黎明前的黑暗？光伏發(fā)電將開(kāi)啟十年高速成長(zhǎng)期！

1.光伏平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代正式開(kāi)啟

平價(jià)上網(wǎng)三部曲以及定義的明確：工商業(yè)—居民—發(fā)電側(cè)

光伏發(fā)電項(xiàng)目一般可以根據(jù)項(xiàng)目規(guī)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(jí)輸電網(wǎng)，后者一般接入配電網(wǎng)或直接連接客戶，其“平價(jià)”標(biāo)準(zhǔn)分別對(duì)標(biāo)傳統(tǒng)能源發(fā)電成本與客戶購(gòu)電成本，即一般說(shuō)的發(fā)電側(cè)平價(jià)與客戶側(cè)平價(jià)。

我們將發(fā)電側(cè)平價(jià)定義為：光伏發(fā)電即便根據(jù)傳統(tǒng)能源的上網(wǎng)電價(jià)收購(gòu)(無(wú)補(bǔ)貼)也能實(shí)現(xiàn)合理利潤(rùn)。目前國(guó)內(nèi)成本zui低、利用zui廣的電力來(lái)源為煤電，所以光伏在我國(guó)實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)的條件可以理解為光伏發(fā)電成本達(dá)到煤電水平。

客戶側(cè)平價(jià)的實(shí)現(xiàn)則要求光伏發(fā)電低成本于售電價(jià)格，根據(jù)客戶類型以及購(gòu)電成本的不同，又歸納為工商業(yè)、居民客戶側(cè)平價(jià)。

2018年應(yīng)用領(lǐng)跑者項(xiàng)目中標(biāo)電價(jià)已開(kāi)始接近發(fā)電側(cè)平價(jià)，青海省兩個(gè)基地zui低中標(biāo)電價(jià)已低于當(dāng)?shù)鼗痣姌?biāo)桿電價(jià)，并全面低于當(dāng)?shù)仫L(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)。

在光伏平價(jià)的三項(xiàng)可比指標(biāo)中，工商業(yè)售電價(jià)格>居民售電價(jià)格>脫硫煤標(biāo)桿電價(jià)。所以，光伏發(fā)電實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)將順序歷經(jīng)三個(gè)階段：工商業(yè)客戶側(cè)平價(jià)(分布式)、居民客戶側(cè)平價(jià)(分布式)、發(fā)電側(cè)平價(jià)(集中式電廠)。

平價(jià)時(shí)代開(kāi)啟：2019年左右實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)

新建 VS 新建：平價(jià)上網(wǎng)。我們估算，光伏發(fā)電成本將從2019年起在我國(guó)部分區(qū)域逐步實(shí)現(xiàn)低于火電的發(fā)電成本，此后新建光伏電廠將比新建煤電廠更有經(jīng)濟(jì)價(jià)值，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(jī)也有網(wǎng)迎來(lái)新一波快速增長(zhǎng)。

度電成本(LCOE)計(jì)算方法：平準(zhǔn)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(biāo)。計(jì)算公式為光伏電廠整個(gè)生命周期的成本凈現(xiàn)值除以整個(gè)生命周期的發(fā)電量?jī)衄F(xiàn)值。

公式中指標(biāo)含義：i 為折現(xiàn)率;n 為系統(tǒng)運(yùn)行年限(n=1，2， …，N);N 為光伏系統(tǒng)運(yùn)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(yùn)營(yíng)成本。Tn為其他費(fèi)用;Yn為第n 年的發(fā)電量。

在假設(shè)煤電、光伏單位投資分別為3.55元/W，5.5元/W，利用小時(shí)數(shù)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(cái)務(wù)利潤(rùn)表角度)分別為0.386元/kWh、0.397元/kWh;對(duì)應(yīng)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(yùn)營(yíng)年限的不同造成)。

客戶側(cè)平價(jià)已經(jīng)基本實(shí)現(xiàn)。在客戶側(cè)方面，除蒙西、新疆、云南、寧夏等地，全國(guó)其他省份售電價(jià)格已低于光伏LCOE估算結(jié)果，鑒于這些區(qū)域日照周期長(zhǎng)，光照資源豐富，土地低成本，實(shí)際光伏LCOE會(huì)更低，所以光伏在客戶側(cè)基本實(shí)現(xiàn)平價(jià)。

