人類自18世紀末進入工業革命時代以來，每100年就會產生一種新的能源，伴隨著對這種新能源的運用，這個藍色星球的領路人也在不斷更替。

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

	  100多年前，這種新能源叫做石油，這個領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，這個領路人便是我們偉大而可愛的祖國——中華人民共和國！

	  ——馬弋崴

	  第一篇：從能源革命的必要性及迫切性提起

	  人類的文明源遠流長，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革命以來的這250年。過去250年來，人類的人口增速出現了10倍于此前數千年的壯觀景象，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年內快速而瘋狂的使用。在當前全球年均約140億噸油當量的消費水平及年均2%的用能增速下，即使石油、煤炭、天然氣的可采儲量進一步翻番至2萬億噸油當量，60多年后人類也將面臨傳統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、秸稈度日的農業時代？人類何以維持全球接近80億的人口體面而有尊嚴的長期生存？人類何以自由而全面的發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！！！

	  過去相當時間內，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160多年的新能源，找到了經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濟性的光儲電力！

	  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2%用能量增長的需求，更因為其清潔性、安全性、獨立性、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路線及發展路徑完全實現真正意義上的平價上網，達到經電力約束成本補償后的真正經濟性！

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

	  我們認為有三大原因：

	  （1）新能源產業經過長達十幾年的發展，截止2019年末，其在人類能源結構中的占比首次超過了核電，而成為人類第五大能源。預計在可以預見的3-5年內，新能源在人類能源結構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展，沒有解決兩個核心問題，一為經濟性，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，已經能夠滿足在不考慮電力約束、全球各國補貼退出的情況下實現平價（即，光伏產業當前所認為的平價，但實際上由于電力約束問題，平價還沒有到）。而在光伏產業終極技術——異質結（HJT）技術的推動下，光伏的度電成本將再降20%，從而可彌補并支付因光伏電力的非全天候不可調度性所帶來的現由電網和火電企業所承擔的外部性成本。2020年1月，伴隨著HJT裝備及技術的全面突破，在可以預見的2-3年后的未來，將全面實現最后一公里的光伏降本目標。而在可以預見的3-5年后的未來，儲能系統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濟性。

	  （3）以光儲電力為核心的新能源，中國將成為其明確的主導國。中國在全球光伏制造業、磷酸鐵鋰電池制造業上，分別占有全球80%和100%的市場份額。中國的經濟體量、全球政治影響力，早已處于全球第二的位置。特別是中國過去數年來所提出的“一帶一路”戰略、構筑人類命運共同體的政治理念，已經逐步獲得全球除美國以外各國政府與人民的高度認同，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，美國發動對伊朗高級將領的斬首行動，并引發了伊朗舉起全球反美大旗，徹底打破了全球地緣政治的現有格局。美國對中國的戰略牽制將由此全面、大幅的放松，這將徹底結束中國自2010年美國亞太再平衡戰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！而有實力強大的中國作為主導國和堅實保障，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、中國制造2025的歷史突破，更能看到中國在工業革命以來首次在經濟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革命上所取得的顯著領先地位，以及中國構筑人類命運共同體的博大胸襟，而全面實現中國第二個百年夢想，引領人類走向新的紀元。這一切，將與新能源對傳統能源的全面替代互為因果。新能源，將徹底補上中國的最后一塊短板，實現中國在“資源-制造-消費”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：（1）經濟性上的欠缺。（2）物理屬性上的欠缺。

	  在經濟性方面，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貼、退稅政策，全球新增裝機量從1GW迅猛發展至100GW。伴隨著光伏組件價格、系統成本、度電成本的下降，單位補貼強度不斷遞減，但仍然不改變過去十幾年的光伏大周期由補貼驅動這一事實。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貼大周期。

