2022年光伏建筑行业报告

双碳下光伏大势所趋，降低碳排放成为国际共识，我国双碳政策稳步推进

全球温室效应日益严重，导致极端天气将大幅增加。温室效应是指，行星的大气层吸收了辐射能，使得行星表面温度升高的效应。引起温室效应的气体叫温室气体，包括二氧化碳、甲烷、各种氟氯烃、臭氧和水蒸气等。人类的活动，特别是自工业化以来的，使得地球大气层中的温室气体不断增加。目前全球每年向大气中排放的温室气体大约510亿吨，且呈上升趋势。其中二氧化碳的排放量从1965年的111.89亿吨，增长至2019年的343.56亿吨，54年间增长了207%，年复合增长率2.1%。联合国气候报告指出，由于温室效应加剧，北美、欧洲、澳大利亚、南美、亚洲、撒哈拉沙漠以南非洲等地球上大部分地区已经在忍受包括热浪在内的高温极端天气。假使没有人类的影响，近期的一些极端高温天气，例如加州死亡谷高温、郑州特大暴雨，是极不可能发生的。随着全球温度的上升，高温极端天气发生的强度和频率都在迅速增加。

 

随着温室效应危害显现，减少碳排放、实现碳中和成为国际共识。各国陆续做出碳减排承诺，高碳能源的主流地位将逐渐被清洁能源取代。根据2015年达成的《巴黎协定》，全球各国家与地区将共同努力，争取将全球气温的升幅限定在比工业化前水平高2℃以内，为此各国必须每五年提交一份经修订的减排计划，即由各国家决定的减排贡献。2020年各国家与地区做出了最新的减排承诺。其中，美国、日本、韩国、欧盟等承诺2050年实现碳中和，中国、沙特阿拉伯承诺2060年实现碳中和，印度承诺2070年实现碳中和。

 

《“十四五”可再生能源发展规划》出台，锚定碳达峰、碳中和与2035年远景目标。2022年6月1日，国家发改委等九部委联合发布《“十四五”可再生能源发展规划》，提出下列目标：按照2025年非化石能源消费占比20%左右任务要求，大力推动可再生能源发电开发利用；2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，“十四五”期间，可再生能源在一次能源消费增量中占比超过50%；2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%；2025年，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到33%左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到18%左右；展望2035年，我国将基本实现社会主义现代化，碳排放达峰后稳中有降，在2030年非化石能源消费占比达到25%左右，为达此目标，“十四五”期间，我国光伏年均新增光伏装机或将超过75GW。

 

 

碳中和的实现依赖于能源结构的转变，绿色电力将逐渐取代油气成为主要能源。根据中国科学研究院院士邹才能等人的研究，历史上的能源变革已经经历了木柴向煤炭、煤炭向油气的转换，目前正处于油气向新能源转换的时期。回顾过去，人类最早采用能源是木柴，满足了烹饪、取暖等基本需求。随着技术的进步，蒸汽技术、燃煤发电技术的发明极大地促进了煤炭产业的发展，煤炭逐渐取代木柴成为主流。20世纪中期，内燃机技术快速发展，造就了油气产业和汽车产业的共同繁荣，石油与天然气的消费总量占比迅速提升。

 

 

能源结构转变是我国保障能源安全的重要举措。俄乌冲突爆发后，以美国为首的西方国家对俄罗斯发起了能源制裁，俄罗斯则采取了反制措施。西方国家与俄罗斯的能源斗争已经对世界石油、天然气和煤炭的供应、价格等造成了较大冲击。尽管我国清洁能源消费占比在持续提升，但我国能源构成中传统化石能源依旧处于主体性地位，石油和天然气对外依存度高，2021年两者分别为72%与45%。为了避免未来国际地缘政治冲突对中国能源安全造成巨大破坏，中国应抓紧推进新能源转型，加强能源自主供给能力，加快实现可持续的、固有的能源安全。

 

能源结构转变的关键在于新老能源的成本对比。当新能源的度电成本高于油气时，从经济性的角度来讲建设新能源电站并不合算，因而需要政策补贴来刺激行业发展；而当新能源的度电成本接近甚至低于油气时，新能源的内生增长的动力将显现，行业扩张不再依赖于政策补贴力度。市场化的竞争会帮助良币驱逐劣币，有利于加速行业整合。

 

全行业降本增效下，光伏平准化度电成本持续降低，目前已经接近燃煤标杆基准电价水平。当前常用的电力成本为平准化度电成本（LCOE），就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，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。全行业降本增效下，我国商业侧光伏的平准化度电成本从2012年的0.93元/千瓦时，下降至2020年的0.41元/千瓦时；用户侧光伏的平准化度电成本从2012年的1.03元/千瓦时，下降至2020年的0.43元/千瓦时。光伏发电的度电成本已经接近燃煤标杆基准电价水平，使得绿色电力的大规模应用已经逐步具备现实的经济性。

 

 

