2022年光伏建筑BIPV行业研究报告.docx

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1、2022年光伏建筑BIPV行业研究报告1、BIPV传统分布式光伏升级，新应用方向不断涌现1.1分布式光伏成为新增光伏装机主力，BIPV极具增长潜质光伏发电集中式与分布式并举趋势明显，分布式光伏成为新增光伏装机主力。光伏电站是光伏产业链终端应用市场，根据电站的装机规模、和用户的距离、接入电网的电压等级等不同可以分为集中式电站和分布式电站。集中式电站是在荒漠地区构建大型光伏电站，充分利用荒漠地区丰富和相对稳定的太阳能资源，接入高压输电系统供给远距离负荷。分布式发电站主要基于分散建筑物表面，就近解决用户的用电问题，通过并网实现供电差额的补偿与外送。与集中式发电站相比，分布式具有投资小、建设快、占地面

2、积小、盈利能力强、与用户联系紧密、政策支持力度大等优势。2013年以来，我国光伏发电并网装机容量快速增长，截至2021年底，光伏发电并网累计装机容量突破3亿千瓦大关，达到3.06亿千瓦，连续7年稳居全球首位。从结构来看，分布式光伏累计装机容量占总光伏装机的比例从2015年的14%提升至2021年35.1%。从每年新增光伏发电并网装机来看，2021年分布式光伏新增29GW，同比增速87%，增速已经远超集中式光伏，约占全部新增光伏发电装机的55%，市场份额持续增加，光伏发电集中式与分布式并举的发展趋势明显。分布式电站中BIPV在外观、寿命、受力、防水和施工方面优于BAPV，增长潜质巨大。分布式电站

3、又可以大致分为三类：光伏组件与建筑结合（BAPV）、光伏组件与建筑集成（BIPV）、非建筑场景，其中与建筑结合的分布式电站（BAPV&BIPV）约占分布式光伏电站装机量的50%。BAPV（普通型光伏构件）主要指在建筑上安装的光伏构件不作为建筑的外围护结构，只起发电功能的建筑部件，在既有建筑上应用较多。BIPV（建筑光伏一体化）主要指在建筑上安装的光伏构件不仅是发电的部件，而且作为建筑的外围护结构，与建筑同步设计、同步施工、同步验收，如光电瓦屋顶、光电幕墙和光电采光顶等。截止2021年BAPV仍为主流光伏建筑类型，与BAPV相比，BIPV直接将设备作为墙体或屋顶，外观整体性更强，使用寿命长，而且

4、BIPV不需要其他固定结构的特性使其安全性更高，防水性能更好，施工难度显著低于BAPV。此外，BAPV往往是需要一次性投入多年回报的项目，业主重视收益率与安全，一旦发生重大损失，会出现权益难以得到有效保障的情况，而BIPV可以规避这一问题。BIPV作为未来光伏建筑发展的重要方向，能够很好地解决BAPV系统存在的一些痛点。1.2BIPV应用方向多样，满足用户不同需求BIPV新的应用方向不断涌现，满足不同用户、不同场景的需求。（1）按应用场景划分，BIPV包括光伏屋顶、光伏幕墙、光伏采光顶、预制光伏墙和光伏遮阳板，屋顶资源是当下BIPV领域抢占的重点，尤其是结合整县推进的政策，屋顶BIPV产品发展

5、愈发快速。（2）从技术路线来看，晶硅电池产业链完整，生产设备已实现国产化、产品技术自主先进、生产成本低，目前在光电建筑上占据95%的市场份额，薄膜电池虽然在转化效率等方面不及晶硅电池，但其结构简单、透光性可调节、弱光性好、温度系数低等特点使得其比晶硅更适合应用在BIPV上，尤其是在建筑立面上优势更加明显。（3）从产品表现形式来看，“建材型”BIPV是一种相对理想的形式，定制化程度高、强度要求、成本高；“构件型”BIPV偏向标准化产品，但应用场景也受限，目前主要应用在工商业厂房屋顶、防雨车棚等大面积屋顶、大型建筑外侧幕墙。综合考虑，未来BIPV产品的发展方向将是既能做标准化的产品，也能做定制化的

6、产品，从而满足不同用户和不同场景的需求。1.3产业链中游格局未定，吸引光伏、建筑行业玩家纷纷入局BIPV产业链的参与者包含上游光伏组件生产商，以隆基股份、阳光电源、通威股份为代表，产品包括硅片、背板和墙体等；中游BIPV系统集成商，以江河集团、森特股份、东南网架为代表，主要产品包括光伏屋顶、光伏幕墙、太阳能电池和其它储能设备等；下游客户主要为建筑业，涵盖工厂、房地产和部分减排的国家级建筑。上游竞争激烈，产业各环节集中度提升，龙头隆基股份有望继续引领行业发展。BIPV产业链上游主要是光伏电池等光伏组件，可以细分为晶硅和薄膜两种技术路线，以及硅料、硅片、电池、组件等生产环节。目前光伏产业链整体受政

