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我們對2022年1月各省市已落地的代理電價進行分析后發(fā)現(xiàn)，工商業(yè)電價同比大漲、相對于當?shù)厣暇W(wǎng)標桿電價也有大幅溢價。在“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式下，工商業(yè)與公共建筑分布式光伏項目的IRR遠高于戶用分布式光伏。與此同時，在減碳考核、保障電力供應等因素的影響下，工商業(yè)/公共建筑光伏的業(yè)主也將提升安裝屋頂光伏電站的意愿。
更加合理地估算分布式光伏潛在裝機規(guī)模與未來5-10年裝機展望。在文當中，我們通過國內(nèi)各類建筑竣工面積的總量統(tǒng)計，結(jié)合屋頂分布式光伏實際安裝密度，估算出分布式光伏潛在裝機總規(guī)模。參考整縣分布式申報情況和示范縣裝機比例，我們從滲透率的角度對2022-2025年、2030年以及遠期的分布式光伏裝機規(guī)模進行預測。
分布式光伏市場競爭格局仍將處于相對分散的階段。市場認為在整縣分布式政策推動下，國內(nèi)分布式光伏市場的集中度將快速提升。我們認為分布式光伏屬于藍海市場，2021年末裝機滲透率不到5%，而跨界投資愈演愈烈，除了原有光伏投資商，諸多傳統(tǒng)能源行業(yè)（火電、燃氣、石油）巨頭也參與到該市場當中。我們預計未來2-3年分布式光伏行業(yè)競爭格局仍將處于相對分散的狀態(tài)。
分布式光伏啟航，預計22-25年累計新增裝機176GW
2021年是分布式光伏“啟航”之年，戶用/工商業(yè)新增22/7GW
國內(nèi)分布式光伏裝機快速發(fā)展，2017-2021年CAGR達60%。2016年至2021年，我國分布式光伏新增裝機規(guī)模從4.24GW增加至29GW，累計裝機容量從10.32GW增加至107GW，累計容量五年CAGR達到60%，發(fā)展態(tài)勢良好。2021年，受上游原材料價格影響，組件價格高企，影響地面集中式光伏電站投資，但分布式裝機未受明顯影響。
從占比看，分布式光伏電站新增裝機與累計裝機占比均逐年提高。2016年至2021年，分布式光伏電站新增裝機占比從12%增加至55%，累計裝機占比從13%增加至35%。2021年分布式光伏電站新增裝機占比首次超過集中式光伏電站，實現(xiàn)分布式與集中式光伏并舉發(fā)展。
2021年分布式光伏裝機的增長的源于戶用光伏的高速增長。2021年分布式新增裝機中，戶用光伏、工商業(yè)光伏分別為21.59GW、7.41GW，同比分別增長113%、37%。戶用光伏高速增長，其新增裝機占分布式新增裝機74%，占總光伏裝機39%。戶用光伏已經(jīng)成為我國如期實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”目標和落實鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略的重要力量。
測算2021/2025年末屋頂光伏潛在裝機容量為2,256GW/2,932GW
我們測算2021/2025年末國內(nèi)建筑總面積為581/733億平方米。國家統(tǒng)計局已公布1985-2021年的房屋建筑總竣工面積，但僅公布住宅（城鎮(zhèn)和農(nóng)村）、工業(yè)屋頂（廠房、倉庫）、商業(yè)建筑、公共建筑（辦公用房、科教醫(yī)、文體娛）的細分領(lǐng)域2004-2021年的竣工面積。
考慮到數(shù)據(jù)的可獲得性，我們以2004-2021年竣工面積的累加值作為當前的存量竣工面積；截至2021年末，存量建筑竣工面積約581億平方米，住宅/工業(yè)屋頂/商業(yè)建筑/公共建筑各占比65%/14%/7%/11%。