集中式/分布式光伏电站的平准发电成本（LCOE）未来仍存在明显的下降空间，有望持续增厚行业利润。据《中国光伏产业发展路线图（2021年版）》统计，2021年，全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.21、0.25、0.31、0.37元/kWh；全投资模型下分布式光伏发电系统在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.19、0.22、0.28、0.33元/kWh。据协会预测，随着硅烷流化床法、N型电池等新技术的发展，地面光伏电站与分布式光伏发电系统的LCOE仍将持续下降。

 

平价上网背景下，光伏行业持续快速发展，2022年有望成为光伏装机大年。2021年，国内光伏新增装机54.88GW，同比增加13.9%，其中，分布式光伏装机29.28GW，占全部新增光伏发电装机的53.4%，历史上首次突破50%。在利好政策刺激下，2022年H1国内光伏新增装机达30.88GW，同比高增137%；多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均在45%以上；出口总额259亿美元，同比增长113%。CPIA亦将2022年全球光伏新增装机量预测由195-240GW上调至205-250GW，将2022年我国光伏新增装机量预测由75-90GW上调至85-100GW，由此可见，CPIA认为2022H2我国光伏新增装机量将在54.12-69.12GW之间，下半年光伏装机量有望进一步提速。

 

 

 

全国碳交易市场已开启，碳价稳中有升。2021年7月16日正式上线运行的全国碳市场，运行一年来碳排放配额（CEA）累计成交量1.94亿吨，累计成交金额达84.92亿元，期间CEA（全国）价格小幅上行，2022年7月28日的价格为58.96元/吨。

 

CEA价格长期看上行仍有动力，光伏项目作为清洁能源有望受益。《2020年中国碳价调查报告》预计，随着全国碳市场趋于成熟，覆盖范围由电力行业扩大至石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、国内民用航空行业，而环保要求趋严也带来更严格的减排目标，总体看碳价上行趋势将比较明显。报告统计2025年CEA平均预期价格为71元/吨，2030年CEA平均预期价格为93元/吨，2050年CEA平均预期价格为167元/吨。此外，未来配额分配机制会逐渐由免费向有偿分配转变，也会给碳价以支撑。考虑到光伏属于国家鼓励的新能源投资项目，后续有可能将获得绿证或CCER收入，叠加CEA价格上升趋势，项目投资收益有望进一步增加。

 

 

原材料方面，多晶硅作为光伏核心原材料，具有产能投资金额大、技术工艺复杂、投产周期长等特点，技术壁垒较高，因而在2005年以前被国外垄断。此后，建筑央企引领了多晶硅的国产化进程，是该领域的重要参与者。光伏玻璃方面，作为光伏组件不可或缺的配件之一，其在技术要求与质量标准等方面的要求都远高于普通玻璃。考虑到光伏玻璃与光伏幕墙之间的强相关性，因而也将其纳入建筑行业及同类上市公司范围内。光伏布局建筑设计方面，由于分布式光伏屋顶的设计难度总体较低，现有建筑设计院通常具备建筑、结构、给排水、电气、暖通这五大部门，完全有能力在建筑设计时同时兼顾光伏设计，因此光伏设计有望成为传统建筑设计公司业务增量。光伏组装方面，中国电建/能建等八大建筑央企、粤水电、中装建设均有相应项目完成/在建/落地；江河集团、森特股份等亦在由传统幕墙/钢结构业务向光伏幕墙/屋顶转型。电站运营方面，随着光伏度电成本下降，现有集中式/分布式光伏项目的内部收益率可观，激励传统建筑公司向清洁能源运营商转型；“光伏+生态修复”是一种太阳能与土地多重利用的模式，有望借第二批风光大基地东风而起，亦可关注传统生态修复类上市公司。

 

 

多晶硅：光伏核心原材料

 

 

多晶硅是太阳能光伏和电子信息产业重要的基础原料，技术壁垒较高。作为半导体材料，全球85%以上的光伏电池和95%以上的半导体元器件均采用硅基材料。作为光伏产品制造的基础原材料，多晶硅具有产能投资金额大、技术工艺复杂、投产周期长等特点，技术壁垒较高。改良西门子法为主流工艺。当前主流的多晶硅生产技术主要有改良西门子法（三氯氢硅法）和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗粒硅。改良西门子法生产工艺相对成熟，2021年棒状硅市占率为95.9%，是当前的主流工艺。尽管从未来看，若颗粒硅的产能进一步扩张，并且随着生产工艺的改进和下游应用的拓展，市场占比会进一步提升，但难以大规模替代改良西门子法。

 

改良西门子法是用氯气和氢气合成氯化氢，氯化氢与工业硅粉在一定的温度下生产三氯氢硅，然后对三氯氢硅进行分离精馏提纯，提纯后的三氯氢硅在还原炉内进行化学气相沉积反应生产高纯多晶硅，其主要是在西门子法基础上增加了尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭路循环和原料的循环利用，解决了西门子法还原过程单次转化率低的问题，提高了物料使用率，降低了生产成本，同时避免副产品直接排放污染环境。