7、策推动，光伏组件产量持续增长，2021年中国光伏组件产量为182GW，同比增长46.1%，2020年中国光伏组件产量为124.6GW，同比增长26.4%。BIPV的电池组件技术相对成熟，行业竞争激烈，少数龙头在供应链环节中拥有较高市场份额和较强定价权，以隆基股份为代表，特斯拉SolarRoof也在2020年进入中国市场。从产品形式和市场定位来看，各家有所区别，隆基走光伏建材路线，中信博等则类似光伏支架，隆基主要针对面积较大工商业项目，定价相对较低，特斯拉则可针对家用用户，装机可能在1020kW，定位和售价较高端。当前光伏产业链各环节集中度提升，隆基股份作为硅片和组件龙头，市场份额较高，未来有望

8、继续引领行业发展方向。中游技术壁垒高，盈利能力强。中游BIPV系统集成商，具有相对较高的技术壁垒、进入门槛和盈利水平，主要包括光伏企业和建筑企业，前者布局上游+中游，既可销售定制BIPV产品，也可以负责BIPV产品集成安装，后者为建筑围护、钢结构、幕墙等建筑细分领域龙头企业。在碳中和大背景下，仅靠光伏屋顶发电难以满足建筑物自身用电需求，若要实现建筑物供电自给自足，未来BIPV应用场景将进一步扩大，从屋顶扩大至建筑立面，如建筑物幕墙、维护等。下游工商业用户更有动力投资BIPV，厂房及建筑物装机量占比最高。下游光伏投资商包括政府、居民、工商业用户等，投资动力主要来自绿色低碳需求。从用电价格角度来看

9、，在不同的余电上网比例下，根据我们测算，工商业屋顶BIPV较户用屋顶BIPV投资回收期短13年，且内部回报率更高，所以电价高的工商业用户更有动力投资建设BIPV项目（具体测算见后文）。从需求端来看，下游BIPV需求端主要包括住宅房屋、厂房及建筑物、商业及服务用房等，而装机量占比的变化则代表需求端低能耗化的紧急程度不一致。厂房及建筑物装机量占比始终最高，其用电特点与BIPV契合程度高，而未来低碳背景下的新建住宅将成为第二大装机场景。2、建筑能耗、政策支持、平价上网，“三轮”驱动BIPV行业发展2.1BIPV将在推进“双碳”目标过程中持续增长我国建筑全过程碳排放占比超全国总量的一半，建筑行业减碳是

10、“双碳”工作中的关键。建筑业作为碳排放大户，是全球碳排放的主要来源之一，一直存在资源消耗大、污染排放高、建造方式粗放等问题。我国建筑全过程能耗较高，碳排放占比超过全国总量的一半，建筑业的低碳发展与“双碳”目标的实现密切相关。我国建筑总规模位居全球首位，现有城镇总建筑存量约为650亿平方米，预计每年新增建筑面积约20亿平方米，碳排放呈现上涨趋势。随着我国城镇化水平不断提升，建筑生产过程中的碳排放也在不断攀升。据统计，2019年全国建筑全过程能耗总量为22.33亿吨标准煤当量（tce），占全国能源消费总量比重为45.8%；2019年全国建筑全过程碳排放总量为49.97亿tce，占全国碳排放的比重为

11、50.6%。因此，建筑业的节能减排是助力实现碳中和非常重要的一环，需从建筑材料生产、施工建造、运营维护全生命周期推动建筑业全产业链绿色低碳化发展。从建筑全生命周期碳排放来看，生产和运行阶段是消耗能源和产生碳排放的主要阶段。我国建筑领域碳排放中，建材生产阶段占最大比例，约为55%，其次是建筑运行的碳排放，约占43%，施工过程仅占2%左右；能耗方面，也主要来自于生产和运行阶段，分别约占50%和46%。建筑生产过程中产生的大量碳排放主要来自工业碳排放大户钢铁、水泥等建材，我国目前的新建建筑为钢筋混凝土结构，其中水泥的生产过程需要消耗大量的能源，并导致大量碳排放；建筑施工阶段，碳排放总量仅占整个过程的

12、2%，占比较稳定；建筑运行阶段，碳排放主要来源于用电消耗和供热系统中的煤炭燃烧。我国BIPV供需条件趋于成熟，渗透率有望进一步提升。从需求端看，目前我国老旧居住建筑面积约为40亿平方米，普遍为节能率低、运行能耗高的高耗能建筑，然而，我国BIPV渗透率较低，占分布式光伏装机量的4.9%，预计我国BIPV装机量由2021年1.1GW增至2025年30.2GW，在分布式光伏中的渗透率由2021年4.9%增至2025年74.5%，市场具有广阔空间。从供给端看，我国光伏材料技术与产能均处于国际前列，国内领先建材企业围绕建筑绿色发展趋势，持续开展新型光伏材料的研发与产业化推广，以杭州为例，2021年11月

