà】工业【yè】和商【shāng】业【yè】模式创新等【děng】方面均采取更优策略。

根【gēn】据GE的预【yù】测，在风电【diàn】各【gè】方面均有改善且利用小时数达【dá】到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，我们认【rèn】为虽然风电可【kě】能比光伏先平价，但平价之后光伏继续发展【zhǎn】的【de】潜【qián】力与竞争【zhēng】力【lì】强于【yú】风电。

（2）海上风电：规【guī】模较小尚处在起【qǐ】步阶段，成【chéng】本仍高且技【jì】术有【yǒu】待完善【shàn】。《风电发【fā】展“十三五【wǔ】”规划》显示，2020年全国海【hǎi】上【shàng】风电开工建设规模要达到1000万千瓦，力争累【lèi】计并网【wǎng】容【róng】量达到【dào】500万千瓦以上【shàng】。截至2017年【nián】底，全国海上风电装机279万千瓦，规模较【jiào】小。2015-17年分【fèn】别新增36万千【qiān】瓦、59万【wàn】千瓦、116万千瓦，按规【guī】划目【mù】标稳定发展。

我【wǒ】国【guó】海【hǎi】上风电【diàn】未得到大规模发展的原【yuán】因来自成本与技术【shù】两方面：对近海【hǎi】风能资源探测【cè】不足导【dǎo】致不确【què】定性大；国产海上风机技术不【bú】成熟与【yǔ】国外存在明显差距【jù】；海上风电的安装、运【yùn】维【wéi】困难大、成本高【gāo】。预计海上风电【diàn】2030年前难以在经济性【xìng】方面与光伏相【xiàng】抗。

（3）水电：短期看成本上升，长期看资源禀赋有限。目前我国河流中下游及【jí】地理位置便利的水【shuǐ】电【diàn】项目【mù】开发接近尾声，行业发【fā】展重心转向西南地区【qū】河流中【zhōng】、上游【yóu】流域，地处偏远地区【qū】制约【yuē】因素【sù】多，交通【tōng】条件【jiàn】差，输电距离【lí】远，工程建设和输电成本【běn】高，移民安置和生态环境保护投入大，故水电开发的【de】经济【jì】性变差，市场竞争【zhēng】力显【xiǎn】著【zhe】下降。据资料显示【shì】，2000-2010年中国水电高速发展，电站开发成本平均约为【wéi】9-21元/W，“十二五”期【qī】间跃至10元/W，“十三五【wǔ】”期间已经【jīng】超过15元/W，增长近300%。此外，水电站一次【cì】性投资【zī】成本大，在【zài】消纳难的【de】情况下【xià】企业【yè】可能出现资金链断裂【liè】，进【jìn】一步降【jiàng】低投资【zī】热【rè】情。

能源局《水【shuǐ】电发【fā】展【zhǎn】”十三五“规划》要求【qiú】2020年装机【jī】380GW，发【fā】电1.25亿千瓦时，同时预计2025年装机量470GW，发电量1.4万亿千瓦时。根据我们测算的国内用电总需【xū】求，2020、2025年水电发电量占比将分别达到17%、14%。《规划》同时提【tí】到，我国水能资源可开【kāi】发装机容量约6.6亿千瓦，年发电量约3万亿千瓦时，统计局数【shù】据显【xiǎn】示17年【nián】我国【guó】水电【diàn】发电量约1.2万【wàn】亿千万【wàn】时，则开发程【chéng】度约40%，与发【fā】达国家70%-90%的开发程度尚有差【chà】距【jù】。但即使【shǐ】2030年开发【fā】程度可以提升至60%（业【yè】内预计2050年9-21%左右），发电量达到【dào】1.8万亿千【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。国务院发展研究中心资源与环境政【zhèng】策研究所能源研究室主【zhǔ】任【rèn】 洪【hóng】涛指出【chū】，2016年【nián】，华北地区(气【qì】价按2.51元/m3，发电小时数按4400h计算【suàn】）、江苏地【dì】区（2.16元【yuán】/m3，4500h）的大【dà】型燃气蒸【zhēng】汽联合循环机组纯发电的【de】LCOE至少【shǎo】在【zài】0.76元、0.58元左右(9E机组)。

造成天然气发电缺乏经济性的主要原因是天然气价【jià】格与燃气发【fā】电设备【bèi】价格都很昂【áng】贵，同【tóng】等热值【zhí】的天然气价格是煤【méi】炭【tàn】价【jià】格【gé】的近4倍，但天然气高出的15%左右发电效率无法【fǎ】抵消燃料【liào】价差【chà】，实际燃【rán】气【qì】发电的燃料成本远高于燃煤发【fā】电【diàn】。天然气价【jià】格高【gāo】的原因主要是我国天【tiān】然气资源【yuán】缺乏【fá】，依赖进【jìn】口。