 

 

硅烷流化床法主要是硅烷和氢气的混合气通过反应器底部进入流化床。在反应器顶部加入平均粒径约为0.2～0.6 mm的细小硅颗粒作为籽晶，在反应器外壁加热器的作用下，同时伴随载气流速的不断增加，颗粒床层由固定床转变为流化床，转变时对应的流速即为最小流化速度Umf。最小流化气速Umf可以通过尔格方程测算。在此条件下，硅烷受热立即分解为硅和氢气。硅烷分解后产生的硅沉积在籽晶表面，籽晶颗粒长到一定尺寸由于重力作用掉落到反应器底部，从反应器底的颗粒收集系统采出。这种持续加入籽晶和通入硅烷气和载气的方法，可以达到连续化生产。硅烷流化床法生产粒状硅在技术方面和成本控制方面均有明显的优势，硅烷流化床在技术方面客观存在的技术难题主要包括流化床平稳性控制，产品中存在残氢，产品表面存在硅粉以及产品杂质含量有待提高等方面。以上的问题逐步解决后，硅烷流化床法生产粒状硅在多晶硅行业的优势将更加明显，市场中的占有率会进一步增大。

 

2022H2起多晶硅价格有望下行。根据硅业分会的统计，截止到2021年底，全国多晶硅生产企业共13~14家，总产能约58万吨；根据国内硅料企业最新生产运行计划，全年硅料产量将再次调高预期至80万吨，其中包括三季度初将投产释放的乐山协鑫（已于7月下旬投产）、包头新特、内蒙古通威等。2022年1月-3月，特变电工、大全能源、合盛硅业、上机数控、东方希望、中来股份、吉利科技、宝丰集团等企业规划了140万吨多晶硅产能，综合来看2022H2起多晶硅价格有望下行。

 

光伏玻璃  

关注技术迭代与成本管控能力

 

光伏玻璃是光伏组件不可缺少的配件之一。由于单体太阳能光伏电池机械强度差，容易破裂；空气中的水分和腐蚀性气体会逐渐氧化和锈蚀电极，无法承受露天工作的严酷条件；同时单体光伏电池的工作电压通常较小，难以满足一般用电设备的需要。因此太阳能电池片通常被EVA胶片密封在一片封装面板和一片背板的中间，组成具有封装及内部连接的、能单独提供直流电输出的、不可分割的光伏组件。而若干个光伏组件、逆变器、其他电器配件可以进一步组成光伏发电系统。覆盖在光伏组件上的光伏玻璃经过镀膜后，可以确保有更高的光线透过率，使太阳能电池片可以产生更多的电能；同时，经过钢化处理的光伏玻璃具有更高的强度，可以使太阳能电池片承受更大的风压及较大的昼夜温差变化。

 

 

光伏玻璃一般使用超白玻璃，在料方设计、工艺系统设计、熔窑窑池结构、操作制度、控制制度和产品质量标准等方面的要求都远高于普通玻璃。普通玻璃光伏玻璃最重要的特性就是太阳光的高透过率。普通玻璃因为含铁量较高，往往呈现绿色，透光率较低，因此光伏玻璃一般使用超白玻璃。目前，普通玻璃的铁含量一般在0.2%以上，而光伏玻璃的含铁量根据国家标准必须低于0.015%。因此超白玻璃在料方设计、工艺系统设计、熔窑窑池结构、操作制度、控制制度和产品质量标准等方面的要求都远高于普通玻璃。此外，光伏玻璃在抗冲击、抗老化、耐腐蚀方面的要求亦远高于普通玻璃，两者的生产技术存在明显区别，普通玻璃的生产线无法轻易转换为光伏玻璃生产线。

 

听证会制度下产能密集爆发，预计供需维持紧平衡

 

除光伏装机量增加外，双玻组件渗透率的提升亦是需求增长的驱动因素。根据《基于LCOE的单面与双面双玻光伏组件经济性分析》，应用双玻光伏组件光伏电站在25年全生命周期内的发电量要远高于应用单面光伏组件的电站。同时，随着光伏玻璃轻薄化趋势的演进，单面与双面双玻光伏组件的成本差距缩小，其经济性增强，因而双玻组件渗透率持续提升。原来由一片光伏玻璃为盖板的单玻光伏组件化身为2片光伏玻璃组成的双玻组件，这种结构性变化将使光伏玻璃需求大幅度扩大。

 

2021年双玻组件市占率已上升至37.4%，未来仍有较大上行空间。据中国光伏行业协会相关数据统计，2018年我国双玻组件的市占率仅为10%，到了2021年，双玻组件的市占率已上升为37.4%；据中国光伏行业协会预计，到2023年单双面组件市场占比将基本相当。

 

 