13、，杭萧钢构控股子公司合特光电首条BIPV生产线正式投产运行，该生产线占地面积4800平方米，年产能可达100万平方米。2.2政策助力+“国家队”入局，BIPV或迎春天国家层面鼓励BIPV行业的发展，国有建筑带头提高BIPV市占率。从我国BIPV行业政策推进来看，2019年年底我国能源和环保相关政策才开始提及BIPV行业。2019年11月，工信部等六部门发布关于开展智能光伏试点示范的通知，提出在工业园区、建筑及城镇、交通运输、农业农村、光伏电站、光伏扶贫及其他领域形成智能光伏特色应用，并提出建筑及城镇领域智能光伏以及建筑一体化应用单个项目装机容量不少于0.1MW。从近期的BIPV行业相关政策来看

14、，我国开始从鼓励行业发展向提出具体中短期目标进发，同时，政府相关建筑率先做出表率，提高BIPV建筑占比。比如，2021年10月，国务院发布的2030年前碳达峰行动方案，指出到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%；2022年3月，住建部发布“十四五”建筑节能与绿色建筑发展规划，提出到2025年，完成既有建筑节能改造面积3.5亿平方米以上，建设超低能耗、近零能耗建筑0.5亿平方米以上，装配式建筑占当年城镇新建建筑的比例达到30%，全国新增建筑太阳能光伏装机容量0.5亿千瓦以上，地热能建筑应用面积1亿平方米以上，城镇建筑可再生能源替代率

15、达到8%，建筑能耗中电力消费比例超过55%。各地绿色建筑补贴政策陆续出台，助力BIPV产业。在国家推动BIPV发展的趋势下，各级政府也出台了相关规划及补贴政策。出台的BIPV相关措施主要涉及绿色建筑光伏装机容量、新建BIPV建筑占比和应用面积等。出台的补贴政策中，北京市对全部实现光伏建筑一体化应用（光伏组件作为建筑构件）的项目补贴标准为0.4元/千瓦时（含税），补贴期限为5年，补贴力度最高；浙江省杭州市对除上城、拱墅、西湖、滨江、钱塘区的其他地区按0.1元/瓦标准给予投资主体一次性建设奖励，补贴力度最低。随着各地绿色建筑相关补贴政策的密集出台，BIPV经济效益显著提高，有望迎来快速增长。“国家

16、队”大力进军分布式光伏，BIPV行业迎来春天。2021年3月中国电建印发中国电力建设集团（股份）有限公司新能源投资业务指导意见，提出大力发展新能源投资运营业务,根据上述指导意见对下属28家子企业分解下达的新能源开发目标，“十四五”期间，新增规模共计48.5GW。中国电建近五年光伏订单317亿元，BIPV项目25个，截至2020年底，公司控股并网装机容量1613.85万千瓦，其中太阳能光伏发电装机129.16万千瓦，同比增长7.77%。随着“碳达峰、碳中和”以及“构建新能源为主的新型电力系统”号角的吹响，中国电建将在“十四五”期间全面进入新能源项目开发领域，光伏电站投资领域或将再新增一艘“巨无霸

17、”央企战舰。2022年6月，振华重工拟与关联方中交产投按照3:7的比例，共同出资约人民币2亿元设立“中交建筑光伏科技有限公司”。其中，中交产投以货币资金出资1.4亿元，振华重工以货币资金或等价资产出资0.6亿元，该建筑光伏公司由中交产投为主导。中国交建目前正在发力九大新产业，新能源、光伏产业排在九大新产业之首，将围绕“碳达峰，碳中和”的战略机遇，重点发展海上风电、城市燃气供应、光伏发电、分布式能源等新能源发电业务。中国交建成立建筑光伏公司这一突破性进展，充分体现公司对于建筑光伏领域的看重。2.3市场化电价促进行业良性竞争2021年光伏发电进入平价阶段，随着光伏发电成本进一步下降，大规模推广BI

18、PV更加有利。2021年6月，国家发改委下发关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知，主要内容为：1）明确2021年新备案的集中式和工商业分布式光伏项目上网电价执行当地燃煤发电基准价。2）强调新建项目可自愿参与市场化交易形成上网电价。3）对于目前成本仍较高、但未来又具备发展空间的海上风电和光热发电项目，将定价权下放到省级价格主管部门。平价上网使得光伏发电成本由过去的1元人民币/千瓦时大幅下降至0.15-0.35元人民币/千瓦时，已和传统火电相当。随着技术升级，光伏发电成本还会进一步下降，有望成为最便宜的能源。自此，光伏发展由“补贴驱动”向“需求驱动”挺进，进入平价阶段，逐步摆脱对财政补贴