2015-2021年國內(nèi)各類建筑竣工面積相對穩(wěn)定，假設(shè)2022-2025年每年新竣工面積為過往三年的平均值，我們預計到2025年存量建筑竣工面積有望達到733億平方米，住宅/工業(yè)屋頂/商業(yè)建筑/公共建筑分別為479/102/51/82億平方米。
截至2021年末，建筑屋頂總面積約140億平方米，其中住宅/工業(yè)屋頂/商業(yè)建筑/公共建筑分別為68/43/8/13億平方米，占比49%/31%/6%/9%。隨著竣工面積的增長，截至2025年末，建筑屋頂總面積約172億平方米，其中住宅/工業(yè)屋頂/商業(yè)建筑/公共建筑分別為84/53/10/16億平方米，占比49%/31%/6%/10%。
我們測算2021/2025年末屋頂光伏潛在裝機容量為2,256GW/2,932GW。據(jù)晶科能源（688223 CH）招股說明書披露，2020年P(guān)型/N型單晶電池片轉(zhuǎn)換效率均值為22.8%/23.8%，晶科能源2021年二季度量產(chǎn)水平分別達到23.3%/24.4%，相比2020年行業(yè)均值分別提升0.5/0.6pct。2020年P(guān)ERC P型單晶組件（182mm、72片）功率均值為540W，折合每平方米功率228W。
考慮到組件安裝時的最佳水平傾角與間隔間距，假設(shè)實際功率密度為理論值的70%?？紤]到光伏行業(yè)技術(shù)進步，假設(shè)2021-2025年轉(zhuǎn)換效率保持每年0.3pct的提升。我們預計2021年末/2025年末國內(nèi)屋頂分布式光伏潛在裝機規(guī)模分別為2,256GW/2,932GW。
從滲透率的角度預測2022-2025年分布式光伏累計新增176GW
首批整縣光伏開發(fā)試點比例達到23.8%。2021年9月8日，國家能源局公布整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點676個，而若試點地區(qū)2023年底前各類屋頂安裝光伏發(fā)電的比例均達到一定要求的，將列為開發(fā)示范縣。具體比例要求如下文所述，參照2021年6月20日國家能源局綜合司下發(fā)的《關(guān)于報送整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案的通知》。
據(jù)中國民政部統(tǒng)計，截至2020年末全國縣級行政區(qū)劃單位合計2844個，其中市轄區(qū)973個、縣級市388個、縣與自治縣1,429個、旗與自治旗52個、特區(qū)與林區(qū)2個。第一批整縣光伏開發(fā)試點占全國縣級行政單位的比例約為23.8%。
整縣開發(fā)示范縣標準。2021年6月20日，國家能源局綜合司正式下發(fā)《關(guān)于報送整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案的通知》，通知中明確黨政機關(guān)建筑屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于50%；學校、醫(yī)院、村委會等公共建筑屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于40%；工商業(yè)廠房屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于30%；農(nóng)村居民屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于20%。
預計2022-2025年分布式光伏新增規(guī)模分別為33/44/46/52GW，遠期累計裝機容量不低于1,372GW。我們測算截至2021年末國內(nèi)戶用/工商業(yè)光伏滲透率為3.8%/8.0%，公共建筑光伏滲透率接近于0。
