光伏成本連年下降促平價上網漸行漸近。光伏電站的成本主要包括組件、安裝成本、電氣設備、輔材以及土地成本等，其中組件成本約占45%。歷史上看，光伏系統的價格和組件的價格都快速的下降，當前的價格已經降至10年前的1/12。未來隨著光伏產品成本的降低以及高效化帶來的其他成本的攤薄，光伏系統價格將進一步下降，10余年的組件降本之路也使得平價上網成為可能。

2016年光伏發電系統成本占比

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    相關報告：智研咨詢發布的《2018-2024年中國光伏市場深度調查及未來前景預測報告》

光伏組件及系統成本下降顯著

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    光伏組件降本提效，促光伏發電成本逐步降低。通過產業的進步和升級，僅考慮目前可預見的晶硅光伏電池的技術進步和產業發展，在中短期光伏發電成本仍具有較大的下降潛力。預期2018年、2020年晶硅組件價格分別降到2.5元/W和2.1元/W，2020年后由于組件效率的提升，還有一定的成本下降空間，組件價格有望達到2元/瓦以內。

    此外，考慮到光伏安裝商未來存在較大的讓利空間，其他系統費用成本也將逐年降低，且光伏發電逆變器系統向智能化過渡，組串式與集中式逆變器將共存，其中組串式逆變器價格有望從2017年0.35元/W降到2020年的0.2元/W，集中式逆變器有望從2017年0.25元/W降到2020年的0.12元/W。則2018、2020、2022年光伏發電單位千瓦投資分別降低到6.06元/W，5.32元/W、4.63元/W。

    根據推算，若分布式戶用系統按照全額上網計算，即使不考慮運維成本的情況下，第三類地區的分布式光伏投資回收年限在7到8年，而集中式電站因還需考慮一次性土地成本，投資回收年限更長。在假設光伏平均回收期為8年且不考慮衰減和維護費用的情況下，則至2020年，集中式發電所需最低上網電價將從當前0.57~0.78元/KWh下降至元0.44~0.61/KWh；分布式發電所需最低上網電價將從當前0.61~0.86元/KWh下降至0.48~0.67元/KWh。

光伏發電所需最低上網電價變化預期（以平均回收期為8年測算）

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    若考慮在光伏電站生命周期結束時投資得到回收即可，則在假設平均運營壽命為20年的情況下，2017年集中式發電所需要最低上網電價僅為0.23~0.31元/KWh，分布式發電所需最低上網電價只要達到0.25~0.35元/KWh即可，且隨著組件和系統成本的下降，光伏整體所需最低上網電價將逐年遞減。（不考慮衰減和維護費用）。

光伏發電所需最低上網電價變化預期（光伏生命周期為20年計算）

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    用電端已接近平價上網。嚴格意義上講，當光伏發電所需最低上網電價比業主用電電價低時，光伏發電才真正意義上實現用電端平價上網：當前，集中式光伏已實現在一、二類地區工商業用電端平價上網，受限于有效發電時長，三類地區的工商業還未完全實現用電端平價，隨著光伏組件成本的降低，預計到2018年集中式光伏可在全國大部分地區實現大工業用電（110KV）平價，至2020年，將實現居民用電平價；當前，分布式光伏也已實現在一、二類地區工商業用電端平價，且分布式光伏可自發自用，同時補貼力度保持高水平（地方補貼同樣扮演重要角色），其真實收益率高于集中式光伏電站，邊際成本下降速度快，預計到2020年分布式所需最低上網電價將低于大工業用電及居民生活用電，并逐步實現居民用電端平價。

集中式光伏所需最低電價與用電電價對比（元/KWh）

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分布式光伏所需最低電價與用電電價對比（元/KWh）

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    發電端平價正逐步實現。發電端平價是光伏與其他形式電力之間的對比，其中煤電發電成本最低，所以光伏發電端平價可以近似比較的是：光伏發電所需最低上網電價與火電（脫硫煤電）標桿電價。當前，全國各省區火電上網標桿電價0.25~0.45元/KWh，一到三類地區的集中式光伏要達到平價門檻，發電成本平均還需再降價50.9%、48.4%、50.4%。考慮到光伏降本增效的快速進步，以及在主動調整電力結構的國家意志下，燃煤機組標桿上網電價逐年均有不同程度上調，未來3-5年或出現光伏發電成本與煤電上網電價的金叉，光伏發電端平價上網將逐步實現。

