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我們認(rèn)為，光伏行業(yè)正迎來(lái)整個(gè)產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷史上的重要轉(zhuǎn)折點(diǎn)，隨著成本持續(xù)下降和平價(jià)上網(wǎng)的實(shí)現(xiàn)，行業(yè)成長(zhǎng)邏輯正逐漸擺脫對(duì)政策和補(bǔ)貼的依賴，一個(gè)新的、自發(fā)的十年高速成長(zhǎng)期正在開啟。本報(bào)告作為平價(jià)系列報(bào)告的第一篇，對(duì)光伏實(shí)現(xiàn)平價(jià)后的中國(guó)市場(chǎng)需求做了嚴(yán)謹(jǐn)且詳盡的測(cè)算。
根據(jù)我們的測(cè)算，我國(guó)光伏新增裝機(jī)在2019年實(shí)現(xiàn)平價(jià)后快速上升，并將在2024年、2028年前后迎來(lái)兩次需求高峰，當(dāng)年新增裝機(jī)分別可達(dá)到288GW、339GW（約為2017年的6倍）。
基礎(chǔ)用電需求保持較快增長(zhǎng)是光伏裝機(jī)容量提升的基礎(chǔ)，新能源汽車滲透率持續(xù)提升、以及對(duì)存量煤電的替代提供可觀的額外空間，我們預(yù)計(jì)中國(guó)用電需求未來(lái)12年將翻番增長(zhǎng)至13萬(wàn)億千瓦時(shí)以上。而光伏自身發(fā)電成本的持續(xù)下降則是高增長(zhǎng)的根本動(dòng)力，優(yōu)質(zhì)土地及屋頂資源或?qū)⒊蔀樽罱K制約光伏持續(xù)高速發(fā)展的天花板。
“平價(jià)”后的光伏需求增長(zhǎng)邏輯：光伏在經(jīng)歷了補(bǔ)貼驅(qū)動(dòng)和用戶側(cè)平價(jià)帶來(lái)的幾輪高速增長(zhǎng)后，下一輪需求高峰將在發(fā)電側(cè)平價(jià)與替代存量煤電條件達(dá)成后到來(lái)。（1）新建 VS 新建，2019年發(fā)電側(cè)平價(jià)：實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)后，新建光伏電站將比新建煤電廠更具經(jīng)濟(jì)性，光伏發(fā)電將成為滿足新增用電需求的首選。（2）新建VS 存量：2026年開始替代煤電：目前我國(guó)在運(yùn)的1020GW煤電廠，仍主導(dǎo)著6.3萬(wàn)億千瓦時(shí)存量用電需求中的2/3，當(dāng)光伏LCOE下降到低于在運(yùn)煤電廠營(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，廣闊的存量電力市場(chǎng)空間將對(duì)光伏打開。
1、光伏平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代正式開啟
平價(jià)上網(wǎng)三部曲及其定義的明確：工商業(yè)—居民—發(fā)電側(cè)
光伏發(fā)電項(xiàng)目一般可按照項(xiàng)目規(guī)模分為集中式與分布式電站兩種形式，前者通常接入高電壓等級(jí)輸電網(wǎng)，后者通常接入配電網(wǎng)或直接連接用戶，其“平價(jià)”標(biāo)準(zhǔn)分別對(duì)標(biāo)傳統(tǒng)能源發(fā)電成本與用戶購(gòu)電成本，即通常說(shuō)的發(fā)電側(cè)平價(jià)與用戶側(cè)平價(jià)。
我們將發(fā)電側(cè)平價(jià)定義為：光伏發(fā)電即使按照傳統(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)成本最低、利用最廣的電力來(lái)源為煤電，因此光伏在我國(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。
用戶側(cè)平價(jià)的實(shí)現(xiàn)則要求光伏發(fā)電成本低于售電價(jià)格，根據(jù)用戶類型及其購(gòu)電成本的不同，又可分為工商業(yè)、居民用戶側(cè)平價(jià)。
2018年應(yīng)用領(lǐng)跑者項(xiàng)目中標(biāo)電價(jià)已開始觸及發(fā)電側(cè)平價(jià)，青海省兩個(gè)基地最低中標(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)。因此，光伏發(fā)電實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)將依次經(jīng)歷三個(gè)階段：工商業(yè)用戶側(cè)平價(jià)（分布式）、居民用戶側(cè)平價(jià)（分布式）、發(fā)電側(cè)平價(jià)（集中式電站）。
平價(jià)時(shí)代開啟：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)。我們測(cè)算，光伏發(fā)電成本將從2019年起在我國(guó)部分地區(qū)逐步實(shí)現(xiàn)低于火電的發(fā)電成本，此后新建光伏電站將比新建煤電廠更具經(jīng)濟(jì)效益，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)算方式：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)算公式為光伏電站整個(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站的平均度電成本（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（差異主要由折舊和運(yùn)營(yíng)年限的不同造成）。
