2021年光伏發電行業研究報告（一）

2021-11-18 18:07:03

能源和環境問題是制約世界經濟和社會可持續發展的兩個突出問題。工業革命以來，石油、天然氣和煤炭等化石能源的消費劇增，生態環境保護壓力日趨增大，迫使世界各國必須認真考慮并采取有效的應對措施。社會經濟的不斷發展使得全球能源需求持續增長，能源和環境問題亟待解決。節能減排、綠色發展、開發利用各種可再生能源已成為世界各國的發展戰略。

太陽能屬于可再生能源的一種，具有儲量大、永久性、清潔無污染、可再生、就地可取等特點，因此推動新能源領域尤其是光伏行業的發展，成為了世界各國的共識。源起基金投研部認為，新能源發展值得長期關注。光伏產業已經成為我國可以同步參與國際競爭、并有望達到國際領先水平的戰略性新興產業，也成為我國推動能源變革的重要引擎。

一、行業基礎知識

（一）光伏發電理論概要

1、光伏發電原理

光伏發電是利用半導體界面產生的光生伏特效應，將光能直接轉變為電能的過程。發電機產生的直流電能通過逆變器轉化為交流電能，通過升壓變壓站升壓后輸送至電網，通過電網輸電線路將電能傳輸到用電端。

2、光伏發電分類

光伏電站主要分為集中式電站和分布式電站兩大類。由于光伏電站安裝相較于風電有靈活性高的特點，因此相較于傳統的大規模風電廠，光伏電站不僅可以大規模集中安裝，還可以分布于建筑物表面、戶外等多個場景中。集中式光伏電站是指將光伏陣列安裝于山地、水面、荒漠等較為寬闊的地域，陽光照射后光伏陣列可產生直流電，逆變器再將直流電轉變成交流電后，經由升壓站接入電網。集中式光伏電站的規模普遍較大，一般均在 10MW 以上，且目前 100MW 以上的特大型光伏電站逐漸增多。

分布式光伏電站一般裝機規模小，安裝較為靈活。分布式電站主要可以分為與建筑結合和非與建筑結合兩大類，與建筑結合的又分為光伏建筑結合（BAPV）和光伏建筑一體化（BIPV）。

3、光伏發電的優勢與不足

在碳達峰、碳中和背景下，光伏發電作為我國能源轉型的中堅力量發展迅速，其主要優勢包括：（1）廣泛性。太陽光照射地球表面，不限地域，無論陸地、海洋、高山或是平地，都可以開發利用，雖然照射時間和強度不同，但其分布廣泛，不會因為地域或天氣等原因無法獲取。（2）無限性和可持續性。根據目前太陽產生的核能速率估算，氫的貯量足夠維持上百億年。在生態污染愈加嚴峻的今天，太陽能資源取之不盡用之不竭，是一種真正可再生的清潔能源。（3）安裝地點靈活。建筑物的屋頂開闊，擁有不受建筑物朝向影響、接受光照時間長、最大程度避免陰影干擾等優勢。光伏發電不僅能夠安裝在住宅設施屋頂上，也能夠安裝在工業規模的設施中，通過太陽能發電獲取電能來滿足建筑物內的用電需求。在鄉村振興領域，屋頂分布式光伏技術的發展也可有效解決縣域地區的用電問題。

（4）綠色環保。光伏發電本身不消耗燃料，不排放包括溫室氣體和其他廢氣在內的任何物質，不污染空氣，不產生噪聲。（5）提高國家能源穩定性。通過光伏發電，人們可以減少對化石燃料發電的依賴，有效避免能源危機或燃料市場不穩定而造成的沖擊，從而提高國家能源安全性。（6）運維成本低。光伏發電無機械傳動部件，運行穩定可靠。一套光伏發電系統只要有太陽能電池組件就能發電，加之自動控制技術的廣泛運用，基本上可實現無人值守，維護成本低。

