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/工商業新增22/7GW
國內分布式光伏裝機快速發展，2017-2021年CAGR達60%。2016年至2021年，我國分布式光伏新增裝機規模從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%，發展態勢良好。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，實現分布式與集中式光伏并舉發展。
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%。戶用光伏已經成為我國如期實現“碳達峰、碳中和”目標和落實鄉村振興戰略的重要力量。
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年末國內建筑總面積為 581/733億平方米。國家統計局已公布1985-2021年的房屋建筑總竣工面積，但僅公布住宅（城鎮和農村）、工業屋頂（廠房、倉庫）、商業建筑、公共建筑（辦公用房、科教醫、文體娛）的細分領域2004-2021年的竣工面積。
考慮到數據的可獲得性，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/工業屋頂/商業建筑/公共建筑各占比65%/14%/7%/11%。
2015-2021年國內各類建筑竣工面積相對穩定，假設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/工業屋頂/商業建筑/公共建筑分別為479/102/51/82億平方米。
我們測算 2021/2025年末屋頂總面積為 140/172億平方米。考慮目前分布式光伏主要應用在屋頂，則可安裝光伏面積即為屋頂面積，用竣工面積/平均層數估算屋頂面積。假設城鎮住宅層數為10，商業建筑、公共建筑的層數為5，農村住宅層數為3，廠房及其他建筑層數為2，倉庫層數為1。
截至2021年末，建筑屋頂總面積約140億平方米，其中住宅/工業屋頂/商業建筑/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/工業屋頂/商業建筑/公共建筑分別為84/53/10/16億平方米，占比49%/31%/6%/10%。
考慮到組件安裝時的最佳水平傾角與間隔間距，假設實際功率密度為理論值的70%。考慮到光伏行業技術進步，假設2021-2025年轉換效率保持每年0.3pct的提升。我們預計2021年末/2025年末國內屋頂分布式光伏潛在裝機規模分別為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）屋頂分布式光伏開發試點676個，而若試點地區2023年底前各類屋頂安裝光伏發電的比例均達到一定要求的，將列為開發示范縣。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的《關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》。
據中國民政部統計，截至2020年末全國縣級行政區劃單位合計2844個，其中市轄區973個、縣級市388個、縣與自治縣1,429個、旗與自治旗52個、特區與林區2個。第一批整縣光伏開發試點占全國縣級行政單位的比例約為23.8%。
整縣開發示范縣標準。2021年6月20日，國家能源局綜合司正式下發《關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，通知中明確黨政機關建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于50%；學校、醫院、村委會等公共建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于40%；工商業廠房屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于30%；農村居民屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于20%。
預計 2022-2025年分布式光伏新增規模分別為 33/44/46/52GW，遠期累計裝機容量不低于 1,372GW。我們測算截至2021年末國內戶用/工商業光伏滲透率為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電比例，我們預計2022-2025年國內戶用光伏滲透率將由4.8%升至7.3%，工商業光伏滲透率將由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模分別為33/44/46/52GW，其中戶用為15/14/17/17GW，工商業為10/12/17/24GW，公共建筑為8/18/13/11GW。
高電價支撐下，工商業與公共建筑分布式迎來投資高峰
本報告將構造一個單廠模型，首先考慮在工商業、公共建筑和戶用三種情景下BAPV/BIPV項目的投入、產出、收益，測算現金流、項目的IRR及IRR的敏感性分析。我們的結論有：
1）高電價支撐下，2022年或將迎來工商業和公共建筑分布式光伏投資的高峰期；
2）工商業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將短暫回落，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成本、建安成本和運維成本。光伏系統成本和建安成本為固定初始投入，其中光伏系統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、電網接入、一次設備（箱變、預制艙）與二次設備（監控、通信）等構成。
建安成本主要是光伏EPC建設費用包括材料費、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的基礎上增加防水系統、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由于取代了屋頂的建筑構件，實現建筑構件和光伏系統一體化，雖無需使用光伏支架系統，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。
工商業分布式光伏投資回報率大幅領先
本報告對工商業建筑、公共建筑、戶用的三種情形下構建BAPV/BIPV模型，測算每年的成本收益和現金流，最終得到IRR。模型的重要設定如下：