用戶側(cè)平價(jià)已經(jīng)基本實(shí)現(xiàn)。在用戶側(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測(cè)算結(jié)果，考慮到這些地區(qū)日照時(shí)間長(zhǎng)，光照資源豐富，土地成本低，實(shí)際光伏LCOE會(huì)更低，因此光伏在用戶側(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)行敏感性分析，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?jī)r(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升帶來(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)提升，光伏LCOE將持續(xù)下降。 煤電方面，我們預(yù)計(jì)其發(fā)電利用小時(shí)數(shù)將保持近年來(lái)緩慢下降的趨勢(shì)（未來(lái)可能大部分煤電都將成為調(diào)峰電源），因此預(yù)計(jì)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)測(cè)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)測(cè)、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年光伏電站單瓦投資年均下降10%，此后年降幅5%左右，當(dāng)單瓦投資下降到3元/W后，年降幅縮小到2%-3%。（參考：GTM預(yù)計(jì)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(yù)計(jì)2040光伏度電成本將在2017年基礎(chǔ)上再降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)疊加可以提高發(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)質(zhì)土地、屋頂資源被逐步開發(fā)利用，后續(xù)新建光伏電站的地理位置、光照資源等將不如前期，預(yù)計(jì)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)，后期降幅減緩。
測(cè)算結(jié)果顯示，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作用下快速下降，后期由于利用小時(shí)數(shù)回落降幅放緩，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年開始替代存量煤電裝機(jī)
新建VS存量：替代煤電，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)地位，然而截止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廣闊的存量電力市場(chǎng)空間，迎來(lái)新一輪的需求增長(zhǎng)。
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均為沉沒(méi)成本，無(wú)論是否繼續(xù)運(yùn)營(yíng)，這筆費(fèi)用都已無(wú)法避免。然而若選擇提前退役，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）都可以避免。因此，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。
與煤電LCOE相同，煤電度電營(yíng)運(yùn)成本同樣會(huì)隨發(fā)電小時(shí)數(shù)下降而上升。2022-2025年光伏LCOE下降較慢主要是由于優(yōu)質(zhì)土地與屋頂資源被前期項(xiàng)目占領(lǐng)后，新建項(xiàng)目由于地理位置欠佳利用小時(shí)數(shù)下降，抵消了單瓦投資下降的降本作用。測(cè)算顯示，2026年左右光伏LCOE將低于存量煤電廠營(yíng)運(yùn)成本，此后光伏將擁有替代存量煤電，打開存量用電市場(chǎng)的能力，為裝機(jī)增長(zhǎng)提供新的動(dòng)力。
蛋糕有多大？——未來(lái)12年用電需求翻番
預(yù)測(cè)光伏裝機(jī)潛力的前提是預(yù)測(cè)未來(lái)的用電需求，我們從以下三個(gè)維度預(yù)測(cè)我國(guó)未來(lái)的新增用電需求：（1）新能源汽車用電需求增量；（2）傳統(tǒng)用電需求增量；（3）煤電裝機(jī)退役或使用率下降后產(chǎn)生的供電缺口。
根據(jù)測(cè)算結(jié)果：2020、2025、2030年全國(guó)總用電需求將分別達(dá)到7.9萬(wàn)億千瓦時(shí)、9.8萬(wàn)億千瓦時(shí)、13.2萬(wàn)億千萬(wàn)時(shí)，較2017年總用電量分別增長(zhǎng)25%、55%、109%。2017-30年間用電需求復(fù)合增速5.8%。
新能源汽車將顯著加速我國(guó)用電需求的增長(zhǎng)