	  在物理屬性方面，不包含儲能的光伏電力本身（風電也類似），具有間歇性、波動性、難以預測性及非全天候的不可調度性。所謂的間歇性、波動性、難以預測性，決定了光伏給電網調度在調頻上所提出的挑戰；伴隨著光伏項目普遍安裝自動發電控制（AGC）系統，而過往兩年大量火電機組實施了調頻儲能，這個問題已經解決。而所謂的非全天候的不可調度性，決定了光伏給電網及火電機組在調峰上所提出的挑戰——這個問題，是2015年中國西部地區全面爆發限電問題以來一直困擾著光伏行業、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，其風光裝機量占比已經接近甚至突破20%的水平，火電機組已經在風光資源最好的時點達到50%以下的深度調峰（一般而言，國內火電機組的最大調峰深度在50%左右，如果在中午時段階段性關停機組，啟停成本過高而令火電廠無法接受；而如進一步壓低火電機組的調峰深度，則需要對機組進行大規模的靈活性改造并產生費用），而這些省份的電網、能源局分別提出要求，或者將調峰儲能的配置作為新能源接入的條件，或者開始討論下調保障性發電小時數，以市場化的方式解決調峰壓力。

	  （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，也已經出現局部甚至是大面積的電力消納困難。此外，全球風光裝機量占比也已經達到20%左右（注：全球各國電網調度水平的差異、電力機組結構差異所導致的調峰能力差異，會導致電力約束的爆發時點略有不同，但電力約束本身是個不可回避的問題）。我們認為，在過去十幾年的光伏第一大周期中，以調峰壓力為核心的電力約束問題成為制約光伏產業進一步發展的主要障礙。從而，由電網、可調峰電源企業無償為新能源提供調峰服務，也構成光伏第一大周期的主要特征。

	  那么，光伏發電的非全天候不可調度性該怎么解決呢？

	  我們認為有三大方式：

	  第一，通過電力市場發揮作用，在現貨市場、輔助服務市場的聯動下，由光伏的裝機量推動高輻照強度的中午現貨市場價格下跌及調峰服務價格的上漲，最終推動火電企業展開靈活性改造，從而在中午時段通過提供50%以下的深度調峰，甚至推動火電企業在光伏發電高峰時段關停機組，由此保障光伏電力的全部消納。

	  第二，電力市場發揮作用，中午時段電力現貨價格的走低將導致用戶側儲能“兩充兩放”策略的經濟性大幅提升，從而由儲能在中午時段消納光伏電力。與此同時，中午時段調峰服務價格的上漲，將導致作為獨立輔助服務提供商的發電側儲能獲得經濟回報的提升，由此共同參與對午間過剩光伏電力的消納。

	  第三，由地方電網或能源主管部門發布行政命令，要求光伏、風電的并網必須配置一定比例的儲能，從而解決調度難題。

	  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，當風光裝機量占比超過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模實現的（注：全球抽水蓄能只占2%，而未來的儲能行業規模將遠超這個水平，達到與光伏、風電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內所謂的“光伏平價上網”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：只要光伏發電的物理缺陷所導致的外部性成本（原本由電網及參與調峰的發電機組承擔）內部化，光伏電力的電力約束就不構成其規模增長的制約。

	  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換成經濟性問題，光伏發電的度電成本該降至什么水平，才能實現真正意義上的“經電力約束成本補償后的平價上網呢”？

	  我們提出一個實用而簡便的操作方法：對于風電、光伏發電功率在最大用電負荷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）實現上網；風電、光伏發電功率越大的，上網電價越低。

	  在國內，若用電負荷50%以下部分（全國工作日的最高電力負荷大約在1000GW左右，50%就是500GW，在風光資源較好的時段，分配給光伏和風電大概各250GW）按當前國內0.38元/kWh的上網電價計算、用電負荷50%以上部分若按0.10元/kWh的現貨價格計算，則光伏裝機量要在當前200GW的水平上再實現爆發式增長至500GW水平，必須達到加權平均0.30元/kWh的發電側平均電價。

	  那么，從目前中國中東部地區的平均輻照強度計算，當前的光伏組件價格、系統成本是否已經達到了上述水平呢？

	  經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系統成本及1200小時的有效發電小時數計算，度電售價為0.38元/kWh。只達到了未支付電力約束成本補償前的平價上網，尚未達到支付電力約束成本補償后的平價上網，其發展規模必然受到電力接入問題的困擾！

