➣ 我们认为，光伏行业正迎来整个产业发展历史上的重要转折点，随着成本持续下降和平价上网的实现，行业成长逻辑正逐渐摆脱对政策和补贴的依赖，一个新的、自发的十年高速成长期正在开启。本报告作为平价系列报告的第一篇，对光伏实现平价后的中国市场需求做了严谨且详尽的测算。

➣ 根据我们的测算，我国光伏新增装机在2019年实现平价后快速上升，并将在2024年、2028年前后迎来两次需求高峰，当年新增装机分别可达到288GW、339GW(约为2017年的6倍)。

➣ 基础用电需求保持较快增长是光伏装机容量提升的基础，新能源汽车渗透率持续提升、以及对存量煤电的替代提供可观的额外空间，我们预计中国用电需求未来12年将翻番增长至13万亿千瓦时以上。而光伏自身发电成本的持续下降则是高增长的根本动力，优质土地及屋顶资源或将成为最终制约光伏持续高速发展的天花板。

➣ “平价”后的光伏需求增长逻辑：光伏在经历了补贴驱动和用户侧平价带来的几轮高速增长后，下一轮需求高峰将在发电侧平价与替代存量煤电条件达成后到来。(1)新建 VS 新建，2019年发电侧平价：实现发电侧平价后，新建光伏电站将比新建煤电厂更具经济性，光伏发电将成为满足新增用电需求的首选。(2)新建VS 存量：2026年开始替代煤电：目前我国在运的1020GW煤电厂，仍主导着6.3万亿千瓦时存量用电需求中的2/3，当光伏LCOE下降到低于在运煤电厂营运成本，则理论上存量煤电将面临利用率显著下降甚至提前退役，广阔的存量电力市场空间将对光伏打开。

一、光伏平价上网时代正式开启

1、平价上网三部曲及其定义的明确：工商业→居民→发电侧

光伏发电项目一般可按照项目规模分为集中式与分布式电站两种形式，前者通常接入高电压等级输电网，后者通常接入配电网或直接连接用户，其“平价”标准分别对标传统能源发电成本与用户购电成本，即通常说的发电侧平价与用户侧平价。

我们将发电侧平价定义为：光伏发电即使按照传统能源的上网电价收购(无补贴)也能实现合理利润。目前国内成本最低、利用最广的电力来源为煤电，因此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。

用户侧平价的实现则要求光伏发电成本低于售电价格，根据用户类型及其购电成本的不同，又可分为工商业、居民用户侧平价。

2018年应用领跑者项目中标电价已开始触及发电侧平价，青海省两个基地最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。因此，光伏发电实现平价上网将依次经历三个阶段：工商业用户侧平价(分布式)、居民用户侧平价(分布式)、发电侧平价(集中式电站)

2、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。我们测算，光伏发电成本将从2019年起在我国部分地区逐步实现低于火电的发电成本，此后新建光伏电站将比新建煤电厂更具经济效益，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。

用户侧平价已经基本实现。在用户侧方面，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度电成本测算结果，考虑到这些地区日照时间长，光照资源丰富，土地成本低，实际光伏度电成本会更低，因此光伏在用户侧基本实现平价。

光伏度电成本下降，煤电度电成本上升，发电侧平价近在眼前。对度电成本进行敏感性分析，光伏度电成本随发电利用小时数的上升、单瓦投资成本的下降而下降，煤电度电成本随煤炭价格上升、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升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升，光伏度电成本将持续下降。 煤电方面，我们预计其发电利用小时数将保持近年来缓慢下降的趋势(未来可能大部分煤电都将成为调峰电源)，因此预计煤电度电成本将缓慢上升，燃煤与光伏发电的成本差距将逐步缩小。

二、蛋糕有多大?未来12年用电量翻倍

预测光伏装机潜力的前提是预测未来的用电需求，我们从以下三个维度预测我国未来的新增用电需求：(1)新能源汽车用电需求增量;(2)传统用电需求增量;(3)煤电装机退役或使用率下降后产生的供电缺口。

根据测算结果：2020、2025、2030年全国总用电需求将分别达到7.9万亿千瓦时、9.8万亿千瓦时、13.2万亿千万时，较2017年总用电量分别增长25%、55%、109%。2017-30年间用电需求复合增速5.8%。

1、新能源汽车将显著加速我国用电需求的增长

我国从2001年国家863计划“电动汽车”重大科技专项开始发展新能源汽车，至今已有18年，但2014年开始新能源汽车才真正进入高速发展期，因此此前新能源汽车虽然产销量增速高，但总体保有量较小，不足以对用电市场产生显著影响。根据中国汽车工业协会数据，2017年底新能源汽车总产量已达到176.84万辆，2020年预计达到500万辆。随着新能源车保有量的持续快速增长，其对用电需求的影响也将逐渐变得显著。