19、的依赖，实现市场化发展、竞争化发展，行业配套政策不断完善。国家能源局明确未来将以非水可再生能源消纳责任权重作为各省每年装机规模依据，除户用光伏外，其他项目可自愿参与市场化交易形成上网电价。市场化电价环境将助力以BIPV为代表的分布式光伏发展，有利于整合资源实现集约开发，促进行业良性竞争。3、BIPV“蓝海”市场潜力待挖3.1BIPV在投资回收期、收益率等方面具有优势与地面光伏电站相比，BIPV投资收益和发电效率偏低，而单瓦系统成本更具优势。1）从投资收益来看，BIPV相比于地面光伏电站的成本高出约1倍左右，而且BIPV的发电效率相比地面电站，普遍要有下降，极端情况是下降50%。地面电站3年左右

20、收回成本，建筑光伏需要8年左右，在没有补贴的情况下，甚至需要10年收回成本。但BIPV的收益不能单纯只从电价收益角度测算，其具有的建材属性，能效提升、环境改善等因素也应计入到项目的投资收益中。2）从电站单瓦系统成本来看，集中式电站由于装机规模大，需要建设配套升压站以及高压输送电缆（一个30MW电站对应升压站以及配套电缆等设备投资规模接近1000万），电站单瓦系统成本较高。目前分布式电站系统平均成本在66.5元/W，集中式电站系统成本在6.57元/W。3）从外部政策来看，分布式光伏一直得到国家和地方政策的大力支持。一开始国家政策便大力度推进分布式光伏，从2017年开始推进效果得到了显著的体现，尤

21、其是中东部地区，分布式光伏电价和度电补贴支持力度，涉及范围都很大。相对而言，最近一两年集中式电站则存在发展规模受控、电价不断退坡、部分地区限电，还有土地以及地方一些不合理收费等不稳定的因素发展速度相对放缓。4）从系统成本构成来看，分布式成本中组件占比高于集中式电站，同时施工及建设出资等其他费用占比也低于集中式，未来太阳能组件价格会随着规模效应进一步降低，届时分布式光伏成本下降弹性大于集中式电站，盈利能力将进一步凸显。BIPV经济性更好，内部收益率较BAPV高1.4%。从各光伏发电项目案例中可以看出，与BAPV相比，BIPV的收益率更高，回收期更短，BIPV的内部收益率较BAPV平均高出1.4%

22、，BIPV的回收期较BAPV平均短1.8年。未来随着规模扩大和组件成本进一步降低，BIPV的收益率会进一步提升，BIPV作为当前分布式光伏发电的主流形式具有更为广阔的发展前景。尽管BIPV在投资回收期、收益率等方面具有优势，但目前来看，国内在BIPV应用方面仍面临许多难题。例如：1）行业标准不明：相关建筑标准尚未制定，制约了BIPV的大规模应用。一方面是，由于产品性质、产权划分、技术标准方面到目前为止，尚未有系统性标准。另一方面，通过装配式建筑进行BIPV是一大主流趋势，但在相关构件、设计标准方面仍是不足的；2）抵御恶劣环境：把光伏器件用做建材，必须具备建材所要求的几项条件：坚固耐用、保温隔热

23、、防水防潮、适当的强度和刚度等性能，以抵御各种恶劣环境对光伏设备的影响；3）建筑美观：光伏设备若是用于窗户、天窗等，则必须能够透光，就是说既可发电又可采光；4）企业缺乏经验：BIPV首先需要满足作为建材的需求然后才是发电能力，而传统光伏企业缺乏建设相关设计能力和建筑施工能力，但传统光伏企业可以谋求BIPV相关企业的合作以弥补短板；5）安装困难：受城市建筑限制，大部分居民无法享受太阳能屋顶；农村屋顶空间小且复杂，难以安装BIPV组件；6）产权划分不明：BIPV从生产、建设、运行再到拆除，是一个多方主体共同的过程，产权划分模糊；7）倾斜角度：由于BIPV难以持续达到最高效率所需要的光照角度，屋顶平

24、铺光伏设备倾斜角度较小，影响转换效率。幕墙垂直铺设光伏设备倾斜角度过大，也会影响转换效率。8）防火问题：热斑效应（一串联支路的电池组中任意电池如被遮蔽，将被当作负载消耗其他有光照的太阳电池组所产生的能量，被遮蔽的太阳电池组件此时会发热）能严重的破坏太阳电池，直接导致失效或着火燃烧，传统光伏组件技术的结构设计存在这样的天然缺陷；9）承重问题：传统的组件产品的结构力学设计，只能保证一定风压力，从来没有考虑过人在组件面上的活动。但BIPV产品作为建筑材料，必须考虑人在上面的行走活动。3.2BIPV潜在规模超千亿，瞄准工商业屋顶巨大蓝海市场当前BIPV存量建筑改造市场规模超3千亿，到2025年新建建筑