	  那么，光伏度電售價如何在當前0.38元/kWh的全國中東部平均脫硫煤電價水平上進一步下降20%以上呢？

	  我們認為，必須依靠光伏組件的進一步降本、增效！而且，由于光伏系統成本BOS大部分是與功率相關（逆變器、匯流箱、變壓器、外線及上述相關的安裝成本，路條費）而非與面積相關（支架及安裝、基礎及安裝、組件的安裝），光伏系統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發電量貼現值的提升來實現。這就是所謂的光伏平價上網的最后一公里！

	  第三篇：異質結（HJT）是光伏真正平價上網的充分且必要條件

	  為了實現光伏真正平價上網前的最后一公里，我們認為必須要依靠組件成本的下降及組件每W發電量貼現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：（1）更高的電池效率，從而降低在電池、組件環節與面積相關的成本，（2）更薄的硅片，從而降低硅耗，同時因改變硅料、硅片環節的供求關系而降低硅價。

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

	  在當前光伏產業已經實現GW級量產或未來2-3年內有可能達到GW級量產的諸多技術路線中（P-Perc、N-Pert、TOPCon、IBC、HJT）中，只有異質結（HJT，又稱HIT或SHJ）能全部滿足上述條件。

	  那么，HJT電池技術在可以預見為未來2-3年內是否滿足了GW級量產的產業化條件，其在組件成本下降、每W發電量貼現值這兩個指標上的表現能否滿足光伏度電成本再降20%以上的要求呢？

	  首先，在產業化條件上，我們認為是完全可以的。原因如下：

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

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

	  （3）過去幾年以來，我國高端裝備制造業快速進步，尤其是半導體行業的技術逐步成熟，導致HJT行業四大生產步驟中核心難點環節（非晶硅膜沉積）的設備PECVD正在實現國產化突破。從而能在5-10nm的厚度等級上，實現可靠性、一致性和可重復性（原先光伏產業減反射膜環節的PECVD只能用于70-100nm厚度等級的沉積）。鈞石、理想能源、捷佳偉創、邁為股份、金辰股份等國內設備廠商已經或即將實現PECVD這一核心設備的國產化。

	  （4）以山煤國際、東方日升、彩虹集團、愛康科技、福建晉銳為代表的潛在HJT電池投資商已經磨刀霍霍，準備了數十億元的資金用于啟動HJT電池產業的GW級甚至是10GW級的量產投資。

	  （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進入國產化突破降本的階段。

	  （6）資本市場的熱情全面啟動，自2019年12月8日以來，資本市場經歷了近一個月的研究、討論，實現了對HJT產業的高度認識，HJT板塊已經全面形成，并出現顯著的連續的上漲。

	  綜上所述，從專利、技術、設備商、電池商、輔材輔料商、資本市場支持6個維度看，HJT產業化突破的條件全面滿足。只需等待HJT產業鏈設備成本降至5億元/GW以下、電池轉換效率達到24%、良品率超過95%甚至98%，HJT電池環節的投資便將正式啟動。根據我們的估計，上述GW級的電池投資將在2020年下半年出現。

	  其次，在HJT組件的降本力度上，根據SOLARZOOM新能源智庫成本分析模型，當前HJT組件的全產業鏈不含稅成本（已刨除多晶硅、硅片、電池片、組件四個環節的利潤，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）電池轉換效率23.7%、（3）設備規模100MW單價6億元/GW、（4）銀漿、TCO靶材尚未國產化。

	  若HJT電池片良品率提高至95%、電池轉換效率提高至24%、設備規模250MW單價5億元/GW、銀漿及TCO靶材國產化，則對應HJT組件全產業鏈不含稅成本將達到1.17元/W，與P-Perc全面持平（這也構成了GW級電池投資在2020年下半年啟動的核心證據！）。