不可否認現階段光伏發電也存在一些缺點，未來行業更好的發展要著力于克服這些缺點。主要劣勢表現在：（1）能量供應不穩定。光伏發電量會受到季節變化、天氣情況、晝夜交替以及太陽輻射強度的影響。長期的雨雪天、陰天甚至云層的變化都會影響光伏發電，當沒有太陽的時候就不能發電或者發電量很小，會影響用電設備的正常使用。（2）占地面積廣。由于太陽光照射的能量分布密度小，這導致光伏發電大規模應用時，設備占地面積相對其他發電設備較大。（3）地域依賴性強。由于地理位置不同，氣候不同，各地區日照資源相差很大。部分光能資源豐富地區距離用電負荷中心較遠，且當地經濟欠發達，消納能力弱，需要通過輸電網遠距離集中外送，導致光伏發電產生的能量不可避免地出現損耗。

（二）中國光伏發展基礎

太陽能是太陽內部連續不斷的核聚變反應過程產生的能量，其利用方式有光熱轉換和光電轉換兩種。太陽輻射到地球大氣層的能量高達 173000TW，也就是說太陽每秒鐘照射到地球上的能量就相當于 500 萬噸煤燃燒釋放的能量。在化石燃料日趨減少的情況下，太陽能作為一種新興的可再生能源，已成為人類使用能源的重要組成部分，并不斷得到發展。

固定式光伏發電可利用的太陽能資源是光伏組件按照最佳傾角放置時能夠接受的太陽總輻照量。根據目前國內的設計經驗，按照 80%的總體系統效率，能夠計算出固定式光伏電站的首年利用小時數。

從區域分布來看，太陽能資源地區性差異較大，總體上呈現高原、少雨干燥地區大；平原、多雨高濕地區小的特點。我國東北、華北、黃淮東部、西北中西部、西南中西部等地年最佳斜面總輻照量超過 1400kWh/m2，首年利用小時數在 1000 小時以上，其中，新疆大部、西藏大部、青海、甘肅中西部、內蒙古以及四川西部年最佳斜面總輻照量超過 1800kWh/m2，首年利用小時數在 1400 小時以上，為我國最大光能資源區。重慶中南部、貴州中北部、湖南西部以及湖北西南部，為我國最小光能區。

（三）光伏產業圖譜

中游產品集中度高，上下游發展空間大。光伏產業上游是硅料、硅片等。多晶硅生產是光伏產業鏈的首端，也是影響產業發展規模的重要環節。由于我國硅料擴產周期較下游長，供需存在較大缺口，仍然依賴于國外進口，隨著我國硅料企業擴產計劃的延展，多晶硅供需不平衡局面將有所緩和。光伏產業中游主要是電站設備的主要構成部件，主要部件為電池、組件、逆變器、支架等。中游企業相對集中，在政策和技術雙重驅動下，產品產能擴張速度快，主要產品生產已位居世界前列水平。光伏產業下游是光伏電站運營商。相比歐美發達國家，我國光伏發電水平發展較緩，電站規?；潭冗€不夠。在雙碳目標和可再生能源發展政策的支持下，我國光伏裝機增速明顯，有望實現產業規?；?。

二、盈利模式

（一）光伏運營盈利框架

從收入端來看：新能源運營的主要營業收入來自于發售電，電力收入疊加各種利好最終構成主要營業收入。發電收入可拆解為發電量（量的層面）與電價（價的層面）。量的層面：裝機容量和利用小時數共同決定發電量，我們認為發電量的影響主要體現在裝機容量上，一方面，光伏由于資源稟賦本身的問題（一天當中的日照時間較為固定），導致一定資源區內的利用小時數不會出現較大變化，因此利用小時數對盈利的影響程度相對較?。涣硪环矫?，光伏安裝相對靈活，裝機容量的邊際變化相對顯著。價的層面：一方面，目前光伏基本已經實現平價上網，電價降低對盈利的負面影響已經逐步釋放完畢；另一方面，綠電政策、CCER有望落地都將增厚光伏運營商的盈利，一定程度上可以認為諸多利好政策在一定程度上增厚了電價。

