1. 雙碳下光伏乃大勢所趨，平價上網(wǎng)強化增長確定性
降低碳排放成為國際共識，我國雙碳政策穩(wěn)步推進
全球溫室效應(yīng)日益嚴重，導致極端天氣將大幅增加。溫室效應(yīng)是指，行星的大氣層 吸收了輻射能，使得行星表面溫度升高的效應(yīng)。引起溫室效應(yīng)的氣體叫溫室氣體， 包括二氧化碳、甲烷、各種氟氯烴、臭氧和水蒸氣等。人類的活動，特別是自工業(yè) 化以來的，使得地球大氣層中的溫室氣體不斷增加。目前全球每年向大氣中排放的 溫室氣體大約 510 億噸，且呈上升趨勢。其中二氧化碳的排放量從 1965 年的 111.89 億噸，增長至 2019 年的 343.56 億噸，54 年間增長了 207%，年復合增長率 2.1%。聯(lián)合國氣候報告指出，由于溫室效應(yīng)加劇，北美、歐洲、澳大利亞、南美、亞洲、 撒哈拉沙漠以南非洲等地球上大部分地區(qū)已經(jīng)在忍受包括熱浪在內(nèi)的高溫極端天 氣。假使沒有人類的影響，近期的一些極端高溫天氣，例如加州死亡谷高溫、鄭州 特大暴雨，是極不可能發(fā)生的。隨著全球溫度的上升，高溫極端天氣發(fā)生的強度和 頻率都在迅速增加。
隨著溫室效應(yīng)危害顯現(xiàn)，減少碳排放、實現(xiàn)碳中和成為國際共識。各國陸續(xù)做出碳 減排承諾，高碳能源的主流地位將逐漸被清潔能源取代。根據(jù) 2015 年達成的《巴黎 協(xié)定》，全球各國家與地區(qū)將共同努力，爭取將全球氣溫的升幅限定在比工業(yè)化前水 平高 2℃以內(nèi)，為此各國必須每五年提交一份經(jīng)修訂的減排計劃，即由各國家決定 的減排貢獻。2020 年各國家與地區(qū)做出了最新的減排承諾。其中，美國、日本、韓 國、歐盟等承諾 2050 年實現(xiàn)碳中和，中國、沙特阿拉伯承諾 2060 年實現(xiàn)碳中和， 印度承諾 2070 年實現(xiàn)碳中和。
雙碳“1+N”政策陸續(xù)出臺，展示了中國降碳的決心與信心。2021 年 9 月 22 日， 中共中央、國務(wù)院下發(fā)《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作 的意見》，簡稱《意見》，是碳達峰碳中和“1+N”政策體系中的“1”，明確了 3060 雙碳目標，即中國到 2030 年二氧化碳排放量達到峰值并實現(xiàn)穩(wěn)中有降，到 2060 年 實現(xiàn)碳中和的目標。2021 年 10 月 24 日，國務(wù)院印發(fā)《2030 年前碳達峰行動方案》， 簡稱《方案》，是碳達峰階段的總體部署，是“N”中為首的政策文件。《方案》在與 《意見》保持目標和方向銜接的同時，將 2030 年前任務(wù)更加細化。其中，將非化石 能源消費比重達 20%的目標達成時間提前 5 年至 2025 年。
《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》出臺，錨定碳達峰、碳中和與 2035 年遠景目標。2022 年 6 月 1 日，國家發(fā)改委等九部委聯(lián)合發(fā)布《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》， 提出下列目標：按照 2025 年非化石能源消費占比 20%左右任務(wù)要求，大力推動可 再生能源發(fā)電開發(fā)利用；2025 年，可再生能源消費總量達到 10 億噸標準煤左右， “十四五”期間，可再生能源在一次能源消費增量中占比超過 50%；2025 年，可再 生能源年發(fā)電量達到 3.3 萬億千瓦時左右，“十四五”期間，可再生能源發(fā)電量增量 在全社會用電量增量中的占比超過 50%；2025 年，全國可再生能源電力總量消納責 任權(quán)重達到 33%左右，可再生能源電力非水電消納責任權(quán)重達到 18%左右；展望 2035 年，我國將基本實現(xiàn)社會主義現(xiàn)代化，碳排放達峰后穩(wěn)中有降，在 2030 年非 化石能源消費占比達到 25%左右，為達此目標，“十四五”期間，我國光伏年均新增 光伏裝機或?qū)⒊^ 75GW。
光伏行業(yè)度電成本下降明顯，是碳中和的主力軍
碳中和的實現(xiàn)依賴于能源結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)變，綠色電力將逐漸取代油氣成為主要能源。根 據(jù)中國科學研究院院士鄒才能等人的研究，歷史上的能源變革已經(jīng)經(jīng)歷了木柴向煤 炭、煤炭向油氣的轉(zhuǎn)換，目前正處于油氣向新能源轉(zhuǎn)換的時期?；仡欉^去，人類最 早采用能源是木柴，滿足了烹飪、取暖等基本需求。隨著技術(shù)的進步，蒸汽技術(shù)、 燃煤發(fā)電技術(shù)的發(fā)明極大地促進了煤炭產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，煤炭逐漸取代木柴成為主流。20 世紀中期，內(nèi)燃機技術(shù)快速發(fā)展，造就了油氣產(chǎn)業(yè)和汽車產(chǎn)業(yè)的共同繁榮，石油 與天然氣的消費總量占比迅速提升。
能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變是我國保障能源安全的重要舉措。俄烏沖突爆發(fā)后，以美國為首的西 方國家對俄羅斯發(fā)起了能源制裁，俄羅斯則采取了反制措施。西方國家與俄羅斯的 能源斗爭已經(jīng)對世界石油、天然氣和煤炭的供應(yīng)、價格等造成了較大沖擊。盡管我 國清潔能源消費占比在持續(xù)提升，但我國能源構(gòu)成中傳統(tǒng)化石能源依舊處于主體性 地位，石油和天然氣對外依存度高，2021 年兩者分別為 72%與 45%。為了避免未來 國際地緣政治沖突對中國能源安全造成巨大破壞，中國應(yīng)抓緊推進新能源轉(zhuǎn)型，加 強能源自主供給能力，加快實現(xiàn)可持續(xù)的、固有的能源安全。
能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變的關(guān)鍵在于新老能源的成本對比。當新能源的度電成本高于油氣時， 從經(jīng)濟性的角度來講建設(shè)新能源電站并不合算，因而需要政策補貼來刺激行業(yè)發(fā)展；而當新能源的度電成本接近甚至低于油氣時，新能源的內(nèi)生增長的動力將顯現(xiàn)，行 業(yè)擴張不再依賴于政策補貼力度。市場化的競爭會幫助良幣驅(qū)逐劣幣，有利于加速 行業(yè)整合。
