平價上網似乎是光伏產業(yè)的救世良方，邏輯在于行業(yè)的政策周期性將明顯減弱，商業(yè)模式由看天吃飯的B2G向B2B、B2C轉換，市場空間急劇擴大，估值中樞獲得提升。我們認可這一邏輯，但認為這一美好前景的到來仍需要政府意志、電網配合、儲能技術大面積應用等先決條件的逐步實現，在看到明確的數據支撐前應保持謹慎。
光伏發(fā)電的紅與黑
從一個相對較長的時間軸來看，全球光伏裝機的成長空間取決于光伏成本相對于傳統(tǒng)能源的比較優(yōu)勢、并網障礙的消除、全球光資源儲備等幾個因素。
光伏發(fā)電大發(fā)展的背景在于全球變暖引起人們對可再生清潔能源的關注。補貼光伏發(fā)電的最終收益有且只有環(huán)境收益。
技術進步帶來的外部性等因素在風電、半導體、先進制造等其他產業(yè)鏈也成立，不是光伏獨有的。
根據清華大學和美國健康影響研究所《中國燃煤和其它主要空氣污染源造成的疾病負擔》的研究測算，中國每千瓦時燃煤發(fā)電的大氣污染成本最多不超過5.4分，氣候變化成本為每千瓦時6.9分。
兩者相加，火電燃煤每千瓦時環(huán)境總成本在0.12元左右，遠低于當前風電和光伏發(fā)電每千瓦時的補貼金額。
我國的光伏補貼本質是從全國人民電費里面收取的、支持發(fā)展新能源的“可再生能源基金”，是一種轉移支付。
在全社會要求降稅降負，海外強烈抵制中國的產業(yè)補貼政策，可再生能源基金缺口千億以上的背景下，光伏補貼政策的松動可能較小。
9月13日，國家能源局發(fā)布《關于加快推進風電、光伏發(fā)電平價上網有關工作的通知》，雖然是征求意見稿，但已經對整體光伏無補貼項目的發(fā)展路線有所明示。
對于文件內容，可以精煉理解為：
· 不要國家補貼可以自己做;
· 地方愿意補貼可以繼續(xù)補;
· 消納需要自己落實;
· 以后別再請示;
· 需要中央財政補貼的項目(領跑者計劃)管理模式照常。
總體符合我們對政策偏緊的預期。
平價上網是救世良方嗎
同時，531光伏政策的影響已經開始顯現。截止10月22日，以隆基股份為代表的單晶產業(yè)鏈一年降價十次，單晶硅片價格從2017年的5.4元/降到3.05元/片，降幅43.5%;
多晶硅片從4.7元/片下滑至2.17元/片，降價2.53元，降幅53.8%。行業(yè)出清正在進行中。
當然，也有部分觀點認為行業(yè)危中有機，產品價格削減帶來的平價上網機會才是行業(yè)光明的明天。
可以看到的是，通過對531后大型光伏項目EPC施工中標價統(tǒng)計，平均下降1.1元/W，均價4.1元/W，降幅20%。
理論上工商業(yè)用戶用電側平價上網已具備一定實現可能性。同時在2017年11月的第三批領跑者計劃投標電價來看，也是滿足這一條件的。
然而，領跑者計劃卻是政策大力支持下降低各種非技術成本的產物，簡單外推是不成立的。
以第三批“領跑者”基地優(yōu)選方式為例，政策規(guī)定：
土地
基地所在市(縣)政府應確認基地光伏陣列所占用土地屬于不征收城鎮(zhèn)土地使用稅和耕地占用稅范圍。
接入系統(tǒng)建設
基地所在地省級電網企業(yè)應負責投資建設基地的電力送出工程，至少應承諾投資建設基地配套的匯集站及以上輸電線路，承諾投資建設基地各項目升壓站之外全部電力送出工程的優(yōu)先。
在基地所在地政府與電網企業(yè)約定在一定期限內由電網企業(yè)回購電力送出工程資產的前提下，地方政府可采取其他方式統(tǒng)一建設接網及匯集站等電力送出工程，但不得由基地內項目投資企業(yè)分攤工程費用。
電力市場消納保障
基地所在地省級發(fā)展改革委(能源局)會同有關部門提出基地項目電力消納范圍、明確保障基地項目電力優(yōu)先消納的措施。
基地所在省級電網企業(yè)應提供基地項目發(fā)電全額消納或達到國家規(guī)定的最低保障小時數(或限電比例不超過5%)的論證意見及承諾;
基地所在地市(縣)政府應采取有效措施保障基地電力全額消納，承擔基地項目因限電達不到國家最低保障小時數相應欠發(fā)電量的經濟補償責任。
而對于非領跑者評價上網項目，非技術成本是“不能承受之重”。
有企業(yè)主指出，在近期做的一個光伏電站項目中，土地復合成本達到20元/平方米，可折算成0.5元/W;升壓站大約在0.4元/W，平臺建設費用為0.15元-0.2元/W。
甚至還有碰到在投資某些區(qū)域時，當地要求其提前支付20-25年租金的情況。
以上困難尚未考慮電網接入和消納的問題。而我國的電網問題是樹大根深，不易撼動的。