新能源汽车总量：根据三部委《汽车产业中长期发展规划》(2017年4月)及中国汽车工程学会《节能与新能源汽车技术路线图》(2016年10月)，预计2020年、2025年、2030年我国汽车年产量分别可达3000万辆、3500万辆、3800万辆，新能源汽车渗透率分别可达7%-10%、15%-20%、40-50%，即2020年国内新能源汽车年产量将达210万辆，新能源车总产销量将超过600万辆，与国务院《节能与新能源汽车产业发展规划2012-2020》(2012年7月)及《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》(2016年12月)中关于新能源汽车产销量规划一致。

2、煤电让出发电份额，存量市场也有想象空间

煤电方面，装机容量：2016年我国煤电装机量946GW，2017年同比增长74GW至1020GW。2017年大量燃煤电厂新建项目被取消，假设平价前的2018年煤电装机平稳上升30GW，平价后的2019-2025年煤电装机不再净新增(部分地区气电替代煤电，不影响总量测算)。利用小时数：煤电平均利用小时数4128小时，由于我国规划降低化石能源发电占比，假设未来燃煤发电利用小时数缓慢下降。

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回升。

测算结果显示，补煤电缺口用电需求2026年开始增加，2028年达到峰值后减少，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有所回升。

三、光伏能分多少蛋糕?300GW/年

1、光伏将在新增装机市场中占主导地位

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，在一定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，会将电站初始投资、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，光伏成本在各类电力来源中仍处于相对高位，但我们通过分析发现，其他各类能源未来的发展将受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地位。

(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，但给予全额消纳的保障。全额消纳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地区，解决消纳问题后风电已具备平价上网能力。

然而，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，降本空间充足的情况不同，风电装机的主要成本来源风机(占比50%左右)的价格自2011年以来基本维持在4元/W左右，目前尚无大幅降低的趋势。通用电气于2016年底发布的《2025中国风电度电成本》白皮书预计2025年我国风电LCOE可达到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估审批制度、风资源评选住址、风机选型、技术进步及突破、电网调度优化、精益化运维、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的预测，在风电各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。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，我们认为虽然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：规模较小尚处在起步阶段，成本仍高且技术有待完善。

《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。截至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。

我国海上风电未得到大规模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足导致不确定性大;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。预计海上风电2030年前难以在经济性方面与光伏相抗。

(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地理位置便利的水电项目开发接近尾声，行业发展重心转向西南地区河流中、上游流域，地处偏远地区制约因素多，交通条件差，输电距离远，工程建设和输电成本高，移民安置和生态环境保护投入大，故水电开发的经济性变差，市场竞争力显著下降。据资料显示，2000-2010年中国水电高速发展，电站开发成本平均约为6-7元/W，“十二五”期间跃至10元/W，“十三五”期间已经超过15元/W，增长近300%。此外，水电站一次性投资成本大，在消纳难的情况下企业可能出现资金链断裂，进一步降低投资热情。

2、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。光伏平价后经济性及投资价值显著，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升，则当年光伏发电填补比例为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，低廉的发电成本推动光伏填补比例逐步上升至70%左右，之后因为优质土地、屋顶资源缺失影响收益率，投资热度下降，填补比例逐步回落。年平均利用小时数逐步上升后保持稳定。

测算结果显示，光伏新增装机需求在2019年平价后快速上升，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。

2019-2024年新增装机快速上升的原因是传统用电需求与新能源汽车用电需求提升，以及光伏经济性提高后渗透率快速上升;2024-2026年相对平稳主要是由于优质土地及屋顶等资源减少降低了新建项目的投资收益，因此光伏在新增电力供给中的渗透率开始降低;2027-2028年再次增长的原因则是替代煤电条件达成后，煤电发电量下降形成供电缺口，以及用电需求继续高增长，抵消了渗透率下降的影响;2028年之后光伏新增装机在渗透率下降、煤电发电量回升的情况下仍能保持在高位归功于新能源汽车推动用电需求继续较快增长。

因此，传统用电需求的稳定上升是光伏装机容量提升的稳定支持，新能源汽车发展及煤电替代为光伏装机爆发式高速增长提供了广阔空间，光伏自身发电成本下降是高增长的根本动力，优质土地及屋顶资源或将成为光伏持续发展的天花板。

3、结果：电力结构显著改善，2030年非化石能源发电量占比达到65%

国家发展改革委和国家能源局2016年12月印发《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》，规划到2020年，非化石能源消费占比达到15%，到2030年占比达到20%。在非化石能源发电量占比增幅这一指标上，《战略》要求，到2030年，非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%。

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10%，2030年超过30%。煤电发电量占比将由2017年67%显著下降至2030年30%，2030年非化石能源(水电、风电、光伏、核电)占比将达到65%左右。装机机构方面，2023年光伏装机量占电力装机之比将超过30%，2030年提升至52%，煤电装机占比将由2017年58%下降至2030年17%。