高电价支撑下，工商业与公共建筑分布式光伏项目有望迎来投资高峰。2021年分布式光伏新增装机中，户用光伏、工商业光伏分别为21.59GW、7.41GW，市场上部分观点认为十四五户用光伏仍将主导分布式光伏发展。

我们对2022年1月各省市已落地的代理电价进行分析后发现，工商业电价同比大涨、相对于当地上网标杆电价也有大幅溢价。在“自发自用、余电上网”模式下，工商业与公共建筑分布式光伏项目的IRR远高于户用分布式光伏。与此同时，在减碳考核、保障电力供应等因素的影响下，工商业/公共建筑光伏的业主也将提升安装屋顶光伏电站的意愿。

更加合理地估算分布式光伏潜在装机规模与未来5-10年装机展望。在文当中，我们通过国内各类建筑竣工面积的总量统计，结合屋顶分布式光伏实际安装密度，估算出分布式光伏潜在装机总规模。参考整县分布式申报情况和示范县装机比例，我们从渗透率的角度对2022-2025年、2030年以及远期的分布式光伏装机规模进行预测。

分布式光伏市场竞争格局仍将处于相对分散的阶段。市场认为在整县分布式政策推动下，国内分布式光伏市场的集中度将快速提升。我们认为分布式光伏属于蓝海市场，2021年末装机渗透率不到5%，而跨界投资愈演愈烈，除了原有光伏投资商，诸多传统能源行业（火电、燃气、石油）巨头也参与到该市场当中。我们预计未来2-3年分布式光伏行业竞争格局仍将处于相对分散的状态。

分布式光伏启航，预计22-25年累计新增装机176GW

2021年是分布式光伏“启航”之年，户用/工商业新增22/7GW

国内分布式光伏装机快速发展，2017-2021年CAGR达60%。2016年至2021年，我国分布式光伏新增装机规模从4.24GW增加至29GW，累计装机容量从10.32GW增加至107GW，累计容量五年CAGR达到60%，发展态势良好。2021年，受上游原材料价格影响，组件价格高企，影响地面集中式光伏电站投资，但分布式装机未受明显影响。

从占比看，分布式光伏电站新增装机与累计装机占比均逐年提高。2016年至2021年，分布式光伏电站新增装机占比从12%增加至55%，累计装机占比从13%增加至35%。2021年分布式光伏电站新增装机占比首次超过集中式光伏电站，实现分布式与集中式光伏并举发展。

2021年分布式光伏装机的增长的源于户用光伏的高速增长。2021年分布式新增装机中，户用光伏、工商业光伏分别为21.59GW、7.41GW，同比分别增长113%、37%。户用光伏高速增长，其新增装机占分布式新增装机74%，占总光伏装机39%。户用光伏已经成为我国如期实现“碳达峰、碳中和”目标和落实乡村振兴战略的重要力量。


测算2021/2025年末屋顶光伏潜在装机容量为2,256GW/2,932GW

我们测算2021/2025年末国内建筑总面积为581/733亿平方米。国家统计局已公布1985-2021年的房屋建筑总竣工面积，但仅公布住宅（城镇和农村）、工业屋顶（厂房、仓库）、商业建筑、公共建筑（办公用房、科教医、文体娱）的细分领域2004-2021年的竣工面积。

考虑到数据的可获得性，我们以2004-2021年竣工面积的累加值作为当前的存量竣工面积；截至2021年末，存量建筑竣工面积约581亿平方米，住宅/工业屋顶/商业建筑/公共建筑各占比65%/14%/7%/11%。

2015-2021年国内各类建筑竣工面积相对稳定，假设2022-2025年每年新竣工面积为过往三年的平均值，我们预计到2025年存量建筑竣工面积有望达到733亿平方米，住宅/工业屋顶/商业建筑/公共建筑分别为479/102/51/82亿平方米。

我们测算2021/2025年末屋顶总面积为140/172亿平方米。考虑目前分布式光伏主要应用在屋顶，则可安装光伏面积即为屋顶面积，用竣工面积/平均层数估算屋顶面积。假设城镇住宅层数为10，商业建筑、公共建筑的层数为5，农村住宅层数为3，厂房及其他建筑层数为2，仓库层数为1。

