分布式光伏装机量及利润空间如何？

补贴退坡背景下，工商业分布式装机热潮不减反增。

分布式光伏是实现双碳目标的重要途径，新增装机占比已超过集中式光伏。国家在《“十 四五”可再生能源发展规划》中提出 “坚持集中式和分布式开发并举，推动建设一批重大 可再生能源基地，大力支持分布式新能源发展”，将分布式光伏的发展地位和重要性提升 至与集中式光伏并列，利用两者的不同特性和应用场景，更好地利用太阳能资源。 截止至 2021 年，我国光伏累计并网容量达到 30599 万千瓦，2017 到 2021 年五年复合装 机增速为 19%，其中分布式光伏累计并网容量 10751 万千瓦，占累计总容量的 35.1%， 2017 到 2021 年五年复合装机增速为 29%。截止至 2022 年上半年，我国光伏累计并网容 量达到33520万千瓦，其中分布式光伏累计并网容量12678万千瓦，占累计总容量的37.8%。

根据 2015 年至 2021 年新增光伏装机容量情况，分布式光伏装机量占比在 2020 年后快速 提升，2020 年、2021 年、2022 年 H1 占比分别为 31.6%、53.4%、67.1%。2021 年新增光 伏装机共 5488 万千瓦，分布式和集中式分别占比为 53.4%、46.6%，是分布式光伏新增 装机首次超过集中式光伏新增装机的年份。2022 年上半年，新增光伏总装机量和分布式 光伏装机量分别为 3088、1965 万千瓦，分布式占比为 63.6%。

2022 年上半年，全国累计分布式光伏装机量占比为 37.71%，各省份累计分布式光伏装机 占比如下，其中北京、福建、上海、浙江、山东、河南、江苏、广东、湖南、河北、安 徽、江西、天津的分布式占比高于平均值，分别为 94.40%、88.47%、86.15%、72.20%、 72.03%、66.31%、55.31%、52.80%、51.36%、46.07%、45.74%、39.93%、37.67%。

2022 年上半年，全国新增分布式光伏装机 19.65GW，受地方政策引导和补贴激励等因素 影响，新增工商业分布式光伏新增装机容量为 10.74GW，户用分布式光伏新增装机 8.91GW。分季度看，从 2021 年四季度到 2022 年二季度，单季度装机量情况如下，分布 式光伏装机量是集中式光伏装机量的 2 倍左右。分地区看，按新增分布式光伏装机量排 序，其中浙江省工商业分布式光伏占比较高，而山东、河南以及河北省户用装机占比较 高。

自分布式光伏发展之初，国家为支持发展提出补贴，随着光伏降本及装机量大幅增加， 新能源电价逐步走向市场化，工商业及户用分布式光伏经过 5 次补贴退坡，分别于 2020 年及 2021 年结束国家级补贴，而各省市由于各自政策不同，部分地区依旧有区域和省级 补贴。

分布式光伏，尤其是工商业分布式在消纳与电价方面较集中式光伏有明显优势，发展前 景将更为广阔。随着新能源进入电力市场交易的比例不断提升，新能源尤其是光伏市场 电价明显承压，多个新能源资源丰富，电力需求相对较小的省份（例如山西），光伏市场 电价已经出现了明显折价。而分布式光伏目前自发自用，余电上网的商业模式良好的保 障了其电量的消纳和综合电价水平，即使后续余电上网部分需要参与市场交易，仍较集 中式光伏电价有较大优势。 近年来随着我国可靠性电源比例下降，煤价上涨和极端天气影响，导致限电、停电事件 频发，短期难以解决。对于工商业用户而言，尤其是耗电量较大的制造业厂商，能源紧 张下的电价上涨，加重了成本负担，限电、停电更是直接威胁到正常的开工生产，相对 便宜且可靠的电力成为大工业企业的迫切需求，工商业分布式光伏的市场需求将具备持 续性。