25、市场规模逼近600亿。1）到2025年BIPV渗透率增至16%，增量市场规模逼近600亿。2021年，全国建筑业企业房屋竣工面积40.83亿平方米，结束了连续四年的下降态势，比上年增长6.11%，受供给侧改革影响，房屋竣工面积稳中有降，因此假设22-23年竣工面积同比分别下降5%、2%，24-25年增速为0%。假设屋顶可安装面积占比7%，侧面可安装面积占比3%，则BIPV可安装面积总计占比10%。在合理的渗透率假设下，若按每平米安装150-200W、造价为5元/W来估算，则对应BIPV装机总潜力约在8.8-11.7GW，对应市场规模约438-584亿元。2）存量市场规模有望超3千亿。我国BIP

26、V市场当前仍以存量改造项目为主，住宅房屋存量市场增加有限，用电特点与BIPV最为契合的厂房及建筑物是降低建筑能耗的最佳选择。2021年全国存量房屋建筑面积940亿平，其中住宅708亿平，非住宅232亿平，仅以非住宅建筑为测算对象，我们假设其中屋顶等适用BIPV的建筑面积约为1/6，即38.7亿平米，分别按照每平米安装150W/175W/200W，造价5元/W测算，现存建筑改造比例10%，则国内存量建筑BIPV潜在市场规模约为2.9-3.9千亿。工商业屋顶投资回报率高、回收期短，有望成为BIPV市场突破口。工商业用电特点与BIPV最为契合，是降低建筑能耗的最佳选择，优势主要体现在：1）屋顶面积更

27、大、更平坦。工商业屋顶面积大，屋顶平坦，而且用电量大，用电价格高，所以工业厂房是应用最广泛的、最多的工商业项目，工业厂房安装光伏电站可以利用闲置屋顶，节约峰值电费，余电上网增加企业收益，还可以降低工厂内部温度、促进节能减排，产生良好的社会效益。2）投资回报率高。国内户用屋顶BIPV开发条件和投资收益率相对低，据我们测算回报率约7.5%11%，而工商厂房及物流仓库屋顶单体面积较大、标准化程度较高，且国内工商业电价普遍高于居民电价，投资回报率较高，根据测算约为8.9%18%。3）回收期短。工业厂房屋顶资源丰富，建设面积较大、用电量多，且电价高、自发自用比例大，此类投资回收期较快，全部自发自用下仅需

28、5.37年。而单体面积较为零散的住宅及公共建筑如医院、学校等由于可安装光伏量偏小，且用电价格偏低导致投资回收期较长，全部自发自用下需8.24年，往往被投资商所忽略。4）发电效率高。厂房一般建在城郊或工业园区内，周围没有高大的建筑物和树木遮挡，光伏发电系统的发电效率更高，尤其是大面积的光伏发电系统，产生的电能更多可观，可以有效莫弥补白天时的高电价、高用电量。2020年工商业屋顶BIPV渗透率高达15.0%，碳中和背景下，工商业屋顶安装BIPV的重要性进一步凸显，有望成为BIPV市场突破口。针对工商业以及户用BIPV光伏屋顶的投资经济性构建模型进行测算。假设光伏屋顶的投资方与用电方为同一主体，业主

29、全部以自有资金投资；工业用电价格取平时段用电价0.725元/度，生活用电价取2021年我国平均值0.54元/度；运营期为25年，组件的发电效率在前五年每年衰减1%，之后每年衰减0.5%；由于工商业屋顶遮挡少，发电效率更高，假设工商业BIPV发电效率为200W/m2，户用BIPV发电效率为175W/m2。若业主不能将发电量全部消纳，或投资方与用电方非同一主体，则需将剩余电量并网出售，光伏余量上网折合所得税后价格为0.42元/度，在不同的上网比例下进一步测算投资回收期及回报率。4、东部地区将掀“分布式光伏”绿色巨浪由于风、光等设备造价全国基本一致，风、光等新能源初始投资全国也基本趋同，但不同省份燃

30、煤基准价高低差异较大，因此平价上网政策下，现行燃煤基准价较高省份，光伏发电项目投资效益更好。除了上网电价，太阳能辐射量也会对光伏电站的经济性产生较大影响，我们在一定假设下，根据不同省份固定式最佳倾角下年有效利用小时数，测算出不同省份的光伏度电成本（LCOE：平准化发电成本）。当分布式光伏度电成本与燃煤标杆上网电价持平或更低时，更易获得投资受益。根据测算结果，在我国山东省、广东省、河北省、东北三省、海南省、西藏以及青海省投资分布式光伏，更容易获得投资收益。但结合当地特点，由于青海、西藏两省省内消纳不足、输送乏力、非技术成本推高，制约了光伏发展的潜力，导致项目落地困难。而长三角地区虽然光照资源、土

