我們將發電側平價定義為：光伏發電即使按照傳統能源的上網電價收購（無補貼）也能實現合理利潤。目前國內成本最低、利用最廣的電力來源為煤電，因此光伏在我國實現發電側平價的條件可以理解為光伏發電成本達到煤電水平。

用戶側平價的實現則要求光伏發電成本低于售電價格，根據用戶類型及其購電成本的不同，又可分為工商業、居民用戶側平價。

2018年應用領跑者項目中標電價已開始觸及發電側平價，青海省兩個基地最低中標電價已低于當地火電標桿電價，并全面低于當地風電上網電價。

在光伏平價的三項可比指標中，工商業售電價格>居民售電價格>脫硫煤標桿電價。因此，光伏發電實現平價上網將依次經歷三個階段：工商業用戶側平價（分布式）、居民用戶側平價（分布式）、發電側平價（集中式電站）。

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度電成本（LCOE）計算方式：平準化電力成本/度電成本（levelized cost of energy / levelized cost of electricity，LCOE），是用于分析比較不同發電技術成本的常用指標。計算公式為光伏電站整個生命周期的成本凈現值除以整個生命周期的發電量凈現值。

公式中指標含義：i 為折現率；n 為系統運行年限（n=1，2， …，N）；N 為光伏系統運行期， 一般取N=25；I0為初始投資；VR為系統殘值；An為第n 年的運營成本。Tn為其他費用；Yn為第n 年的發電量。

在假設煤電、光伏單位投資分別為3.55元/W，5.5元/W，利用小時數分別為4100h、1200h的情況下，新建煤電廠與新建光伏電站的平均度電成本（財務利潤表角度）分別為0.386元/kWh、0.397元/kWh；對應的LCOE分別為煤電0.376元/kWh，光伏0.515元/kWh（差異主要由折舊和運營年限的不同造成）。

用戶側平價已經基本實現。在用戶側方面，除蒙西、新疆、云南、寧夏等地，全國其他省份售電價格已低于光伏LCOE測算結果，考慮到這些地區日照時間長，光照資源豐富，土地成本低，實際光伏LCOE會更低，因此光伏在用戶側基本實現平價。

光伏LCOE下降，煤電LCOE上升，發電側平價近在眼前。對LCOE進行敏感性分析，光伏LCOE隨發電利用小時數的上升、單瓦投資成本的下降而下降，煤電LCOE隨煤炭價格上升、發電利用小時數下降而上升。光伏方面，隨著材料成本下降和效率提升帶來的單位投資下降，以及雙面發電、跟蹤支架等技術帶來的利用小時數提升，光伏LCOE將持續下降。 煤電方面，我們預計其發電利用小時數將保持近年來緩慢下降的趨勢（未來可能大部分煤電都將成為調峰電源），因此預計煤電LCOE將緩慢上升，燃煤與光伏發電的成本差距將逐步縮小。

關于平價時間點測算的一些關鍵假設：

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光伏單瓦投資：基于我們對產業鏈的調研、同時參考國際研究機構的預測、并考慮中國的特殊國情（在政策指引下的“軟性”成本下降），我們假設我國2018-19年光伏電站單瓦投資年均下降10%，此后年降幅5%左右，當單瓦投資下降到3元/W后，年降幅縮小到2%-3%。（參考：GTM預計2018年光伏全球平均單瓦投資年降幅10%，此后年降幅4%左右；。BNEF預計2040光伏度電成本將在2017年基礎上再降66%，年復合增速-5%。）

光伏利用小時數：未來雙面組件與追日系統疊加可以提高發電量10%-50%，保守估計平均利用小時數將逐步提高25%左右至1450小時。隨著優質土地、屋頂資源被逐步開發利用，后續新建光伏電站的地理位置、光照資源等將不如前期，預計后期發電利用小時數逐步回落至1200左右。

煤炭成本與煤電利用小時：假設煤炭價格保持2017年平均水平，煤電利用小時數假設每年下降50小時，后期降幅減緩。

測算結果顯示，煤電LCOE將緩慢上升，光伏LCOE前期在利用小時數提高及成本下降的雙重作用下快速下降，后期由于利用小時數回落降幅放緩，2019年左右實現發電側平價上網。

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根據測算結果：2020、2025、2030年全國總用電需求將分別達到7.9萬億千瓦時、9.8萬億千瓦時、13.2萬億千萬時，較2017年總用電量分別增長25%、55%、109%。2017-30年間用電需求復合增速5.8%。

新能源汽車百公里電耗假設：理論上，在其他條件不變的情況下，燃油車與電動車直接推動汽車前進相同距離所需能量相同。燃油乘用車百公里油耗約7L，汽油密度0.72kg/L，汽油熱值43.07MJ/kg，因此百公里消耗的汽油所含總能量約217MJ。扣除摩擦導致的機械損失與尾氣排放等熱損耗后，綜合能量利用效率約23%，即217MJ中僅有49MJ直接用于推動車輛前進。電動車蓄電池循環效率與電機效率約90%，電能熱值3.6MJ/kWh，測算得新能源乘用車百公里電耗約17kWh。新能源客車以公交車為主（占比80%以上），百公里電耗約75kWh。新能源專用車以物流車為主（占比90%以上），百公里電耗約30kWh。

