人類自18世紀(jì)末進(jìn)入工業(yè)革命時代以來，每100年就會產(chǎn)生一種新的能源，伴隨著對這種新能源的運(yùn)用，這個藍(lán)色星球的領(lǐng)路人也在不斷更替。

200多年前，這種新能源叫做煤炭，這個領(lǐng)路人叫大不列顛及北愛爾蘭聯(lián)合王國。

100多年前，這種新能源叫做石油，這個領(lǐng)路人叫美利堅合眾國。

而在2020年的今天，這種新能源叫做光儲電力，這個領(lǐng)路人便是我們偉大而可愛的祖國——中華人民共和國！

人類的文明源遠(yuǎn)流長，但在上下五千年有記載的人類歷史中，最輝煌的莫過于工業(yè)革命以來的這250年。過去250年來，人類的人口增速出現(xiàn)了10倍于此前數(shù)千年的壯觀景象，而這全部依賴于我們對于煤炭、石油這些地球祖先所饋贈于我們的瑰寶。

但這些成百萬、上億年來形成的地球瑰寶，被人類在短短250年內(nèi)快速而瘋狂的使用。在當(dāng)前全球年均約140億噸油當(dāng)量的消費(fèi)水平及年均2%的用能增速下，即使石油、煤炭、天然氣的可采儲量進(jìn)一步翻番至2萬億噸油當(dāng)量，60多年后人類也將面臨傳統(tǒng)能源這一決定性資源的全面枯竭。人類何以不退回到只剩10億人口并靠薪柴、秸稈度日的農(nóng)業(yè)時代？人類何以維持全球接近80億的人口體面而有尊嚴(yán)的長期生存？人類何以自由而全面的發(fā)展自我而不斷探索更為廣闊的茫茫宇宙？

我們需要新的能源！

我們需要新能源?。?！

過去相當(dāng)時間內(nèi)，我們探索過水能，但因為全球水系資源的有限性，無以維系我們不斷增長的需求；我們探索過核裂變能，但我們也最終放棄了，在核電設(shè)施的安全性與地震海嘯對抗的過程中，人類過于渺小。最終，我們找到了新能源，找到了只需和平利用太陽給予我們的饋贈以及地球陸地表面25%的面積便可供人類維持2%用能增速長達(dá)160多年的新能源，找到了經(jīng)過二十年的探索和全球各國政府大力財政支持而即將全面具備經(jīng)濟(jì)性的光儲電力！

為什么以光儲電力為核心的新能源有資格、有實力全面替代以煤油氣為核心的人類第二代能源，而成為人類新一代的“主力能源”？

我們認(rèn)為，以光儲電力為核心的新能源不僅滿足人類未來160年以上持續(xù)2%用能量增長的需求，更因為其清潔性、安全性、獨(dú)立性、和平性而“政治正確”。此外，在未來2-3年，光儲電力將以清晰可見的技術(shù)路線及發(fā)展路徑完全實現(xiàn)真正意義上的平價上網(wǎng)，達(dá)到經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的真正經(jīng)濟(jì)性！ 

那么，又是為什么我們在2020年1月這個時間點(diǎn)上，提出100年新能源周期的正式啟動這個歷史命題呢？

我們認(rèn)為有三大原因：

（1）新能源產(chǎn)業(yè)經(jīng)過長達(dá)十幾年的發(fā)展，截止2019年末，其在人類能源結(jié)構(gòu)中的占比首次超過了核電，而成為人類第五大能源。預(yù)計在可以預(yù)見的3-5年內(nèi)，新能源在人類能源結(jié)構(gòu)中的占比將超越水能，而成為僅次于石油、煤炭、天然氣后的第四大能源。以光儲電力為核心的新能源在體量上已經(jīng)具備了與前三大能源相競爭的體量資格。

（2）以光儲電力為核心的新能源過去十幾年來的發(fā)展，沒有解決兩個核心問題，一為經(jīng)濟(jì)性，二為克服其物理屬性缺陷所帶來的電力約束問題。2019年前的光伏降本，已經(jīng)能夠滿足在不考慮電力約束、全球各國補(bǔ)貼退出的情況下實現(xiàn)平價（即，光伏產(chǎn)業(yè)當(dāng)前所認(rèn)為的平價，但實際上由于電力約束問題，平價還沒有到）。而在光伏產(chǎn)業(yè)終極技術(shù)——異質(zhì)結(jié)（HJT）技術(shù)的推動下，光伏的度電成本將再降20%，從而可彌補(bǔ)并支付因光伏電力的非全天候不可調(diào)度性所帶來的現(xiàn)由電網(wǎng)和火電企業(yè)所承擔(dān)的外部性成本。2020年1月，伴隨著HJT裝備及技術(shù)的全面突破，在可以預(yù)見的2-3年后的未來，將全面實現(xiàn)最后一公里的光伏降本目標(biāo)。而在可以預(yù)見的3-5年后的未來，儲能系統(tǒng)的成本也將降低至電力市場化后的全國平價水平。由此，光儲電力將全面具備真正意義上的無約束的經(jīng)濟(jì)性。