我國(guó)從2001年國(guó)家863計(jì)劃“電動(dòng)汽車”重大科技專項(xiàng)開始發(fā)展新能源汽車，至今已有18年，但2014年開始新能源汽車才真正進(jìn)入高速發(fā)展期，因此此前新能源汽車雖然產(chǎn)銷量增速高，但總體保有量較小，不足以對(duì)用電市場(chǎng)產(chǎn)生顯著影響。根據(jù)中國(guó)汽車工業(yè)協(xié)會(huì)數(shù)據(jù)，2017年底新能源汽車總產(chǎn)量已達(dá)到176.84萬(wàn)輛，2020年預(yù)計(jì)達(dá)到500萬(wàn)輛。隨著新能源車保有量的持續(xù)快速增長(zhǎng)，其對(duì)用電需求的影響也將逐漸變得顯著。
新能源汽車百公里電耗假設(shè)：理論上，在其他條件不變的情況下，燃油車與電動(dòng)車直接推動(dòng)汽車前進(jìn)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?？鄢Σ翆?dǎo)致的機(jī)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(dòng)車輛前進(jìn)。電動(dòng)車蓄電池循環(huán)效率與電機(jī)效率約90%，電能熱值3.6MJ/kWh，測(cè)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(shù)假設(shè)：假設(shè)公交車平均速度15km/h，每日工作14h，則年行駛里程數(shù)約8萬(wàn)公里；中國(guó)貨運(yùn)行業(yè)單車日均行駛300公里，年行駛里程數(shù)約11萬(wàn)公里；私家車年行駛里程數(shù)按1.5萬(wàn)公里計(jì)算。
截止2017年12月，國(guó)內(nèi)新能源汽車總產(chǎn)量180萬(wàn)輛左右，其中乘用車、專用車、客車占比分別為65%、15%、20%。以總產(chǎn)量為權(quán)重加權(quán)平均，我們假設(shè)新能源汽車平均百公里電耗30.5kWh，平均年行駛里程數(shù)約4.2萬(wàn)公里。
新能源汽車總量：根據(jù)三部委《汽車產(chǎn)業(yè)中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃》（2017年4月）及中國(guó)汽車工程學(xué)會(huì)《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》（2016年10月），預(yù)計(jì)2020年、2025年、2030年我國(guó)汽車年產(chǎn)量分別可達(dá)3000萬(wàn)輛、3500萬(wàn)輛、3800萬(wàn)輛，新能源汽車滲透率分別可達(dá)7%-10%、15%-20%、40-50%，即2020年國(guó)內(nèi)新能源汽車年產(chǎn)量將達(dá)210萬(wàn)輛，新能源車總產(chǎn)銷量將超過(guò)600萬(wàn)輛，與國(guó)務(wù)院《節(jié)能與新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃2012-2020》（2012年7月）及《“十三五”國(guó)家戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃》（2016年12月）中關(guān)于新能源汽車產(chǎn)銷量規(guī)劃一致。
新能源汽車用電量：假設(shè)2020-2025年，2025-2030年間，我國(guó)汽車總產(chǎn)量、新能源汽車產(chǎn)量滲透率參考規(guī)劃目標(biāo)均勻增長(zhǎng)，除新能源汽車之外的基礎(chǔ)用電需求年增速5%。測(cè)算顯示2023年、2028年新能源汽車新增用電需求在全國(guó)總用電需求增量中占比將分別超過(guò)10%、20%，2030年達(dá)到25%左右，將傳統(tǒng)增量用電市場(chǎng)擴(kuò)容1/3。
煤電讓出發(fā)電份額，存量市場(chǎng)也有想象空間
煤電方面，裝機(jī)容量：2016年我國(guó)煤電裝機(jī)量946GW，2017年同比增長(zhǎng)74GW至1020GW。2017年大量燃煤電廠新建項(xiàng)目被取消，假設(shè)平價(jià)前的2018年煤電裝機(jī)平穩(wěn)上升30GW，平價(jià)后的2019-2025年煤電裝機(jī)不再凈新增（部分地區(qū)氣電替代煤電，不影響總量測(cè)算）。利用小時(shí)數(shù)：煤電平均利用小時(shí)數(shù)4128小時(shí)，由于我國(guó)規(guī)劃降低化石能源發(fā)電占比，假設(shè)未來(lái)燃煤發(fā)電利用小時(shí)數(shù)緩慢下降。
2026年達(dá)到光伏替代在運(yùn)煤電的條件后，煤電的主要任務(wù)逐漸轉(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)量可能小幅回升。
測(cè)算結(jié)果顯示，補(bǔ)煤電缺口用電需求2026年開始增加，2028年達(dá)到峰值后減少，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)用電需求的增加而有所回升。
光伏能分多少蛋糕？——平價(jià)后年新增裝機(jī)峰值超300GW
光伏將在新增裝機(jī)市場(chǎng)中占主導(dǎo)地位
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，在一定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)將電站初始投資、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，光伏成本在各類電力來(lái)源中仍處于相對(duì)高位，但我們通過(guò)分析發(fā)現(xiàn)，其他各類能源未來(lái)的發(fā)展將受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)地位。
