1.光伏平价上网时代正式开启
平价上网三部曲以及定义的明确：工商业—居民—发电侧
光伏发电项目一般可以根据项目规模分为集中式与分布式电厂两类形式，前者一般接入高电压等级输电网，后者一般接入配电网或直接连接客户，其“平价”标准分别对标传统能源发电成本与客户购电成本，即一般说的发电侧平价与客户侧平价。
我们将发电侧平价定义为：光伏发电即便根据传统能源的上网电价收购(无补贴)也能实现合理利润。目前国内成本zui低、利用zui广的电力来源为煤电，所以光伏在我国实现发电侧平价的条件可以理解为光伏发电成本达到煤电水平。
客户侧平价的实现则要求光伏发电低成本于售电价格，根据客户类型以及购电成本的不同，又归纳为工商业、居民客户侧平价。
2018年应用领跑者项目中标电价已开始接近发电侧平价，青海省两个基地zui低中标电价已低于当地火电标杆电价，并全面低于当地风电上网电价。
在光伏平价的三项可比指标中，工商业售电价格>居民售电价格>脱硫煤标杆电价。所以，光伏发电实现平价上网将顺序历经三个阶段：工商业客户侧平价(分布式)、居民客户侧平价(分布式)、发电侧平价(集中式电厂)。
平价时代开启：2019年左右实现发电侧平价
新建 VS 新建：平价上网。我们估算，光伏发电成本将从2019年起在我国部分区域逐步实现低于火电的发电成本，此后新建光伏电厂将比新建煤电厂更有经济价值，光伏发电将成为满足用电需求增量的首选，年度新增装机也有网迎来新一波快速增长。
度电成本(LCOE)计算方法：平准化电力成本/度电成本(levelized cost of energy / levelized cost of electricity，LCOE)，是用于分析比较不同发电技术成本的常用指标。计算公式为光伏电厂整个生命周期的成本净现值除以整个生命周期的发电量净现值。
公式中指标含义：i 为折现率;n 为系统运行年限(n=1，2， …，N);N 为光伏系统运行期， 一般取N=25;I0为初始投资;VR为系统残值;An为第n 年的运营成本。Tn为其他费用;Yn为第n 年的发电量。
在假设煤电、光伏单位投资分别为3.55元/W，5.5元/W，利用小时数分别为4100h、1200h的情况下，新建煤电厂与新建光伏电厂的平均度电成本(财务利润表角度)分别为0.386元/kWh、0.397元/kWh;对应的LCOE分别为煤电0.376元/kWh，光伏0.515元/kWh(差别主要由折旧和运营年限的不同造成)。
客户侧平价已经基本实现。在客户侧方面，除蒙西、新疆、云南、宁夏等地，全国其他省份售电价格已低于光伏LCOE估算结果，鉴于这些区域日照周期长，光照资源丰富，土地低成本，实际光伏LCOE会更低，所以光伏在客户侧基本实现平价。
光伏LCOE下降，煤电LCOE上升，发电侧平价近在眼前。对LCOE进行敏锐性分析，光伏LCOE随发电利用小时数的上升、单瓦投资成本的下降而下降，煤电LCOE随煤炭价格上升、发电利用小时数下降而上升。光伏方面，随着材料成本下降和效率提高带来的单位投资下降，以及双面发电、跟踪支架等技术带来的利用小时数提高，光伏LCOE将持续下降。煤电方面，我们预期其发电利用小时数将保持近年来缓慢下滑的趋势(未来可能多数煤电都将成为调峰电源)，所以预期煤电LCOE将缓慢上升，燃煤与光伏发电的成本差距将逐步缩小。
关于平价时间点估算的一些关键假设：
光伏单瓦投资：基于我们对产业链的调研、同时参考国际研究机构的预期、并考虑中国的特殊国情(在政策指引下的“软性”成本下降)，我们假设我国2018-19年光伏电厂单瓦投资年均下降10%，此后年跌幅5%左右，当单瓦投资下降到3元/W后，年跌幅缩小到2%-3%。(参考：GTM预期2018年光伏世界平均单瓦投资年跌幅10%，此后年跌幅4%左右;。BNEF预期2040光伏度电成本将在2017年基础上再度下降66%，年复合增速-5%。)
光伏利用小时数：未来双面组件与追日系统堆叠可以提高发电量10%-50%，保守估计平均利用小时数将逐步提高25%左右至1450小时。随着优秀土地、房顶资源被逐步开发利用，后续新建光伏电厂的地理位置、光照资源等将不如前期，预期后期发电利用小时数逐步回落至1200左右。
