产业聚焦 | 双碳大背景，光伏产业未来发展

一、从经济性、政策、消纳角度，分析分布式光伏空间

据国家能源局，2022年我国光伏新增装机达 87.4GW，同比+59%，其中，分布式装机达51.11GW，同比+207.9%，已连续两年超过集中式电站，主要系工商业分布式装机超翻倍增长，装机达25.85GW，同比+236.5%；户用分布式光伏新增装机达25.2GW，同比+17%。

分布式市场方面，整县推进及其他工商业分布式和户用光伏建设将继续支撑分布式光伏发电市场，装机总量将呈现上升态势，“十四五”时期将形成集中式与分布式并举的发展格局。

欧洲：能源自主可控及自发经济性推动分布式光伏装机势头持续。政策因素方面，《欧洲太阳能屋顶计划》作为欧盟REPowerEU战略的一部分，旨在快速完成大规模分布式光伏部署，欧洲新能源转型超出预期。市场因素方面，欧洲各国批发电价高企刺激分布式光伏装机。发电上网电价补贴（FIT）和“自发自用、余电上网”也将成为促进分布式发展的重要动力，政府主导的拍卖计划以外的工商业分布式项目越来越有吸引力，企业购电协议（PPA）与现货市场销售的商业模式得到推广，预计未来五年工商业分布式新增装机略超户用分布式。

美国：ITC补贴政策利好光伏新增装机。投资税收抵免（ITC）允许光伏房地产、 商用及公用事业投资者享受30%的联邦税收抵免，并可将抵免额应用于个人所得税。IRA法案的通过使得ITC得以延期，从而为美国光伏产业提供了长期投资环境，推动了竞争和技术创新，并降低消费者能源成本。

IEA预测2023-2025年美国新增光伏装机24.5GW/29.5GW/35.3GW，其中新增分布式装机7.6GW/8.4GW/10.2GW。

澳洲：户用分布式对新增光伏装机贡献大。政府实施的资金补贴和光伏发电上网电价补贴政策，以及澳洲特有的光照资源优势，都有助于打开屋顶光伏市场接受度。截至2021年底，澳大利亚户用装机已累计300万户，户用发电量占全国总量8%以上。

日本：改善可再生能源市场整合，分布式和集中式光伏均衡发展。因国土面积有限、电力需求大，因此屋顶光伏和分布式电站在前期发展迅速。为了推动再生能源发展，正在将光伏政策从FIT向FIP转变，后者指的是通过溢价的形式对再生能源发电企业进行补助，预计将在大型电站领域催生新的商业模式。同时，通过划定优惠区域（包括公共建筑和农业用地）以及企业PPA，也将对分布式光伏产生积极影响。

（一）经济性：硅料供给释放，EPC及电站项目IRR回升

随着硅料新增产能项目陆续投产，叠加新疆运输恢复，根据硅业分会，23年1月单月硅料供给已达10万吨（约38.5GW)，年化产能达460GW，已接近大尺寸硅片22年底产能，随着硅料端采购意愿趋于宽松，硅料价格已拐入降价通道。我们认为随着硅料库存积压叠加新增产能释放，当供给增速大幅领先于需求增速后，硅料将进入降价通道，主产业链迎来利润重新分配机会，组件价格伴随硅料价格下跌，电池技术提升发电效率，度电成本下降将大力刺激光伏装机需求加速。

各环节产能加速扩张，产业链利润重新分配。根据InfoLink统计，2022年底硅料、硅片、电池、组件有效产能均已达500GW以上，考虑各环节都仍有扩产计划落地，预计2023年仍会增加200GW以上的全新产能，对应全年不超过400GW需求较为宽裕。

（二）政策：地面与户用并进，工商业光伏渐成刚需

地面：我国“十四五”规划中提出建设九大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地以及五大海上风电基地，一、二批合计申报规模超过550GW。2021年底，国家发改委和能源局印发了第一批规模为97.05GW的大型风电光伏基地建设项目清单；第二批风光大基地项目规模超450GW，根据规划，其中200GW预计于十四五期间落地。