供给侧方面，政策指出光伏压延玻璃项目不再受产能置换约束。2021年7月，工信部发布《水泥玻璃行业产能置换实施办法》，提出为保障光伏发展需要，新建光伏玻璃项目可不制定产能置换方案，但要建立产能风险预警机制，规定新建项目由省级工业和信息化主管部门委托全国性的行业组织或中介机构召开听证会，论证项目建设的必要性、技术先进性、能耗水平、环保水平等，并公告项目信息，项目建成投产后企业履信承诺不生产建筑玻璃。光伏玻璃产能扩张力度强劲，预计供需将保持紧平衡。据工信部统计，2022H1，在产企业共计38家，投产产能109窑348条生产线，产能为6.4万吨/日；在产产能93窑313条生产线，产能为5.9万吨/日，同比高增121.6%。从在建与意向投建的产能来看，目前共有5.7万吨/日的光伏玻璃生产线在建，其中2022年点火在建超白压延玻璃生产线产能达3.5万吨/日；共有18.9万吨/日的光伏玻璃生产线意向投建，是当前产能的3.2倍，预计将于未来五年陆续释放。光伏玻璃扩产意愿与力度强劲，预计供需将保持紧平衡。但事实上，点火试生产至正式运营间亦存在时间窗口，2022年光伏玻璃需求超预期的背景下，下半年或将存在价格阶段性反弹机会。

 

供需紧平衡背景下，建议关注技术迭代与成本管控能力

 

光伏玻璃为典型工业品，同质化较为严重，在行业供需紧平衡背景下，我们建议关注企业的技术迭代与成本管控能力，前者指兼具厚度薄、尺寸大这两大特征的差异化爆款产品与TCO导电膜玻璃，后者指原有寡头与新进优质浮法玻璃企业的成本管控能力。

 

技术迭代：大型化与薄片化难以兼得，两者应用场景或将分化

 

技术迭代的重要方向之一为薄片化。从生产和成本层面来看，假定3.2mm、2.5mm、2mm、1.6mm玻璃的原片平均成品率分别为84%、82%、80%、75%，加工平均成品率分别为97%、95%、95%、93%，当玻璃公称厚度从3.2mm分别降到2.5mm、2.0mm和1.6mm时，目前同样窑炉的玻璃产能分别可提升17%、41%和60%。同时，随着薄玻璃成品率的提升和厚度控制得更为精准，薄玻璃的产能优势有望得到进一步提升。

 

 

 

位于光伏产业链下游的光伏电站可分为集中式光伏电站与分布式光伏电站。其中集中式大面积光伏通常建在沙漠、戈壁等地区，充分利用荒漠地区丰富和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，通过接入高压输电系统来供给远距离负荷；而分布式光伏一般建在楼顶、屋顶、厂房顶等地方，较多的是基于建筑物表面，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。

 

风光大基地建设节奏或将加快，需求有望维持高位

 

随着光伏发电全面进入平价时代，叠加“碳中和”目标的推动以及大基地的开发模式，集中式光伏电站将迎来新一轮发展热潮。目前共有两批大型风电光伏基地落地/将落地，“十四五”期间将贡献约300GW风光项目装机量，其中第一批大型风电光伏基地建设规模总计97.05GW，已陆续转入建设期；第二批大型风电光伏基地建设规模总计超200GW（共455GW，其中十四五期间200GW）。

 

稳增长主线不改，新能源、新基建项目将被纳入专项债券重点支持范围，保障风光大基地项目资金来源。进入2022年我国核心城市受到疫情影响，深圳上海等地疫情对经济发展造成压力。同时海外局势尚不明朗，造成能源价格等大宗商品价格持续上涨，对制造业等中下游企业产生影响，经济增长目标的实现仍有阻力。同时，自“房住不炒”提出之后，地产政策并未有明显放松，基础设施投资对于稳增长的带动更为明显，稳增长依旧处于更为重要的位置。此外，2022年6月2日，财政部召开新闻发布会，提出要加快地方政府专项债券发行使用并扩大支持范围，确保今年新增专项债券6月底前基本发行完毕，力争8月底前基本使用完毕；将新基建、新能源项目纳入专项债券重点支持范围，从而更好发挥稳增长、稳投资的积极作用，预计集中式光伏项目将受益。

 

 

2022年以来，硅料价格持续上涨，带动电池片、组件全面涨价，各环节涨幅在4%~28%之间，大基地项目收益率承压。在中国光伏行业协会举办的“2022年光伏产业链供应论坛”上，多家投资企业、设计院的嘉宾普遍认为，按照正常的项目收益率，不同地区的大基地项目，能承受的组件价格大概在1.65~1.85元/W之间。因此，目前的硅料价格已经使绝大多数大基地项目的收益率低于正常水平。但若是2022H2多晶硅价格下行，大基地项目收益率有望逐渐恢复正常水平，提振下游需求。

 

 