光伏LCOE下降，煤電LCOE上升，發(fā)電側(cè)平價(jià)近在眼前。對(duì)LCOE進(jìn)行敏銳性分析，光伏LCOE隨發(fā)電利用小時(shí)數(shù)的上升、單瓦投資成本的下降而下降，煤電LCOE隨煤炭價(jià)格上升、發(fā)電利用小時(shí)數(shù)下降而上升。光伏方面，隨著材料成本下降和效率提高帶來(lái)的單位投資下降，以及雙面發(fā)電、跟蹤支架等技術(shù)帶來(lái)的利用小時(shí)數(shù)提高，光伏LCOE將持續(xù)下降。煤電方面，我們預(yù)期其發(fā)電利用小時(shí)數(shù)將保持近年來(lái)緩慢下滑的趨勢(shì)(未來(lái)可能多數(shù)煤電都將成為調(diào)峰電源)，所以預(yù)期煤電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(jià)時(shí)間點(diǎn)估算的一些關(guān)鍵假設(shè)：

光伏單瓦投資：基于我們對(duì)產(chǎn)業(yè)鏈的調(diào)研、同時(shí)參考國(guó)際研究機(jī)構(gòu)的預(yù)期、并考慮中國(guó)的特殊國(guó)情(在政策指引下的“軟性”成本下降)，我們假設(shè)我國(guó)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(dāng)單瓦投資下降到3元/W后，年跌幅縮小到2%-3%。(參考：GTM預(yù)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(yù)期2040光伏度電成本將在2017年基礎(chǔ)上再度下降66%，年復(fù)合增速-5%。)

光伏利用小時(shí)數(shù)：未來(lái)雙面組件與追日系統(tǒng)堆疊可以提高發(fā)電量10%-50%，保守估計(jì)平均利用小時(shí)數(shù)將逐步提高25%左右至1450小時(shí)。隨著優(yōu)秀土地、房頂資源被逐步開(kāi)發(fā)利用，后續(xù)新建光伏電廠的地理位置、光照資源等將不如前期，預(yù)期后期發(fā)電利用小時(shí)數(shù)逐步回落至1200左右。

煤炭成本與煤電利用小時(shí)：假設(shè)煤炭?jī)r(jià)格保持2017年平均水平，煤電利用小時(shí)數(shù)假設(shè)每年下降50小時(shí)，后期跌幅減慢。

估算結(jié)果表明，煤電LCOE將緩慢上升，光伏LCOE前期在利用小時(shí)數(shù)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(shí)數(shù)回落跌幅放慢，2019年左右實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)。

后平價(jià)時(shí)代：2026年開(kāi)始取代存量煤電裝機(jī)

新建VS存量：取代煤電，對(duì)標(biāo)煤電營(yíng)運(yùn)成本。實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)意味著光伏發(fā)電在新增用電市場(chǎng)取得主導(dǎo)位置，但是截止2017年底，我國(guó)仍有約1020GW在運(yùn)煤電廠，主導(dǎo)著我國(guó)6.3萬(wàn)億千瓦時(shí)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(yùn)電廠營(yíng)運(yùn)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(kāi)廣闊的存量電力市場(chǎng)空間，迎來(lái)新一波的需求增速。

對(duì)于在運(yùn)煤電廠，初始投資或折舊以及投資的貸款利息都是沉沒(méi)成本，無(wú)論是不是繼續(xù)運(yùn)營(yíng)，這筆費(fèi)用都已不可杜絕。但是若選擇提前退役，則燃料成本、流動(dòng)資金成本、運(yùn)維費(fèi)用(員工薪酬、設(shè)備維修、保養(yǎng)、檢查等)都以免。所以，我們將以上三項(xiàng)可被避免的成本定義為煤電廠營(yíng)運(yùn)成本。