從成本端來看：光伏運營與風電類似，同樣不需要燃料成本，成本主要反映在折舊與財務費用上，而折舊主要與初始建造成本相關。

短期看裝機、電價，中長期看技術。我們認為收入端的因子更多地體現在短期變化上，即新增裝機、電價增厚對盈利的影響體現在相對較短的時間維度。而成本端的初始投資成本則需要靠長期的技術推動與革新來支持，需要以更長時間的視角來考量。

（二）敏感性分析

假設一個處于 2 類資源區的 30MW 的光伏項目，按照其生命周期為 25 年、初始投資成本按 CPIA 計算及推測的 2020 年 3.38 元/W、利用小時數按照二類資源區 1400 小時、電價按 0.38 元/千瓦時，以此為依據對該項目的 NPV 進行計算。具體核心假設如下：

電價變化對該項目 NPV 的影響更為顯著。在其余條件保持不變的情況下，初始投資成本增加或減少 5%，NPV 將由 0.16 億變為 0.13 億/0.19 億；電價變動增加或減少 5%，NPV 將由 0.16 億變為 0.21 億/0.11 億。由此可見，初始投資變動對項目 NPV 的影響程度要小于電價變動對項目 NPV 的影響。

三、行業政策

（一）行業發展政策

光伏發電是一個受國家政策引導較大的行業，光伏發電產業在我國的快速發展與組件價格的快速下降和積極的政策導向密不可分。國家大力支持包括光伏、風電等在內的可再生能源的開發與利用，一方面通過指導裝機規模和制定行業標準等方式，引導國內光伏發電行業朝著健康有序、科學創新的方向發展，另一方面通過財政補貼、政策優惠等途徑扶持新能源發電行業的成長與發展，并最終實現平價上網的目標。

2021年是“十四五”及全面建設社會主義現代化國家新征程開局之年，在中國經濟新發展格局下，由“高碳能源”轉型到“綠色低碳能源”也成為能源產業變革的必由之路。根據國家能源局局長章建華的最新表態，對于未來能源工作，要加大煤炭的清潔化開發利用、大力提升油氣勘探開發力度；加快風能、太陽能、生物質能等非化石能源開發利用，推動低碳能源來替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。

1、“碳達峰”“碳中和”：能源轉型大勢所趨

2020 年 9 月 22 日，中國政府在第七十五屆聯合國大會上提出：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于 2030 年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和。”2021 年 3 月 5 日，2021年國務院政府工作報告中指出，扎實做好碳達峰、碳中和各項工作，制定 2030 年前碳排放達峰行動方案，優化產業結構和能源結構。面對碳排放總量大、高碳發展慣性強的嚴峻形勢，中國要用不到 10 年時間實現碳達峰，再用 30 年左右時間實現碳中和，任務非常艱巨。碳排放問題的根源在于化石能源的大量使用，未來能盡快擺脫化石能源依賴，應重視加快推進清潔能源替代和能源消費電能替代，實現能源生產清潔主導、能源使用電能主導，能源電力發展與碳脫鉤、經濟社會發展與碳排放脫鉤。在此背景下，光伏等一系列新能源發電將迎來發展的新機遇。

2、清潔能源使用：光伏更具競爭力

“清潔”能源是由可再生資源和無碳資源生產的能源。與化石燃料等傳統能源相比，清潔能源產生的污染要少得多，對我們的地球更有利。在“碳達峰”、“碳中和”的背景下，大力推進清潔能源的發展是社會的一致共識。從能源格局演變看，新型的清潔能源取代傳統能源是大勢所趨，開發利用水能、風能、生物質能等可再生的清潔能源資源符合能源發展的軌跡。各省市都在積極制定更加詳細的新能源發展戰略，隨著集中式光伏發電的全面平價無補貼上網，未來光伏將更具競爭力；隨著電網優化建設，智慧電網將進一步提升供電效率，降低運營成本；新型儲能技術的不斷發展有利于調節性電源建設，提升新能源消納能力，電力系統調節將更加靈活。