煤炭成本与煤电利用小时：假设煤炭价格保持2017年平均水平，煤电利用小时数假设每年下降50小时，后期跌幅减慢。
估算结果表明，煤电LCOE将缓慢上升，光伏LCOE前期在利用小时数提高及成本下降的双重影响下迅速下降，后期由于利用小时数回落跌幅放慢，2019年左右实现发电侧平价上网。
后平价时代：2026年开始取代存量煤电装机
新建VS存量：取代煤电，对标煤电营运成本。实现发电侧平价上网意味着光伏发电在新增用电市场取得主导位置，但是截止2017年底，我国仍有约1020GW在运煤电厂，主导着我国6.3万亿千瓦时的存量用电需求(煤电发电量占比67%)，如果光伏LCOE下降到低于在运电厂营运成本，则理论上存量煤电将面临利用率显著下降甚至提前退役，这意味着光伏将打开广阔的存量电力市场空间，迎来新一波的需求增速。
对于在运煤电厂，初始投资或折旧以及投资的贷款利息都是沉没成本，无论是不是继续运营，这笔费用都已不可杜绝。但是若选择提前退役，则燃料成本、流动资金成本、运维费用(员工薪酬、设备维修、保养、检查等)都以免。所以，我们将以上三项可被避免的成本定义为煤电厂营运成本。
煤电让出发电份额，存量市场也有想象空间
2026年达到光伏取代在运煤电的条件后，煤电的主要任务逐步转变为调峰，假设煤电发电量占比每年下降1%-3%，直到30%左右稳定(由装机退役和利用小时数下降共同实现)，之后随着全社会用电量的增长，调峰需求也将增加，煤电利用小时数和装机量可能小幅上扬。
估算结果表明，补煤电缺口用电需求2026年开始增加，2028年达到顶峰后降低，待煤电成功转变为调峰能源后，对煤电的需求随着全社会用电需求的增加而略有回升。
2.光伏能分多少蛋糕?——平价后年新增装机顶峰超300GW
光伏将在新增装机市场中占主导位置
国网能源研究院副总经济师白建华接受采访时曾表示，上网电价作为发电成本的综合反映，在某种程度上反映电源的竞争力，因为发改委在制定和调整上网电价时，会将电厂初始投资、财务费用、折旧及运营等成本都纳入考虑范围。从补贴角度看，光伏成本在各种电力来源中仍处于相对较高，但我们经过分析发现，其他各种能源未来的发展将有限于成本或资源禀赋，判断光伏将在未来新增电力装机市场中占据主导位置。
(1)陆上风电：更先进入平价上网，但平价后降本潜力不够。2017年5月能源局下发《关于开展风电平价上网示范工作的通知》，正式提出风电平价上网示范项目，并规定示范项目不给予补贴，但给予全额消化的保障。全额消化的意义在于基本解决弃风问题。据此，我们分析认为在全国资源条件好的区域，解决消化问题后风电已具有平价上网能力。
但是，风电与光伏相比后续发展的劣势在于，与光伏高效电池及组件技术百花齐放，降本空间充裕的情况不同，风电装机的主要成本来源风机(占比50%左右)的价格自2011年以来基本保持在4元/W左右，目前尚无大幅回落的趋势。通用电气于2016年底发布的《2025中国风电度电成本》白皮书预期2025年我国风电LCOE能达到0.34-0.46元/kWh(平坦地形)、0.34-0.5元/kWh(复杂地形)。降本潜力来自项目评价审批制度、风资源评选住址、风机选型、技术进步及突破、电网调度优化、精细化运维、数字化工业和商业模式创新等方面均采取更优策略。
根据GE的预期，在风电各个方面均有改善且利用小时数达到2300h的情况下，2025年LCOE下限为0.34元/kWh，可见风电平价后降本乏力。另外，由于分布式光伏应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化的政策在利好风电的同时同样也会利好光伏。所以，我们认为尽管风电可能比光伏先平价，但平价之后光伏继续发展的潜力与竞争力强于风电。
(2)海上风电：规模较小尚处于起步阶段，成本仍高且技术尚待完善。《风电发展“十三五”规划》显示，2020年全国海上风电开工建设规模要达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。截止2017年底，全国海上风电装机279万千瓦，规模较小。2015-17年分别新增36万千瓦、59万千瓦、116万千瓦，按规划目标稳定发展。
