平价时代

根据财通证券的研报总结，光伏产业兴起于欧洲，后发动力的，平价市场在全球。光伏行业发展至今，主要经历了4个阶段。

发展初期2004-2010年：新增装机量年复合增速达81.0%，主要发展地在欧洲各国。光伏发电大规模产业化兴起于2004年欧洲，以德国为首的欧洲各国推出政府补贴政策，推动光伏产业大规模商业化发展。

整理期2011-2013年：新增装机量年复合增速达12.8%。欧债危机导致欧洲各国政府开始大幅降低光伏补贴，光伏投资收益率下行导致下游需求减少，早期行业上游快速扩张进一步加剧供需失衡。与此同时，美国、欧洲在2011年、2012年相继对光伏产业发起“双反”调查，致使光伏行业整体打击惨重，2012年全球光伏新增装机量首次下滑。

成长期2014-2018年：新增装机量年复合增速达22.1%，主要发展地在。2012年，为应对美、欧“双反”调查、加大光伏应用补贴力度，发布《太阳能发电发展十二五规划》，并于2013年7月正式发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，明确电价补贴标准和补贴年限。至此，接替主导光伏产业发展的接力棒，开启光伏产业的第二轮快速成长期。

平价期2019-2025年：主要发展地在全球。伴随光伏工艺技术的不断进步和成本改善，光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具备价格优势的能源形式，光伏开始进入全面平价期，全球光伏市场有望将开启新一轮稳健增长。

根据国际能源署（IEA）数据，2019年全球光伏新增装机量114.9GW，同比增长6.23％，光伏累计装机量达到627GW，同比增长22.44%。2019年虽然中国光伏新增装机量再次同比下降，但是新增和累计光伏装机容量仍继续保持全球第一。

2019年，中国新增光伏并网装机容量达到30.1GW，同比下降32.0%，其中分布式12.2GW，集中式17.9GW。截至2019年年底，累计光伏并网装机量达到204.3GW，同比增长17.1%；全年光伏发电量2242.6亿千瓦时，同比增长26.3%，占中国全年总发电量的3.1%，同比提高0.5PCT。

在累计装机量方面，中国仍然处于全球领先地位。截至2019年度，中国累计装机容量为204.8GW，同比增长17.23%，几乎占全球光伏累计装机容量的三分之一。

然而，装机量的快速增加随之而来也造成了补贴资金缺口的增加。

由于国内的光伏度电补贴由可再生能源附加基金进行支付，而可再生能源附加最新的收取标准主要基于2016年财政部发布的《关于提高可再生能源发展基金征收标准等有关问题的通知》，征收标准是1.9分/KWh，征收的范围主要涵盖除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市和除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收，因此在不上调征收标准的情况下，可再生能源附加的增长基本和国内用电量增速挂钩。而每年新增装机的补贴周期长达20年，因此造成了补贴资金的缺口随着新增装机规模的增长而出现迅速的放大。

根据业内人士的测算，截至2018年底，全国可再生能源补贴缺口超过1400亿元，其中光伏补贴拖欠超过600亿元。

随着补贴缺口的放大，2018年5月31日，国家发改委、财政部以及能源局联合下发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，文件要求暂停下发2018年普通光伏电站指标，各地在国家发文启动普通地面电站之前不得安排需国家补贴的普通地面电站，对于分布式光伏电站安排了10GW规模予以支持。

华创证券表示，考虑到2018年5月底国内实际新增分布式项目已经基本接近10GW。因此，在当时的背景下，国内预期实际可以新增装机的项目仅剩下2017年遗留的少量领跑者以及扶贫项目指标，由于当时光伏电站发展仍严重依赖于财政补贴，加上财政补贴缺口引发的指标暂停对于国内新增装机预期的展望已处于极度悲观，国内中期装机预期几乎“归零”。

在需求没有预期急剧恶化的背景下，产业链价格总是沿着能够提供低成本的产能的曲线不断下降。而“531”政策的出台，导致行业对于国内需求下降陷入恐慌，而期间国内组件出口量不足以支撑起全球产能维持在一个比较高的产能利用率，因此，组件价格在2个月时间内产品价格迅速下调了24%左右。

2019年，中国光伏政策优先支持无补贴平价项目，并对需要国家补贴的项目采取竞争配置方式确定市场规模的管理方式，光伏行业价格继续下降。2019年，单晶硅料、硅片、电池片和组件下降幅度分别为10%、0.3%、24.2%和19.1%，其中电池片、组件降价幅度较大；多晶硅料、硅片、电池片和组件下降幅度分别为31.9%、24.8%、30.7%和14.1%。

价格持续下降之下，投资成本下行带动光伏平价范围进一步扩大，光伏投资性价比突显。

根据财通证券的研报，2019年，中国地面光伏系统的初始全投资成本为4.55元/W，较2018年下降0.37元/W，同比下降7.5%。其中，组件成本约占投资成本的38.5%，非技术成本约占17.6%（不包含融资成本）。未来随着技术进步，组件将成为降低单瓦投资成本的重要一环，其占总投资成本比继续下降，其他成本虽有下降趋势但降幅不大。预计到2020年全投资成本可下降至4.3元/W。

西部证券研报显示，根据IRENA的数据，2010-2019年全球光伏电站的加权平均总成本降幅高达79%；同时，全球光伏电站的光伏度电成本(LCOE，加权平均)从0.378美元/kWh下降至0.068美元/kWh，降幅达82%，在所有可再生能源发电中降幅最大。IRENA预测，到2030年全球光伏发电的LCOE将降至0.034-0.040美元/KWh。根据西部证券的测算，除中国外，主流光伏国家光伏发电LCOE成本都低于或接近该国其他能源发电成本，实现平价。

西部证券表示，随着光伏发电系统成本持续下降，国内光伏发电距离平价已渐行渐近。2019年，国内光伏利用小时数1169小时，在当前组件价格下，西部证券测算出国内地面光伏和分布式光伏平均LCOE为0.447元/KWh、0.389元/KWh。截至2020年4月，中国城市居民用电价格为0.52元/KWh，比光伏度电成本高出15%以上，光伏发电已在用电端具备较强经济性。从发电端来看，还有较多地区尚无法实现完全平价，预计随着弃光率的下降及光伏系统成本的持续下降，光伏距离平价可期。

在全球领域，主要光伏市场度电成本远低于用电价格，未来光伏发电占比将持续提升。

根据国际能源网数据，2017年德国光伏上网电价为0.0658欧元/KWh，约等于0.073美元/KWh，高于光伏度电成本；2017年后德国不再以指定价格收购光伏电力，而是采取竞价补贴方式。美国、印度、日本也制定了光伏发电补贴政策。

此外，西部证券根据各国的用电价格水平，通过对比发现，美国光伏度电成本略高于美国工业电力零售价格，但是远低于美国居民、商业、运输电力零售价格，光伏发电具有一定经济性；德国和日本光伏度电成本均远低于其工业用电价格和家庭用电价格，印度光伏度电成本也远低于家庭用电价格，表明在全球主要光伏市场中，光伏发电皆具备较好的经济性。

西部证券认为，在光伏系统成本持续下降和各国对清洁能源需求不断增强的背景下，光伏增长动能从政策补贴拉动转换为经济性驱动，未来几年在能源结构中占比有望加速提升。