（3）以光儲電力為核心的新能源，中國將成為其明確的主導(dǎo)國。中國在全球光伏制造業(yè)、磷酸鐵鋰電池制造業(yè)上，分別占有全球80%和100%的市場份額。中國的經(jīng)濟(jì)體量、全球政治影響力，早已處于全球第二的位置。特別是中國過去數(shù)年來所提出的“一帶一路”戰(zhàn)略、構(gòu)筑人類命運(yùn)共同體的政治理念，已經(jīng)逐步獲得全球除美國以外各國政府與人民的高度認(rèn)同，這與新能源因為其資源分布的均勻性而具備的“和平性”屬性高度吻合。2020年1月以來，美國發(fā)動對伊朗高級將領(lǐng)的斬首行動，并引發(fā)了伊朗舉起全球反美大旗，徹底打破了全球地緣政治的現(xiàn)有格局。美國對中國的戰(zhàn)略牽制將由此全面、大幅的放松，這將徹底結(jié)束中國自2010年美國亞太再平衡戰(zhàn)略實施以來所面臨的緊張的外部局面。中國將以最佳的投資環(huán)境、最高的安全性，成為吸引西方乃至全球資本聚集的圣地。由此，中國的和平崛起，將再無阻礙！而有實力強(qiáng)大的中國作為主導(dǎo)國和堅實保障，以光儲電力為核心的新能源走上人類歷史舞臺，才能得以“德位相符”。

進(jìn)入2020年這一新的年代，我們不僅可以看到中國首個百年夢想的實現(xiàn)、中國制造2025的歷史突破，更能看到中國在工業(yè)革命以來首次在經(jīng)濟(jì)總量上對美國的超越。而到30年后，中國更將以在第四次工業(yè)革命上所取得的顯著領(lǐng)先地位，以及中國構(gòu)筑人類命運(yùn)共同體的博大胸襟，而全面實現(xiàn)中國第二個百年夢想，引領(lǐng)人類走向新的紀(jì)元。這一切，將與新能源對傳統(tǒng)能源的全面替代互為因果。新能源，將徹底補(bǔ)上中國的最后一塊短板，實現(xiàn)中國在“資源-制造-消費(fèi)”三大要素上的全面平衡，從而成為中國屹立于世界民族之巔的根本保障！

第二篇：光伏平價上網(wǎng)的最后一公里

以光儲電力為核心的新能源，降本核心首先在光伏。前面我們也講到，過去十幾年來人類對光伏的利用，有兩個顯著的欠缺點(diǎn)：（1）經(jīng)濟(jì)性上的欠缺。（2）物理屬性上的欠缺。

在經(jīng)濟(jì)性方面，從2004年以來，伴隨著德國、西班牙、意大利、美國、日本、中國、印度等各國政府先后推出各種補(bǔ)貼、退稅政策，全球新增裝機(jī)量從1GW迅猛發(fā)展至100GW。伴隨著光伏組件價格、系統(tǒng)成本、度電成本的下降，單位補(bǔ)貼強(qiáng)度不斷遞減，但仍然不改變過去十幾年的光伏大周期由補(bǔ)貼驅(qū)動這一事實。因此，我們也稱過去十幾年來的四輪光伏中周期所組成的大周期為光伏補(bǔ)貼大周期。

在物理屬性方面，不包含儲能的光伏電力本身（風(fēng)電也類似），具有間歇性、波動性、難以預(yù)測性及非全天候的不可調(diào)度性。所謂的間歇性、波動性、難以預(yù)測性，決定了光伏給電網(wǎng)調(diào)度在調(diào)頻上所提出的挑戰(zhàn)；伴隨著光伏項目普遍安裝自動發(fā)電控制（AGC）系統(tǒng)，而過往兩年大量火電機(jī)組實施了調(diào)頻儲能，這個問題已經(jīng)解決。而所謂的非全天候的不可調(diào)度性，決定了光伏給電網(wǎng)及火電機(jī)組在調(diào)峰上所提出的挑戰(zhàn)——這個問題，是2015年中國西部地區(qū)全面爆發(fā)限電問題以來一直困擾著光伏行業(yè)、至今沒有解決的大問題。

2019年下半年來，我們觀察到兩個事實：

（1）中國的中東部光伏大省，如河北、山西、山東、河南、江蘇、浙江、安徽，其風(fēng)光裝機(jī)量占比已經(jīng)接近甚至突破20%的水平，火電機(jī)組已經(jīng)在風(fēng)光資源最好的時點(diǎn)達(dá)到50%以下的深度調(diào)峰（一般而言，國內(nèi)火電機(jī)組的最大調(diào)峰深度在50%左右，如果在中午時段階段性關(guān)停機(jī)組，啟停成本過高而令火電廠無法接受；而如進(jìn)一步壓低火電機(jī)組的調(diào)峰深度，則需要對機(jī)組進(jìn)行大規(guī)模的靈活性改造并產(chǎn)生費(fèi)用），而這些省份的電網(wǎng)、能源局分別提出要求，或者將調(diào)峰儲能的配置作為新能源接入的條件，或者開始討論下調(diào)保障性發(fā)電小時數(shù)，以市場化的方式解決調(diào)峰壓力。

（2）在海外，全球除美洲以外的主要光伏市場，如歐洲、日本、印度、澳洲、越南等，也已經(jīng)出現(xiàn)局部甚至是大面積的電力消納困難。此外，全球風(fēng)光裝機(jī)量占比也已經(jīng)達(dá)到20%左右（注：全球各國電網(wǎng)調(diào)度水平的差異、電力機(jī)組結(jié)構(gòu)差異所導(dǎo)致的調(diào)峰能力差異，會導(dǎo)致電力約束的爆發(fā)時點(diǎn)略有不同，但電力約束本身是個不可回避的問題）。我們認(rèn)為，在過去十幾年的光伏第一大周期中，以調(diào)峰壓力為核心的電力約束問題成為制約光伏產(chǎn)業(yè)進(jìn)一步發(fā)展的主要障礙。從而，由電網(wǎng)、可調(diào)峰電源企業(yè)無償為新能源提供調(diào)峰服務(wù)，也構(gòu)成光伏第一大周期的主要特征。