长期视角看，集中式光伏电站（地面光伏系统）的初始投资成本仍有较大下行空间。我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、一次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等部分构成。其中，一次设备包含箱变、主变、开关柜、升压站等设备，二次设备包括监控、通信等设备。土地费用包括全生命周期土地租金以及植被恢复费或相关补偿费用；电网接入成本仅含送出50MW，110kV，10km的对侧改造；管理费用包括前期管理、勘察、设计以及招投标等费用。建安费用主要为人工费用、土石方工程费用及常规钢筋水泥费用等，未来下降空间不大。组件、逆变器等关键设备成本随着技术进步和规模化效益，仍有一定下降空间。据CPIA统计，2021年我国地面光伏系统的初始全投资成本为4.15元/W左右，较2020年上涨0.16元/W，涨幅为4%。CPIA预计2021-2030年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件价格回归合理水平，光伏系统初始全投资成本将呈现明显的下降趋势

 

 

“民营企业开发、建设+央国企收购、持有”是过去光伏项目的主流开发形式。民营企业机制灵活、决策快，在前期开发、建设过程中优势明显；央国企资信等级高、资金成本低、资金实力雄厚，更适合持有。除此之外，双碳背景下央国企较为迫切得进行新能源转型亦是大量收购民营企业光伏电站的重要原因。

 

央企收购光伏电站节奏趋缓，自建自持比例或将提升。根据智汇光伏统计，2022年上半年，上市公司公示的国内光伏电站交易量仅有341MW，明显低于往年的交易量，与央企明显收紧光伏电站相关收购有着直接联系。央企收购光伏电站节奏趋缓，主要原因包括项目合规性+收益率要求趋严。其中，项目合规性指土地性质以及老项目的补贴申报手续等（由于光伏项目占地面积大，会涉及国土、环保、林业、畜牧、渔业、水利等多个部门，项目前期开发存在遗漏部门的可能性；由于光伏项目是最近几年才快速发展起来的，涉土地部门对光伏行业了解不充分，造成国家对于光伏用地的土地政策存在一定的模煳性）。项目收益率指过往部分交易以收益率来反推造价，存在利益输送风险（主管部门在补贴核查过程中，发现部分项目涉嫌买卖路条）。在该背景下，民企建设光伏电站热情或将减退，央国企自建自持比例或将提升，我们认为兼具电力新能源技术优势与融资成本优势的建筑央企（中国电建、中国能建），可于建设端与运营端同时发力，将明显受益于风光大基地建设。

 

 

光伏+生态修复是一种太阳能与土地多重利用的模式。光伏电站可以向电网输送清洁的电力，同时还可以减少地面受到的日照辐射和水分蒸发量，增加降水，加上清洗电池板时喷洒的水分，促进了植被的生长和恢复，这对于蓄水保土、阻风固沙、调节气候、改善生态环境具有重要意义。这种模式既能把丰富的太阳光照资源转化成清洁能源，同时又可以降低生态治理成本，促进生态改善，实现了光伏发电与恢复植被改善生态的双赢。部分光伏电站已经显现生态修复作用。国家电投青海共和荒漠光伏电站生态恢复项目七八月植被覆盖度增加了15%，光伏板下10厘米、20厘米、40厘米的土壤含水量分别增加78%、43%和40%，风速比园区外降低了40.3%，空气相对湿度比公园外增加了2.8%；宁夏腾格里沙漠光伏项目年均发电量5.35亿千瓦时，组件下沿距地高度最低150厘米，采用草方格围沙方式，3年后植被覆盖率达到了90%；宁夏毛乌素沙漠光伏项目位于黄土高原水蚀性荒漠上，光伏板下面种植了苜蓿和枸杞。光伏板减少了辐照强度，枸杞的开花季比当地同类枸杞长了5周，产量增加了29%。

 

第二批风光大基地建设规划指引未来西北地区的光伏风电项目建设，沙漠、戈壁、荒漠地区更有利于光伏+生态修复项目开展，或成生态修复公司的业务新增长点。2022年2月25日，国家发展改革委、国家能源局印发了《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》。方案显示，到2030年，将规划建设风光基地总装机约455GW，其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机284GW，采煤沉陷区规划装机37GW，其他沙漠和戈壁地区规划装机134GW。参考既有林光互补项目，假定1MW光伏项目对应用地面积为30亩，若光伏+生态修复项目渗透率未来达20%，对应修复面积为273万亩；对应修复面积为50%，对应修复面积为683万亩。

 

 

由于分布式光伏电站多与建筑相结合的特点，建筑企业参与度较高。分布式光伏会给房屋带来附加荷载，开展分布式项目时要求企业具备相应结构设计能力以保障结构安全。同时，房屋建筑作为人们生活、生产的场所，其美观程度要求较高，开展分布式项目时亦需要企业具备相应建筑设计能力以保障整体美观程度。因此，建筑企业参与分布式光伏电站建设、运营存在一定优势。分布式光伏电站中，将光伏组件与建筑结合的方案，称为BIPV或BAPV。BIPV（Building Integrated Photovoltaic）指光伏建筑一体化，又称为“建材型”太阳能光伏建筑。BAPV（Building Attached Photovoltaic）指附着于建筑物上的光伏发电系统，又称为“安装型”太阳能光伏建筑。BIPV与BAPV的区别主要在于光伏组件与建筑一体化的程度高低。BAPV通常通过简单的支架实现安装，可以后期加装，不改变建筑外观，与建筑物原来的功能没有冲突。BIPV在前期设计时已经将光伏组件内置在建材中，一体化程度更高，通常外观也更简洁美观。