年行駛里程數假設：假設公交車平均速度15km/h，每日工作14h，則年行駛里程數約8萬公里；中國貨運行業單車日均行駛300公里，年行駛里程數約11萬公里；私家車年行駛里程數按1.5萬公里計算。

截止2017年12月，國內新能源汽車總產量180萬輛左右，其中乘用車、專用車、客車占比分別為65%、15%、20%。以總產量為權重加權平均，我們假設新能源汽車平均百公里電耗30.5kWh，平均年行駛里程數約4.2萬公里。

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新能源汽車總量：根據三部委《汽車產業中長期發展規劃》（2017年4月）及中國汽車工程學會《節能與新能源汽車技術路線圖》（2016年10月），預計2020年、2025年、2030年我國汽車年產量分別可達3000萬輛、3500萬輛、3800萬輛，新能源汽車滲透率分別可達7%-10%、15%-20%、40-50%，即2020年國內新能源汽車年產量將達210萬輛，新能源車總產銷量將超過600萬輛，與國務院《節能與新能源汽車產業發展規劃2012-2020》（2012年7月）及《“十三五”國家戰略性新興產業發展規劃》（2016年12月）中關于新能源汽車產銷量規劃一致。

新能源汽車用電量：假設2020-2025年，2025-2030年間，我國汽車總產量、新能源汽車產量滲透率參考規劃目標均勻增長，除新能源汽車之外的基礎用電需求年增速5%。測算顯示2023年、2028年新能源汽車新增用電需求在全國總用電需求增量中占比將分別超過10%、20%，2030年達到25%左右，將傳統增量用電市場擴容1/3。

2026年達到光伏替代在運煤電的條件后，煤電的主要任務逐漸轉變為調峰，假設煤電發電量占比每年下降1%-3%，直到30%左右穩定（由裝機退役和利用小時數下降共同實現），之后隨著全社會用電量的增長，調峰需求也將增加，煤電利用小時數和裝機量可能小幅回升。

測算結果顯示，補煤電缺口用電需求2026年開始增加，2028年達到峰值后減少，待煤電成功轉變為調峰能源后，對煤電的需求隨著全社會用電需求的增加而有所回升。

（1）陸上風電：更先進入平價上網，但平價后降本后勁不足。2017年5月能源局下發《關于開展風電平價上網示范工作的通知》，正式提出風電平價上網示范項目，并規定示范項目不給予補貼，但給予全額消納的保障。全額消納的意義在于基本解決棄風問題。據此，我們分析認為在全國資源條件好的地區，解決消納問題后風電已具備平價上網能力。

然而，風電與光伏相比后續發展的劣勢在于，與光伏高效電池及組件技術百花齊放，降本空間充足的情況不同，風電裝機的主要成本來源風機（占比50%左右）的價格自2011年以來基本維持在4元/W左右，目前尚無大幅降低的趨勢。通用電氣于2016年底發布的《2025中國風電度電成本》白皮書預計2025年我國風電LCOE可達到0.34-0.46元/kWh（平坦地形）、0.34-0.5元/kWh（復雜地形）。降本潛力來自項目評估審批制度、風資源評選住址、風機選型、技術進步及突破、電網調度優化、精益化運維、數字化工業和商業模式創新等方面均采取更優策略。

根據GE的預測，在風電各方面均有改善且利用小時數達到2300h的情況下，2025年LCOE下限為0.34元/kWh，可見風電平價后降本乏力。此外，由于分布式光伏適用范圍廣于分散式風電，有可能制約光伏發展的安裝資源問題在風電領域會更嚴重；提高電網外送能力及加強解決電力本地消納的政策在利好風電的同時同樣也會利好光伏。因此，我們認為雖然風電可能比光伏先平價，但平價之后光伏繼續發展的潛力與競爭力強于風電。

（2）海上風電：規模較小尚處在起步階段，成本仍高且技術有待完善。《風電發展“十三五”規劃》顯示，2020年全國海上風電開工建設規模要達到1000萬千瓦，力爭累計并網容量達到500萬千瓦以上。截至2017年底，全國海上風電裝機279萬千瓦，規模較小。2015-17年分別新增36萬千瓦、59萬千瓦、116萬千瓦，按規劃目標穩定發展。

我國海上風電未得到大規模發展的原因來自成本與技術兩方面：對近海風能資源探測不足導致不確定性大；國產海上風機技術不成熟與國外存在明顯差距；海上風電的安裝、運維困難大、成本高。預計海上風電2030年前難以在經濟性方面與光伏相抗。