首先，經濟角度，電網沒動力配合光伏電力接入。
由于電網的自然壟斷屬性，各地的輸配電網主要由當地電網公司獨家投資建設并承擔相應成本。
對于電網公司而言，新建輸電線路，在經濟上需核算成本收益;在建設上，需要經過規(guī)劃、可行性研究、評估、立項、征地拆遷、施工等諸多流程和環(huán)節(jié)，歷時2-3年。
尤為突出的是，太陽能資源豐富，并且光伏發(fā)電項目建設成本較低的地區(qū)，往往地處偏遠且遠離用電負荷中心，輸電線路建設成本較高。這就在經濟層面上導致電網公司在這些地區(qū)投資建設外送通道的意愿不強。
其次，省際壁壘阻隔電力外送消納，電網制度的省本位制約著我國光伏平價上網后的實際市場空間。
在儲能技術沒有突破性進展、儲能成本還相當昂貴的背景下，解決風電和光伏發(fā)電間歇不穩(wěn)定的唯一辦法是，通過電力調度調整電網內火電機組實時出力。
但對于區(qū)域電網而言，為保障電網的安全穩(wěn)定運營，網內所能消納的間歇不穩(wěn)定電源發(fā)電占比有上限。
因此大規(guī)模的風電和光伏發(fā)電需要大電網、大市場來消納。電網和電力市場交易半徑越大，所能消納的風電和光伏發(fā)電越多。
即便以風電和光伏發(fā)電發(fā)展成功著稱的德國，如果離開歐洲大電網，也根本無從做到風電和光伏發(fā)電占國內總發(fā)電量20%的高比例。
而我國的電力體制，恰恰是存在嚴重的省本位思想的。
由于各省的發(fā)電上網電價和用電價格都是由國家發(fā)改委核定，其中價差收益由電網企業(yè)獲得，而電網企業(yè)都是央企。
因此，從省級政府的角度，在發(fā)電計劃的安排上，首先要確保的是本省發(fā)電企業(yè)的利益和發(fā)電小時數，至于是否從省外購買便宜電力，由于主要受影響的是電網企業(yè)利益，并不在其考量范圍之內。
但由于發(fā)電權的分配牢牢控制在各省手中，以省為界、“畫地為牢”的局面沒有發(fā)生任何變化，電力跨省交易困難重重，客觀上要求光伏發(fā)電立足省內市場進行消納。
目前，光伏發(fā)電大省如甘肅省已經創(chuàng)下風電和光伏發(fā)電占全省發(fā)電量18.24%、可調電量20%的歷史紀錄。進一步大幅度提高省內風電和光伏發(fā)電占比，空間極其有限。
即使解決了這些問題，實現平價上網后的市場空間也應逐步驗證。比如德國先后于2012、2014年實現家用電價用電側平價上網和工業(yè)電價用電側平價上網之后的光伏裝機未能成功放量，2008年開始德國光伏系統(tǒng)成本大幅下降，此時FiT (Feed-in-Tariff，固定價格收購政策)下調速度卻滯后于系統(tǒng)成本，因此從2008年開始到2012年德國新增光伏裝機規(guī)模大幅增加;而2012-2014年FiT還在快速下降時，系統(tǒng)成本降低空間非常小，裝機規(guī)模大幅下降。2014年德國推行競價上網制度，將最低中標價確定為項目的上網電價，且該電價保持若干年不變。德國2014 年進行大型地面光伏電站項目的招標試點， 2015 年開始對100kw 以上的項目實施招標制。
德國競價上網中標價比FiT的上限有接近60%的下降，目前該上網電價已經在德國煤電上網電價區(qū)間內，實質上實現了平價上網。
整體看德國的思路被中國政府借鑒的可能性較大。德國光伏新政后新增裝機容量的下降值得警惕。
平價上網，道阻且長
誠如中國光伏專委會特約觀察員紅煒所述，“當前的光伏產業(yè)處于產品結構性過剩帶來產業(yè)整合不知何時完成、平價上網似是而非、發(fā)電補貼卻已加速退坡、光伏發(fā)電趨近市場價格但電力市場卻未形成，這樣一個多重不確定變化的交匯時期。”
光伏發(fā)電的理論增量空間仍然值得期待。
根據國家能源局的統(tǒng)計數據顯示，截至2018上半年，國內光伏裝機總容量154.51GW，而全社會總電源裝機容量1730.58GW，光伏占發(fā)電設備容量占比8.93%;
2018年上半年國內光伏發(fā)電量823.9億kWh，占全社會用電量32291億kWh的2.55%。光伏裝機占比以及發(fā)電占比均處于較低比例。
參考2017年末意大利光伏發(fā)電占比9%，希臘光伏發(fā)電占比7%，德國光伏發(fā)展占比6.1%，國內新增裝機還有1-2倍的增量空間。
但平價上網實現的可能性及實現后市場空間的大小需要逐步驗證。政策取向的變化更可能是行業(yè)19年的催化劑。
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