 

从自身特点来看，BAPV更适合应用于存量屋顶改造，适用于快速发展分布式光伏的需求，因此当前BAPV为光伏屋顶的主要应用形式。BIPV需要在建筑的前期纳入规划，一般在新建筑中应用，长远来看潜在空间非常广阔，但短期受到新建筑数量和建设周期的限制。BAPV不与原有建筑发生冲突，不破坏或影响原有的建筑物功能，因而可以用于对存量建筑的改造，实施难度也相对较低，适用于快速发展分布式光伏的需求。同时，BIPV因为承担建材本身的功能，涉及承重、防水等需求，因而相关企业除了要有生产、安装光伏设备的技术与经验外，还需要拥有建筑设计能力，壁垒更高；而BAPV是相对纯粹的光伏产品，其模式与集中式光伏电站更为类似，相关项目更多由光伏企业主导，对建筑企业而言，因为只负责安装，技术含量与盈利水平相对较低。

 

新建建筑中，BIPV在经济性、可靠性、便捷性、美观性等方面具有诸多优势，未来发展前景广阔。经济性方面，BIPV不需要事先安装彩钢瓦等材料的屋面、墙体，而是将光伏组件取代彩钢瓦等材料的屋面或墙体，可节省屋面或墙体的购置及安装成本，材料造价成本更低；可靠性方面，BIPV将光伏发电设施与建筑同时进行设计、施工与安装，在屋面受力、防水等方面有着良好的可靠性；便捷性方面，BIPV系统与建筑同设计同施工，可降低因分期施工带来的工期延长风险与因直立锁边面板带来的施工难度加大风险；美观性方面，晶体硅BIPV组件、薄膜BIPV组件的结合应用，使BIPV能融合建筑幕墙、连廊、采光顶、柔性屋顶、车棚等设施，在保持原有建筑平面功能布局不变的前提下，同时将不同形状、颜色、透光率的光伏组件搭配使用，能带来更加整体化的视觉效果。

 

 

整县推进政策下，分布式屋顶迎来风口期

 

2021年9月，国家能源局公布了第一批整县试点名单，将进一步加速BIPV与BAPV市场的发展。2021年6月，国家能源局印发了《国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，要求各地区积极协调落实屋顶资源，以整区、街道、镇、乡等方式进行开发建设，其中党政机关屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%，学校、医院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%。

 

当下整县（市、区）屋顶分布式光伏开发属于试点工作，全国共有31个省、市、自治区（含新疆兵团）的676个县进行申报，数量约占全国的24%，主要分布在东南部分布式发展好的省份。试点项目需要具备的条件包括：屋顶资源丰富，具备安装光伏能力；有较好的消纳能力，尤其日间电力负荷较大；各种类型的建筑屋顶面积可安装光伏比例较高。

 

政策顺利推进背景下，预计光伏屋顶新建/存量市场或将达749/23,254亿元

 

当前建筑光伏的主流应用场景为屋顶，经测算，新建公共建筑/商业建筑/工业厂房屋顶面积分别约为0.46/0.88/2.7亿平米。据统计，近年我国建筑业竣工面积维持在40亿平米左右，其中住宅竣工面积约为26.7亿平米，公共建筑约为2.3亿平米，商业建筑约为4.4亿平米，工业厂房约为5.4亿平米。若不考虑住宅对BIPV市场的贡献，假定公共/商业建筑的平均层数为5层，工业厂房的平均层数为2层，则可测算对应屋顶面积分别为0.46/0.88/2.7亿平米。考虑政策对应的渗透率后，我们认为新建光伏屋顶面积潜在空间或将达1.25亿平米。根据政策，学校、医院等公共建筑可安装光伏发电比例不低于40%，工商业厂可安装光伏发电比例不低于30%，因此新建公共建筑光伏屋顶面积约为0.18亿平米；商业建筑/工业厂房光伏屋顶面积约为0.26/0.81亿平米，三类建筑的新建分布式光伏屋顶面积之和为1.26亿平米。

 

 

假定新建光伏屋顶面积的空间约为1.26亿平米、单瓦平均报价为3.97元、平米装机为150W，测算可得新建分布式屋顶光伏项目市场空间约为749亿元。针对单价与平米装机两个参数，对新建分布式屋顶光伏项目市场空间进行弹性测算，其空间为471-1005亿元。⑴单价：未来我国分布式光伏系统初始全投资成本存在较大下行空间，因此我们认为分布式屋顶单瓦平均报价也会随之下行，在测算时考虑其范围为2.5元/瓦-4元/瓦。⑵平米装机：平米装机可以视为光电转化效率的相关参数，当前龙头企业光伏设备转换效率约25%，对应功率为250W。考虑到倾斜角度影响，在弹性测算时我们假定其范围为150W-200W。