燃气【qì】轮机国产化程度低【dī】，GE、西门子及三【sān】菱公司凭【píng】借【jiè】先进的技术和【hé】设备几乎垄【lǒng】断中国燃机市场【chǎng】，由此而来【lái】的高昂检修费【fèi】用也是天然气成本居高不下的原【yuán】因之一。近【jìn】年来，虽然在政策【cè】大力支持下，国内主机厂商在自主研发上有所【suǒ】进【jìn】展，例如AE94.3A燃【rán】机透【tòu】平叶片启动国产化【huà】生产，5万千【qiān】瓦重型燃机9-21级压气机试验成【chéng】功【gōng】，但这【zhè】些【xiē】企业主要具备的是装配制造能力，最核心的设【shè】计技术与试验【yàn】技【jì】术【shù】依【yī】然需【xū】要从国外【wài】引进，只知其然却不知其所以然，目前仍【réng】未有国产【chǎn】品牌的【de】燃气轮机进【jìn】入【rù】市场。

（5）核电：三代机组推高LCOE。目【mù】前我国核电上网【wǎng】电【diàn】价0.9-21.43元/kWh，与【yǔ】煤电【diàn】上网电价【jià】基【jī】本持平，主要【yào】是由于在运【yùn】的二代机组折旧【jiù】后成本较低。三代核电机组AP1000即将投运，国【guó】务院发展研究中心表示：最【zuì】新估【gū】算的度电【diàn】成本高达0.65元左右【yòu】，与气电相当。为了保障【zhàng】安全【quán】，近年核电不断提【tí】高核电【diàn】机组【zǔ】建【jiàn】设和运营标准，成本【běn】的提高抵【dǐ】消了效率提升所创【chuàng】造的红利【lì】，因此【cǐ】发电成本没【méi】有下降【jiàng】。虽然三代机组规模【mó】化、国产【chǎn】化【huà】后，降成【chéng】本【běn】仍有空间，但其发电LCOE想要达到二代机组的水【shuǐ】平尚【shàng】需时间，目前来看核电【diàn】发电成本下降的【de】空间不大。

测算【suàn】结果显示，光伏新增装【zhuāng】机【jī】需求在【zài】2019年平价后快速【sù】上升【shēng】，并将在2024年、2028年迎来【lái】两次高峰，当年新【xīn】增光伏装机将分别达到288GW、339GW。

2019-2024年新增装机快速上【shàng】升【shēng】的原因是传统用电需求与【yǔ】新能源汽【qì】车【chē】用电需求提升，以及光伏经济性提【tí】高后渗透率快【kuài】速上升；2024-2026年相对平稳主要是【shì】由于优质土地及屋顶等资源减少【shǎo】降【jiàng】低了新建项【xiàng】目【mù】的投资【zī】收益，因此光【guāng】伏在新增电力供给【gěi】中的【de】渗透率开始降低；2027-2028年再次增长的原因则是【shì】替代煤电条【tiáo】件达成【chéng】后，煤电发电量下【xià】降形【xíng】成供电缺口，以及用电【diàn】需求继续高增长，抵消【xiāo】了渗【shèn】透率下降【jiàng】的影【yǐng】响；2028年之后光【guāng】伏新增装机在渗透率下降、煤电【diàn】发【fā】电量回升的【de】情况下仍能保【bǎo】持在高位归功于新能【néng】源【yuán】汽车推动用电需【xū】求【qiú】继【jì】续较快增长。

因此，传统用电需求【qiú】的稳定上升【shēng】是光伏装机【jī】容【róng】量【liàng】提升的稳定支持，新能源汽车发展及煤电【diàn】替【tì】代为光伏装机爆【bào】发式高速增【zēng】长提供了【le】广阔空【kōng】间，光【guāng】伏自【zì】身发电成【chéng】本【běn】下降是高增长的根本动【dòng】力，优质土地及屋顶资源或将成为【wéi】光伏持续发展的天花板。

根据测算，发电量方面，光伏发电量占比将快速上升，2022年超过【guò】10%，2030年超过30%。煤电发电量【liàng】占比【bǐ】将由2017年67%显著下降至2030年30%，2030年非【fēi】化石【shí】能【néng】源【yuán】（水电、风电【diàn】、光伏【fú】、核电【diàn】）占比将达到65%左右【yòu】。装机机构方面，2023年光伏装机量占电力装机之比将【jiāng】超过30%，2030年提升至52%，煤电【diàn】装机【jī】占比【bǐ】将由2017年58%下【xià】降至2030年17%。