那么，光伏發(fā)電的非全天候不可調(diào)度性該怎么解決呢？

我們認(rèn)為有三大方式：

第一，通過電力市場發(fā)揮作用，在現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場的聯(lián)動下，由光伏的裝機(jī)量推動高輻照強(qiáng)度的中午現(xiàn)貨市場價格下跌及調(diào)峰服務(wù)價格的上漲，最終推動火電企業(yè)展開靈活性改造，從而在中午時段通過提供50%以下的深度調(diào)峰，甚至推動火電企業(yè)在光伏發(fā)電高峰時段關(guān)停機(jī)組，由此保障光伏電力的全部消納。

第二，電力市場發(fā)揮作用，中午時段電力現(xiàn)貨價格的走低將導(dǎo)致用戶側(cè)儲能“兩充兩放”策略的經(jīng)濟(jì)性大幅提升，從而由儲能在中午時段消納光伏電力。與此同時，中午時段調(diào)峰服務(wù)價格的上漲，將導(dǎo)致作為獨(dú)立輔助服務(wù)提供商的發(fā)電側(cè)儲能獲得經(jīng)濟(jì)回報的提升，由此共同參與對午間過剩光伏電力的消納。

第三，由地方電網(wǎng)或能源主管部門發(fā)布行政命令，要求光伏、風(fēng)電的并網(wǎng)必須配置一定比例的儲能，從而解決調(diào)度難題。

在上述三種方式中，第一種方式所能消納的光伏電力仍然是有限的，當(dāng)風(fēng)光裝機(jī)量占比超過40%以后，仍然需要通過儲能加以解決；第二種方式和第三種方式由于引入了儲能，從而長治久安的解決了電力的低成本存儲、消納難題，這在電力被人類利用250年來的歷史上都是從未大規(guī)模實現(xiàn)的（注：全球抽水蓄能只占2%，而未來的儲能行業(yè)規(guī)模將遠(yuǎn)超這個水平，達(dá)到與光伏、風(fēng)電1:1:1的水平）。但無論采用上述三種方式中的哪一種，對于光伏而言，有一個問題是明確的：在過去固定收購電價模式下的行業(yè)內(nèi)所謂的“光伏平價上網(wǎng)”是不夠的，只有更低的度電成本，才能在市場化解決方案下讓渡出調(diào)峰的成本，或者在非市場化的解決方案下滿足儲能的投資成本。換言之，光伏電力的“非全天候不可調(diào)度性”屬性所帶來的電力約束問題，完全可以用“錢”來解決：只要光伏發(fā)電的物理缺陷所導(dǎo)致的外部性成本（原本由電網(wǎng)及參與調(diào)峰的發(fā)電機(jī)組承擔(dān)）內(nèi)部化，光伏電力的電力約束就不構(gòu)成其規(guī)模增長的制約。

那么，既然我們可以將光伏電力的物理屬性缺陷問題的解決轉(zhuǎn)換成經(jīng)濟(jì)性問題，光伏發(fā)電的度電成本該降至什么水平，才能實現(xiàn)真正意義上的“經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的平價上網(wǎng)呢”？

我們提出一個實用而簡便的操作方法：對于風(fēng)電、光伏發(fā)電功率在最大用電負(fù)荷50%以上的部分，按照不超過火電可變成本的價格（在中國，大概是0.15元/kWh）實現(xiàn)上網(wǎng)；風(fēng)電、光伏發(fā)電功率越大的，上網(wǎng)電價越低。

在國內(nèi)，若用電負(fù)荷50%以下部分（全國工作日的最高電力負(fù)荷大約在1000GW左右，50%就是500GW，在風(fēng)光資源較好的時段，分配給光伏和風(fēng)電大概各250GW）按當(dāng)前國內(nèi)0.38元/kWh的上網(wǎng)電價計算、用電負(fù)荷50%以上部分若按0.10元/kWh的現(xiàn)貨價格計算，則光伏裝機(jī)量要在當(dāng)前200GW的水平上再實現(xiàn)爆發(fā)式增長至500GW水平，必須達(dá)到加權(quán)平均0.30元/kWh的發(fā)電側(cè)平均電價。

圖 6  如何計算電力約束成本補(bǔ)償后的平價上網(wǎng)

那么，從目前中國中東部地區(qū)的平均輻照強(qiáng)度計算，當(dāng)前的光伏組件價格、系統(tǒng)成本是否已經(jīng)達(dá)到了上述水平呢？

經(jīng)SOLARZOOM新能源智庫計算，在2020年1月，若按1.70元/W組件價格、3.70元/W系統(tǒng)成本及1200小時的有效發(fā)電小時數(shù)計算，度電售價為0.38元/kWh。只達(dá)到了未支付電力約束成本補(bǔ)償前的平價上網(wǎng)，尚未達(dá)到支付電力約束成本補(bǔ)償后的平價上網(wǎng)，其發(fā)展規(guī)模必然受到電力接入問題的困擾！