截至2021年末，建筑屋顶总面积约140亿平方米，其中住宅/工业屋顶/商业建筑/公共建筑分别为68/43/8/13亿平方米，占比49%/31%/6%/9%。随着竣工面积的增长，截至2025年末，建筑屋顶总面积约172亿平方米，其中住宅/工业屋顶/商业建筑/公共建筑分别为84/53/10/16亿平方米，占比49%/31%/6%/10%。


我们测算2021/2025年末屋顶光伏潜在装机容量为2,256GW/2,932GW。据晶科能源（688223 CH）招股说明书披露，2020年P型/N型单晶电池片转换效率均值为22.8%/23.8%，晶科能源2021年二季度量产水平分别达到23.3%/24.4%，相比2020年行业均值分别提升0.5/0.6pct。2020年PERC P型单晶组件（182mm、72片）功率均值为540W，折合每平方米功率228W。

考虑到组件安装时的最佳水平倾角与间隔间距，假设实际功率密度为理论值的70%。考虑到光伏行业技术进步，假设2021-2025年转换效率保持每年0.3pct的提升。我们预计2021年末/2025年末国内屋顶分布式光伏潜在装机规模分别为2,256GW/2,932GW。


从渗透率的角度预测2022-2025年分布式光伏累计新增176GW

首批整县光伏开发试点比例达到23.8%。2021年9月8日，国家能源局公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点676个，而若试点地区2023年底前各类屋顶安装光伏发电的比例均达到一定要求的，将列为开发示范县。具体比例要求如下文所述，参照2021年6月20日国家能源局综合司下发的《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》。

据中国民政部统计，截至2020年末全国县级行政区划单位合计2844个，其中市辖区973个、县级市388个、县与自治县1,429个、旗与自治旗52个、特区与林区2个。第一批整县光伏开发试点占全国县级行政单位的比例约为23.8%。

整县开发示范县标准。2021年6月20日，国家能源局综合司正式下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，通知中明确党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%。


预计2022-2025年分布式光伏新增规模分别为33/44/46/52GW，远期累计装机容量不低于1,372GW。我们测算截至2021年末国内户用/工商业光伏渗透率为3.8%/8.0%，公共建筑光伏渗透率接近于0。

随着整县试点运作成熟，我们假设2023-2025年整县申报比例逐年提升至40%，2030年提升至60%，远期提升至100%。

参考上述示范县光伏发电比例，我们预计2022-2025年国内户用光伏渗透率将由4.8%升至7.3%，工商业光伏渗透率将由8.6%升至12.0%，公共建筑光伏渗透率将由3.6%升至18.0%。

2022-2025年分布式光伏新增规模分别为33/44/46/52GW，其中户用为15/14/17/17GW，工商业为10/12/17/24GW，公共建筑为8/18/13/11GW。
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高电价支撑下，工商业与公共建筑分布式迎来投资高峰

本报告将构造一个单厂模型，首先考虑在工商业、公共建筑和户用三种情景下BAPV/BIPV项目的投入、产出、收益，测算现金流、项目的IRR及IRR的敏感性分析。我们的结论有：

1）高电价支撑下，2022年或将迎来工商业和公共建筑分布式光伏投资的高峰期；

2）工商业和公共建筑分布式光伏资源的竞争也会更加激烈，部分投资商或采取更加激进的策略进行市场开拓，例如加大电价销售折扣；

3）户用分布式光伏投资热情或将短暂回落，有待单位投资成本回落，例如光伏组件价格下跌。

分布式光伏电站成本拆解

分布式光伏电站的成本主要包括光伏系统成本、建安成本和运维成本。光伏系统成本和建安成本为固定初始投入，其中光伏系统成本包括组件部分和非组件部分，非组件部分主要由逆变器、支架、电缆、电网接入、一次设备（箱变、预制舱）与二次设备（监控、通信）等构成。