隨著整縣試點運作成熟，我們假設(shè)2023-2025年整縣申報比例逐年提升至40%，2030年提升至60%，遠期提升至100%。
參考上述示范縣光伏發(fā)電比例，我們預計2022-2025年國內(nèi)戶用光伏滲透率將由4.8%升至7.3%，工商業(yè)光伏滲透率將由8.6%升至12.0%，公共建筑光伏滲透率將由3.6%升至18.0%。
2022-2025年分布式光伏新增規(guī)模分別為33/44/46/52GW，其中戶用為15/14/17/17GW，工商業(yè)為10/12/17/24GW，公共建筑為8/18/13/11GW。
圖片
高電價支撐下，工商業(yè)與公共建筑分布式迎來投資高峰
本報告將構(gòu)造一個單廠模型，首先考慮在工商業(yè)、公共建筑和戶用三種情景下BAPV/BIPV項目的投入、產(chǎn)出、收益，測算現(xiàn)金流、項目的IRR及IRR的敏感性分析。我們的結(jié)論有：
1）高電價支撐下，2022年或?qū)⒂瓉砉ど虡I(yè)和公共建筑分布式光伏投資的高峰期；
2）工商業(yè)和公共建筑分布式光伏資源的競爭也會更加激烈，部分投資商或采取更加激進的策略進行市場開拓，例如加大電價銷售折扣；
3）戶用分布式光伏投資熱情或?qū)⒍虝夯芈?，有待單位投資成本回落，例如光伏組件價格下跌。
分布式光伏電站成本拆解
分布式光伏電站的成本主要包括光伏系統(tǒng)成本、建安成本和運維成本。光伏系統(tǒng)成本和建安成本為固定初始投入，其中光伏系統(tǒng)成本包括組件部分和非組件部分，非組件部分主要由逆變器、支架、電纜、電網(wǎng)接入、一次設(shè)備（箱變、預制艙）與二次設(shè)備（監(jiān)控、通信）等構(gòu)成。
建安成本主要是光伏EPC建設(shè)費用包括材料費、人工費及施工方利潤。電站的運維是通過預防性維護、周期性維護以及定期的設(shè)備性能測試等手段，科學合理的對電站進行管理。
BIPV在BAPV的基礎(chǔ)上增加防水系統(tǒng)、鋼板、檁條等材料，初始建造總成本更高。測算BAPV初始建造總成本約為4.03元/W，BIPV由于取代了屋頂?shù)慕ㄖ?gòu)件，實現(xiàn)建筑構(gòu)件和光伏系統(tǒng)一體化，雖無需使用光伏支架系統(tǒng)，但需增加防水板、鋼板、檁條等建筑材料，建造總成本更高，約為4.54元/W。
工商業(yè)分布式光伏投資回報率大幅領(lǐng)先
本報告對工商業(yè)建筑、公共建筑、戶用的三種情形下構(gòu)建BAPV/BIPV模型，測算每年的成本收益和現(xiàn)金流，最終得到IRR。模型的重要設(shè)定如下：
裝機規(guī)模：假設(shè)10,000平米的廠房、公共建筑、戶用（群）屋頂，BAPV/BIPV鋪設(shè)面積達到80%/100%（該參數(shù)不影響IRR）。
屋頂功率密度：假設(shè)160W/平米。2020年P(guān)ERC P型單晶組件（182mm、72片）功率均值為540W，折合每平方米功率228W?？紤]到組件安裝時的最佳水平傾角與間隔間距，假設(shè)實際功率密度為理論值的70%，即160W/平米。同時每年利用小時達到1,245小時（山東省2018-2020年光伏發(fā)電利用小時數(shù)均值）。
項目經(jīng)營周期：假設(shè)20年，且組件效率/發(fā)電量每年遞減1%。
電價假設(shè)：一般工商業(yè)及其他用電價0.723元/kwh（不含增值稅，尖峰谷電價加權(quán)平均），公共建筑電價0.626元/kwh（不含增值稅，一般工商業(yè)平時段電價），均取自山東省2022年1月代理購電價格。分布式光伏項目“自發(fā)自用”的部分，投資方給予用電用戶8折電價折扣。
原標題：2022年光伏最強細分賽道