	  此外，在2-3年后，隨著持續的技術進步和產業規模的擴大，HJT組件的全產業鏈不含稅成本將進一步大幅下降。

	  第三，在組件每W發電量貼現值這一指標上，HJT相比P-Perc存在著以下優勢：

	  （1）無光致衰減、電勢誘導衰減、光熱衰減，25年長期衰減不超過8%。

	  （2）溫度系數只有-0.26%/℃，雙面率可達到96%以上，弱光響應明顯，由此在溫度較高、地面反射較強的地區，發電量增益可達到10%，在溫度較低、地面反射較弱的項目上，發電量增益可達到5%。

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

	  基于上述三點，我們經計算后認為：在可以預見的2-3年內，基于HJT新電池技術的光伏系統成本可以降低至3.12元/W（假設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）。基于HJT電池的光伏項目在系統成本下降、衰減參數下調、系統效率參數上調的假設，在原1200小時有效發電小時數的地區，度電售價將降低至0.30元/kWh左右，恰好能夠滿足經電力約束成本補償后的全面平價上網條件。

	  相比HJT技術，當前光伏產業的主流電池技術P-Perc由于在每W組件發電量貼現值上沒有優勢，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。根據測算，P-Perc組件達到0.30元/kWh度電售價所對應的組件價格不得超過0.80元/W，相比當前1.70元/W的組件價格要下跌53%。這是當前技術進步已經接近極限的P-Perc電池所完全不可能實現的。因此，在當前P-Perc技術路線下，光伏產業實現平價上網的可能性幾乎不存在！

	  同樣，在N-Pert、TOPCon、IBC等技術路線上，從產業化條件、組件成本的下降幅度、組件每W發電量貼現值的水平三個指標上，均不及HJT技術。因此，無法滿足經電力約束成本補償后的平價上網條件！

	  經過上述嚴密的邏輯論證，我們堅定的認為：光伏產業要實現經電力約束成本補償后的真正平價上網，只有HJT技術能滿足0.30元/kWh的度電成本；而HJT技術在當前的產業發展格局下，在2020年下半年有望啟動GW級的投資，在2-3年后將全面實現真正意義上的平價上網！

	  因此，光伏HJT電池技術將是實現經電力約束成本補償后的真正意義上的光伏平價上網的充分且必要條件！

	  第四篇：HJT電池產業化降本過程核心步驟的沙盤推演

	  既然HJT電池技術是光伏產業在未來2-3年內實現經電力約束調整后的平價上網的唯一正確的選擇，那么HJT電池產業化的過程又將如何實現呢？

	  我們認為核心在于快速降本，而HJT電池降本又可以根據降本主體、降本方式的不同分為四個方面：（1）HJT自身（HJT設備商、電池商、組件商）的技術進步所帶來的效率、良品率、產線規模的上升和耗材用量的下降，（2）核心設備、輔材輔料的國產化降低單位成本，（3）硅片企業推動薄片化進程，（4）硅片企業降低N型硅片的售價。

	  具體到HJT產業化降本的具體步驟，我們觀點如下：

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

	  （2）預計在2020年下半年，將進入到GW級電池商資本投入的第二階段（HJT的全產業鏈成本與P-Perc一致，但因為更佳的每W發電量貼現值而產品將獲得終端客戶的認可）。

	  （3）2021年上半年，GW級電池商逐步投產、達產。此時HJT組件的售價或將小幅高于P-Perc或與P-Perc基本一致，但因為更佳的每W發電量貼現值而獲得銷售放量。

	  （4）此時，在電池環節，P-Perc電池與HJT電池廠商之間將發生激烈的博弈；而在硅片環節，由于出現了GW級乃至10GW級的訂單，硅片企業必將出于自身利益及硅片企業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發電量貼現值上優于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，將出現對HJT電池環節的資本追逐，實現HJT電池技術在10GW級別向100GW級別上的深度放量。