圖 8  按1.70元/W組件、3.70元/W系統(tǒng)成本反推的度電售價為0.38元/kWh（1200h地區(qū)）

那么，光伏度電售價如何在當(dāng)前0.38元/kWh的全國中東部平均脫硫煤電價水平上進(jìn)一步下降20%以上呢？

我們認(rèn)為，必須依靠光伏組件的進(jìn)一步降本、增效！而且，由于光伏系統(tǒng)成本BOS大部分是與功率相關(guān)（逆變器、匯流箱、變壓器、外線及上述相關(guān)的安裝成本，路條費(fèi)）而非與面積相關(guān)（支架及安裝、基礎(chǔ)及安裝、組件的安裝），光伏系統(tǒng)BOS能受益于組件效率提升而降本的部分較為有限，光伏度電成本要下降20%以上，必須主要靠組件成本的下降及組件每W發(fā)電量貼現(xiàn)值的提升來實現(xiàn)。這就是所謂的光伏平價上網(wǎng)的最后一公里！

第三篇：異質(zhì)結(jié)（HJT）是光伏真正平價上網(wǎng)的充分且必要條件

為了實現(xiàn)光伏真正平價上網(wǎng)前的最后一公里，我們認(rèn)為必須要依靠組件成本的下降及組件每W發(fā)電量貼現(xiàn)值的提升這兩條途徑。

從第一條途徑（組件成本下降）看，必須尋找到符合以下條件的技術(shù)：（1）更高的電池效率，從而降低在電池、組件環(huán)節(jié)與面積相關(guān)的成本，（2）更薄的硅片，從而降低硅耗，同時因改變硅料、硅片環(huán)節(jié)的供求關(guān)系而降低硅價。

從第二條途徑（組件每W發(fā)電量貼現(xiàn)值）看，必須尋找到符合以下條件的技術(shù)：（1）更少甚至是零光致衰減、電勢誘導(dǎo)衰減、光熱衰減，（2）更高的雙面率，（3）更低的溫度系數(shù)，（4）更強(qiáng)的弱光效應(yīng)。

在當(dāng)前光伏產(chǎn)業(yè)已經(jīng)實現(xiàn)GW級量產(chǎn)或未來2-3年內(nèi)有可能達(dá)到GW級量產(chǎn)的諸多技術(shù)路線中（P-Perc、N-Pert、TOPCon、IBC、HJT）中，只有異質(zhì)結(jié)（HJT，又稱HIT或SHJ）能全部滿足上述條件。

圖 9  太陽能電池技術(shù)匯總

那么，HJT電池技術(shù)在可以預(yù)見為未來2-3年內(nèi)是否滿足了GW級量產(chǎn)的產(chǎn)業(yè)化條件，其在組件成本下降、每W發(fā)電量貼現(xiàn)值這兩個指標(biāo)上的表現(xiàn)能否滿足光伏度電成本再降20%以上的要求呢？

首先，在產(chǎn)業(yè)化條件上，我們認(rèn)為是完全可以的。原因如下：

（1）2015年松下的HIT專利技術(shù)專利過期后，全球投向HJT技術(shù)的實驗室、裝備企業(yè)、電池商數(shù)量逐步增多。

（2）2019年10月REC在新加坡成功實現(xiàn)600MW產(chǎn)線量產(chǎn)，其電池轉(zhuǎn)化效率高達(dá)24.5%，組件效率高達(dá)21.2%。而國內(nèi)的HJT電池龍頭企業(yè)山西晉能，其100MW的產(chǎn)線已實現(xiàn)23.8-24.0%以上的電池轉(zhuǎn)化效率，5BB和MBB組件的效率分別達(dá)到21.3%和21.6%。

（3）過去幾年以來，我國高端裝備制造業(yè)快速進(jìn)步，尤其是半導(dǎo)體行業(yè)的技術(shù)逐步成熟，導(dǎo)致HJT行業(yè)四大生產(chǎn)步驟中核心難點(diǎn)環(huán)節(jié)（非晶硅膜沉積）的設(shè)備PECVD正在實現(xiàn)國產(chǎn)化突破。從而能在5-10nm的厚度等級上，實現(xiàn)可靠性、一致性和可重復(fù)性（原先光伏產(chǎn)業(yè)減反射膜環(huán)節(jié)的PECVD只能用于70-100nm厚度等級的沉積）。鈞石、理想能源、捷佳偉創(chuàng)、邁為股份、金辰股份等國內(nèi)設(shè)備廠商已經(jīng)或即將實現(xiàn)PECVD這一核心設(shè)備的國產(chǎn)化。

（4）以山煤國際、東方日升、彩虹集團(tuán)、愛康科技、福建晉銳為代表的潛在HJT電池投資商已經(jīng)磨刀霍霍，準(zhǔn)備了數(shù)十億元的資金用于啟動HJT電池產(chǎn)業(yè)的GW級甚至是10GW級的量產(chǎn)投資。

（5）輔材輔料方面，低溫銀漿、TCO靶材等占比較高的HJT電池輔材輔料也已經(jīng)進(jìn)入國產(chǎn)化突破降本的階段。

（6）資本市場的熱情全面啟動，自2019年12月8日以來，資本市場經(jīng)歷了近一個月的研究、討論，實現(xiàn)了對HJT產(chǎn)業(yè)的高度認(rèn)識，HJT板塊已經(jīng)全面形成，并出現(xiàn)顯著的連續(xù)的上漲。

綜上所述，從專利、技術(shù)、設(shè)備商、電池商、輔材輔料商、資本市場支持6個維度看，HJT產(chǎn)業(yè)化突破的條件全面滿足。只需等待HJT產(chǎn)業(yè)鏈設(shè)備成本降至5億元/GW以下、電池轉(zhuǎn)換效率達(dá)到24%、良品率超過95%甚至98%，HJT電池環(huán)節(jié)的投資便將正式啟動。根據(jù)我們的估計，上述GW級的電池投資將在2020年下半年出現(xiàn)。

