平價上網似乎是光伏產業的救世良方，邏輯在于行業的政策周期性將明顯減弱，商業模式由看天吃飯的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能源的比較優勢、并網障礙的消除、全球光資源儲備等幾個因素。
光伏發電大發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。補貼光伏發電的最終收益有且只有環境收益。
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境總成本在0.12元左右，遠低于當前風電和光伏發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，國家能源局發布《關于加快推進風電、光伏發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%。行業出清正在進行中。
當然，也有部分觀點認為行業危中有機，產品價格削減帶來的平價上網機會才是行業光明的明天。
可以看到的是，通過對531后大型光伏項目EPC施工中標價統計，平均下降1.1元/W，均價4.1元/W，降幅20%。
理論上工商業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”基地優選方式為例，政策規定：
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土地使用稅和耕地占用稅范圍。
接入系統建設
基地所在地省級電網企業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先。
在基地所在地政府與電網企業約定在一定期限內由電網企業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分攤工程費用。
電力市場消納保障
基地所在地省級發展改革委(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先消納的措施。
基地所在省級電網企業應提供基地項目發電全額消納或達到國家規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，需要經過規劃、可行性研究、評估、立項、征地拆遷、施工等諸多流程和環節，歷時2-3年。
尤為突出的是，太陽能資源豐富，并且光伏發電項目建設成本較低的地區，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，解決風電和光伏發電間歇不穩定的唯一辦法是，通過電力調度調整電網內火電機組實時出力。
但對于區域電網而言，為保障電網的安全穩定運營，網內所能消納的間歇不穩定電源發電占比有上限。
因此大規模的風電和光伏發電需要大電網、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電越多。
即便以風電和光伏發電發展成功著稱的德國，如果離開歐洲大電網，也根本無從做到風電和光伏發電占國內總發電量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。
由于各省的發電上網電價和用電價格都是由國家發改委核定，其中價差收益由電網企業獲得，而電網企業都是央企。
因此，從省級政府的角度，在發電計劃的安排上，首先要確保的是本省發電企業的利益和發電小時數，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利益，并不在其考量范圍之內。
但由于發電權的分配牢牢控制在各省手中，以省為界、“畫地為牢”的局面沒有發生任何變化，電力跨省交易困難重重，客觀上要求光伏發電立足省內市場進行消納。
目前，光伏發電大省如甘肅省已經創下風電和光伏發電占全省發電量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成本，因此從2008年開始到2012年德國新增光伏裝機規模大幅增加;而2012-2014年FiT還在快速下降時，系統成本降低空間非常小，裝機規模大幅下降。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，“當前的光伏產業處于產品結構性過剩帶來產業整合不知何時完成、平價上網似是而非、發電補貼卻已加速退坡、光伏發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。”
光伏發電的理論增量空間仍然值得期待。
根據國家能源局的統計數據顯示，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，光伏占發電設備容量占比8.93%;
2018年上半年國內光伏發電量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電占比均處于較低比例。
參考2017年末意大利光伏發電占比9%，希臘光伏發電占比7%，德國光伏發展占比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19年的催化劑。
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