	  （7）最終，伴隨著薄片化的進程在100GW級別的HJT產能上的應用，硅料、硅片產能將出現嚴重的過剩（HJT每W耗硅量有望從當前的130μm降低至90μm），市場將因為供求關系的變化而出現硅料、硅片環節利潤及售價大幅下降，這又將進一步的強化光伏產業的降本。最終實現HJT電池對P-Perc電池的全面替代，同時光伏度電成本將在當前0.38元/kWh的基礎上降本20%至0.30元/kWh。

	  我們認為，2020年1月以來，HJT電池全面替代P-Perc電池的進程已經正式啟動。只是上一輪光伏產業的技術替代發生在硅片環節，而這一輪光伏產業的技術替代將發生在電池環節。不同的是：

	  （1）上一輪光伏產業技術替代完成后，并沒有實現經電力約束成本補償后的平價上網，光伏產業仍然在第一大周期內發展；而這一輪電池環節的光伏產業技術替代完成后，將直接達到經電力約束成本補償后的平價上網，開啟光伏產業長達30年的第二大周期（新能源增量替代大周期），同時開啟長達100年的人類第三代能源大周期。

	  （2）從可以預見的未來看，光伏電池技術的未來更新都可以在HJT電池技術上進行疊加而無須更換主要設備，比如IBC、鈣鈦礦等，而最近幾年轉換效率快速提升的鈣鈦礦本身獨立形成產品在技術上還完全沒有突破（鈣鈦礦是一次性大面積成型的，然后再切割，故而穩定性和一致性較難突破）。因此，我們認為，HJT電池技術將大概率上成為未來10年的“終極”光伏電池技術。HJT電池替代P-Perc電池的這一歷史進程，也將成為改變光伏產業歷史、改變新能源歷史、改變人類能源進程的“顛覆之戰”！

	  第五篇：新能源平價上網的用戶側電價測算：儲能的閃亮登場

	  在光伏經電力約束成本補償后的平價上網實現（光伏度電售價達到0.30元/kWh）后，用戶側亦將出現平價上網，對于電力用戶而言，不僅希望在光伏發電高峰時段實現平價，更希望在電價高峰時段實現更低的電價。這是需求側的一方面。在供給側的另一方面，由于光伏發電在中午時段需要為超過電力負荷50%以上的部分支付調峰費用，故而其電力現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，儲能在新能源產業增量替代的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，將發揮怎樣的作用呢？

	  我們認為，儲能將解決電力在時間上、空間上不可調節性的這一物理屬性（時間不可調意味著電力不能存儲，空間不可調意味著電力消費必須基于電網的架設），從而改變人類過去250年來對電力的使用方式。

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

	  而若儲能電池安裝在汽車、工程機械、農業機械、輪船等可移動設施上，則構成對電力空間不可調節性的全面突破。儲能的上述特征進一步構成對石油的替代。

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

	  那么儲能將以何種形式出現，儲能的經濟性又將在何種情況下出現？我們判斷如下：

	  （1）未來儲能將以兩種形式出現在歷史舞臺上：一為采取“兩充兩放”策略的用戶側儲能，二為同時參與調峰、調頻等多項輔助服務的發電側儲能（或可以是“獨立服務服務提供商”）。

	  （2）在當前的儲能電池技術條件（主要指循環壽命）和成本條件下，當前可以實現在0.45元/kWh平均電價差、“兩充兩放”策略下的用戶側儲能平價上網（僅適用于高電價差地區）。若要進一步實現全國范圍內的儲能平價上網或新能源用戶側平價上網，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，則對應著儲能電池（含BMS及直流匯流柜）的售價應達到0.70元/Wh左右的水平。

	  在上述條件下，我們提出下述光儲電力的商業模式，并由此測算用戶側平價上網如下：

	  （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。分布式光伏為補充。集中式光伏發電在電力負荷50%以下的部分按照基準高電價出售給電網；集中式光伏發電在電力負荷50%以上的部分按照現貨市場低價拍賣。

	  （2）用戶側儲能、獨立輔助服務提供商作為未來儲能的主要發展形式。其中，用戶側儲能的商業模式更為清晰，盈利更容易計算。其通過電力現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500GW左右的裝機水平上，若按照高電價光伏發電0.38元/kWh、低電價光伏發電0.10元/kWh測算，集中式光伏發電的平均售價為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左右的過網費及政府性基金及附加后，10kV用戶側的成本為0.58元/kWh；而其低電價部分出售給用戶側儲能。