全行業(yè)降本增效下，光伏平準化度電成本持續(xù)降低，目前已經(jīng)接近燃煤標桿基準電 價水平。當前常用的電力成本為平準化度電成本（LCOE），就是對項目生命周期內(nèi) 的成本和發(fā)電量進行平準化后計算得到的發(fā)電成本，即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命 周期內(nèi)發(fā)電量現(xiàn)值。全行業(yè)降本增效下，我國商業(yè)側(cè)光伏的平準化度電成本從 2012 年的 0.93 元/千瓦時，下降至 2020 年的 0.41 元/千瓦時；用戶側(cè)光伏的平準化度電 成本從 2012 年的 1.03 元/千瓦時，下降至 2020 年的 0.43 元/千瓦時。光伏發(fā)電的度 電成本已經(jīng)接近燃煤標桿基準電價水平，使得綠色電力的大規(guī)模應(yīng)用已經(jīng)逐步具備 現(xiàn)實的經(jīng)濟性。
集中式/分布式光伏電站的平準發(fā)電成本（LCOE）未來仍存在明顯的下降空間，有 望持續(xù)增厚行業(yè)利潤。據(jù)《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖（2021 年版）》統(tǒng)計，2021 年， 全投資模型下地面光伏電站在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、1000 小時等效利 用小時數(shù)的 LCOE 分別為 0.21、0.25、0.31、0.37 元/kWh；全投資模型下分布式光 伏發(fā)電系統(tǒng)在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、1000 小時等效利用小時數(shù)的 LCOE 分別為 0.19、0.22、0.28、0.33 元/kWh。據(jù)協(xié)會預測，隨著硅烷流化床法、N 型電池 等新技術(shù)的發(fā)展，地面光伏電站與分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)的 LCOE 仍將持續(xù)下降。
平價上網(wǎng)背景下，光伏行業(yè)持續(xù)快速發(fā)展，2022 年有望成為光伏裝機大年。2021 年， 國內(nèi)光伏新增裝機 54.88GW，同比增加 13.9%，其中，分布式光伏裝機 29.28GW， 占全部新增光伏發(fā)電裝機的 53.4%，歷史上首次突破 50%。在利好政策刺激下，2022 年 H1 國內(nèi)光伏新增裝機達 30.88GW，同比高增 137%；多晶硅、硅片、電池、組件 產(chǎn)量同比增長均在 45%以上；出口總額 259 億美元，同比增長 113%。CPIA 亦將 2022 年全球光伏新增裝機量預測由 195-240GW 上調(diào)至 205-250GW，將 2022 年我 國光伏新增裝機量預測由75-90GW上調(diào)至85-100GW，由此可見，CPIA認為2022H2 我國光伏新增裝機量將在 54.12-69.12GW 之間，下半年光伏裝機量有望進一步提速。
全國碳交易市場已開啟，光伏作為清潔能源有望受益
全國碳交易市場已開啟，碳價穩(wěn)中有升。2021 年 7 月 16 日正式上線運行的全國碳 市場，運行一年來碳排放配額（CEA）累計成交量 1.94 億噸，累計成交金額達 84.92 億元，期間 CEA（全國）價格小幅上行，2022 年 7 月 28 日的價格為 58.96 元/噸。
CEA 價格長期看上行仍有動力，光伏項目作為清潔能源有望受益?！?020 年中國碳 價調(diào)查報告》預計，隨著全國碳市場趨于成熟，覆蓋范圍由電力行業(yè)擴大至石化、 化工、建材、鋼鐵、有色金屬、造紙、國內(nèi)民用航空行業(yè)，而環(huán)保要求趨嚴也帶來 更嚴格的減排目標，總體看碳價上行趨勢將比較明顯。報告統(tǒng)計 2025 年 CEA 平均 預期價格為 71 元/噸，2030 年 CEA 平均預期價格為 93 元/噸，2050 年 CEA 平均預 期價格為 167 元/噸。此外，未來配額分配機制會逐漸由免費向有償分配轉(zhuǎn)變，也會 給碳價以支撐?？紤]到光伏屬于國家鼓勵的新能源投資項目，后續(xù)有可能將獲得綠 證或 CCER 收入，疊加 CEA 價格上升趨勢，項目投資收益有望進一步增加。
光伏行業(yè)全產(chǎn)業(yè)鏈中，建筑行業(yè)及同類上市公司是重要參與者
原材料方面，多晶硅作為光伏核心原材料，具有產(chǎn)能投資金額大、技術(shù)工藝復雜、 投產(chǎn)周期長等特點，技術(shù)壁壘較高，因而在 2005 年以前被國外壟斷。此后，建筑央 企引領(lǐng)了多晶硅的國產(chǎn)化進程，是該領(lǐng)域的重要參與者。光伏玻璃方面，作為光伏組件不可或缺的配件之一，其在技術(shù)要求與質(zhì)量標準等方 面的要求都遠高于普通玻璃?？紤]到光伏玻璃與光伏幕墻之間的強相關(guān)性，因而也 將其納入建筑行業(yè)及同類上市公司范圍內(nèi)。光伏布局建筑設(shè)計方面，由于分布式光伏屋頂?shù)脑O(shè)計難度總體較低，現(xiàn)有建筑設(shè)計 院通常具備建筑、結(jié)構(gòu)、給排水、電氣、暖通這五大部門，完全有能力在建筑設(shè)計 時同時兼顧光伏設(shè)計，因此光伏設(shè)計有望成為傳統(tǒng)建筑設(shè)計公司業(yè)務(wù)增量。光伏組裝方面，中國電建/能建等八大建筑央企、粵水電、中裝建設(shè)均有相應(yīng)項目完 成/在建/落地；江河集團、森特股份等亦在由傳統(tǒng)幕墻/鋼結(jié)構(gòu)業(yè)務(wù)向光伏幕墻/屋頂 轉(zhuǎn)型。電站運營方面，隨著光伏度電成本下降，現(xiàn)有集中式/分布式光伏項目的內(nèi)部收益率 可觀，激勵傳統(tǒng)建筑公司向清潔能源運營商轉(zhuǎn)型；“光伏+生態(tài)修復”是一種太陽能 與土地多重利用的模式，有望借第二批風光大基地東風而起，亦可關(guān)注傳統(tǒng)生態(tài)修 復類上市公司。
2. 多晶硅：光伏核心原材料，價格高企激發(fā)下游擴產(chǎn)動力
多晶硅是太陽能光伏和電子信息產(chǎn)業(yè)重要的基礎(chǔ)原料，技術(shù)壁壘較高。作為半導體 材料，全球 85%以上的光伏電池和 95%以上的半導體元器件均采用硅基材料。作為 光伏產(chǎn)品制造的基礎(chǔ)原材料，多晶硅具有產(chǎn)能投資金額大、技術(shù)工藝復雜、投產(chǎn)周 期長等特點，技術(shù)壁壘較高。改良西門子法為主流工藝。當前主流的多晶硅生產(chǎn)技術(shù)主要有改良西門子法（三氯 氫硅法）和硅烷流化床法，產(chǎn)品形態(tài)分別為棒狀硅和顆粒硅。改良西門子法生產(chǎn)工 藝相對成熟，2021 年棒狀硅市占率為 95.9%，是當前的主流工藝。盡管從未來看， 若顆粒硅的產(chǎn)能進一步擴張，并且隨著生產(chǎn)工藝的改進和下游應(yīng)用的拓展，市場占 比會進一步提升，但難以大規(guī)模替代改良西門子法。