根据国家能源局，截至2022年前三季度，光伏组件招标规模超124GW，超21年全年近三倍，预计全年光伏组件招标规模将突破150GW，尚未转化为组件采购及装机的项目将为23年装机高增长奠定指标基础，随着2023年硅料进入降价通道，积压近两年的地面电站建设将出现提速。

户用：整县推进掀起地方投资热潮，多省出台相关文件推动光伏建设。国家能源局综合司分别于2021年6月20日和9月8日下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》与《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，对不同建筑可安装光伏比例做出要求，并公布全国整县开发分布式光伏试点名单：通知要求党政机关建筑屋顶、公共建筑屋顶、工商业厂房屋顶、农村居民屋顶安装光伏发电比例分别不低于50%、40%、30%、20%。

政策下发后，以国家电投、国家能源集团为首的多家央国企纷纷下场抢夺分布式光伏资源，屋顶光伏规模化开发成效显著，非户用分布式光伏市场持续扩大。“十四五”期间，中国光伏产业将形成集中式与分布式并举的发展格局，在产业政策推动下，分布式光伏的增长空间巨大。

工商业：碳排放双控落地，“限电、限产”频发，分布式电站成为企业刚需。2022年3月政府工作报告中指出“推动能耗‘双控’”向碳排放总量和强度‘双控’ 转变”，意味着新增可再生能源和原料用能不再纳入能源消费总量考核范围，政策环境加快光伏发电需求提升。面临稳经济、降能耗、控碳排的三重压力，地方政府政策逐渐向建设周期更短、效果更佳的分布式光伏项目倾斜；同时。各地“能耗双控”政策频出，甚至部分企业被迫停产、限电，分布式光伏电站具备就地消纳能力，白天工作时间与企业用电高峰匹配，能有效减小电网压力，缓解供电紧张。因此越来越多工商业企业通过安装分布式光伏来保障生产经营活动的用电稳定，不受限电制约且符合绿色电力交易趋势的分布式光伏有望迎来发展新机遇。

（三）消纳：分布式受约束少，消纳潜力大于集中式

集中式电站较距负荷较远，通常需通过特高压直流进行外送，目前所采用的特高压常规直流技术要求运行过程中功率流尽量平稳，使得送端和受端均需要进行调峰调频，成为影响消纳的主要因素。在送端地区，由于新能源出力波动，而特高压直流要求输电功率流尽可能平稳，因此需要调用大量电力系统灵活性资源，与新能源打捆，确保功率流较为平稳后，方能上送特高压直流通道。在受端地区，由于负荷曲线在不同地区、不同季节、不同日期（工作日和节假日）均存在明显差异，而特高压直流的功率流（一般日内仅设置 2、3档传输功率水平）难以跟随负荷曲线变化， 因此在受端地区亦需要调用大量电力系统灵活性资源，填补负荷曲线与外受电曲线间的差值。

分布式电站与负荷端相伴，就地消纳可冲抵部分用电需求，电力系统中的灵活性资源响应净负荷曲线变化即可实现供需平衡。从电网视角看用电负荷，当无分布式新能源时，电网供电需要满足的是真实负荷曲线，当有分布式新能源时，电网供电需要满足的是净负荷曲线（真实负荷曲线与新能源出力曲线的差值）。从分布式新能源自身影响来看：从物理运行角度（非电费结算角度）而言，分布式新能源发电量优先自发自用。当分布式光伏装机较少时，净负荷曲线有可能较负荷曲线波动降低，减少调峰需求；而随着装机增长，净负荷曲线波动又会加大，调峰需求增加。对比集中式新能源来看：分布式新能源只需要进行1次调峰调频（响应净负荷曲线变化，进行调节），而集中式新能源需要2次调峰调频（送端和受端各1次）。分布式新能源需要的灵活性资源小于集中式新能源。

综上，集中式新能源需要通过特高压直流进行外送，此时送端和受端地区均进行调峰调频，而分布式新能源与负荷相伴，仅需要灵活性资源响应净负荷曲线的变化。因此从调节约束看，分布式新能源所受约束更少，消纳潜力大于集中式新能源。