煤電讓出發(fā)電份額，存量市場(chǎng)也有想象空間

2026年達(dá)到光伏取代在運(yùn)煤電的條件后，煤電的主要任務(wù)逐步轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰，假設(shè)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(jī)退役和利用小時(shí)數(shù)下降共同實(shí)現(xiàn))，之后隨著全社會(huì)用電量的增長(zhǎng)，調(diào)峰需求也將增加，煤電利用小時(shí)數(shù)和裝機(jī)量可能小幅上揚(yáng)。

估算結(jié)果表明，補(bǔ)煤電缺口用電需求2026年開(kāi)始增加，2028年達(dá)到頂峰后降低，待煤電成功轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰能源后，對(duì)煤電的需求隨著全社會(huì)用電需求的增加而略有回升。

2.光伏能分多少蛋糕?——平價(jià)后年新增裝機(jī)頂峰超300GW

光伏將在新增裝機(jī)市場(chǎng)中占主導(dǎo)位置

國(guó)網(wǎng)能源研究院副總經(jīng)濟(jì)師白建華接受采訪時(shí)曾表示，上網(wǎng)電價(jià)作為發(fā)電成本的綜合反映，在某種程度上反映電源的競(jìng)爭(zhēng)力，因?yàn)榘l(fā)改委在制定和調(diào)整上網(wǎng)電價(jià)時(shí)，會(huì)將電廠初始投資、財(cái)務(wù)費(fèi)用、折舊及運(yùn)營(yíng)等成本都納入考慮范圍。從補(bǔ)貼角度看，光伏成本在各種電力來(lái)源中仍處于相對(duì)較高，但我們經(jīng)過(guò)分析發(fā)現(xiàn)，其他各種能源未來(lái)的發(fā)展將有限于成本或資源稟賦，判斷光伏將在未來(lái)新增電力裝機(jī)市場(chǎng)中占據(jù)主導(dǎo)位置。

(1)陸上風(fēng)電：更先進(jìn)入平價(jià)上網(wǎng)，但平價(jià)后降本潛力不夠。2017年5月能源局下發(fā)《關(guān)于開(kāi)展風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)示范工作的通知》，正式提出風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)示范項(xiàng)目，并規(guī)定示范項(xiàng)目不給予補(bǔ)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(fēng)問(wèn)題。據(jù)此，我們分析認(rèn)為在全國(guó)資源條件好的區(qū)域，解決消化問(wèn)題后風(fēng)電已具有平價(jià)上網(wǎng)能力。

但是，風(fēng)電與光伏相比后續(xù)發(fā)展的劣勢(shì)在于，與光伏高效電池及組件技術(shù)百花齊放，降本空間充裕的情況不同，風(fēng)電裝機(jī)的主要成本來(lái)源風(fēng)機(jī)(占比50%左右)的價(jià)格自2011年以來(lái)基本保持在4元/W左右，目前尚無(wú)大幅回落的趨勢(shì)。通用電氣于2016年底發(fā)布的《2025中國(guó)風(fēng)電度電成本》白皮書預(yù)期2025年我國(guó)風(fēng)電LCOE能達(dá)到0.34-0.46元/kWh(平坦地形)、0.34-0.5元/kWh(復(fù)雜地形)。降本潛力來(lái)自項(xiàng)目評(píng)價(jià)審批制度、風(fēng)資源評(píng)選住址、風(fēng)機(jī)選型、技術(shù)進(jìn)步及突破、電網(wǎng)調(diào)度優(yōu)化、精細(xì)化運(yùn)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(yù)期，在風(fēng)電各個(gè)方面均有改善且利用小時(shí)數(shù)達(dá)到2300h的情況下，2025年LCOE下限為0.34元/kWh，可見(jiàn)風(fēng)電平價(jià)后降本乏力。另外，由于分布式光伏應(yīng)用范圍廣于分散式風(fēng)電，有可能制約光伏發(fā)展的安裝資源問(wèn)題在風(fēng)電領(lǐng)域會(huì)更嚴(yán)重;提高電網(wǎng)外送能力及加強(qiáng)解決電力本地消化的政策在利好風(fēng)電的同時(shí)同樣也會(huì)利好光伏。所以，我們認(rèn)為盡管風(fēng)電可能比光伏先平價(jià)，但平價(jià)之后光伏繼續(xù)發(fā)展的潛力與競(jìng)爭(zhēng)力強(qiáng)于風(fēng)電。