余電上網(wǎng)比例及電價：考慮到消納問題，假設(shè)存在20%余電上網(wǎng)，上網(wǎng)電價0.349元/kwh（不含增值稅），取自山東省現(xiàn)行的風光發(fā)電指導價。
所得稅率：25%所得稅率，享受三免三減半的優(yōu)惠政策（前三年免收，三到六年按12.5%比例征收）。
基于上述假設(shè)，可得工商業(yè)屋頂、公共建筑屋頂、戶用屋頂BAPV/BIPV項目的運營參數(shù)、現(xiàn)金流及IRR測算，結(jié)果如下：
工商業(yè)屋頂BAPV項目IRR最高，戶用屋頂BAPV需考慮融資才具備投資可行性。經(jīng)過我們對單廠模型的現(xiàn)金流及IRR測算，工商業(yè)/公共建筑/戶用BAPV項目的全投資IRR分別為11.3%/9.2%/4.9%，如果考慮融資因素（80%融資比例+4%融資成本），戶用BAPV的資本金IRR可以達到9.3%；三類BIPV的全投資IRR分別為9.4%/7.5%/3.6%。工商業(yè)屋頂BAPV項目的IRR最高，原因在于：
1）工商業(yè)用電價較公共建筑或居民電價較高；
2）“自發(fā)自用+余電上網(wǎng)”模式盈利能力高于全額上網(wǎng)模式；
3）BAPV項目較BIPV初始投入（每W裝機投資額）較低，而光照條件、電價等其他邊界條件相同。
全國大部分地區(qū)工商業(yè)與公共建筑BAPV具備投資價值，戶用項目需等待組件價格回落?；谝陨戏椒ǎ覀儗θ珖魇∈校ǔ陆?、西藏以外，因無工商業(yè)電價數(shù)據(jù)）不同類型的分布式光伏項目進行IRR測算，（針對當前階段）得出主要結(jié)論：1）國內(nèi)絕大部分地區(qū)的工商業(yè)BAPV已具備投資價值，87%省市IRR不低于6%，其中9個省市IRR高于10%，得益于工商業(yè)電價的上漲與這些地區(qū)較高的光伏發(fā)電利用小時數(shù)；2）國內(nèi)大部分地區(qū)的公共建筑BAPV具備投資價值，63%省市IRR不低于6%，其中6個省市IRR高于10%；3）國內(nèi)大部分地區(qū)戶用屋頂投資回報較低，90%省市全投資IRR低于6%，即使考慮杠桿資金，也有76%省市資本金IRR低于6%。
針對以上數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果，我們可以進一步推論：
1）在高電價支撐下，22年或?qū)⒂瓉砉ど虡I(yè)和公共建筑分布式光伏投資的高峰期；
2）工商業(yè)和公共建筑分布式光伏資源的競爭也會更加激烈，部分投資商或采取更加激進的策略進行市場開拓，例如加大電價銷售折扣；
3）戶用分布式光伏投資熱情或?qū)⒍虝夯芈洌写龁挝煌顿Y成本回落，例如光伏組件價格下跌，或者“隔墻售電”政策退出（允許分布式光伏項目通過配電網(wǎng)將電力直接銷售給周邊的工商業(yè)用戶或公共建筑用戶）。
動態(tài)IRR：敏感性分析
在工商業(yè)屋頂靜態(tài)單廠模型的基礎(chǔ)上，考慮工商業(yè)電價和組件價格的動態(tài)變化對IRR的影響。在模型的參數(shù)中，我們認為工商業(yè)電價的上行（收入端）和組件價格下行（成本端）有望帶來分布式光伏項目現(xiàn)金流的改善，帶來IRR的上行。因此，我們測算了不同工商業(yè)電價和不同組件價格下，工商業(yè)/戶用屋頂BAPV項目/BIPV項目的動態(tài)IRR。
在滿足IRR 6%的投資標準前提下，工商業(yè)屋頂BAPV/BIPV項目電價仍具有20%/11%的下降空間。工商業(yè)電價的上升，直接改善分布式光伏項目的盈利。本研究認為IRR大于等于6%的項目具備經(jīng)濟性。
在其他條件不變的情況下，當工商業(yè)電價從目前0.723元/度降至0.570元/度，即降幅達到20%時，BAPV項目IRR仍可保持在6%以上；當工商業(yè)電價從目前0.723元/度降至0.645元/度，即降幅達到11%時，BIPV項目IRR仍可保持在6%以上。工商業(yè)電價每變化0.01元，BAPV/BIPV項目的IRR變化幅度為0.22/0.20pct。