改良西門子法是用氯氣和氫氣合成氯化氫，氯化氫與工業(yè)硅粉在一定的溫度下生產(chǎn) 三氯氫硅，然后對三氯氫硅進行分離精餾提純，提純后的三氯氫硅在還原爐內(nèi)進行 化學氣相沉積反應(yīng)生產(chǎn)高純多晶硅，其主要是在西門子法基礎(chǔ)上增加了尾氣回收和 四氯化硅氫化工藝，實現(xiàn)了生產(chǎn)過程的閉路循環(huán)和原料的循環(huán)利用，解決了西門子 法還原過程單次轉(zhuǎn)化率低的問題，提高了物料使用率，降低了生產(chǎn)成本，同時避免 副產(chǎn)品直接排放污染環(huán)境。
硅烷流化床法主要是硅烷和氫氣的混合氣通過反應(yīng)器底部進入流化床。在反應(yīng)器頂 部加入平均粒徑約為 0.2～0.6 mm 的細小硅顆粒作為籽晶，在反應(yīng)器外壁加熱器的 作用下，同時伴隨載氣流速的不斷增加，顆粒床層由固定床轉(zhuǎn)變?yōu)榱骰玻D(zhuǎn)變時 對應(yīng)的流速即為最小流化速度 Umf。最小流化氣速 Umf 可以通過爾格方程測算。在 此條件下，硅烷受熱立即分解為硅和氫氣。硅烷分解后產(chǎn)生的硅沉積在籽晶表面， 籽晶顆粒長到一定尺寸由于重力作用掉落到反應(yīng)器底部，從反應(yīng)器底的顆粒收集系 統(tǒng)采出。這種持續(xù)加入籽晶和通入硅烷氣和載氣的方法，可以達到連續(xù)化生產(chǎn)。硅 烷流化床法生產(chǎn)粒狀硅在技術(shù)方面和成本控制方面均有明顯的優(yōu)勢，硅烷流化床在 技術(shù)方面客觀存在的技術(shù)難題主要包括流化床平穩(wěn)性控制，產(chǎn)品中存在殘氫，產(chǎn)品 表面存在硅粉以及產(chǎn)品雜質(zhì)含量有待提高等方面。以上的問題逐步解決后，硅烷流 化床法生產(chǎn)粒狀硅在多晶硅行業(yè)的優(yōu)勢將更加明顯，市場中的占有率會進一步增大。
2022H2 起多晶硅價格有望下行。根據(jù)硅業(yè)分會的統(tǒng)計，截止到 2021 年底，全國多 晶硅生產(chǎn)企業(yè)共 13~14 家，總產(chǎn)能約 58 萬噸；根據(jù)國內(nèi)硅料企業(yè)最新生產(chǎn)運行計 劃，全年硅料產(chǎn)量將再次調(diào)高預期至 80 萬噸，其中包括三季度初將投產(chǎn)釋放的樂山 協(xié)鑫（已于 7 月下旬投產(chǎn)）、包頭新特、內(nèi)蒙古通威等。2022 年 1 月-3 月，特變電 工、大全能源、合盛硅業(yè)、上機數(shù)控、東方希望、中來股份、吉利科技、寶豐集團 等企業(yè)規(guī)劃了 140 萬噸多晶硅產(chǎn)能，綜合來看 2022H2 起多晶硅價格有望下行。
3. 光伏玻璃：預計供需維持緊平衡，建議關(guān)注技術(shù)迭代與成本管控能力
光伏玻璃不可或缺，其中超白壓延為當前主流工藝
光伏玻璃是光伏組件不可缺少的配件之一。由于單體太陽能光伏電池機械強度差， 容易破裂；空氣中的水分和腐蝕性氣體會逐漸氧化和銹蝕電極，無法承受露天工作 的嚴酷條件；同時單體光伏電池的工作電壓通常較小，難以滿足一般用電設(shè)備的需 要。因此太陽能電池片通常被 EVA 膠片密封在一片封裝面板和一片背板的中間，組 成具有封裝及內(nèi)部連接的、能單獨提供直流電輸出的、不可分割的光伏組件。而若 干個光伏組件、逆變器、其他電器配件可以進一步組成光伏發(fā)電系統(tǒng)。覆蓋在光伏 組件上的光伏玻璃經(jīng)過鍍膜后，可以確保有更高的光線透過率，使太陽能電池片可 以產(chǎn)生更多的電能；同時，經(jīng)過鋼化處理的光伏玻璃具有更高的強度，可以使太陽 能電池片承受更大的風壓及較大的晝夜溫差變化。
光伏玻璃一般使用超白玻璃，在料方設(shè)計、工藝系統(tǒng)設(shè)計、熔窯窯池結(jié)構(gòu)、操作制 度、控制制度和產(chǎn)品質(zhì)量標準等方面的要求都遠高于普通玻璃。普通玻璃光伏玻璃 最重要的特性就是太陽光的高透過率。普通玻璃因為含鐵量較高，往往呈現(xiàn)綠色， 透光率較低，因此光伏玻璃一般使用超白玻璃。目前，普通玻璃的鐵含量一般在 0.2% 以上，而光伏玻璃的含鐵量根據(jù)國家標準必須低于 0.015%。因此超白玻璃在料方設(shè) 計、工藝系統(tǒng)設(shè)計、熔窯窯池結(jié)構(gòu)、操作制度、控制制度和產(chǎn)品質(zhì)量標準等方面的 要求都遠高于普通玻璃。此外，光伏玻璃在抗沖擊、抗老化、耐腐蝕方面的要求亦 遠高于普通玻璃，兩者的生產(chǎn)技術(shù)存在明顯區(qū)別，普通玻璃的生產(chǎn)線無法輕易轉(zhuǎn)換 為光伏玻璃生產(chǎn)線。
聽證會制度下產(chǎn)能密集爆發(fā)，預計供需維持緊平衡
除光伏裝機量增加外，雙玻組件滲透率的提升亦是需求增長的驅(qū)動因素。根據(jù)《基 于 LCOE 的單面與雙面雙玻光伏組件經(jīng)濟性分析》，應(yīng)用雙玻光伏組件光伏電站在 25 年全生命周期內(nèi)的發(fā)電量要遠高于應(yīng)用單面光伏組件的電站。同時，隨著光伏玻 璃輕薄化趨勢的演進，單面與雙面雙玻光伏組件的成本差距縮小，其經(jīng)濟性增強， 因而雙玻組件滲透率持續(xù)提升。原來由一片光伏玻璃為蓋板的單玻光伏組件化身為 2 片光伏玻璃組成的雙玻組件，這種結(jié)構(gòu)性變化將使光伏玻璃需求大幅度擴大。
2021 年雙玻組件市占率已上升至 37.4%，未來仍有較大上行空間。據(jù)中國光伏行業(yè) 協(xié)會相關(guān)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2018 年我國雙玻組件的市占率僅為 10%，到了 2021 年，雙玻 組件的市占率已上升為 37.4%；據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預計，到 2023 年單雙面組件市 場占比將基本相當。
供給側(cè)方面，政策指出光伏壓延玻璃項目不再受產(chǎn)能置換約束。2021 年 7 月，工信 部發(fā)布《水泥玻璃行業(yè)產(chǎn)能置換實施辦法》，提出為保障光伏發(fā)展需要，新建光伏玻 璃項目可不制定產(chǎn)能置換方案，但要建立產(chǎn)能風險預警機制，規(guī)定新建項目由省級 工業(yè)和信息化主管部門委托全國性的行業(yè)組織或中介機構(gòu)召開聽證會，論證項目建 設(shè)的必要性、技術(shù)先進性、能耗水平、環(huán)保水平等，并公告項目信息，項目建成投 產(chǎn)后企業(yè)履信承諾不生產(chǎn)建筑玻璃。光伏玻璃產(chǎn)能擴張力度強勁，預計供需將保持緊平衡。據(jù)工信部統(tǒng)計，2022H1，在 產(chǎn)企業(yè)共計 38 家，投產(chǎn)產(chǎn)能 109 窯 348 條生產(chǎn)線，產(chǎn)能為 6.4 萬噸/日；在產(chǎn)產(chǎn)能 93 窯 313 條生產(chǎn)線，產(chǎn)能為 5.9 萬噸/日，同比高增 121.6%。從在建與意向投建的 產(chǎn)能來看，目前共有 5.7 萬噸/日的光伏玻璃生產(chǎn)線在建，其中 2022 年點火在建超 白壓延玻璃生產(chǎn)線產(chǎn)能達 3.5 萬噸/日；共有 18.9 萬噸/日的光伏玻璃生產(chǎn)線意向投 建，是當前產(chǎn)能的 3.2 倍，預計將于未來五年陸續(xù)釋放。光伏玻璃擴產(chǎn)意愿與力度 強勁，預計供需將保持緊平衡。但事實上，點火試生產(chǎn)至正式運營間亦存在時間窗口，2022 年光伏玻璃需求超預期的背景下，下半年或?qū)⒋嬖趦r格階段性反彈機會。