（1）陸上風(fēng)電：更先進(jìn)入平價(jià)上網(wǎng)，但平價(jià)后降本后勁不足。2017年5月能源局下發(fā)《關(guān)于開展風(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，但給予全額消納的保障。全額消納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)資源條件好的地區(qū)，解決消納問(wèn)題后風(fēng)電已具備平價(jià)上網(wǎng)能力。
然而，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，降本空間充足的情況不同，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)基本維持在4元/W左右，目前尚無(wú)大幅降低的趨勢(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)計(jì)2025年我國(guó)風(fēng)電LCOE可達(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)估審批制度、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、精益化運(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)測(cè)，在風(fēng)電各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。此外，由于分布式光伏適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)解決電力本地消納的政策在利好風(fēng)電的同時(shí)同樣也會(huì)利好光伏。因此，我們認(rèn)為雖然風(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)模較小尚處在起步階段，成本仍高且技術(shù)有待完善。《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。截至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)電未得到大規(guī)模發(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)不足導(dǎo)致不確定性大；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)計(jì)海上風(fēng)電2030年前難以在經(jīng)濟(jì)性方面與光伏相抗。
（3）水電：短期看成本上升，長(zhǎng)期看資源稟賦有限。目前我國(guó)河流中下游及地理位置便利的水電項(xiàng)目開發(fā)接近尾聲，行業(yè)發(fā)展重心轉(zhuǎn)向西南地區(qū)河流中、上游流域，地處偏遠(yuǎn)地區(qū)制約因素多，交通條件差，輸電距離遠(yuǎn)，工程建設(shè)和輸電成本高，移民安置和生態(tài)環(huán)境保護(hù)投入大，故水電開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性變差，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力顯著下降。據(jù)資料顯示，2000-2010年中國(guó)水電高速發(fā)展，電站開發(fā)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(jīng)超過(guò)15元/W，增長(zhǎng)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(yè)可能出現(xiàn)資金鏈斷裂，進(jìn)一步降低投資熱情。
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)計(jì)2025年裝機(jī)量470GW，發(fā)電量1.4萬(wàn)億千瓦時(shí)。根據(jù)我們測(cè)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%?！兑?guī)劃》同時(shí)提到，我國(guó)水能資源可開發(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)，則開發(fā)程度約40%，與發(fā)達(dá)國(guó)家70%-90%的開發(fā)程度尚有差距。但即使2030年開發(fā)程度可以提升至60%（業(yè)內(nèi)預(yù)計(jì)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)電量也占比不超過(guò)15%。因此長(zhǎng)期看來(lái)水電受資源稟賦約束很難成為我國(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)性較差。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，華北地區(qū)(氣價(jià)按2.51元/m3，發(fā)電小時(shí)數(shù)按4400h計(jì)算）、江蘇地區(qū)（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LCOE至少在0.76元、0.58元左右(9E機(jī)組)。