當組件價格降至1.5/0.9元/W時，戶用屋頂BAPV/BIPV項目分別具備經(jīng)濟性。組件價格的下降，降低光伏系統(tǒng)的建造成本，在其他條件不變的情況下，組件價格從目前1.85元/W降至1.5/0.9元/W，即降幅達到16%/61%時，戶用屋頂BAPV/BIPV項目具備投資的經(jīng)濟性（全投資IRR不低于6%）。
考慮工商業(yè)電價和組件價格同時變動下BAPV項目IRR的敏感性，IRR對工商業(yè)電價更敏感。本研究分別測算IRR等于6%/8%/10%時，基于模型反推工商業(yè)電價和組件價格的所有解的組合，根據(jù)解的組合即可得到一條“等IRR線”。
根據(jù)圖形，我們得出1）IRR對工商業(yè)電價更敏感，“等IRR線”斜率小于45°；2）6%的IRR的目標相對較易實現(xiàn)，8%有望實現(xiàn)，10%的IRR需要電價/組件價格出現(xiàn)較大幅度的改善。（如電價上漲22%，同時組件價格下降24%）
跨界投資愈演愈烈，競爭格局趨于分散
我們初步梳理出國內(nèi)109家從事分布式光伏業(yè)務的公司，業(yè)務模式包含投資自用、開發(fā)、產(chǎn)品銷售、運營、持有、轉(zhuǎn)讓。除了產(chǎn)品銷售以外，我們認為這些公司主要可以劃分為三種商業(yè)模式：
1）業(yè)主自投，將分布式光伏作為收益率穩(wěn)定的投資標的；
2）開發(fā)+持有，以大型央企和外資能源企業(yè)為代表，具備項目開發(fā)能力、資金實力和客戶資源優(yōu)勢，與業(yè)主簽訂第三方投資協(xié)議，長期持有資產(chǎn)；
3）開發(fā)+轉(zhuǎn)讓，以光伏行業(yè)民企和地方強勢企業(yè)為代表，具備靈活開發(fā)能力，但傾向于項目轉(zhuǎn)讓實現(xiàn)資金快速周轉(zhuǎn)。
分布式光伏屬于藍海市場，2021年末裝機滲透率不到5%，而跨界投資愈演愈烈，預計未來2-3年競爭格局仍將趨于分散。建議關(guān)注兩類企業(yè)：1）先發(fā)優(yōu)勢型，分布式光伏實施經(jīng)驗豐富，代表公司包括晶科科技、南網(wǎng)能源、正泰電器；2）資源稟賦型，深耕工商業(yè)領(lǐng)域客戶，代表公司有港華智慧能源。
風險提示
經(jīng)濟下行拖累電力需求。光伏裝機規(guī)模/發(fā)電量增長預期建立在國內(nèi)用電需求逐年增長、新能源電量占比逐年上升的假設(shè)基礎(chǔ)上。若宏觀經(jīng)濟下行，可能導致用電需求增長放緩，進而影響新能源增長前景。
工商業(yè)銷售電價回落。銷售電價是影響分布式光伏項目收益率的核心因素之一。2022年1月國內(nèi)各省市工商業(yè)代理購電價格同比上漲，主要原因是：1）動力煤漲價推動發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價上升；2）尖峰谷電價差拉大，導致工商業(yè)經(jīng)營時段電價進一步上升。若未來工商業(yè)銷售電價回落，可能會影響分布式光伏項目中的電價水平，降低投資收益率。
光伏政策推進不及預期。2021年整縣屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案發(fā)布，有效調(diào)動分布式光伏市場各個利益相關(guān)方參與積極性。在此政策的推動下，我們預計“十四五”國內(nèi)分布式光伏市場有望迎來快速增長。若政策實際推進效果不及預期，可能導致分布式光伏增長規(guī)模低于我們的預測值。
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