供需緊平衡背景下，建議關(guān)注技術(shù)迭代與成本管控能力
光伏玻璃為典型工業(yè)品，同質(zhì)化較為嚴重，在行業(yè)供需緊平衡背景下，我們建議關(guān) 注企業(yè)的技術(shù)迭代與成本管控能力，前者指兼具厚度薄、尺寸大這兩大特征的差異 化爆款產(chǎn)品與 TCO 導電膜玻璃，后者指原有寡頭與新進優(yōu)質(zhì)浮法玻璃企業(yè)的成本管控能力。
技術(shù)迭代：大型化與薄片化難以兼得，兩者應(yīng)用場景或?qū)⒎只?/strong>
技術(shù)迭代的重要方向之一為薄片化。從生產(chǎn)和成本層面來看，假定 3.2mm、2.5mm、 2mm、1.6mm 玻璃的原片平均成品率分別為 84%、82%、80%、75%，加工平均成品 率分別為 97%、95%、95%、93%，當玻璃公稱厚度從 3.2mm 分別降到 2.5mm、2.0mm 和 1.6mm 時，目前同樣窯爐的玻璃產(chǎn)能分別可提升 17%、41%和 60%。同時，隨著 薄玻璃成品率的提升和厚度控制得更為精準，薄玻璃的產(chǎn)能優(yōu)勢有望得到進一步提 升。
技術(shù)迭代的另一重要方向為大型化。由于大尺寸硅片可以在不改變組件尺寸的情況 下提高單片功率，攤低 BOS 成本，因而硅片尺寸大型化是當前市場的主流趨勢。由 于光伏組件中硅片尺寸與玻璃尺寸需匹配，因而光伏玻璃大型化亦是大勢所趨。
受性能限制，光伏玻璃薄片化與大型化兼得的難度較大。隨著厚度的減小，超白壓 延玻璃及浮法玻璃的抗沖擊強度與抗彎強度逐漸減小，而大型化會導致玻璃受荷力 矩增大，因此兩者相結(jié)合會對光伏玻璃的力學性能產(chǎn)生更為不利的影響。這也可以 用于解釋當前分布式 2mm 雙玻組件最大單片組件功率可超過 600 瓦，但分布式 1.6mm 雙玻組件功率僅能達到 400 多瓦。因此我們認為，大尺寸光伏玻璃與超薄光 伏玻璃的應(yīng)用場景將出現(xiàn)分化，前者因較高的單片功率將更多地應(yīng)用于集中式光伏 電站與受力條件較優(yōu)的分布式電站；后者因更輕的質(zhì)量（若按 1.6mm+1.6mm 雙玻 組件與 2mm+2mm 雙玻組件進行對比，單平米相差重量約為 2kg，約占整體光伏系 統(tǒng)重量的 10%）將更多地應(yīng)用于受力條件稍差的分布式電站。
薄片化的壁壘高，在光伏玻璃上市公司研發(fā)費用率整體上升的背景下，存在出現(xiàn)兼 具薄、大特點的差異化爆款產(chǎn)品可能。光伏玻璃大型化需要對現(xiàn)有生產(chǎn)線進行升級 改造，壁壘主要在于資金層面而非技術(shù)層面，因此產(chǎn)品同質(zhì)化情況仍然難以改變。而光伏玻璃薄片化為提升良品率，需要自動化程度更高的生產(chǎn)線對全過程進行更為 精細的操控，對熔化時的氣泡控制、成型時的平整度控制、產(chǎn)品的強度控制都提出 了更高的要求，疊加大尺寸面板對力學性能的更嚴格要求，技術(shù)端壁壘較高。但考 慮到近年來光伏玻璃相關(guān)上市公司研發(fā)費用率呈上升趨勢，且薄片化為其中的重要 研發(fā)方向，因此我們認為需要重點關(guān)注兼具薄、大特點的差異化產(chǎn)品研發(fā)進展。
TCO 導電膜玻璃亦是技術(shù)迭代的重要方向。TCO 導電膜玻璃即透明導電氧化物鍍 膜玻璃，是在平板玻璃表面通過物理或者化學鍍膜的方法均勻鍍上一層透明的導電 氧化物薄膜。TCO 導電膜玻璃具有對可見光的高透過率和高的導電率，是第二代的 碲化鎘薄膜電池和第三代的鈣鈦礦電池組件的重要配件。由于在線設(shè)備需定制+浮 法生產(chǎn)線的改造復雜+工藝參數(shù)需嘗試，在線鍍膜競爭壁壘較高。
成本管控：當前雙寡頭成本優(yōu)勢明顯，預計未來優(yōu)勢將會縮小
當前光伏玻璃行業(yè)呈現(xiàn)雙寡頭格局，龍頭成本優(yōu)勢明顯。據(jù)卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計，截止 2022 年 6 月，信義與福萊特在產(chǎn)超白壓延玻璃產(chǎn)能分別為 16800、14600 噸/天，市占率 分別為 26%與 23%，行業(yè)呈現(xiàn)雙寡頭格局。我們對福萊特、亞瑪頓、安彩高科三家 光伏玻璃上市公司進行了單位成本的對比，福萊特作為雙寡頭之一成本優(yōu)勢明顯，我們認為這與生產(chǎn)窯爐較大、原材料與燃料的采購成本較低、生產(chǎn)技術(shù)與管理能力 較強相關(guān)。但隨著新的大型窯爐生產(chǎn)線的投入以及旗濱集團等優(yōu)質(zhì)浮法玻璃企業(yè)的 入局，未來全行業(yè)的降本增效舉措將縮小福萊特與信義光能兩大寡頭在成本方面的 領(lǐng)先優(yōu)勢。
原材料與燃料方面，需關(guān)注規(guī)模+自有礦產(chǎn)資源+生產(chǎn)基地區(qū)位。光伏玻璃的主要原 材料為純堿與石英砂等；燃料為重油、天然氣等。純堿、石英砂等作為大宗商品， 具有明顯的規(guī)模效應(yīng)，即采購價格隨采購量的增加而下降。同時，光伏玻璃對石英 砂的質(zhì)量有著較高的要求，隨著光伏玻璃行業(yè)的快速增長，我國產(chǎn)地分布有限的優(yōu) 質(zhì)石英砂將成為相對緊缺的資源，因而優(yōu)質(zhì)、穩(wěn)定的石英砂供應(yīng)是光伏玻璃企業(yè)發(fā) 展的保障，既可以降本，亦可保障生產(chǎn)的穩(wěn)定性，或?qū)⒊蔀槲磥砀偁幍闹匾蛩亍４送?，生產(chǎn)基地區(qū)位亦是生產(chǎn)成本的重要影響因素，首先，當?shù)厥欠翊嬖诔渥愕膬?yōu)質(zhì)石英砂資源會影響原材料的運輸半徑；其次，天然氣在各地的基準門站價格不一， 生產(chǎn)基地區(qū)位會影響燃料成本；最后，玻璃產(chǎn)品密度較大，受運輸半徑限制較大， 生產(chǎn)基地附近新建光伏電站的力度決定了產(chǎn)品銷售過程中的運輸半徑。
4. 集中式光伏：大基地建設(shè)或?qū)⑻崴?，央企收購光伏電站?jié)奏趨緩
位于光伏產(chǎn)業(yè)鏈下游的光伏電站可分為集中式光伏電站與分布式光伏電站。其中集 中式大面積光伏通常建在沙漠、戈壁等地區(qū)，充分利用荒漠地區(qū)豐富和相對穩(wěn)定的 太陽能資源構(gòu)建大型光伏電站，通過接入高壓輸電系統(tǒng)來供給遠距離負荷；而分布 式光伏一般建在樓頂、屋頂、廠房頂?shù)鹊胤剑^多的是基于建筑物表面，就近解決 用戶的用電問題，通過并網(wǎng)實現(xiàn)供電差額的補償與外送。