裝機規模：假設10,000平米的廠房、公共建筑、戶用（群）屋頂，BAPV/BIPV鋪設面積達到80%/100%（該參數不影響IRR）。
屋頂功率密度：假設160W/平米。2020年PERC 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年光伏發電利用小時數均值）。
項目經營周期：假設20年，且組件效率/發電量每年遞減1%。
電價假設：一般工商業及其他用電價0.723元/kwh（不含增值稅，尖峰谷電價加權平均），公共建筑電價0.626元/kwh（不含增值稅，一般工商業平時段電價），均取自山東省2022年1月代理購電價格。分布式光伏項目“自發自用”的部分，投資方給予用電用戶8折電價折扣。
余電上網比例及電價：考慮到消納問題，假設存在20%余電上網，上網電價0.349元/kwh（不含增值稅），取自山東省現行的風光發電指導價。
所得稅率：25%所得稅率，享受三免三減半的優惠政策（前三年免收，三到六年按12.5%比例征收）。
基于上述假設，可得工商業屋頂、公共建筑屋頂、戶用屋頂BAPV/BIPV項目的運營參數、現金流及IRR測算，結果如下：
工商業屋頂 BAPV項目 IRR最高，戶用屋頂 BAPV需考慮融資才具備投資可行性。經過我們對單廠模型的現金流及IRR測算，工商業/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%。工商業屋頂BAPV項目的IRR最高，原因在于：
1）工商業用電價較公共建筑或居民電價較高；
2）“自發自用+余電上網”模式盈利能力高于全額上網模式；
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。
全國大部分地區工商業與公共建筑 BAPV具備投資價值，戶用項目需等待組件價格回落。基于以上方法，我們對全國各省市（除新疆、西藏以外，因無工商業電價數據）不同類型的分布式光伏項目進行IRR測算，（針對當前階段）得出主要結論：1）國內絕大部分地區的工商業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%，得益于工商業電價的上漲與這些地區較高的光伏發電利用小時數；2）國內大部分地區的公共建筑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）國內大部分地區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%。
針對以上數據統計結果，我們可以進一步推論：
1）在高電價支撐下，22年或將迎來工商業和公共建筑分布式光伏投資的高峰期；
2）工商業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將短暫回落，有待單位投資成本回落，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將電力直接銷售給周邊的工商業用戶或公共建筑用戶）。
動態IRR：敏感性分析
在工商業屋頂靜態單廠模型的基礎上，考慮工商業電價和組件價格的動態變化對IRR的影響。在模型的參數中，我們認為工商業電價的上行（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金流的改善，帶來IRR的上行。因此，我們測算了不同工商業電價和不同組件價格下，工商業/戶用屋頂BAPV項目/BIPV項目的動態IRR。
在滿足 IRR 6%的投資標準前提下，工商業屋頂 BAPV/BIPV項目電價仍具有 20%/11%的下降空間。工商業電價的上升，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%的項目具備經濟性。
在其他條件不變的情況下，當工商業電價從目前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項目分別具備經濟性。組件價格的下降，降低光伏系統的建造成本，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項目具備投資的經濟性（全投資IRR不低于6%）。
考慮工商業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電價和組件價格的所有解的組合，根據解的組合即可得到一條“等IRR線”。
根據圖形，我們得出1）IRR對工商業電價更敏感，“等IRR線”斜率小于45°；2）6%的IRR的目標相對較易實現，8%有望實現，10%的IRR需要電價/組件價格出現較大幅度的改善。（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109家從事分布式光伏業務的公司，業務模式包含投資自用、開發、產品銷售、運營、持有、轉讓。除了產品銷售以外，我們認為這些公司主要可以劃分為三種商業模式：
1）業主自投，將分布式光伏作為收益率穩定的投資標的；
2）開發+持有，以大型央企和外資能源企業為代表，具備項目開發能力、資金實力和客戶資源優勢，與業主簽訂第三方投資協議，長期持有資產；
3）開發+轉讓，以光伏行業民企和地方強勢企業為代表，具備靈活開發能力，但傾向于項目轉讓實現資金快速周轉。
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。建議關注兩類企業：1）先發優勢型，分布式光伏實施經驗豐富，代表公司包括晶科科技、南網能源、正泰電器；2）資源稟賦型，深耕工商業領域客戶，代表公司有港華智慧能源。
風險提示
經濟下行拖累電力需求。光伏裝機規模/發電量增長預期建立在國內用電需求逐年增長、新能源電量占比逐年上升的假設基礎上。若宏觀經濟下行，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月國內各省市工商業代理購電價格同比上漲，主要原因是：1）動力煤漲價推動發電側上網電價上升；2）尖峰谷電價差拉大，導致工商業經營時段電價進一步上升。若未來工商業銷售電價回落，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試點方案發布，有效調動分布式光伏市場各個利益相關方參與積極性。在此政策的推動下，我們預計“十四五”國內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模低于我們的預測值。
來源：華泰研究
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