其次，在HJT組件的降本力度上，根據(jù)SOLARZOOM新能源智庫成本分析模型，當(dāng)前HJT組件的全產(chǎn)業(yè)鏈不含稅成本（已刨除多晶硅、硅片、電池片、組件四個環(huán)節(jié)的利潤，未刨除輔材輔料的利潤）約為1.29元/W，略高于P-Perc的1.17元/W。上述測算的邊界條件是：（1）HJT電池片良品率90%、（2）電池轉(zhuǎn)換效率23.7%、（3）設(shè)備規(guī)模100MW單價6億元/GW、（4）銀漿、TCO靶材尚未國產(chǎn)化。

若HJT電池片良品率提高至95%、電池轉(zhuǎn)換效率提高至24%、設(shè)備規(guī)模250MW單價5億元/GW、銀漿及TCO靶材國產(chǎn)化，則對應(yīng)HJT組件全產(chǎn)業(yè)鏈不含稅成本將達(dá)到1.17元/W，與P-Perc全面持平（這也構(gòu)成了GW級電池投資在2020年下半年啟動的核心證據(jù)?。?

圖 10  HJT組件全產(chǎn)業(yè)鏈不含稅成本穿透計算表（當(dāng)前）

此外，在2-3年后，隨著持續(xù)的技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)規(guī)模的擴(kuò)大，HJT組件的全產(chǎn)業(yè)鏈不含稅成本將進(jìn)一步大幅下降。

第三，在組件每W發(fā)電量貼現(xiàn)值這一指標(biāo)上，HJT相比P-Perc存在著以下優(yōu)勢：

（1）無光致衰減、電勢誘導(dǎo)衰減、光熱衰減，25年長期衰減不超過8%。

（2）溫度系數(shù)只有-0.26%/℃，雙面率可達(dá)到96%以上，弱光響應(yīng)明顯，由此在溫度較高、地面反射較強(qiáng)的地區(qū)，發(fā)電量增益可達(dá)到10%，在溫度較低、地面反射較弱的項目上，發(fā)電量增益可達(dá)到5%。

由此，我們在光伏財務(wù)測算模型中，可以將首年衰減由2.5%調(diào)整至2.0%，每年衰減由0.7%調(diào)整至0.25%，系統(tǒng)效率可從82%上調(diào)5%（按最差地點(diǎn)保守測算）至86.1%。

基于上述三點(diǎn)，我們經(jīng)計算后認(rèn)為：在可以預(yù)見的2-3年內(nèi)，基于HJT新電池技術(shù)的光伏系統(tǒng)成本可以降低至3.12元/W（假設(shè)BOS成本維持基本不變，HJT組件含稅價格降低至略高于1.12元/W的水平）?；贖JT電池的光伏項目在系統(tǒng)成本下降、衰減參數(shù)下調(diào)、系統(tǒng)效率參數(shù)上調(diào)的假設(shè)，在原1200小時有效發(fā)電小時數(shù)的地區(qū)，度電售價將降低至0.30元/kWh左右，恰好能夠滿足經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的全面平價上網(wǎng)條件。

相比HJT技術(shù)，當(dāng)前光伏產(chǎn)業(yè)的主流電池技術(shù)P-Perc由于在每W組件發(fā)電量貼現(xiàn)值上沒有優(yōu)勢，故而其必須以更大的組件降本幅度滿足真正意義上的平價上網(wǎng)。根據(jù)測算，P-Perc組件達(dá)到0.30元/kWh度電售價所對應(yīng)的組件價格不得超過0.80元/W，相比當(dāng)前1.70元/W的組件價格要下跌53%。這是當(dāng)前技術(shù)進(jìn)步已經(jīng)接近極限的P-Perc電池所完全不可能實現(xiàn)的。因此，在當(dāng)前P-Perc技術(shù)路線下，光伏產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)平價上網(wǎng)的可能性幾乎不存在！

同樣，在N-Pert、TOPCon、IBC等技術(shù)路線上，從產(chǎn)業(yè)化條件、組件成本的下降幅度、組件每W發(fā)電量貼現(xiàn)值的水平三個指標(biāo)上，均不及HJT技術(shù)。因此，無法滿足經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的平價上網(wǎng)條件！

經(jīng)過上述嚴(yán)密的邏輯論證，我們堅定的認(rèn)為：光伏產(chǎn)業(yè)要實現(xiàn)經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的真正平價上網(wǎng)，只有HJT技術(shù)能滿足0.30元/kWh的度電成本；而HJT技術(shù)在當(dāng)前的產(chǎn)業(yè)發(fā)展格局下，在2020年下半年有望啟動GW級的投資，在2-3年后將全面實現(xiàn)真正意義上的平價上網(wǎng)！

因此，光伏HJT電池技術(shù)將是實現(xiàn)經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的真正意義上的光伏平價上網(wǎng)的充分且必要條件！

第四篇：HJT電池產(chǎn)業(yè)化降本過程核心步驟的沙盤推演

既然HJT電池技術(shù)是光伏產(chǎn)業(yè)在未來2-3年內(nèi)實現(xiàn)經(jīng)電力約束調(diào)整后的平價上網(wǎng)的唯一正確的選擇，那么HJT電池產(chǎn)業(yè)化的過程又將如何實現(xiàn)呢？