風光大基地建設(shè)節(jié)奏或?qū)⒓涌?，需求有望維持高位
隨著光伏發(fā)電全面進入平價時代，疊加“碳中和”目標的推動以及大基地的開發(fā)模 式，集中式光伏電站將迎來新一輪發(fā)展熱潮。目前共有兩批大型風電光伏基地落地/將落地，“十四五”期間將貢獻約 300GW 風 光項目裝機量，其中第一批大型風電光伏基地建設(shè)規(guī)模總計 97.05GW，已陸續(xù)轉(zhuǎn)入 建設(shè)期；第二批大型風電光伏基地建設(shè)規(guī)?？傆嫵?200GW（共 455GW，其中十四 五期間 200GW）。
穩(wěn)增長主線不改，新能源、新基建項目將被納入專項債券重點支持范圍，保障風光 大基地項目資金來源。進入 2022 年我國核心城市受到疫情影響，深圳上海等地疫 情對經(jīng)濟發(fā)展造成壓力。同時海外局勢尚不明朗，造成能源價格等大宗商品價格持 續(xù)上漲，對制造業(yè)等中下游企業(yè)產(chǎn)生影響，經(jīng)濟增長目標的實現(xiàn)仍有阻力。同時， 自“房住不炒”提出之后，地產(chǎn)政策并未有明顯放松，基礎(chǔ)設(shè)施投資對于穩(wěn)增長的 帶動更為明顯，穩(wěn)增長依舊處于更為重要的位置。此外，2022 年 6 月 2 日，財政部 召開新聞發(fā)布會，提出要加快地方政府專項債券發(fā)行使用并擴大支持范圍，確保今 年新增專項債券 6 月底前基本發(fā)行完畢，力爭 8 月底前基本使用完畢；將新基建、 新能源項目納入專項債券重點支持范圍，從而更好發(fā)揮穩(wěn)增長、穩(wěn)投資的積極作用， 預計集中式光伏項目將受益。
硅料價格影響當前收益率，長期看成本存下降空間
2022 年以來，硅料價格持續(xù)上漲，帶動電池片、組件全面漲價，各環(huán)節(jié)漲幅在 4%~28% 之間，大基地項目收益率承壓。在中國光伏行業(yè)協(xié)會舉辦的“2022 年光伏產(chǎn)業(yè)鏈供 應(yīng)論壇”上，多家投資企業(yè)、設(shè)計院的嘉賓普遍認為，按照正常的項目收益率，不 同地區(qū)的大基地項目，能承受的組件價格大概在 1.65~1.85 元/W 之間。因此，目前 的硅料價格已經(jīng)使絕大多數(shù)大基地項目的收益率低于正常水平。但若是 2022H2 多 晶硅價格下行，大基地項目收益率有望逐漸恢復正常水平，提振下游需求。
長期視角看，集中式光伏電站（地面光伏系統(tǒng)）的初始投資成本仍有較大下行空間。我國地面光伏系統(tǒng)的初始全投資主要由組件、逆變器、支架、電纜、一次設(shè)備、二 次設(shè)備等關(guān)鍵設(shè)備成本，以及土地費用、電網(wǎng)接入、建安、管理費用等部分構(gòu)成。其中，一次設(shè)備包含箱變、主變、開關(guān)柜、升壓站等設(shè)備，二次設(shè)備包括監(jiān)控、通 信等設(shè)備。土地費用包括全生命周期土地租金以及植被恢復費或相關(guān)補償費用；電 網(wǎng)接入成本僅含送出 50MW，110kV，10km 的對側(cè)改造；管理費用包括前期管理、 勘察、設(shè)計以及招投標等費用。建安費用主要為人工費用、土石方工程費用及常規(guī) 鋼筋水泥費用等，未來下降空間不大。組件、逆變器等關(guān)鍵設(shè)備成本隨著技術(shù)進步 和規(guī)?；б?，仍有一定下降空間。據(jù) CPIA 統(tǒng)計，2021 年我國地面光伏系統(tǒng)的初 始全投資成本為 4.15 元/W 左右，較 2020 年上漲 0.16 元/W，漲幅為 4%。CPIA 預 計 2021-2030 年，隨著產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)新建產(chǎn)能的逐步釋放，組件價格回歸合理水平， 光伏系統(tǒng)初始全投資成本將呈現(xiàn)明顯的下降趨勢
央企收購光伏電站節(jié)奏趨緩，自建自持比例或?qū)⑻嵘?/strong>
“民營企業(yè)開發(fā)、建設(shè)+央國企收購、持有”是過去光伏項目的主流開發(fā)形式。民營 企業(yè)機制靈活、決策快，在前期開發(fā)、建設(shè)過程中優(yōu)勢明顯；央國企資信等級高、 資金成本低、資金實力雄厚，更適合持有。除此之外，雙碳背景下央國企較為迫切 得進行新能源轉(zhuǎn)型亦是大量收購民營企業(yè)光伏電站的重要原因。
央企收購光伏電站節(jié)奏趨緩，自建自持比例或?qū)⑻嵘８鶕?jù)智匯光伏統(tǒng)計，2022 年 上半年，上市公司公示的國內(nèi)光伏電站交易量僅有 341MW，明顯低于往年的交易 量，與央企明顯收緊光伏電站相關(guān)收購有著直接聯(lián)系。央企收購光伏電站節(jié)奏趨緩， 主要原因包括項目合規(guī)性+收益率要求趨嚴。其中，項目合規(guī)性指土地性質(zhì)以及老項 目的補貼申報手續(xù)等（由于光伏項目占地面積大，會涉及國土、環(huán)保、林業(yè)、畜牧、 漁業(yè)、水利等多個部門，項目前期開發(fā)存在遺漏部門的可能性；由于光伏項目是最 近幾年才快速發(fā)展起來的，涉土地部門對光伏行業(yè)了解不充分，造成國家對于光伏 用地的土地政策存在一定的模糊性）。項目收益率指過往部分交易以收益率來反推 造價，存在利益輸送風險（主管部門在補貼核查過程中，發(fā)現(xiàn)部分項目涉嫌買賣路 條）。在該背景下，民企建設(shè)光伏電站熱情或?qū)p退，央國企自建自持比例或?qū)⑻?升，我們認為兼具電力新能源技術(shù)優(yōu)勢與融資成本優(yōu)勢的建筑央企（中國電建、中 國能建），可于建設(shè)端與運營端同時發(fā)力，將明顯受益于風光大基地建設(shè)。
光伏助力生態(tài)修復，太陽能與土地多重利用實現(xiàn)共贏
光伏+生態(tài)修復是一種太陽能與土地多重利用的模式。光伏電站可以向電網(wǎng)輸送清 潔的電力，同時還可以減少地面受到的日照輻射和水分蒸發(fā)量，增加降水，加上清 洗電池板時噴灑的水分，促進了植被的生長和恢復，這對于蓄水保土、阻風固沙、 調(diào)節(jié)氣候、改善生態(tài)環(huán)境具有重要意義。這種模式既能把豐富的太陽光照資源轉(zhuǎn)化 成清潔能源，同時又可以降低生態(tài)治理成本，促進生態(tài)改善，實現(xiàn)了光伏發(fā)電與恢 復植被改善生態(tài)的雙贏。部分光伏電站已經(jīng)顯現(xiàn)生態(tài)修復作用。國家電投青海共和荒漠光伏電站生態(tài)恢復項 目七八月植被覆蓋度增加了 15%，光伏板下 10 厘米、20 厘米、40 厘米的土壤含水 量分別增加 78%、43%和 40%，風速比園區(qū)外降低了 40.3%，空氣相對濕度比公園 外增加了 2.8%；寧夏騰格里沙漠光伏項目年均發(fā)電量 5.35 億千瓦時，組件下沿距 地高度最低 150 厘米，采用草方格圍沙方式，3 年后植被覆蓋率達到了 90%；寧夏 毛烏素沙漠光伏項目位于黃土高原水蝕性荒漠上，光伏板下面種植了苜蓿和枸杞。光伏板減少了輻照強度，枸杞的開花季比當?shù)赝愯坭介L了 5 周，產(chǎn)量增加了 29%。