31、地资源有限，但工业发达，厂房屋顶资源丰富；用电量大，且工商业电价在全国范围内处于相对较高的水平；光伏制造业聚集，产业链完整；地方补贴力度大，因而分布式光伏发展居于全国最前列，市场潜力巨大。光伏上网电价执行燃煤发电基准价，与新能源成本属性不匹配。2021年6月，发改委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知明确，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，按当地燃煤发电基准价执行。现行燃煤发电基准价源于燃煤发电标杆价，2004年，国家发改委对新投产燃煤机组实行标杆上网电价，并根据上游煤价联动，反应燃料成本变化（燃料成本占比

32、约50%-70%），煤炭成本是影响燃煤标杆上网电价的主要因素。从成本属性来看，燃煤电厂与风光新能源投资差距较大，新能源发电初始投资成本高，后续变动成本低，且随着技术发展与规模效应，新能源投资成本在未来仍有较大的下行空间，现行燃煤标杆价（基准价）并不能准确反应风光成本变化。平价上网政策下，现行燃煤基准价较高省份，光伏发电项目投资效益更好。由于风、光等设备造价全国基本一致，风、光等新能源初始投资全国也基本趋同，但是不同省份燃煤基准价高低差异较大。以广州、贵州、湖南第三个相邻省为例，三地均属于我国光伏三类资源区，太阳能资源较少，燃煤标杆上网电价广东省和湖南省0.44元/度、0.46元/度，贵州省0.

33、33元/度，相差约0.1元，若按照2020年的政策，三省属于同一资源区，执行统一光伏指导电价（集中式和全额上网分布式）统一0.49元/度，显然在“平价”政策下，广东和湖南的光伏发电项目投资效益好于贵州省，度电收入高约0.1元。LCOE（平准化发电成本）是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本（生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值），用于比较和评估可再生能源发电的综合经济效益。可根据我国不同省份日照辐射等效利用小时数测算出各省的分布式光伏度电成本，帮助我们比较分布式光伏在不同省份的发展前景。参考GE在2025中国风电度电成本白皮书中对LCOE公式的总结，LCOE是使发

34、电收益等于全部投入（包括前期投资、运营维护等）时的电费价格，由于光伏项目的运营期普遍为20-25年，所以要考虑时间价值的影响。LCOE的估算与项目前期的投资、项目运营期的运维费用（税后）、折旧的税盾效应、资产残值，项目实际的发电量、项目的运营期以及采用的折现率有关。由于融资能力不同，造成项目的融资额、融资成本、融资期各不相同，在此只分析项目全投资情况下的LCOE（在杠杆情况下，如果融资成本低于企业的资金成本，杠杆后的LCOE应该低于无杠杆的LCOE）。在假设初始投资成本和装机量相同的情况下，按照各省采用固定式最佳倾角年有效利用小时数计算LCOE，比较各省建设分布式光伏电站的经济性。分布式光伏度

35、电成本与燃煤标杆上网电价持平或更低，更易获得投资受益。从测算结果来看，大部分省份分布式光伏电站的平准化发电成本高于燃煤标杆上网电价，不考虑政府补贴的情况下，发电侧的完全平价较难实现，但对部分省份而言，工商业分布式光伏能实现一定的经济性。河北、吉林、黑龙江、山东、广东、海南、西藏、青海这几个省份分布式光伏度电成本与燃煤标杆上网电价基本持平，甚至低于燃煤标杆上网电价，分布式光伏项目更容易获得投资收益。河北省：分布式光伏发展领先省市之一。近几年，河北光伏产业持续增长，形成规模式发展，尤其是在户用方面发展迅速：2021年新增户用装机同比增长两倍以上；据国家能源局统计，2021年全国户用光伏新增21.5

36、9GW，其中河北省户用光伏装机5.34GW，位居第二；截止2021年底，河北省在建的户用光伏类发电项目已突破了50万户，仅2021年就新增了20万户。从自然资源来看，河北的光照资源丰富，有二类资源区和三类资源区；从电网消纳能力来看，河北省在支持可再生能源，尤其是光伏外送配套设施建设上有非常明显的优势；从标杆煤上网电价来看，河北省在全国属于中等水平，冀南区域的基础电价是0.3644元/瓦，冀北区域的是0.372元/瓦。东北三省：东北地区发展分布式具有独特优势，市场亟待开掘。东北作为曾经的老工业基地，面临经济振兴和能源转型，且电力供应短缺，去年由于风电骤减，电网频率跌破安全红线，煤电输出不足，东北