我們認(rèn)為核心在于快速降本，而HJT電池降本又可以根據(jù)降本主體、降本方式的不同分為四個方面：（1）HJT自身（HJT設(shè)備商、電池商、組件商）的技術(shù)進(jìn)步所帶來的效率、良品率、產(chǎn)線規(guī)模的上升和耗材用量的下降，（2）核心設(shè)備、輔材輔料的國產(chǎn)化降低單位成本，（3）硅片企業(yè)推動薄片化進(jìn)程，（4）硅片企業(yè)降低N型硅片的售價。

圖 14  HJT產(chǎn)業(yè)的降本之路

具體到HJT產(chǎn)業(yè)化降本的具體步驟，我們觀點(diǎn)如下：

（1）自2020年1月開始，目前已經(jīng)進(jìn)入“HJT效率及良品率突破、與P型單晶成本差距縮小”的降本預(yù)期階段。

（2）預(yù)計在2020年下半年，將進(jìn)入到GW級電池商資本投入的第二階段（HJT的全產(chǎn)業(yè)鏈成本與P-Perc一致，但因為更佳的每W發(fā)電量貼現(xiàn)值而產(chǎn)品將獲得終端客戶的認(rèn)可）。

（3）2021年上半年，GW級電池商逐步投產(chǎn)、達(dá)產(chǎn)。此時HJT組件的售價或?qū)⑿》哂赑-Perc或與P-Perc基本一致，但因為更佳的每W發(fā)電量貼現(xiàn)值而獲得銷售放量。

（4）此時，在電池環(huán)節(jié)，P-Perc電池與HJT電池廠商之間將發(fā)生激烈的博弈；而在硅片環(huán)節(jié)，由于出現(xiàn)了GW級乃至10GW級的訂單，硅片企業(yè)必將出于自身利益及硅片企業(yè)的競爭而推動薄片化。

（5）2021年下半年至2022年，HJT電池不僅在每W發(fā)電量貼現(xiàn)值上優(yōu)于P-Perc，更將在成本和售價上全面低于P-Perc。

（6）隨著時間的推演，將出現(xiàn)對HJT電池環(huán)節(jié)的資本追逐，實現(xiàn)HJT電池技術(shù)在10GW級別向100GW級別上的深度放量。

（7）最終，伴隨著薄片化的進(jìn)程在100GW級別的HJT產(chǎn)能上的應(yīng)用，硅料、硅片產(chǎn)能將出現(xiàn)嚴(yán)重的過剩（HJT每W耗硅量有望從當(dāng)前的130μm降低至90μm），市場將因為供求關(guān)系的變化而出現(xiàn)硅料、硅片環(huán)節(jié)利潤及售價大幅下降，這又將進(jìn)一步的強(qiáng)化光伏產(chǎn)業(yè)的降本。最終實現(xiàn)HJT電池對P-Perc電池的全面替代，同時光伏度電成本將在當(dāng)前0.38元/kWh的基礎(chǔ)上降本20%至0.30元/kWh。

圖 15  HJT產(chǎn)業(yè)降本的關(guān)鍵性步驟推演

我們認(rèn)為，2020年1月以來，HJT電池全面替代P-Perc電池的進(jìn)程已經(jīng)正式啟動。只是上一輪光伏產(chǎn)業(yè)的技術(shù)替代發(fā)生在硅片環(huán)節(jié)，而這一輪光伏產(chǎn)業(yè)的技術(shù)替代將發(fā)生在電池環(huán)節(jié)。不同的是：

（1）上一輪光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)替代完成后，并沒有實現(xiàn)經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的平價上網(wǎng)，光伏產(chǎn)業(yè)仍然在第一大周期內(nèi)發(fā)展；而這一輪電池環(huán)節(jié)的光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)替代完成后，將直接達(dá)到經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的平價上網(wǎng)，開啟光伏產(chǎn)業(yè)長達(dá)30年的第二大周期（新能源增量替代大周期），同時開啟長達(dá)100年的人類第三代能源大周期。

（2）從可以預(yù)見的未來看，光伏電池技術(shù)的未來更新都可以在HJT電池技術(shù)上進(jìn)行疊加而無須更換主要設(shè)備，比如IBC、鈣鈦礦等，而最近幾年轉(zhuǎn)換效率快速提升的鈣鈦礦本身獨(dú)立形成產(chǎn)品在技術(shù)上還完全沒有突破（鈣鈦礦是一次性大面積成型的，然后再切割，故而穩(wěn)定性和一致性較難突破）。因此，我們認(rèn)為，HJT電池技術(shù)將大概率上成為未來10年的“終極”光伏電池技術(shù)。HJT電池替代P-Perc電池的這一歷史進(jìn)程，也將成為改變光伏產(chǎn)業(yè)歷史、改變新能源歷史、改變?nèi)祟惸茉催M(jìn)程的“顛覆之戰(zhàn)”！

第五篇：新能源平價上網(wǎng)的用戶側(cè)電價測算：儲能的閃亮登場

在光伏經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的平價上網(wǎng)實現(xiàn)（光伏度電售價達(dá)到0.30元/kWh）后，用戶側(cè)亦將出現(xiàn)平價上網(wǎng)，對于電力用戶而言，不僅希望在光伏發(fā)電高峰時段實現(xiàn)平價，更希望在電價高峰時段實現(xiàn)更低的電價。這是需求側(cè)的一方面。在供給側(cè)的另一方面，由于光伏發(fā)電在中午時段需要為超過電力負(fù)荷50%以上的部分支付調(diào)峰費(fèi)用，故而其電力現(xiàn)貨價格將維持在較低水平。這自然將為電力市場化后的儲能提供了更大的盈利空間。