第二批風光大基地建設(shè)規(guī)劃指引未來西北地區(qū)的光伏風電項目建設(shè)，沙漠、戈壁、 荒漠地區(qū)更有利于光伏+生態(tài)修復項目開展，或成生態(tài)修復公司的業(yè)務(wù)新增長點。2022 年 2 月 25 日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《以沙漠、戈壁、荒漠地 區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》。方案顯示，到 2030 年，將規(guī)劃建設(shè) 風光基地總裝機約 455GW，其中庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠基地規(guī) 劃裝機284GW，采煤沉陷區(qū)規(guī)劃裝機37GW，其他沙漠和戈壁地區(qū)規(guī)劃裝機134GW。參考既有林光互補項目，假定 1MW 光伏項目對應(yīng)用地面積為 30 畝，若光伏+生態(tài) 修復項目滲透率未來達 20%，對應(yīng)修復面積為 273 萬畝；對應(yīng)修復面積為 50%，對 應(yīng)修復面積為 683 萬畝。
5. 光伏屋頂：BAPV 為主流應(yīng)用方式，整縣推進政策下市場空間廣闊
屋頂為分布式光伏的主流應(yīng)用場景，其原因包括：屋頂受光照時間較長，能充分利 用當?shù)厝照召Y源；屋頂安裝 BAPV 對建筑物外觀的影響較小，更能滿足業(yè)主對于美 觀的需求；屋頂分布式光伏充分有效利用居民屋頂?shù)拈e置資源來實現(xiàn)收益，不占用 現(xiàn)有國土資源。
BAPV 是當前主流應(yīng)用方式，BIPV 發(fā)展前景廣闊
由于分布式光伏電站多與建筑相結(jié)合的特點，建筑企業(yè)參與度較高。分布式光伏會 給房屋帶來附加荷載，開展分布式項目時要求企業(yè)具備相應(yīng)結(jié)構(gòu)設(shè)計能力以保障結(jié) 構(gòu)安全。同時，房屋建筑作為人們生活、生產(chǎn)的場所，其美觀程度要求較高，開展 分布式項目時亦需要企業(yè)具備相應(yīng)建筑設(shè)計能力以保障整體美觀程度。因此，建筑 企業(yè)參與分布式光伏電站建設(shè)、運營存在一定優(yōu)勢。分布式光伏電站中，將光伏組件與建筑結(jié)合的方案，稱為 BIPV 或 BAPV。BIPV （Building Integrated Photovoltaic）指光伏建筑一體化，又稱為“建材型”太陽能光 伏建筑。BAPV（Building Attached Photovoltaic）指附著于建筑物上的光伏發(fā)電系統(tǒng)， 又稱為“安裝型”太陽能光伏建筑。BIPV 與 BAPV 的區(qū)別主要在于光伏組件與建筑一體化的程度高低。BAPV 通常通 過簡單的支架實現(xiàn)安裝，可以后期加裝，不改變建筑外觀，與建筑物原來的功能沒 有沖突。BIPV 在前期設(shè)計時已經(jīng)將光伏組件內(nèi)置在建材中，一體化程度更高，通常 外觀也更簡潔美觀。
從自身特點來看，BAPV 更適合應(yīng)用于存量屋頂改造，適用于快速發(fā)展分布式光伏 的需求，因此當前 BAPV 為光伏屋頂?shù)闹饕獞?yīng)用形式。BIPV 需要在建筑的前期納 入規(guī)劃，一般在新建筑中應(yīng)用，長遠來看潛在空間非常廣闊，但短期受到新建筑數(shù) 量和建設(shè)周期的限制。BAPV 不與原有建筑發(fā)生沖突，不破壞或影響原有的建筑物 功能，因而可以用于對存量建筑的改造，實施難度也相對較低，適用于快速發(fā)展分 布式光伏的需求。同時，BIPV 因為承擔建材本身的功能，涉及承重、防水等需求， 因而相關(guān)企業(yè)除了要有生產(chǎn)、安裝光伏設(shè)備的技術(shù)與經(jīng)驗外，還需要擁有建筑設(shè)計 能力，壁壘更高；而 BAPV 是相對純粹的光伏產(chǎn)品，其模式與集中式光伏電站更為 類似，相關(guān)項目更多由光伏企業(yè)主導，對建筑企業(yè)而言，因為只負責安裝，技術(shù)含 量與盈利水平相對較低。
新建建筑中，BIPV 在經(jīng)濟性、可靠性、便捷性、美觀性等方面具有諸多優(yōu)勢，未 來發(fā)展前景廣闊。經(jīng)濟性方面，BIPV 不需要事先安裝彩鋼瓦等材料的屋面、墻體， 而是將光伏組件取代彩鋼瓦等材料的屋面或墻體，可節(jié)省屋面或墻體的購置及安裝 成本，材料造價成本更低；可靠性方面，BIPV 將光伏發(fā)電設(shè)施與建筑同時進行設(shè) 計、施工與安裝，在屋面受力、防水等方面有著良好的可靠性；便捷性方面，BIPV 系統(tǒng)與建筑同設(shè)計同施工，可降低因分期施工帶來的工期延長風險與因直立鎖邊面 板帶來的施工難度加大風險；美觀性方面，晶體硅 BIPV 組件、薄膜 BIPV 組件的 結(jié)合應(yīng)用，使 BIPV 能融合建筑幕墻、連廊、采光頂、柔性屋頂、車棚等設(shè)施，在 保持原有建筑平面功能布局不變的前提下，同時將不同形狀、顏色、透光率的光伏 組件搭配使用，能帶來更加整體化的視覺效果。
整縣推進催化行業(yè)發(fā)展，新建/存量市場空間廣闊
整縣推進政策下，分布式屋頂迎來風口期
2021 年 9 月，國家能源局公布了第一批整縣試點名單，將進一步加速 BIPV 與 BAPV 市場的發(fā)展。2021 年 6 月，國家能源局印發(fā)了《國家能源局綜合司關(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》，要求各地區(qū)積極協(xié)調(diào)落實屋頂資 源，以整區(qū)、街道、鎮(zhèn)、鄉(xiāng)等方式進行開發(fā)建設(shè)，其中黨政機關(guān)屋頂總面積可安裝 光伏發(fā)電比例不低于 50%，學校、醫(yī)院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%。
當下整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)屬于試點工作，全國共有 31 個省、市、自 治區(qū)（含新疆兵團）的 676 個縣進行申報，數(shù)量約占全國的 24%，主要分布在東南 部分布式發(fā)展好的省份。試點項目需要具備的條件包括：屋頂資源豐富，具備安裝 光伏能力；有較好的消納能力，尤其日間電力負荷較大；各種類型的建筑屋頂面積 可安裝光伏比例較高。