(2)海上風(fēng)電：規(guī)模較小尚處于起步階段，成本仍高且技術(shù)尚待完善。《風(fēng)電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》顯示，2020年全國(guó)海上風(fēng)電開(kāi)工建設(shè)規(guī)模要達(dá)到1000萬(wàn)千瓦，力爭(zhēng)累計(jì)并網(wǎng)容量達(dá)到500萬(wàn)千瓦以上。截止2017年底，全國(guó)海上風(fēng)電裝機(jī)279萬(wàn)千瓦，規(guī)模較小。2015-17年分別新增36萬(wàn)千瓦、59萬(wàn)千瓦、116萬(wàn)千瓦，按規(guī)劃目標(biāo)穩(wěn)定發(fā)展。

我國(guó)海上風(fēng)電未獲得規(guī)模化發(fā)展的原因來(lái)自成本與技術(shù)兩方面：對(duì)近海風(fēng)能資源探測(cè)不夠?qū)е虏环€(wěn)定性大;國(guó)產(chǎn)海上風(fēng)機(jī)技術(shù)不成熟與國(guó)外存在明顯差距;海上風(fēng)電的安裝、運(yùn)維困難大、成本高。預(yù)期海上風(fēng)電2030年前難以在經(jīng)濟(jì)價(jià)值方面與光伏相抗。

能源局《水電發(fā)展”十三五“規(guī)劃》要求2020年裝機(jī)380GW，發(fā)電1.25億千瓦時(shí)，同時(shí)預(yù)期2025年裝機(jī)量470GW，發(fā)電量1.4萬(wàn)億千瓦時(shí)。根據(jù)我們估算的國(guó)內(nèi)用電總需求，2020、2025年水電發(fā)電量占比將分別達(dá)到17%、14%。《規(guī)劃》同時(shí)提到，我國(guó)水能資源可開(kāi)發(fā)裝機(jī)容量約6.6億千瓦，年發(fā)電量約3萬(wàn)億千瓦時(shí)，統(tǒng)計(jì)局?jǐn)?shù)據(jù)顯示17年我國(guó)水電發(fā)電量約1.2萬(wàn)億千萬(wàn)時(shí)，則開(kāi)發(fā)程度約40%，與發(fā)達(dá)國(guó)家70%-90%的開(kāi)發(fā)程度還有差距。但即便2030年開(kāi)發(fā)程度可以提高至60%(業(yè)內(nèi)預(yù)期2050年70-80%左右)，發(fā)電量達(dá)到1.8萬(wàn)億千瓦時(shí)，2030年水電發(fā)電量也占比不能超過(guò)15%。所以長(zhǎng)期看來(lái)水電受資源稟賦約束難以成為我國(guó)的主導(dǎo)電源形式。

(4)氣電：燃料+燃?xì)廨啓C(jī)的進(jìn)口依賴導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)價(jià)值較差。國(guó)務(wù)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，華北區(qū)域(氣價(jià)按2.51元/m3，發(fā)電小時(shí)數(shù)按4400h計(jì)算)、江蘇區(qū)域(2.16元/m3，4500h)的大型燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)機(jī)組純發(fā)電的LCOEzui少在0.76元、0.58元左右(9E機(jī)組)。

造成天然氣發(fā)電缺少經(jīng)濟(jì)價(jià)值的重要因素是天然氣價(jià)格與燃?xì)獍l(fā)電設(shè)備價(jià)格都很昂貴，同等熱值的天然氣價(jià)格是煤炭?jī)r(jià)格的近4倍，但天然氣高出的15%左右發(fā)電效率無(wú)法抵消燃料價(jià)格差距，實(shí)際燃?xì)獍l(fā)電的燃料成本遠(yuǎn)高于燃煤發(fā)電。天然氣價(jià)格高的原因主要是我國(guó)天然氣資源缺少，依靠進(jìn)口。