那么，儲能在新能源產(chǎn)業(yè)增量替代的30年周期及100年級別的人類能源超級大周期（包含新能源增量替代、新能源存量替代兩大周期）中，將發(fā)揮怎樣的作用呢？

我們認(rèn)為，儲能將解決電力在時間上、空間上不可調(diào)節(jié)性的這一物理屬性（時間不可調(diào)意味著電力不能存儲，空間不可調(diào)意味著電力消費(fèi)必須基于電網(wǎng)的架設(shè)），從而改變?nèi)祟愡^去250年來對電力的使用方式。

具體而言，儲能通過在低等效負(fù)荷（低負(fù)荷+可再生能源高發(fā)電功率）時段充電，在高等效負(fù)荷（高負(fù)荷+可再生能源低發(fā)電功率）時段放電，從而實現(xiàn)對電力時間不可調(diào)節(jié)性的低成本突破。儲能的上述特征與光伏的結(jié)合則構(gòu)成對火電及煤炭能源的全天候替代（光伏本身只能實現(xiàn)在中午時段對煤炭的替代）。

而若儲能電池安裝在汽車、工程機(jī)械、農(nóng)業(yè)機(jī)械、輪船等可移動設(shè)施上，則構(gòu)成對電力空間不可調(diào)節(jié)性的全面突破。儲能的上述特征進(jìn)一步構(gòu)成對石油的替代。

因此，儲能將構(gòu)成新能源增量、存量取代以煤油氣為核心的第二代人類能源的關(guān)鍵性技術(shù)。

那么儲能將以何種形式出現(xiàn)，儲能的經(jīng)濟(jì)性又將在何種情況下出現(xiàn)？我們判斷如下：

（1）未來儲能將以兩種形式出現(xiàn)在歷史舞臺上：一為采取“兩充兩放”策略的用戶側(cè)儲能，二為同時參與調(diào)峰、調(diào)頻等多項輔助服務(wù)的發(fā)電側(cè)儲能（或可以是“獨(dú)立服務(wù)服務(wù)提供商”）。

（2）在當(dāng)前的儲能電池技術(shù)條件（主要指循環(huán)壽命）和成本條件下，當(dāng)前可以實現(xiàn)在0.45元/kWh平均電價差、“兩充兩放”策略下的用戶側(cè)儲能平價上網(wǎng)（僅適用于高電價差地區(qū)）。若要進(jìn)一步實現(xiàn)全國范圍內(nèi)的儲能平價上網(wǎng)或新能源用戶側(cè)平價上網(wǎng)，鑒于電力市場化后全國“兩充兩放”策略下的平均度電價差約在0.30元/kWh左右，則對應(yīng)著儲能電池（含BMS及直流匯流柜）的售價應(yīng)達(dá)到0.70元/Wh左右的水平。

圖 16  用戶側(cè)儲能全國平價上網(wǎng)所對應(yīng)的系統(tǒng)成本與電價差

在上述條件下，我們提出下述光儲電力的商業(yè)模式，并由此測算用戶側(cè)平價上網(wǎng)如下：

（1）受屋頂面積的有限性影響，集中式光伏將作為光伏未來的主要形式。分布式光伏為補(bǔ)充。集中式光伏發(fā)電在電力負(fù)荷50%以下的部分按照基準(zhǔn)高電價出售給電網(wǎng)；集中式光伏發(fā)電在電力負(fù)荷50%以上的部分按照現(xiàn)貨市場低價拍賣。

（2）用戶側(cè)儲能、獨(dú)立輔助服務(wù)提供商作為未來儲能的主要發(fā)展形式。其中，用戶側(cè)儲能的商業(yè)模式更為清晰，盈利更容易計算。其通過電力現(xiàn)貨市場低價購買夜間、中午時段的低成本電力，并在高電價的上午、下午及傍晚時段將電力出售給用戶。

（3）在國內(nèi)500GW左右的裝機(jī)水平上，若按照高電價光伏發(fā)電0.38元/kWh、低電價光伏發(fā)電0.10元/kWh測算，集中式光伏發(fā)電的平均售價為0.30元/kWh。集中式光伏的電力中高電價部分直接出售給電力用戶，考慮0.20元/kWh左右的過網(wǎng)費(fèi)及政府性基金及附加后，10kV用戶側(cè)的成本為0.58元/kWh；而其低電價部分出售給用戶側(cè)儲能。

（4）用戶側(cè)儲能按照0.10元/kWh的現(xiàn)貨價格購買中午時段的光伏保障性小時數(shù)以外的部分，在支付了0.20元/kWh左右的過網(wǎng)費(fèi)及政府性基金及附加后，10kV用戶側(cè)儲能的電力成本約為0.30元/kWh，考慮0.30元/kWh不到的平均電價差，用戶側(cè)儲能在峰段的售價達(dá)到0.60元/kWh以內(nèi)。

（5）綜合光伏發(fā)電的高電價部分在中午時段直接出售給電力用戶的部分，以及其低電價部分通過儲能在騰挪時間后于峰段出售給電力用戶的部分，電力用戶消費(fèi)光儲電力所實現(xiàn)的全天候加權(quán)平均電價約為0.58元/kWh，從而與電力市場化后全國火電的平均10kV用戶側(cè)電價達(dá)到一致的水平。

那么，儲能電池（含BMS及直流匯流柜）在何時能達(dá)到0.70元/Wh的電池售價？我們認(rèn)為按照目前的降本速度及企業(yè)利潤釋放速度，大約在3-5年以后達(dá)到這一水平。