政策順利推進背景下，預計光伏屋頂新建/存量市場或?qū)⑦_ 749/23,254 億元
當前建筑光伏的主流應(yīng)用場景為屋頂，經(jīng)測算，新建公共建筑/商業(yè)建筑/工業(yè)廠房 屋頂面積分別約為 0.46/0.88/2.7 億平米。據(jù)統(tǒng)計，近年我國建筑業(yè)竣工面積維持在 40 億平米左右，其中住宅竣工面積約為 26.7 億平米，公共建筑約為 2.3 億平米，商業(yè)建筑約為 4.4 億平米，工業(yè)廠房約為 5.4 億平米。若不考慮住宅對 BIPV 市場的貢 獻，假定公共/商業(yè)建筑的平均層數(shù)為 5層，工業(yè)廠房的平均層數(shù)為 2 層，則可測算 對應(yīng)屋頂面積分別為 0.46/0.88/2.7 億平米。考慮政策對應(yīng)的滲透率后，我們認為新建光伏屋頂面積潛在空間或?qū)⑦_ 1.25 億平 米。根據(jù)政策，學校、醫(yī)院等公共建筑可安裝光伏發(fā)電比例不低于 40%，工商業(yè)廠 可安裝光伏發(fā)電比例不低于 30%，因此新建公共建筑光伏屋頂面積約為 0.18 億平 米；商業(yè)建筑/工業(yè)廠房光伏屋頂面積約為 0.26/0.81 億平米，三類建筑的新建分布式光伏屋頂面積之和為 1.26 億平米。
假定新建光伏屋頂面積的空間約為 1.26 億平米、單瓦平均報價為 3.97 元、平米裝 機為 150W，測算可得新建分布式屋頂光伏項目市場空間約為 749 億元。針對單價 與平米裝機兩個參數(shù)，對新建分布式屋頂光伏項目市場空間進行彈性測算，其空間 為 471-1005 億元。⑴單價：未來我國分布式光伏系統(tǒng)初始全投資成本存在較大下行空間，因此我們認 為分布式屋頂單瓦平均報價也會隨之下行，在測算時考慮其范圍為 2.5 元/瓦-4 元/ 瓦。⑵平米裝機：平米裝機可以視為光電轉(zhuǎn)化效率的相關(guān)參數(shù)，當前龍頭企業(yè)光伏設(shè)備 轉(zhuǎn)換效率約 25%，對應(yīng)功率為 250W。考慮到傾斜角度影響，在彈性測算時我們假 定其范圍為 150W-200W。
經(jīng)測算，我們認為存量光伏屋頂面積潛在空間或?qū)⑦_ 39 億平米?！?020 年城鄉(xiāng)建設(shè) 統(tǒng)計年鑒》指出，城市居住用地/公共管理與公共服務(wù)用地/商業(yè)服務(wù)業(yè)設(shè)施用地/工業(yè)用地面積分別為 181.0/51.6/40.9/113.4 億平米，縣城居住用地/公共管理與公共服務(wù)用地/商業(yè)服務(wù)業(yè)設(shè)施用地/工業(yè)用地面積分別為 64.5/17.2/12.8/25.4 億平米，鄉(xiāng)鎮(zhèn) 實有住宅建筑面積 8.4 億平方米。假定工商業(yè)建筑密度為 40%；居住用地建筑密度 為 25%；農(nóng)村住宅包含縣城住宅及鄉(xiāng)鎮(zhèn)住宅，則可得到農(nóng)村住宅/公共建筑/商業(yè)建 筑/工業(yè)廠房屋頂面積分別為 24.5/27.5/21.5/55.5 億平米。此外，考慮到政策關(guān)于各類建筑的滲透率要求，可得農(nóng)村住宅/公共建筑/商業(yè)建筑/工業(yè)廠房光伏屋頂面積分 別為 4.9/11/6.4/16.7 億平米，四類建筑的存量分布式光伏屋頂面積之和為 39 億平米。
理想狀態(tài)下項目回報周期約 7 年，有望激發(fā)業(yè)主的投資需求
光伏屋頂項目回報周期約 7 年，內(nèi)部收益率約為 13%。初始投資成本方面，我們統(tǒng) 計得到單瓦平均報價約為 3.97 元，假定平米裝機為 150W，則平米投資成本約為 600 元，假定單平米光伏屋頂?shù)哪臧l(fā)電量為 130 度，具體電價通常需要考慮工商業(yè)自用 與上網(wǎng)兩部分，假定綜合收益電價為 0.7 元/度，可計算得到每年的電價收益為 91 元。同時，CPIA 統(tǒng)計得到 2021 年分布式光伏系統(tǒng)運維成本為 0.051 元/W/年，即單 平米光伏屋頂年維護成本為 7.65 元，則可計算得到每年的利潤為 83.35 元，回報周 期約為 7 年，內(nèi)部收益率約為 13%。
光伏屋頂設(shè)計壁壘較弱，有望成為傳統(tǒng)建筑設(shè)計公司業(yè)務(wù)增量
光伏屋頂設(shè)計需在原有建筑功能的基礎(chǔ)上，盡可能提升光伏能源轉(zhuǎn)化效率，總體壁壘較弱。在光伏設(shè)計時，需要綜合考量安裝地點、光伏組件及其他設(shè)備的選型、光 伏陣列朝向和傾角計算和太陽電池方陣間距計算，以保證光伏發(fā)電系統(tǒng)的整體效率。同時，分布式光伏系統(tǒng)需要依靠并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)實現(xiàn)余電上網(wǎng)賺取收益，其主要由光 伏組件、逆變器、控制器、數(shù)據(jù)采集器、防雷接地系統(tǒng)等幾大部分組成。此外，設(shè) 計公司需保證光伏系統(tǒng)不影響原有建筑的使用性能，包括承重、保暖、防水等，總 體壁壘不強。建筑設(shè)計時兼顧光伏設(shè)計可行，光伏設(shè)計有望成為傳統(tǒng)建筑設(shè)計公司業(yè)務(wù)增量。當 前建筑設(shè)計院通常具備建筑、結(jié)構(gòu)、給排水、電氣、暖通這五大部門，完全有能力 在建筑設(shè)計時同時兼顧光伏設(shè)計，光伏設(shè)計有望成為傳統(tǒng)建筑設(shè)計公司業(yè)務(wù)增量。
6. 光伏幕墻：BIPV 為主流應(yīng)用方式，已具備較好經(jīng)濟效益
除屋頂外，幕墻也是分布式光伏的主要應(yīng)用場景之一。幕墻是建筑的外墻圍護結(jié)構(gòu)， 非承重，是現(xiàn)代大型和高層建筑常用的帶有裝飾效果的輕質(zhì)墻體。幕墻由面板和支 承結(jié)構(gòu)組成，根據(jù)面板的材質(zhì)不同可分為玻璃幕墻、金屬板幕墻、石材幕墻等，其 中玻璃幕墻具備美觀、保新、輕質(zhì)、采光好等優(yōu)點，應(yīng)用最為廣泛。BIPV 為光伏幕墻的主流應(yīng)用方式。采用幕墻替代混凝土外立面的優(yōu)勢主要為美觀 +采光好，該特點決定了多數(shù)存量幕墻難以像屋頂一樣加裝 BAPV。因此，當前光伏 幕墻主要應(yīng)用于新建建筑中，而 BIPV 為光伏幕墻的主流應(yīng)用方式。當前薄膜電池與晶硅電池同時應(yīng)用于光伏幕墻。由于能夠根據(jù)設(shè)計要求對透光性、 色彩、紋理、圖案等藝術(shù)化處理和個性化定制，使得薄膜類光伏幕墻應(yīng)用更為廣泛、 適應(yīng)性更佳。目前實際應(yīng)用最為廣泛、適應(yīng)場景最為豐富的是碲化鎘薄膜光伏幕墻， 代表性項目包括嘉興科創(chuàng)中心、大同能源館等。需要注意的是，出于成本與發(fā)電效 率的考量，薄膜電池僅在透明玻璃門窗部分使用，非透明外圍護結(jié)構(gòu)仍采用晶硅電 池。