建安成本主要是光伏EPC建设费用包括材料费、人工费及施工方利润。电站的运维是通过预防性维护、周期性维护以及定期的设备性能测试等手段，科学合理的对电站进行管理。

BIPV在BAPV的基础上增加防水系统、钢板、檩条等材料，初始建造总成本更高。测算BAPV初始建造总成本约为4.03元/W，BIPV由于取代了屋顶的建筑构件，实现建筑构件和光伏系统一体化，虽无需使用光伏支架系统，但需增加防水板、钢板、檩条等建筑材料，建造总成本更高，约为4.54元/W。


工商业分布式光伏投资回报率大幅领先

本报告对工商业建筑、公共建筑、户用的三种情形下构建BAPV/BIPV模型，测算每年的成本收益和现金流，最终得到IRR。模型的重要设定如下：

装机规模：假设10,000平米的厂房、公共建筑、户用（群）屋顶，BAPV/BIPV铺设面积达到80%/100%（该参数不影响IRR）。

屋顶功率密度：假设160W/平米。2020年PERC P型单晶组件（182mm、72片）功率均值为540W，折合每平方米功率228W。考虑到组件安装时的最佳水平倾角与间隔间距，假设实际功率密度为理论值的70%，即160W/平米。同时每年利用小时达到1,245小时（山东省2018-2020年光伏发电利用小时数均值）。

项目经营周期：假设20年，且组件效率/发电量每年递减1%。

电价假设：一般工商业及其他用电价0.723元/kwh（不含增值税，尖峰谷电价加权平均），公共建筑电价0.626元/kwh（不含增值税，一般工商业平时段电价），均取自山东省2022年1月代理购电价格。分布式光伏项目“自发自用”的部分，投资方给予用电用户8折电价折扣。

原标题：2022年光伏最强细分赛道
余电上网比例及电价：考虑到消纳问题，假设存在20%余电上网，上网电价0.349元/kwh（不含增值税），取自山东省现行的风光发电指导价。

所得税率：25%所得税率，享受三免三减半的优惠政策（前三年免收，三到六年按12.5%比例征收）。


基于上述假设，可得工商业屋顶、公共建筑屋顶、户用屋顶BAPV/BIPV项目的运营参数、现金流及IRR测算，结果如下：


工商业屋顶BAPV项目IRR最高，户用屋顶BAPV需考虑融资才具备投资可行性。经过我们对单厂模型的现金流及IRR测算，工商业/公共建筑/户用BAPV项目的全投资IRR分别为11.3%/9.2%/4.9%，如果考虑融资因素（80%融资比例+4%融资成本），户用BAPV的资本金IRR可以达到9.3%；三类BIPV的全投资IRR分别为9.4%/7.5%/3.6%。工商业屋顶BAPV项目的IRR最高，原因在于：

1）工商业用电价较公共建筑或居民电价较高；

2）“自发自用+余电上网”模式盈利能力高于全额上网模式；

3）BAPV项目较BIPV初始投入（每W装机投资额）较低，而光照条件、电价等其他边界条件相同。


全国大部分地区工商业与公共建筑BAPV具备投资价值，户用项目需等待组件价格回落。基于以上方法，我们对全国各省市（除新疆、西藏以外，因无工商业电价数据）不同类型的分布式光伏项目进行IRR测算，（针对当前阶段）得出主要结论：1）国内绝大部分地区的工商业BAPV已具备投资价值，87%省市IRR不低于6%，其中9个省市IRR高于10%，得益于工商业电价的上涨与这些地区较高的光伏发电利用小时数；2）国内大部分地区的公共建筑BAPV具备投资价值，63%省市IRR不低于6%，其中6个省市IRR高于10%；3）国内大部分地区户用屋顶投资回报较低，90%省市全投资IRR低于6%，即使考虑杠杆资金，也有76%省市资本金IRR低于6%。

针对以上数据统计结果，我们可以进一步推论：

1）在高电价支撑下，22年或将迎来工商业和公共建筑分布式光伏投资的高峰期；

2）工商业和公共建筑分布式光伏资源的竞争也会更加激烈，部分投资商或采取更加激进的策略进行市场开拓，例如加大电价销售折扣；

3）户用分布式光伏投资热情或将短暂回落，有待单位投资成本回落，例如光伏组件价格下跌，或者“隔墙售电”政策退出（允许分布式光伏项目通过配电网将电力直接销售给周边的工商业用户或公共建筑用户）。
动态IRR：敏感性分析