集中式所需電價與火電上網電價對比（元/KWh）

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分布式所需電價與火電上網電價對比（元/KWh）

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    平價之后，光伏將迎來新的拐點。在光伏實現平價上網后，可從需求和供給角度演繹光伏拐點爆發：需求層面，全社會用電增速維持在6-8%左右，同時國家加強煤電產能退出(2020年煤電裝機規模力爭控制在11億千瓦以內，2017Q3為10.8億千瓦，十三五期間力爭關停2000萬千瓦)，一方面，國家層面希望電力需求的缺口由不需要補貼的光伏等新能源來彌補，另一方面，主管部門在制定光伏裝機規劃時將不再考慮可再生能源補貼基金的規模限制；供給層面，光伏項目的投資核心驅動力是IRR，目前由于沒有完全實現用戶端平價，光伏項目的補貼拖欠問題將導致實際IRR較低，同時造成項目的現金流緊張，一旦平價到來，IRR將恢復到理論值，投資熱情將再次點燃，市場將迎來爆發。

    全球新增光伏裝機規模仍將保持高位

    國外傳統市場萎縮但不悲觀，新興市場接棒助力。傳統市場中，歐洲市場過去幾年有所萎縮，而2017年歐洲議會提出歐盟2030年可再生能源在全部能源消費中占比達到35%的目標，但2015年歐盟國家可再生能源消費平均占比為16.7%，因此2017年后歐洲光伏市場仍有較大成長空間；美國光伏“201”案決議將對外國企業征稅，但ITC政策已經決定由2016年末延期至2022年，利好美國光伏長期裝機穩定，中國企業或將進一步加快降低生產成本以適應美國市場；新增裝機傳統市場需求穩定但不悲觀，而如印度等新興市場由于成本下降帶來的需求提升十分顯著，將成為海外光伏新增裝機的重要區域。

2016年各地區光伏組件（規劃）產能發布總量

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    國內光伏市場超預期已成常態。從“十二五”光伏發展情況看，光伏裝機增速遠遠超過國家能源局的規劃：在《可再生能源發展“十二五”規劃》中，2015年的光伏并網裝機預期目標僅為21GW，而到2015年底光伏并網裝機為43.2GW，年均增長率為122.0%，遠超預期。同樣，在《可再生能源發展“十三五”規劃》中，2020年的光伏并網裝機預期目標為105GW。但2017年上半年光伏新增裝機達到24.4GW，2016年全年的新增光伏裝機容量也達到了34.2GW，“十三五”規劃的105GW光伏裝機目標僅用兩年時間便基本完成，可以預見“十三五”光伏最終安裝量也將大大超過最初預期目標。

2017年1-9月新增裝機42GW，分布式裝機增幅達300%

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    政策持續加碼，為行業發展提供有力支撐。國家能源局2017年7月28日發布了《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，下達2017-2020年光伏指導裝機規模合計86.5GW，分布式裝機不受規模限制；2017年10月31日，國家發改委和國家能源局聯合發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，明確2018年1月31日前，試點地區完成分布式發電市場化交易平臺建設、制訂交易規則等相關工作，自2018年2月1日起啟動交易。

    新政如能成功實施，明年開始分布式光伏裝機有望超預期。按照現在的政策，屋頂分布式光伏發電主要收入模式為“自發自用、余電上網”或“全額上網”。其中，“自發自用，余電上網”雖收益補貼優于“全額上網”，但因其用電企業多為中小企業，用電量需求波動性較大，且小企業信譽較低、經營狀況不穩定，電費收取較為困難，所以分布式光伏電站運營商大多會選擇收益率較低、但是信譽較高的電網企業的“全額上網”模式。新政如能成功實施，則部分必須選擇“自發自用”模式的分布式項目可改為收益率更高的隔墻售電模式，運營企業的盈利水平將大幅提升。另外，距離消納區域較近的地面分布式也可借此機會不需要指標提前開工。

    綜上所述，我們判斷全球2017年新增裝機有望達到90GW，國內2017年新增裝機有望達到50GW左右，未來全球光伏新增裝機量穩步上升。

中國光伏新增裝機量預測（GW）

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全球光伏新增裝機量預測（GW）

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