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（3）水電：短期看成本上升，長期看資源稟賦有限。目前我國河流中下游及地理位置便利的水電項目開發接近尾聲，行業發展重心轉向西南地區河流中、上游流域，地處偏遠地區制約因素多，交通條件差，輸電距離遠，工程建設和輸電成本高，移民安置和生態環境保護投入大，故水電開發的經濟性變差，市場競爭力顯著下降。據資料顯示，2000-2010年中國水電高速發展，電站開發成本平均約為6-7元/W，“十二五”期間躍至10元/W，“十三五”期間已經超過15元/W，增長近300%。此外，水電站一次性投資成本大，在消納難的情況下企業可能出現資金鏈斷裂，進一步降低投資熱情。

能源局《水電發展”十三五“規劃》要求2020年裝機380GW，發電1.25億千瓦時，同時預計2025年裝機量470GW，發電量1.4萬億千瓦時。根據我們測算的國內用電總需求，2020、2025年水電發電量占比將分別達到17%、14%。《規劃》同時提到，我國水能資源可開發裝機容量約6.6億千瓦，年發電量約3萬億千瓦時，統計局數據顯示17年我國水電發電量約1.2萬億千萬時，則開發程度約40%，與發達國家70%-90%的開發程度尚有差距。但即使2030年開發程度可以提升至60%（業內預計2050年70-80%左右），發電量達到1.8萬億千瓦時，2030年水電發電量也占比不超過15%。因此長期看來水電受資源稟賦約束很難成為我國的主導電源形式。

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（4）氣電：燃料+燃氣輪機的進口依賴導致經濟性較差。國務院發展研究中心資源與環境政策研究所能源研究室主任 洪濤指出，2016年，華北地區(氣價按2.51元/m3，發電小時數按4400h計算）、江蘇地區（2.16元/m3，4500h）的大型燃氣蒸汽聯合循環機組純發電的LCOE至少在0.76元、0.58元左右(9E機組)。

造成天然氣發電缺乏經濟性的主要原因是天然氣價格與燃氣發電設備價格都很昂貴，同等熱值的天然氣價格是煤炭價格的近4倍，但天然氣高出的15%左右發電效率無法抵消燃料價差，實際燃氣發電的燃料成本遠高于燃煤發電。天然氣價格高的原因主要是我國天然氣資源缺乏，依賴進口。

燃氣輪機國產化程度低，GE、西門子及三菱公司憑借先進的技術和設備幾乎壟斷中國燃機市場，由此而來的高昂檢修費用也是天然氣成本居高不下的原因之一。近年來，雖然在政策大力支持下，國內主機廠商在自主研發上有所進展，例如AE94.3A燃機透平葉片啟動國產化生產，5萬千瓦重型燃機1-17級壓氣機試驗成功，但這些企業主要具備的是裝配制造能力，最核心的設計技術與試驗技術依然需要從國外引進，只知其然卻不知其所以然，目前仍未有國產品牌的燃氣輪機進入市場。

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（5）核電：三代機組推高LCOE。目前我國核電上網電價0.37-0.43元/kWh，與煤電上網電價基本持平，主要是由于在運的二代機組折舊后成本較低。三代核電機組AP1000即將投運，國務院發展研究中心表示：最新估算的度電成本高達0.65元左右，與氣電相當。為了保障安全，近年核電不斷提高核電機組建設和運營標準，成本的提高抵消了效率提升所創造的紅利，因此發電成本沒有下降。雖然三代機組規模化、國產化后，降成本仍有空間，但其發電LCOE想要達到二代機組的水平尚需時間，目前來看核電發電成本下降的空間不大。

測算結果顯示，光伏新增裝機需求在2019年平價后快速上升，并將在2024年、2028年迎來兩次高峰，當年新增光伏裝機將分別達到288GW、339GW。

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2019-2024年新增裝機快速上升的原因是傳統用電需求與新能源汽車用電需求提升，以及光伏經濟性提高后滲透率快速上升；2024-2026年相對平穩主要是由于優質土地及屋頂等資源減少降低了新建項目的投資收益，因此光伏在新增電力供給中的滲透率開始降低；2027-2028年再次增長的原因則是替代煤電條件達成后，煤電發電量下降形成供電缺口，以及用電需求繼續高增長，抵消了滲透率下降的影響；2028年之后光伏新增裝機在滲透率下降、煤電發電量回升的情況下仍能保持在高位歸功于新能源汽車推動用電需求繼續較快增長。

因此，傳統用電需求的穩定上升是光伏裝機容量提升的穩定支持，新能源汽車發展及煤電替代為光伏裝機爆發式高速增長提供了廣闊空間，光伏自身發電成本下降是高增長的根本動力，優質土地及屋頂資源或將成為光伏持續發展的天花板。

根據測算，發電量方面，光伏發電量占比將快速上升，2022年超過10%，2030年超過30%。煤電發電量占比將由2017年67%顯著下降至2030年30%，2030年非化石能源（水電、風電、光伏、核電）占比將達到65%左右。裝機機構方面，2023年光伏裝機量占電力裝機之比將超過30%，2030年提升至52%，煤電裝機占比將由2017年58%下降至2030年17%。