二、从商业模式切入，分析分布式光伏壁垒及创新

按照电站选址和并网方式的不同，光伏电站可以分为集中式光伏电站和分布式光伏电站。

集中式光伏电站通常将光伏阵列安装在较为宽广的山地、水面、滩涂、 荒漠等区域，经阳光照射，光伏阵列将产生的直流电经汇流箱送至逆变器转化为交 流电，经升压站升压后接入电网，由电网统一收购调配的电站模式，利用电网远距离传输到终端用户，具有规模效应，管理难度较小，但存在建设周期长、占用土地资源等弊端。目前我国集中式光伏电站规模一般在10MW以上，100MW以上的大规模 光伏电站数量不断增加。

分布式光伏电站是指利用闲置屋顶等资源，布置在用户附近的发电系统。分布式光伏电站系统集成业务系根据客户需求，提供屋顶开发、勘察排布、项目建设、并网移交等全过程或若干过程的技术集成服务，最终向客户交付分布式光伏电站资产的业务。分布式光伏电站靠近用电侧负荷中心，所发电力就近消纳，并可将剩余电力上传至公共电网。

（1）根据屋顶类型不同，分布式光伏电站可分为户用、工商业及农/林/渔光互补分布式光伏，其中户用和工商业占主要地位；工商业光伏电站系统集成业务系利用工商业建筑闲置屋顶、空闲场地建设分布式光伏发电站，相比户用在建筑面积、 装机规模上更大，工商业光伏电站平均装机容量约1,000kW，户用光伏电站平均装机容量约为20kW。

（2）根据客户是否拥有屋顶所有权属，可分为第三方投资和业主自有光伏电站。

（一）工商业资源壁垒高企

1. 收入方面：（1）“全额上网”模式的收入由上网部分电价以及补贴收入构成，客户即为当地电网公司；（2）“自发自用、余量上网”模式的收入由上网部分电费、自用部分电费和政府补贴三部分收入构成；自发自用部分电力客户为电站屋顶业主，余量上网部分电力客户为当地电网公司。目前国内分布式光伏电站投资运营项目的上网电价执行当地燃煤机组标杆电价。自用部分电价主要系电力就近供业主消纳。补贴电价收入是指国家及地方对于分布式光伏发电项目给予相应的光伏发电补贴。

2. 成本方面：地面电站系统造价显著高于分布式，主要系升压站、土地租金和电网接入成本较高所致：（1）地面光伏系统初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、一次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等部分构成。2022年我国地面光伏系统初始全投资成本为4.13元/W左右，其中组件约占47.09%，同比上升1.09pct。根据CPIA，随着产业链各环节新建产能逐步释放，组件效率稳步提升，初始全投资成本可下降至3.79元/W。

（2）分布式光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、电网接入、屋顶租赁、屋顶加固以及一次设备、二次设备等部分构成。2022年我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为3.74元/W，2023年预计下降至3.42元/W。随着硅料供给关系扭转，价格下行带动组件回落，有利于降低初始投资成本，从而提升项目收益率。

硅料降价能对分布式光伏电站在发电量及成本方面带来明显改善空间。电价方面，分布式光伏电站的电价主要锚定工业及居民电价，其中工商业电价又高于户用电价，而地面电站主要采用竞价机制，电价最低；成本方面，分布式电站系统的初始投资成本远低于集中式光伏电站，同时集中式电站还需承担配储及远距离传输等消纳成本，因此分布式电站的收益率弹性更高。随着硅料跌价，分布式电站运营商在发电量、发电价、发电成本及政策方面均有向上改善空间。

分布式光伏行业的壁垒主要为资源获取、渠道搭建、资金实力等方面。

三、基于分布式商业模式及壁垒的投资机会

根据国家能源局，2022年新增分布式光伏共51.1GW，同比增长74.58%；其中工商业光伏新增装机量为25.87GW；户用光伏新增装机量为25.25GW。

其中，浙江省的工商业光伏装机量常年领先，主要系省内优质企业多、当地电价较高，政策端大力支持，22年浙江省政府出台规划，提出到2025光伏装机达到27.5GW、分布式比重超过50%，目前已有20多个地区出台相应补贴政策。

免责声明：本文内容与图片来源于未来智库，转载于智超讲财商（内容有所删减，查看原文请点击阅读原文），仅提供信息交流平台，不为其版权负责。