造成天然氣發(fā)電缺乏經(jīng)濟(jì)性的主要原因是天然氣價(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)差，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)天然氣資源缺乏，依賴進(jìn)口。
燃?xì)廨啓C(jī)國(guó)產(chǎn)化程度低，GE、西門子及三菱公司憑借先進(jìn)的技術(shù)和設(shè)備幾乎壟斷中國(guó)燃機(jī)市場(chǎng)，由此而來(lái)的高昂檢修費(fèi)用也是天然氣成本居高不下的原因之一。近年來(lái)，雖然在政策大力支持下，國(guó)內(nèi)主機(jī)廠商在自主研發(fā)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)主要具備的是裝配制造能力，最核心的設(shè)計(jì)技術(shù)與試驗(yàn)技術(shù)依然需要從國(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)組推高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)組折舊后成本較低。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：最新估算的度電成本高達(dá)0.65元左右，與氣電相當(dāng)。為了保障安全，近年核電不斷提高核電機(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升所創(chuàng)造的紅利，因此發(fā)電成本沒(méi)有下降。雖然三代機(jī)組規(guī)?；?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)性及投資價(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)步提升，則當(dāng)年光伏發(fā)電填補(bǔ)比例為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，低廉的發(fā)電成本推動(dòng)光伏填補(bǔ)比例逐步上升至70%左右，之后因?yàn)閮?yōu)質(zhì)土地、屋頂資源缺失影響收益率，投資熱度下降，填補(bǔ)比例逐步回落。年平均利用小時(shí)數(shù)逐步上升后保持穩(wěn)定。
測(cè)算結(jié)果顯示，光伏新增裝機(jī)需求在2019年平價(jià)后快速上升，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。
2019-2024年新增裝機(jī)快速上升的原因是傳統(tǒng)用電需求與新能源汽車用電需求提升，以及光伏經(jīng)濟(jì)性提高后滲透率快速上升；2024-2026年相對(duì)平穩(wěn)主要是由于優(yōu)質(zhì)土地及屋頂?shù)荣Y源減少降低了新建項(xiàng)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(zhǎng)的原因則是替代煤電條件達(dá)成后，煤電發(fā)電量下降形成供電缺口，以及用電需求繼續(xù)高增長(zhǎng)，抵消了滲透率下降的影響；2028年之后光伏新增裝機(jī)在滲透率下降、煤電發(fā)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(dòng)用電需求繼續(xù)較快增長(zhǎng)。
因此，傳統(tǒng)用電需求的穩(wěn)定上升是光伏裝機(jī)容量提升的穩(wěn)定支持，新能源汽車發(fā)展及煤電替代為光伏裝機(jī)爆發(fā)式高速增長(zhǎng)提供了廣闊空間，光伏自身發(fā)電成本下降是高增長(zhǎng)的根本動(dòng)力，優(yōu)質(zhì)土地及屋頂資源或?qū)⒊蔀楣夥掷m(xù)發(fā)展的天花板。
結(jié)果：電力結(jié)構(gòu)顯著改善，2030年非化石能源發(fā)電量占比達(dá)到65%
國(guó)家發(fā)展改革委和國(guó)家能源局2016年12月印發(fā)《能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命戰(zhàn)略（2016-2030）》，規(guī)劃到2020年，非化石能源消費(fèi)占比達(dá)到15%，到2030年占比達(dá)到20%。在非化石能源發(fā)電量占比增幅這一指標(biāo)上，《戰(zhàn)略》要求，到2030年，非化石能源發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重力爭(zhēng)達(dá)到50%。
根據(jù)測(cè)算，發(fā)電量方面，光伏發(fā)電量占比將快速上升，2022年超過(guò)10%，2030年超過(guò)30%。煤電發(fā)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(fēng)電、光伏、核電）占比將達(dá)到65%左右。裝機(jī)機(jī)構(gòu)方面，2023年光伏裝機(jī)量占電力裝機(jī)之比將超過(guò)30%，2030年提升至52%，煤電裝機(jī)占比將由2017年58%下降至2030年17%。
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