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)。
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。
度电成本(LCOE)计算方式：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。计算公式为光伏电站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站的平均度电成本(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(差异主要由折旧和运营年限的不同造成)。
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LCOE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LCOE会更低，因此光伏在用户侧基本实现平价。
光伏LCOE下降，煤电LCOE上升，发电侧平价近在眼前。对LCOE进行敏感性分析，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LCOE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。
关于平价时间点测算的一些关键假设：
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测、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年光伏电站单瓦投资年均下降10%，此后年降幅5%左右，当单瓦投资下降到3元/W后，年降幅缩小到2%-3%。(参考：GTM预计2018年光伏全球平均单瓦投资年降幅10%，此后年降幅4%左右;。BNEF预计2040光伏度电成本将在2017年基础上再降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叠加可以提高发电量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。随着优质土地、屋顶资源被逐步开发利用，后续新建光伏电站的地理位置、光照资源等将不如前期，预计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，后期降幅减缓。
测算结果显示，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作用下快速下降，后期由于利用小时数回落降幅放缓，2019年左右实现发电侧平价上网。
后平价时代：2026年开始替代存量煤电装机
新建VS存量：替代煤电，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地位，然而截止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，迎来新一轮的需求增长。
对于在运煤电厂，初始投资或折旧以及投资的贷款利息均为沉没成本，无论是否继续运营，这笔费用都已无法避免。然而若选择提前退役，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)都可以避免。因此，我们将以上三项可被避免的成本定义为煤电厂营运成本。
与煤电LCOE相同，煤电度电营运成本同样会随发电小时数下降而上升。2022-2025年光伏LCOE下降较慢主要是由于优质土地与屋顶资源被前期项目占领后，新建项目由于地理位置欠佳利用小时数下降，抵消了单瓦投资下降的降本作用。测算显示，2026年左右光伏LCOE将低于存量煤电厂营运成本，此后光伏将拥有替代存量煤电，打开存量用电市场的能力，为装机增长提供新的动力。
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。
平价后年新增装机峰值超300GW，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。
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，同时预计2025年装机量470GW，发电量1.4万亿千瓦时。根据我们测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%的开发程度尚有差距。但即使2030年开发程度可以提升至60%(业内预计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超过15%。因此长期看来水电受资源禀赋约束很难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性较差。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，华北地区(气价按2.51元/m3，发电小时数按4400h计算)、江苏地区(2.16元/m3，4500h)的大型燃气蒸汽联合循环机组纯发电的LCOE至少在0.76元、0.58元左右(9E机组)。
造成天然气发电缺乏经济性的主要原因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差，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乏，依赖进口。
燃气轮机国产化程度低，GE、西门子及三菱公司凭借先进的技术和设备几乎垄断中国燃机市场，由此而来的高昂检修费用也是天然气成本居高不下的原因之一。近年来，虽然在政策大力支持下，国内主机厂商在自主研发上有所进展，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，但这些企业主要具备的是装配制造能力，最核心的设计技术与试验技术依然需要从国外引进，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：三代机组推高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较低。三代核电机组AP1000即将投运，国务院发展研究中心表示：最新估算的度电成本高达0.65元左右，与气电相当。为了保障安全，近年核电不断提高核电机组建设和运营标准，成本的提高抵消了效率提升所创造的红利，因此发电成本没有下降。虽然三代机组规模化、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。