 

经测算，我们认为存量光伏屋顶面积潜在空间或将达39亿平米。《2020年城乡建设统计年鉴》指出，城市居住用地/公共管理与公共服务用地/商业服务业设施用地/工业用地面积分别为181.0/51.6/40.9/113.4亿平米，县城居住用地/公共管理与公共服务用地/商业服务业设施用地/工业用地面积分别为64.5/17.2/12.8/25.4亿平米，乡镇实有住宅建筑面积8.4亿平方米。假定工商业建筑密度为40%；居住用地建筑密度为25%；农村住宅包含县城住宅及乡镇住宅，则可得到农村住宅/公共建筑/商业建筑/工业厂房屋顶面积分别为24.5/27.5/21.5/55.5亿平米。此外，考虑到政策关于各类建筑的渗透率要求，可得农村住宅/公共建筑/商业建筑/工业厂房光伏屋顶面积分别为4.9/11/6.4/16.7亿平米，四类建筑的存量分布式光伏屋顶面积之和为39亿平米。

 

理想状态下项目回报周期约7年，有望激发业主的投资需求

 

光伏屋顶项目回报周期约7年，内部收益率约为13%。初始投资成本方面，我们统计得到单瓦平均报价约为3.97元，假定平米装机为150W，则平米投资成本约为600元，假定单平米光伏屋顶的年发电量为130度，具体电价通常需要考虑工商业自用与上网两部分，假定综合收益电价为0.7元/度，可计算得到每年的电价收益为91元。同时，CPIA统计得到2021年分布式光伏系统运维成本为0.051元/W/年，即单平米光伏屋顶年维护成本为7.65元，则可计算得到每年的利润为83.35元，回报周期约为7年，内部收益率约为13%。

 

光伏屋顶设计壁垒较弱，有望成为传统建筑设计公司业务增量

 

光伏屋顶设计需在原有建筑功能的基础上，尽可能提升光伏能源转化效率，总体壁垒较弱。在光伏设计时，需要综合考量安装地点、光伏组件及其他设备的选型、光伏阵列朝向和倾角计算和太阳电池方阵间距计算，以保证光伏发电系统的整体效率。同时，分布式光伏系统需要依靠并网发电系统实现余电上网赚取收益，其主要由光伏组件、逆变器、控制器、数据采集器、防雷接地系统等几大部分组成。此外，设计公司需保证光伏系统不影响原有建筑的使用性能，包括承重、保暖、防水等，总体壁垒不强。建筑设计时兼顾光伏设计可行，光伏设计有望成为传统建筑设计公司业务增量。当前建筑设计院通常具备建筑、结构、给排水、电气、暖通这五大部门，完全有能力在建筑设计时同时兼顾光伏设计，光伏设计有望成为传统建筑设计公司业务增量。

 

 

除屋顶外，幕墙也是分布式光伏的主要应用场景之一。幕墙是建筑的外墙围护结构，非承重，是现代大型和高层建筑常用的带有装饰效果的轻质墙体。幕墙由面板和支承结构组成，根据面板的材质不同可分为玻璃幕墙、金属板幕墙、石材幕墙等，其中玻璃幕墙具备美观、保新、轻质、采光好等优点，应用最为广泛。BIPV为光伏幕墙的主流应用方式。采用幕墙替代混凝土外立面的优势主要为美观+采光好，该特点决定了多数存量幕墙难以像屋顶一样加装BAPV。因此，当前光伏幕墙主要应用于新建建筑中，而BIPV为光伏幕墙的主流应用方式。当前薄膜电池与晶硅电池同时应用于光伏幕墙。由于能够根据设计要求对透光性、色彩、纹理、图案等艺术化处理和个性化定制，使得薄膜类光伏幕墙应用更为广泛、适应性更佳。目前实际应用最为广泛、适应场景最为丰富的是碲化镉薄膜光伏幕墙，代表性项目包括嘉兴科创中心、大同能源馆等。需要注意的是，出于成本与发电效率的考量，薄膜电池仅在透明玻璃门窗部分使用，非透明外围护结构仍采用晶硅电池。

 

光伏幕墙但已具备较好经济性，回报周期约8-10年

 

从光照时间看，光伏幕墙系统发电能力小于光伏屋顶系统。幕墙外立面受光照时间不及屋顶，导致了两者的效率差异。据《不同BIPV系统的收益及环境效益分析》中对光伏幕墙系统与光伏屋顶系统的比较可知，光伏幕墙系统发电能力小于屋顶系统,光伏幕墙系统25年寿命周期的发电量约为20.98kWh/Wp,产生的收益约为23.84元/Wp;光伏屋顶系统25年寿命周期的发电量约为28.73kWh/Wp，产生的收益约为32.63元/Wp。

 