在工商业屋顶静态单厂模型的基础上，考虑工商业电价和组件价格的动态变化对IRR的影响。在模型的参数中，我们认为工商业电价的上行（收入端）和组件价格下行（成本端）有望带来分布式光伏项目现金流的改善，带来IRR的上行。因此，我们测算了不同工商业电价和不同组件价格下，工商业/户用屋顶BAPV项目/BIPV项目的动态IRR。

在满足IRR 6%的投资标准前提下，工商业屋顶BAPV/BIPV项目电价仍具有20%/11%的下降空间。工商业电价的上升，直接改善分布式光伏项目的盈利。本研究认为IRR大于等于6%的项目具备经济性。

在其他条件不变的情况下，当工商业电价从目前0.723元/度降至0.570元/度，即降幅达到20%时，BAPV项目IRR仍可保持在6%以上；当工商业电价从目前0.723元/度降至0.645元/度，即降幅达到11%时，BIPV项目IRR仍可保持在6%以上。工商业电价每变化0.01元，BAPV/BIPV项目的IRR变化幅度为0.22/0.20pct。

当组件价格降至1.5/0.9元/W时，户用屋顶BAPV/BIPV项目分别具备经济性。组件价格的下降，降低光伏系统的建造成本，在其他条件不变的情况下，组件价格从目前1.85元/W降至1.5/0.9元/W，即降幅达到16%/61%时，户用屋顶BAPV/BIPV项目具备投资的经济性（全投资IRR不低于6%）。


考虑工商业电价和组件价格同时变动下BAPV项目IRR的敏感性，IRR对工商业电价更敏感。本研究分别测算IRR等于6%/8%/10%时，基于模型反推工商业电价和组件价格的所有解的组合，根据解的组合即可得到一条“等IRR线”。

根据图形，我们得出1）IRR对工商业电价更敏感，“等IRR线”斜率小于45°；2）6%的IRR的目标相对较易实现，8%有望实现，10%的IRR需要电价/组件价格出现较大幅度的改善。（如电价上涨22%，同时组件价格下降24%）

跨界投资愈演愈烈，竞争格局趋于分散

我们初步梳理出国内109家从事分布式光伏业务的公司，业务模式包含投资自用、开发、产品销售、运营、持有、转让。除了产品销售以外，我们认为这些公司主要可以划分为三种商业模式：

1）业主自投，将分布式光伏作为收益率稳定的投资标的；

2）开发+持有，以大型央企和外资能源企业为代表，具备项目开发能力、资金实力和客户资源优势，与业主签订第三方投资协议，长期持有资产；

3）开发+转让，以光伏行业民企和地方强势企业为代表，具备灵活开发能力，但倾向于项目转让实现资金快速周转。


分布式光伏属于蓝海市场，2021年末装机渗透率不到5%，而跨界投资愈演愈烈，预计未来2-3年竞争格局仍将趋于分散。建议关注两类企业：1）先发优势型，分布式光伏实施经验丰富，代表公司包括晶科科技、南网能源、正泰电器；2）资源禀赋型，深耕工商业领域客户，代表公司有港华智慧能源。

风险提示

经济下行拖累电力需求。光伏装机规模/发电量增长预期建立在国内用电需求逐年增长、新能源电量占比逐年上升的假设基础上。若宏观经济下行，可能导致用电需求增长放缓，进而影响新能源增长前景。

工商业销售电价回落。销售电价是影响分布式光伏项目收益率的核心因素之一。2022年1月国内各省市工商业代理购电价格同比上涨，主要原因是：1）动力煤涨价推动发电侧上网电价上升；2）尖峰谷电价差拉大，导致工商业经营时段电价进一步上升。若未来工商业销售电价回落，可能会影响分布式光伏项目中的电价水平，降低投资收益率。

光伏政策推进不及预期。2021年整县屋顶分布式光伏开发试点方案发布，有效调动分布式光伏市场各个利益相关方参与积极性。在此政策的推动下，我们预计“十四五”国内分布式光伏市场有望迎来快速增长。若政策实际推进效果不及预期，可能导致分布式光伏增长规模低于我们的预测值。