燃?xì)廨啓C(jī)國(guó)產(chǎn)化程度低，GE、西門子及三菱公司依托先進(jìn)的技術(shù)和設(shè)備幾乎壟斷中國(guó)燃機(jī)市場(chǎng)，因此而來(lái)的高昂檢修費(fèi)用也是天然氣成本高居不下的原因之一。近年來(lái)，盡管在政策強(qiáng)力支持下，國(guó)內(nèi)主機(jī)廠商在自研上有所進(jìn)展，例如AE94.3A燃機(jī)透平葉片啟動(dòng)國(guó)產(chǎn)化生產(chǎn)，5萬(wàn)千瓦重型燃機(jī)1-17級(jí)壓氣機(jī)試驗(yàn)成功，但這些企業(yè)主要具有的是安裝制造水平，zui核心的設(shè)計(jì)技術(shù)與試驗(yàn)技術(shù)依舊需要從國(guó)外引進(jìn)，只知其然卻不知其所以然，目前仍未有國(guó)產(chǎn)品牌的燃?xì)廨啓C(jī)進(jìn)入市場(chǎng)。

(5)核電：三代機(jī)組提高LCOE。目前我國(guó)核電上網(wǎng)電價(jià)0.37-0.43元/kWh，與煤電上網(wǎng)電價(jià)基本持平，主要是由于在運(yùn)的二代機(jī)組折舊后成本低廉。三代核電機(jī)組AP1000即將投運(yùn)，國(guó)務(wù)院發(fā)展研究中心表示：zui新估計(jì)的度電成本高達(dá)0.65元左右，與氣電相當(dāng)。為了保證安全，近年核電持續(xù)提高核電機(jī)組建設(shè)和運(yùn)營(yíng)標(biāo)準(zhǔn)，成本的提高抵消了效率提高所創(chuàng)造的紅利，所以發(fā)電成本沒(méi)有下降。盡管三代機(jī)組規(guī)模化、國(guó)產(chǎn)化后，降成本仍有空間，但其發(fā)電LCOE想要達(dá)到二代機(jī)組的水平尚需時(shí)間，目前來(lái)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(jī)高峰

未來(lái)光伏裝機(jī)需求：未來(lái)待滿足的用電需求將主要由光伏等可再生能源發(fā)電補(bǔ)足。光伏平價(jià)后經(jīng)濟(jì)價(jià)值及投資價(jià)值顯著，將成為主要補(bǔ)缺電力來(lái)源。平價(jià)前，假設(shè)2018年光伏裝機(jī)穩(wěn)定增長(zhǎng)60GW，年平均利用小時(shí)數(shù)穩(wěn)步提高，則當(dāng)年光伏發(fā)電填補(bǔ)比重為25%左右，即待滿足(新增)用電需求中約25%由光伏發(fā)電填補(bǔ)。平價(jià)后，合理的發(fā)電成本帶動(dòng)光伏填補(bǔ)比重逐步上漲到70%左右，之后因?yàn)閮?yōu)秀土地、房頂資源缺失影響收益率，投資熱度下降，填補(bǔ)比重逐步回落。年平均利用小時(shí)數(shù)逐步上漲后保持穩(wěn)定。

估算結(jié)果表明，光伏新增裝機(jī)需求在2019年平價(jià)后迅速回升，并將在2024年、2028年迎來(lái)兩次高峰，當(dāng)年新增光伏裝機(jī)將分別達(dá)到288GW、339GW。

所以，傳統(tǒng)用電需求的穩(wěn)定上升是光伏裝機(jī)容量提高的穩(wěn)定支持，新能源汽車發(fā)展及煤電取代為光伏裝機(jī)爆發(fā)式快速增長(zhǎng)提供了廣闊空間，光伏自身發(fā)電成本下降是迅速增長(zhǎng)的根本動(dòng)力，優(yōu)秀土地及房頂資源可能會(huì)成為光伏可持續(xù)發(fā)展的天花板。