我国海上风电未获得规模化发展的原因来自成本与技术两方面：对近海风能资源探测不够导致不稳定性大;国产海上风机技术不成熟与国外存在明显差距;海上风电的安装、运维困难大、成本高。预期海上风电2030年前难以在经济价值方面与光伏相抗。
能源局《水电发展”十三五“规划》要求2020年装机380GW，发电1.25亿千瓦时，同时预期2025年装机量470GW，发电量1.4万亿千瓦时。根据我们估算的国内用电总需求，2020、2025年水电发电量占比将分别达到17%、14%。《规划》同时提到，我国水能资源可开发装机容量约6.6亿千瓦，年发电量约3万亿千瓦时，统计局数据显示17年我国水电发电量约1.2万亿千万时，则开发程度约40%，与发达国家70%-90%的开发程度还有差距。但即便2030年开发程度可以提高至60%(业内预期2050年70-80%左右)，发电量达到1.8万亿千瓦时，2030年水电发电量也占比不能超过15%。所以长期看来水电受资源禀赋约束难以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价值较差。国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源研究室主任 洪涛指出，2016年，华北区域(气价按2.51元/m3，发电小时数按4400h计算)、江苏区域(2.16元/m3，4500h)的大型燃气蒸汽联合循环机组纯发电的LCOEzui少在0.76元、0.58元左右(9E机组)。
造成天然气发电缺少经济价值的重要因素是天然气价格与燃气发电设备价格都很昂贵，同等热值的天然气价格是煤炭价格的近4倍，但天然气高出的15%左右发电效率无法抵消燃料价格差距，实际燃气发电的燃料成本远高于燃煤发电。天然气价格高的原因主要是我国天然气资源缺少，依靠进口。
燃气轮机国产化程度低，GE、西门子及三菱公司依托先进的技术和设备几乎垄断中国燃机市场，因此而来的高昂检修费用也是天然气成本高居不下的原因之一。近年来，尽管在政策强力支持下，国内主机厂商在自研上有所进展，例如AE94.3A燃机透平叶片启动国产化生产，5万千瓦重型燃机1-17级压气机试验成功，但这些企业主要具有的是安装制造水平，zui核心的设计技术与试验技术依旧需要从国外引进，只知其然却不知其所以然，目前仍未有国产品牌的燃气轮机进入市场。
(5)核电：三代机组提高LCOE。目前我国核电上网电价0.37-0.43元/kWh，与煤电上网电价基本持平，主要是由于在运的二代机组折旧后成本低廉。三代核电机组AP1000即将投运，国务院发展研究中心表示：zui新估计的度电成本高达0.65元左右，与气电相当。为了保证安全，近年核电持续提高核电机组建设和运营标准，成本的提高抵消了效率提高所创造的红利，所以发电成本没有下降。尽管三代机组规模化、国产化后，降成本仍有空间，但其发电LCOE想要达到二代机组的水平尚需时间，目前来看核电发电成本下降的空间不大。
2024和2028年将分别呈现288GW和339GW的两次新增装机高峰
未来光伏装机需求：未来待满足的用电需求将主要由光伏等可再生能源发电补足。光伏平价后经济价值及投资价值显著，将成为主要补缺电力来源。平价前，假设2018年光伏装机稳定增长60GW，年平均利用小时数稳步提高，则当年光伏发电填补比重为25%左右，即待满足(新增)用电需求中约25%由光伏发电填补。平价后，合理的发电成本带动光伏填补比重逐步上涨到70%左右，之后因为优秀土地、房顶资源缺失影响收益率，投资热度下降，填补比重逐步回落。年平均利用小时数逐步上涨后保持稳定。
估算结果表明，光伏新增装机需求在2019年平价后迅速回升，并将在2024年、2028年迎来两次高峰，当年新增光伏装机将分别达到288GW、339GW。
所以，传统用电需求的稳定上升是光伏装机容量提高的稳定支持，新能源汽车发展及煤电取代为光伏装机爆发式快速增长提供了广阔空间，光伏自身发电成本下降是迅速增长的根本动力，优秀土地及房顶资源可能会成为光伏可持续发展的天花板。
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