37、地区的拉闸限电引发全国关注。截至2022年1季度，东北地区分布式光伏累计装机16.4GW，仅占全国5%，未来仍有翻倍空间。相对于其他省份来说，东北地区开发建设分布式光伏电站具有独特优势，一是光照资源良好，东北处在II类地区的较高水平，年有效日照时间平均能达到约1300小时，尤其是其西北部更能达到1600小时；二是土地、屋顶等可用建设场所较多，仅沈阳地区可利用的屋顶面积就超过1000万平方米以上，随着中东部的屋顶可安装光伏越来越少，未来东北地区分布式光伏的发展将成为主流趋势；三是配网区域内国企众多，且基本都是重工业产业，用电量负荷比较稳定集中，如果建设屋顶光伏，或者是在电改逐渐推进以后，可以隔墙

38、授电，区域内电力消纳能力领域比较强，与此同时，东北地区厂房设计的负载能力比南方大一些，更有利于光伏的架设。四是，作为中国老工业基地，东北区域性电网完善，光伏电力的接入通道相对齐备。山东省：光伏应用第一省，“整县推进”背景下户用分布式市场广阔。山东是人口大省，也是用能大省，煤电装机常年位居全国第一，传统能源消耗占比高是山东能源结构的突出矛盾，煤电去产能，加大光伏风电等清洁能源装机，成为山东最重要的“低碳行动”。从光伏装机来看，近10年来，山东省光伏每年新增装机与累计装机均位于全国前列，特别是分布式，新增装机几乎占了全国分布式的半壁江山。从自然资源来看，山东省拥有媲美类资源区的光照优势，每年平均光

39、照在1300小时以上，属于三类地区中太阳能资源最好的省份。从上网电价来看，山东省燃煤标杆电价0.39元/度，在全国位居前列，为分布式光伏提供了良好的收益基础。在“整县推进”背景下，农村是户用光伏的主战场，山东省广大的农村人口基数奠定了户用分布式市场广阔蓝海：在山东有接近10000个村庄，其中具备安装光伏的条件的屋顶超过700万户，且山东农村基本上都是平房，屋顶面积较大。广东省：广东省是国内经济较发达、电价最高的地区，是众多光伏从业者的必争之地。每年新增装机容量在全国各省份都名列前茅：2021年广东光伏新增装机266.4万千瓦，仅次于山东、河北、河南、浙江、安徽，排名全国第六，其中分布式光伏新增

40、装机127万千瓦，超过集中式；2022年一季度广东光伏新增装机79.3万千瓦，其中分布式光伏新增装机69.5万千瓦，贡献了87%的新增装机量，增势迅猛。从资源条件来看，广东省一次能源资源匮乏，煤炭、石油主要依靠省外调入或进口解决，但太阳能资源较为丰富，年辐照时数2200小时左右，年辐射总量4200-5800兆焦耳/平方米，相当于一年辐射在省内土地的能力达300亿吨标煤左右。从屋顶资源来看，广东省工业制造业发达，具有发展分布式的产业环境和屋顶资源，全省各类工业园区近200个，有大量的屋顶资源，每年新增建筑屋顶面积超过8000万平方米，而且降水丰沛，可降低电站运维成本。从政策端看，2022年4月1

41、4日，广东省发布广东省能源发展“十四五”规划。“规划”明确，新建20GW光伏装机，大力支持分布式光伏，积极推进光伏建筑一体化建设，多个市、区出台补贴政策，鼓励企业、居民安装分布式光伏。从需求端来看，广东全社会用电量为7866.63亿千瓦时，同比增长13.58%，反超山东，跃居全国第一，但发电量不足，用电缺口大，2021年用电缺口达1752亿千瓦时。因此，发展新能源产业，利用当地太阳能及屋顶资源大力推进光伏建筑一体化，会优化广东省能源结构，减少对煤电的依赖，降低干旱季“看天吃饭”的需求，更好应对用户侧需要。海南省：海南化石能源、土地资源匮乏，太阳能资源丰富，适宜发展建筑光伏，自贸港政策和制度优势

42、有利于项目落地。海南省内化石能源匮乏，能源供应主要通过外省和国外输入的能源来满足，本地可再生能源对海南能源供应的贡献比较有限，长期以来煤电是海南电力的主力电源，昌江核电投运以后煤电占比从2015年的93%下降到2016年的72%。海南省太阳能资源丰富，属于我国光照条件最好的省份之一，海南各地的年日照时数，除中部山区因云雾较多，只有1750小时左右，其他大部分地区都在2000小时以上，西、南部地区达2400-2600小时，适宜开发建设光伏发电项目满足本省的能源需求。由于开发集中光伏电站需要大面积的土地，受陆地资源少的局限，海南省更适合开发与建筑等结合的分布式光伏发电，截止2021年第一季度，海南