现有光伏幕墙已具备较好的经济性能。《铜铟镓硒光伏幕墙技术的经济性分析》针对新型的铜铟镓硒(CIGS)光伏幕墙技术，以沈阳地区光伏建筑应用为例，从全寿命周期角度进行经济性分析，其中全寿命周期成本为848.06万元，全周期收益为1370.77万元，外部效益为533.85万元，综合来看光伏幕墙已具备较好的经济性能。

 

案例项目基本信息：年日照时间为2400h左右；建筑面积为5000m2；采用了6943块105W的CIGS太阳能组件，总装机量为729kW，根据光伏软件PVSYST计算出首年发电量为731.5MWh，按光伏组件的初始衰减为2.5%，线性年衰减为0.4%，25年总发电量为17087.3MWh。案例中全寿命周期成本为848.06万元。其中，建造费用约为2663.87元/m2，前期建造费用总计为1331.94万元；后期维护费按每年0.05元/W计算，25年总维护费用为91.125万元；替换原有建材的增量费用取1513.87元/m2。案例中全周期收益为1370.77万元。补贴收益方面，补贴电价按0.10元/度计取，补贴电价期限为20年，补贴收益之和138.09万元。电价收益方面，按90%自用比例计算，企业用电价为0.7599元/kWh，25年企业用电收益为1168.62万元，脱硫标杆上网电价为0.3749元/kWh，25年企业余电上网收益64.06万元，25年电价收益之和为1232.68万元。案例中外部效益为533.85万元。节能收益方面，每kWh电节对应0.31kg供电煤耗，煤按650元/t计算，25年总发电量为17087324.21kWh，则节约煤炭量为5297.07t，节能效益为344.31万元。减排CO2收益方面，每发1kWh电可减少CO2排放552.389g，25年总发电量为17087324.21kWh，取CO2的效益值为200元/t，则减排CO2的效益为188.65万元。减排SO2、NOX、PM2.5方面，SO2、NOX、PM2.5的排放费用取值为150元/t，每发1kWh电减少污染排放1.5159gSO2、1.6306gNOX、0.1643gPM2.5，减排效益为0.89万元。

 

光伏幕墙的回收期约为8-10年，内部收益率约为9%-12%。据国际太阳能光伏网资讯，光伏幕墙取代传统幕墙会带来500-600元/m2的增量造价，而单平米光伏幕墙的年发电量约为100度，若假定综合收益电价为0.7元/度，则单平米光伏幕墙年收益为70元，假定单平米光伏幕墙年维护成本与屋顶相同（7.65元），则可计算得到每年的收益为62.35元，回报周期约为8-10年，内部收益率约为9%-12%。

 

技术革新或促使市场空间扩容+毛利率提升+头部企业市占率提升

 

内地幕墙市场空间广阔，但总体处于低端无序竞争状态，头部企业市占率极低。据《建筑装饰行业“十四五”发展规划》统计，“十三五”期间，幕墙工程年工程总产值由3200亿元增长到4300亿元，整体增长34.38%。从竞争格局看，由于规模占比较高的中、低端幕墙总体门槛不高，国内幕墙市场总体呈现高度分散的竞争格局，即便是上市企业中幕墙业务规模最大的江河集团，其旗下主要幕墙子公司2020年收入为78亿元，市占率仅1.8%左右；从我们梳理的主要开展幕墙业务的上市装饰企业来看，7家企业2020年幕墙业务合计收入也仅150亿元左右，市占率合计仅3.5%左右。

 

光伏幕墙取代传统幕墙属于技术革新，其影响主要在于三个方面：市场空间扩容、毛利率提升、头部企业市占率提升。市场空间扩容主要来自光伏幕墙单平米造价上升。传统幕墙单平米造价通常位于1000-2000元/m2之间，据国际太阳能光伏网资讯，光伏幕墙取代传统幕墙会带来500-600元/m2的增量造价，即较传统幕墙单平米造价提升30%-50%，有助于整体市场空间扩容。

 

毛利率提升主要依赖更高的技术壁垒。光伏幕墙系统对企业的光伏建筑一体化设计、施工能力以及后期运维能力提出了新的要求，有望提升传统幕墙企业话语权。以江河集团为例，2022H1，公司光伏建筑项目确认收入5,351万元，贡献毛利1,310万元，对应毛利率约为24.5%，远高于公司传统幕墙业务毛利率（约为18-20%）。光伏幕墙增强技术壁垒，亦有助于国内幕墙产品高端化+头部企业提升市占率。幕墙公司业务链通常为：设计——采购——深加工——现场安装——维保，其中壁垒较高的环节包括设计与深加工。公司需要将幕墙的建筑方案落地实施，将单纯的可视方案变为可生产可制造可安装的方案，总体来讲壁垒不强。随着传统幕墙行业竞争加剧，行业利润率越来越薄，行业门槛降低，高端光伏幕墙已经成为幕墙企业转型的重要方向，更强的技术壁垒有助于国内幕墙产品高端化+头部企业提升市占率。