分布式光伏电站的商业模式分为“自发自用，余电上网”、“全额上网”，收益来自三个方面： “自发自用”部分的电费收入、“余电上网”部分的电费收入以及补贴收入。其中补贴收入包 括国补和省补，自用或上网电量均享受度电补贴。而在补贴退坡的情况下，目前“自发自 用，余电上网”模式盈利能力更强，“屋顶资源业主自用电量×大工业电价×折扣+余电上网 电量×脱硫煤标杆电价”的电费收入模式弹性更大，芯能科技目前自持电站也均为“自发自 用，余电上网”工商业分布式电站。

工商业电价持续攀升，“自发自用”模式盈利优越。煤炭价格高企、输配电压力变大带来 的成本上涨与稳步增长的用电需求共同驱动着政策为电价松绑，电价市场化程度逐步提 升，行业进入涨价周期，尤其是大工业用电。以公司业务集中的浙江省为例，1-10 千伏 电压等级的大工业用电 2022 年 10 月尖、高、谷时段用电价格分别为 1.3322 元/度、1.1127 元/度、0.3558 元/度，对比 21 年同期均上涨约 18%，今年全年保持着小幅度螺旋式上涨 的态势。而得益于“8-8.5 折大工业电价”的灵活定价标准，工商业分布式电站的“自发自用” 收费也得以随着电价上升而水涨船高，2022 年上半年公司综合度电收入同期增加约 0.1 元/度，同比增加约 22%，大工业电价上调有望拉升未来新增电站项目的投资回报率。

政策力度不减，余电上网继续对标燃煤标杆电价。2022 年发改委明确新建风光新能源发 电项目延续执行平价上网策略，新核准陆上风电项目、集中式光伏电站和工商业分布式 光伏项目延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，叠加目前“基准价+ 上下 20%浮动”的电价机制，余电上网仍能享受较为可观的电价回报。而从电网消纳情况 来看，根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2022 年 8 月全国新能源并网消纳情况》， 2022 年 1-8 月公司业务分布各省份光伏利用率均保持在 99.9%至 100%，并网消纳情况良 好，结合各大主要省份旺盛的用电需求以及增长态势，我们对余电上网的行情持续保持 乐观。

电力市场化持续推进，隔墙售电有望拓宽收入空间。浙江作为我国及改革开放的先行地， 一直以来积极推进风光新能源的发展。近日，为进一步完善市场化电价形成机制，浙江 省第十三届人民代表大会常务委员会第三十八次会议通过了《浙江省电力条例》，《条例》 中提出“分布式光伏发电、分散式风能发电等电力生产企业可以与周边用户按照规定直接 交易”，这意味着隔墙售电自 2017 年国家开始组织试点后，终于有望在明年于浙江落地， 工商业分布式电站将充分受益。政策的放开将使工商业分布式电站将“自发自用”后的剩 余电量出售给周边的用户，而出售的价格我们认为将高于“余电上网”，与“自发自用”的电 价接近，显著提高了“余电”的收益，有利于工商业分布式电站综合单度电价更上一层楼。

我们以当下时间节点对一个浙江省10MW的新建工商业分布式电站内部收益率进行了测 算，假设条件如下： 当前硅料高涨的背景下，工商分布式电站的单瓦投资成本约 3.7 元。 电站每年的有效利用小时数为 1050 小时，自发自用比例取公司在浙江省内项目的平 均水平约 77%。 自发自用电费为自发自用电费为 0.738 元/kwh，余电上网电价为 0.4153 元/kwh。 项目运营时间为 20 年，电池组件效率以每年 2%-3%的比例衰减。 测算得到：在没有补贴的情况下，当前该工商业分布式电站项目税前 IRR 为 13.04%， 税后 IRR 为 11.45%，显著高于内部收益率仅为个位数的集中式项目。自发自用的电费 收入无疑是电站收益最重要的部分，因此，我们以自发自用比例与自发自用电价为两大 变量因素，在-10%~10%的区间内进行敏感性分析，项目 IRR 整体维持在 10%以上，工商 业分布式电站收益率可观且稳健。