	  （4）用戶側儲能按照0.10元/kWh的現貨價格購買中午時段的光伏保障性小時數以外的部分，在支付了0.20元/kWh左右的過網費及政府性基金及附加后，10kV用戶側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，用戶側儲能在峰段的售價達到0.60元/kWh以內。

	  （5）綜合光伏發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，電力用戶消費光儲電力所實現的全天候加權平均電價約為0.58元/kWh，從而與電力市場化后全國火電的平均10kV用戶側電價達到一致的水平。

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

	  因此，我們認為，在HJT電池技術的推動下，光伏實現經電力約束成本補償后的平價上網的時間，略早于用戶側儲能平價上網，但差不多在2025年前，應當能完全看到光伏及儲能全面實現平價上網。

	  當然，儲能商業模式的成立，仍須以全國電力市場化改革完成、解決用戶側儲能主體風險溢價問題為前提條件。這是在未來5年內，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“中國制造2025”，光儲電力必將全面實現平價上網，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：我們為什么在這個時點上全面看好新周期？

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

	  （2）2017年下半年，我們在光伏制造業需求和供給側共振向上時，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貼缺口風險，并認為補貼缺口問題在可以預見的未來“無解”。正如我們所預測，2018年5月31日，國家出臺531政策，啟動光伏補貼的全面退出計劃。

	  （4）2019年5月末，在能源局全部相關光伏政策出臺完畢后，我們撰寫報告向金融客戶提示風險，認為2019年的全年新增裝機量將在20-25GW區間。這雖顯著低于當時的金融市場及產業的一致預期，但預測與最終的結果方向最為吻合。

	  （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后，向金融客戶提示全國范圍內電力約束的風險。

	  經過5年時間的風險提示，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！

	  在戰略層面上，我們在當前這個時間點上提出新周期啟動的核心理由已經在第一篇內論述，歸納起來無非是三點：

	  （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煤油氣能源的競爭資格。

	  （2）新能源的經濟性問題及電力約束問題已經看到清晰的產業路徑，HJT電池的產業化恰好能完成光伏平價上網前的最后一公里降本，支付電力約束問題相關的調峰成本。

	  （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導者，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。

	  在戰術層面上，我們看好新周期的具體考量包括：

	  （1）HJT核心設備國產化技術突破在即，轉換效率、良品率將達到可以啟動GW級投資的水平。

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

	  （3）目前在山西、山東、河北、河南、江蘇、安徽、浙江等重點省份上，暫沒有看到單月新增裝機量為0的情況，雖然電力約束問題開始顯現，但尚有余地（若按全國風光裝機占比達到25%或30%測算，光伏+風電還剩125GW/200GW的空間，足夠未來2年的發展）。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HJT如我們所料，成功幫助光伏產業度電成本降低至0.30元/kWh（1200h地區），則將實現新老周期的無縫切換。

	  （4）2020年1月美伊全面對抗以來，全球原油價格出現大幅上漲，鑒于美伊兩國間的長期不可調和性、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、印度電力以煤炭發電為基礎）更快實現經電力約束成本補償后的平價上網營造一個良好的氛圍。

	  重慶馳碩電子科技股份有限公司，成立于2014年10月，公司位于重慶市潼南區涼風埡工業園區創新大道666號占地50余畝，廠房面積1.8萬余平方，擁有光伏產業先進設備，員工200余人。其中研究與試驗發展人員4 1名，擁有高級技術職稱人員2 2人， 中級職稱4 3人， 擁有踏實的專業技能和豐富的研發生產經驗。主要生產銷售太陽能電池板、太陽能監控、太陽能路燈、太陽能發電系統，及承接分布式光伏發電站的建設和維護項目，是集研發、生產、銷售于一體的高新技術企業，歡迎各界來電咨詢！