43、光伏发电累计装机容量143万千瓦，其中分布式光伏发电仅16万千瓦，还有很大的增长空间。资金成本是分布式光伏发电在海南发展并不理想的主要原因，海南自由贸易港的政策和制度优势为充分利用全球技术和资金资源发展光伏项目提供了可能，也为降低该类项目的非技术成本提供了支撑，有利于提升项目的经济性，加快推动项目落地实施。西藏：太阳能资源极其丰富，但受消纳能力、运输成本制约发展缓慢，“十四五”期间国网的大力支持，有望助推西藏地区光伏产业发展。西藏地区化石能源贫乏，煤质差，开采条件差，开发价值有限，但水电、太阳能、风能、地热能资源极其丰富，且能源开发程度较低，清洁能源在发电装机容量中的占比达98.06%。截至2

44、019年底，西藏水电已开发容量约占技术可开发容量0.92%，光伏已开发容量约占技术可开发容量0.16%，风电已开发容量约占技术可开发容量0.004%，地热已开发容量约占技术可开发容量3.8%。其中，西藏太阳能资源居全球前列，日辐射量最高达每平米7千瓦时，年日照时数大于2000小时，太阳能技术可开发量约7亿千瓦。尽管如此，西藏地区光伏发展一直较缓慢，主要原因是：1）相比于中国其他地区，西藏居民对电力需求不强劲，居民的生活水平普遍较低，对电价的承受能力较弱；2）电网规模小，装机规模相对较大，太阳能电站弃光现象严重；3）太阳能电站建设成本高、难度大，且当地游牧民的流动性高、交通不便以及自主生产规模小

45、，导致发电运输成本较高；4）太阳能发电的有效利用依赖于产品的合理利用与维护，而西藏地区高寒、偏远、落后，缺少相关技术人员。以上原因导致大部分的企业仍不愿意选择该地作为主要的电站建设地。国家电网“十四五”期间计划在西藏投资466亿元，“十四五”期间要完善西藏电网骨干网架，加强与西南电网互联，推动西藏地区清洁能源的开发和电气化发展，按照“十四五”光伏装机量突破1000万千瓦的目标，未来五年西藏光伏装机量将增加863万千瓦以上，年均增加172.6万千瓦。青海省：消纳不足、输送乏力、非技术成本推高，制约青海光伏发展的潜力。青海水电资源丰富，太阳能资源得天独厚。截至2020年底，青海电网总装机规模达到4

46、030万千瓦，其中新能源装机2445万千瓦，占比超过全网总装机规模的60%，达到60.7%；清洁能源装机规模已达到3638万千瓦，占比超九成，光伏超过水电成为省内第一大电源。青海广阔的荒漠地带适宜发展集中式光伏，光伏并网以规模化、集中式接入为主，集中式光伏发电量全国之首。但青海省内消纳能力不足，基本以外送为主，且上网电价较低，在全面平价之后，配套储能、送出工程等非技术成本的推高，也进一步加剧了青海光伏项目投资的落地难度。2021年全国光伏平价首年，青海新增光伏装机仅753MW，近五年来首次跌破GW级增幅，弃光率13.8%，仅低于西藏的19.8%，位居全国第二。长三角地区光照资源有限，但分布式光

47、伏市场一直快速发展。长三角地区经济活跃但传统能源资源匮乏，目前能源消费结构仍以化石能源为主，随着国家提出双碳和提高风光发电装机容量政策，展本地分布式清洁能源是长三角地区提高自身能源安全保障水平的必由之路。从我国各省分布式光伏发电并网容量来看，长三角地区是我国分布式能源发展较好的地区，2021年江苏、浙江、上海三地累计分布式光伏装机和新增分布式光伏装机均居于全国前列。长三角地区属于我国光照资源三类地区，且作为东部沿海省份，人多地少，城镇化程度高，可利用分布式光伏面积相对有限，江苏省一级甚至从未出台分布式光伏补贴政策，但分布式光伏市场一直快速发展。主要因为1）江苏、浙江、上海三省是经济工业大省，用

48、电量大：2021年江苏、浙江、上海用电量分别为7101亿千瓦时、5514亿千瓦时、1750亿千瓦时，三地用电量占全社会总用电量近20%；其中工业用电量4980亿千瓦时、3768亿千瓦时、851亿千瓦时，从用电负荷分析，三地分布式光伏市场的重点是工商业分布式；2）长三角地区工业发达，厂房屋顶资源丰富，再加上工商业电价在全国范围内处于相对较高的水平，使企业有较高积极性开发自发自用的光伏项目，从而节省用能成本；3）双碳目标提出之前，分布式光伏电站一直并非刚需，分布式光伏市场始终不是从市场需求侧拉动的，而是从供给侧推动的，长三角地区光伏制造业聚集，产业链完整，不乏众多光伏企业和光伏人才，为光伏产品的本地化应用奠定了基础；4）地方补贴力度大。如作为东部地区消纳大省，上海在近日出台的可再生和新发展专项资金扶持办法中加大了对分布式光伏的补贴力度，最高补贴达到0.55元/千瓦时。未来考虑到双碳目标催生的市场需求，以及长三角地区巨大的用电负荷，分布式光伏市场潜力巨大。