因此，我們認(rèn)為，在HJT電池技術(shù)的推動下，光伏實現(xiàn)經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的平價上網(wǎng)的時間，略早于用戶側(cè)儲能平價上網(wǎng)，但差不多在2025年前，應(yīng)當(dāng)能完全看到光伏及儲能全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)。

當(dāng)然，儲能商業(yè)模式的成立，仍須以全國電力市場化改革完成、解決用戶側(cè)儲能主體風(fēng)險溢價問題為前提條件。這是在未來5年內(nèi)，我們需要觀察和密切跟蹤的。

但無論如何，在5年后的2025年，伴隨著中國實現(xiàn)“中國制造2025”，光儲電力必將全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，從而以新能源增量替代為核心的30年大周期，以及未來100年的人類能源大周期，將共同迎來第一波主升浪！

第六篇：我們?yōu)槭裁丛谶@個時點(diǎn)上全面看好新周期？

2015年以來，SOLARZOOM新能源智庫持續(xù)為光伏產(chǎn)業(yè)提示風(fēng)險，并不斷觀察新的大周期何時啟動。具體如下：

（1）2015年中，我們向產(chǎn)業(yè)及金融客戶全面提示西部限電風(fēng)險，并認(rèn)為西部限電風(fēng)險在可以預(yù)見的未來“無解”。正如我們所預(yù)測，2015年下半年至2016年，西部限電問題全面爆發(fā)。至今上述問題仍未得以解決。

（2）2017年下半年，我們在光伏制造業(yè)需求和供給側(cè)共振向上時，探討新老大周期能否無縫切換這一問題。

（3）2018年2月，我們向金融客戶全面提示補(bǔ)貼缺口風(fēng)險，并認(rèn)為補(bǔ)貼缺口問題在可以預(yù)見的未來“無解”。正如我們所預(yù)測，2018年5月31日，國家出臺531政策，啟動光伏補(bǔ)貼的全面退出計劃。

（4）2019年5月末，在能源局全部相關(guān)光伏政策出臺完畢后，我們撰寫報告向金融客戶提示風(fēng)險，認(rèn)為2019年的全年新增裝機(jī)量將在20-25GW區(qū)間。這雖顯著低于當(dāng)時的金融市場及產(chǎn)業(yè)的一致預(yù)期，但預(yù)測與最終的結(jié)果方向最為吻合。

（5）2019年9月4日，我們在觀察到中東部省份的電力約束問題逐步顯現(xiàn)后，向金融客戶提示全國范圍內(nèi)電力約束的風(fēng)險。

經(jīng)過5年時間的風(fēng)險提示，及對未來30年光伏增量替代大周期（光伏第二大周期）及未來100年新能源周期啟動信號的觀察，我們SOLARZOOM新能源智庫正式于2020年1月9日提出：新能源的100年新周期正式啟動！

在戰(zhàn)略層面上，我們在當(dāng)前這個時間點(diǎn)上提出新周期啟動的核心理由已經(jīng)在第一篇內(nèi)論述，歸納起來無非是三點(diǎn)：

（1）新能源于2019年超越核電成為人類第五大能源，新能源從體量上具備了與傳統(tǒng)煤油氣能源的競爭資格。

（2）新能源的經(jīng)濟(jì)性問題及電力約束問題已經(jīng)看到清晰的產(chǎn)業(yè)路徑，HJT電池的產(chǎn)業(yè)化恰好能完成光伏平價上網(wǎng)前的最后一公里降本，支付電力約束問題相關(guān)的調(diào)峰成本。

（3）伴隨著美伊對抗格局的全面形成，中國在未來十年所面臨的戰(zhàn)略壓力急劇下降，由此中國將確定性的完成“中國制造2025”并取代美國成為全球領(lǐng)導(dǎo)者，作為中國制造的重要名片，新能源的崛起和中國的崛起將互為因果。

在戰(zhàn)術(shù)層面上，我們看好新周期的具體考量包括：

（1）HJT核心設(shè)備國產(chǎn)化技術(shù)突破在即，轉(zhuǎn)換效率、良品率將達(dá)到可以啟動GW級投資的水平。

（2）伴隨著2019年遺留項目的延遲并網(wǎng)，以及央企國企在新能源投資上的再次發(fā)力，2020年國內(nèi)裝機(jī)量預(yù)計不低于2019年的水平。

（3）目前在山西、山東、河北、河南、江蘇、安徽、浙江等重點(diǎn)省份上，暫沒有看到單月新增裝機(jī)量為0的情況，雖然電力約束問題開始顯現(xiàn)，但尚有余地（若按全國風(fēng)光裝機(jī)占比達(dá)到25%或30%測算，光伏+風(fēng)電還剩125GW/200GW的空間，足夠未來2年的發(fā)展）。全球電力約束問題也差不多是同樣的情況。若在2-3年的時間內(nèi)HJT如我們所料，成功幫助光伏產(chǎn)業(yè)度電成本降低至0.30元/kWh（1200h地區(qū)），則將實現(xiàn)新老周期的無縫切換。

（4）2020年1月美伊全面對抗以來，全球原油價格出現(xiàn)大幅上漲，鑒于美伊兩國間的長期不可調(diào)和性、特朗普在2020年大選中的競選需要、美國共和黨在下一個政治周期中的利益變現(xiàn)訴求，未來幾年全球油價將易漲難跌，這將為除中國、印度以外的海外光伏市場（注：中國、印度電力以煤炭發(fā)電為基礎(chǔ)）更快實現(xiàn)經(jīng)電力約束成本補(bǔ)償后的平價上網(wǎng)營造一個良好的氛圍。