光伏幕墻但已具備較好經(jīng)濟性，回報周期約 8-10 年
從光照時間看，光伏幕墻系統(tǒng)發(fā)電能力小于光伏屋頂系統(tǒng)。幕墻外立面受光照時間 不及屋頂，導致了兩者的效率差異。據(jù)《不同 BIPV 系統(tǒng)的收益及環(huán)境效益分析》 中對光伏幕墻系統(tǒng)與光伏屋頂系統(tǒng)的比較可知，光伏幕墻系統(tǒng)發(fā)電能力小于屋頂系 統(tǒng),光伏幕墻系統(tǒng) 25 年壽命周期的發(fā)電量約為 20.98kWh/Wp,產(chǎn)生的收益約為 23.84 元/Wp;光伏屋頂系統(tǒng) 25 年壽命周期的發(fā)電量約為 28.73kWh/Wp，產(chǎn)生的收益約為 32.63 元/Wp。
現(xiàn)有光伏幕墻已具備較好的經(jīng)濟性能?！躲~銦鎵硒光伏幕墻技術(shù)的經(jīng)濟性分析》針對 新型的銅銦鎵硒(CIGS)光伏幕墻技術(shù)，以沈陽地區(qū)光伏建筑應(yīng)用為例，從全壽命周 期角度進行經(jīng)濟性分析，其中全壽命周期成本為 848.06 萬元，全周期收益為 1370.77 萬元，外部效益為 533.85 萬元，綜合來看光伏幕墻已具備較好的經(jīng)濟性能。
案例項目基本信息：年日照時間為 2400h 左右；建筑面積為 5000m2；采用了 6943 塊 105W 的 CIGS 太陽能組件，總裝機量為 729kW，根據(jù)光伏軟件 PVSYST 計算出 首年發(fā)電量為 731.5MWh，按光伏組件的初始衰減為 2.5%，線性年衰減為 0.4%，25 年總發(fā)電量為 17087.3MWh。案例中全壽命周期成本為 848.06 萬元。其中，建造費用約為 2663.87 元/m2，前期建 造費用總計為 1331.94 萬元；后期維護費按每年 0.05 元/W 計算，25 年總維護費用 為 91.125 萬元；替換原有建材的增量費用取 1513.87 元/m2。案例中全周期收益為 1370.77 萬元。補貼收益方面，補貼電價按 0.10 元/度計取，補 貼電價期限為 20 年，補貼收益之和 138.09 萬元。電價收益方面，按 90%自用比例 計算，企業(yè)用電價為 0.7599 元/kWh，25 年企業(yè)用電收益為 1168.62 萬元，脫硫標桿 上網(wǎng)電價為 0.3749 元/kWh，25 年企業(yè)余電上網(wǎng)收益 64.06 萬元，25 年電價收益之 和為 1232.68 萬元。案例中外部效益為 533.85 萬元。節(jié)能收益方面，每 kWh 電節(jié)對應(yīng) 0.31kg 供電煤耗， 煤按 650 元/t 計算，25 年總發(fā)電量為 17087324.21kWh，則節(jié)約煤炭量為 5297.07t， 節(jié)能效益為344.31萬元。減排CO2收益方面，每發(fā)1kWh電可減少CO2排放552.389g， 25 年總發(fā)電量為 17087324.21kWh，取 CO2 的效益值為 200 元/t，則減排 CO2 的效 益為 188.65 萬元。減排 SO2、NOX、PM2.5 方面，SO2、NOX、PM2.5 的排放費用取 值為 150 元/t，每發(fā) 1kWh 電減少污染排放 1.5159gSO2、1.6306gNOX、0.1643gPM2.5， 減排效益為 0.89 萬元。
光伏幕墻的回收期約為 8-10 年，內(nèi)部收益率約為 9%-12%。據(jù)國際太陽能光伏網(wǎng)資 訊，光伏幕墻取代傳統(tǒng)幕墻會帶來 500-600 元/m2 的增量造價，而單平米光伏幕墻的 年發(fā)電量約為 100 度，若假定綜合收益電價為 0.7 元/度，則單平米光伏幕墻年收益 為 70 元，假定單平米光伏幕墻年維護成本與屋頂相同（7.65 元），則可計算得到每 年的收益為 62.35 元，回報周期約為 8-10 年，內(nèi)部收益率約為 9%-12%。
技術(shù)革新或促使市場空間擴容+毛利率提升+頭部企業(yè)市占率提升
內(nèi)地幕墻市場空間廣闊，但總體處于低端無序競爭狀態(tài)，頭部企業(yè)市占率極低。據(jù) 《建筑裝飾行業(yè)“十四五”發(fā)展規(guī)劃》統(tǒng)計，“十三五”期間，幕墻工程年工程總產(chǎn) 值由 3200 億元增長到 4300 億元，整體增長 34.38%。從競爭格局看，由于規(guī)模占比 較高的中、低端幕墻總體門檻不高，國內(nèi)幕墻市場總體呈現(xiàn)高度分散的競爭格局， 即便是上市企業(yè)中幕墻業(yè)務(wù)規(guī)模最大的江河集團，其旗下主要幕墻子公司 2020 年 收入為 78 億元，市占率僅 1.8%左右；從我們梳理的主要開展幕墻業(yè)務(wù)的上市裝飾 企業(yè)來看，7 家企業(yè) 2020 年幕墻業(yè)務(wù)合計收入也僅 150 億元左右，市占率合計僅 3.5%左右。
我們認為光伏幕墻取代傳統(tǒng)幕墻屬于技術(shù)革新，其影響主要在于三個方面：市場空間擴容、毛利率提升、頭部企業(yè)市占率提升。市場空間擴容主要來自光伏幕墻單平米造價上升。傳統(tǒng)幕墻單平米造價通常位于 1000-2000元/m2之間，據(jù)國際太陽能光伏網(wǎng)資訊，光伏幕墻取代傳統(tǒng)幕墻會帶來500- 600 元/m2 的增量造價，即較傳統(tǒng)幕墻單平米造價提升 30%-50%，有助于整體市場空間擴容。
毛利率提升主要依賴更高的技術(shù)壁壘。光伏幕墻系統(tǒng)對企業(yè)的光伏建筑一體化設(shè)計、 施工能力以及后期運維能力提出了新的要求，有望提升傳統(tǒng)幕墻企業(yè)話語權(quán)。以江 河集團為例，2022H1，公司光伏建筑項目確認收入 5,351 萬元，貢獻毛利 1,310 萬 元，對應(yīng)毛利率約為 24.5%，遠高于公司傳統(tǒng)幕墻業(yè)務(wù)毛利率（約為 18-20%）。光伏幕墻增強技術(shù)壁壘，亦有助于國內(nèi)幕墻產(chǎn)品高端化+頭部企業(yè)提升市占率。幕 墻公司業(yè)務(wù)鏈通常為：設(shè)計——采購——深加工——現(xiàn)場安裝——維保，其中壁壘 較高的環(huán)節(jié)包括設(shè)計與深加工。公司需要將幕墻的建筑方案落地實施，將單純的可 視方案變?yōu)榭缮a(chǎn)可制造可安裝的方案，總體來講壁壘不強。隨著傳統(tǒng)幕墻行業(yè)競 爭加劇，行業(yè)利潤率越來越薄，行業(yè)門檻降低，高端光伏幕墻已經(jīng)成為幕墻企業(yè)轉(zhuǎn) 型的重要方向，更強的技術(shù)壁壘有助于國內(nèi)幕墻產(chǎn)品高端化+頭部企業(yè)提升市占率。
原標題：高溫不下！來看看光伏建筑行業(yè)深度報告：光伏之翼
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