（二）電價及補貼政策

1、電價政策

價格是引導資源配置的靈敏信號。近年來，國家發改委逐步建立并完善上網電價政策，不斷調低了光伏上網電價。2013 年發改委頒布《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》，依照各地太陽能資源條件和建設成本的標準，將全國各地劃分為三類太陽能資源區，根據所劃分的資源區制定光伏電站的標桿上網電價。2013 年至 2019 年間，國家發改委逐年調整光伏行業的標桿上網電價。從 2019 年開始，政府努力實現光伏發電的市場化交易，將推進光伏發電平價上網作為今后制定光伏電價政策的發展方向。

2021 年 2 月 26 日國家能源局在《關于 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）》中提出納入保障性并網規模的項目由各省級能源主管部門以項目上網電價或同一業主在運補貼項目減補金額等為標準開展競爭性配置；此后發改委進一步頒布《關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》，對于集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目中央財政不再補貼，已實現全面平價。

2、補貼政策

隨著光伏發電補貼政策的不斷完善，我國光伏發電行業經歷了初裝補貼到度電補貼再到競價補貼政策時期，隨著光伏發電度電成本的下降，集中式光伏平價上網條件已經具備。根據國家發展改革委 2021 年 6 月 7 日印發的《關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》，明確從 2021 年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目，中央財政不再補貼，實行平價上網。2021 年新建項目上網電價，按當地燃煤發電基準價執行，可自愿通過參與市場化交易形成上網電價。而對于存量項目，根據國家相關規定，其補貼強度將保持長期穩定。

（三）消納政策

近年來，我國清潔能源產業不斷發展壯大，已成為推動能源轉型發展的重要力量，為建設清潔低碳、安全高效的能源體系做出了突出貢獻。但同時清潔能源發展不平衡不充分的矛盾也日益凸顯，特別是清潔能源消納問題突出，已嚴重制約行業健康發展，引起了國家的高度重視。為了更好地促進風電、光伏發電、水電和核電等清潔能源高質量發展，可以從“輸電”和“儲能”兩方面共同助力光電消納，最終建立起清潔能源消納的長效機制。

四、當前展望

（一）碳中和承諾下的高景氣度賽道

1、碳中和承諾下市場容量有望翻番

碳中和催化能源轉型，光伏駛向快車道。2020 年 9 月 22 日，中國政府在第七十五屆聯合國大會上提出：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于 2030 年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和。”碳排放問題的根源在于化石能源的大量使用，未來能盡快擺脫化石能源依賴，應重視加快推進清潔能源的開發和替代。在此背景下，光伏發電將駛向快車道。

全球光伏市場規模加速擴大，國內光伏裝機超預期發展。2020 年全球新增光伏裝機達 130GW，創歷史新高，其中，海外光伏裝機規模及工廠產出受疫情重創出現明顯下滑，新增裝機量約 80GW。在光伏發電成本持續下降和全球綠色復蘇等有利因素的推動下，全球光伏市場也將快速增長。據中國光伏行業協會預測，2021 年全球新增光伏裝機約 150-170GW?？v觀國內市場，2020 年國內光伏裝機超預期發展，新增 48.2GW，同比增幅達 60%。

未來五年光伏新增裝機有望實現倍增。為達到非化石能源占一次能源消費比重達 25%左右的目標，在十四五“碳中和”政策支持下，2021 年國內新增裝機預計達 55-65GW，十四五期間光伏年均新增裝機或將在 70-90GW 之間，到 2025 年國內光伏新增裝機最高可達 110GW，樂觀情況下光伏新增裝機較當前水平有望實現倍增。

2、分布式崛起，有望成為光伏增長的第二曲線

從裝機總量上來看，集中式光伏大幅領先分布式光伏。2020 年集中式光伏總裝機 174.4GW，占總裝機的 69%；分布式光伏總裝機為 78.3GW，占僅總裝機容量的 31%。從新增裝機結構來看，分布式占比逐漸提升。近五年，集中式光伏新增裝機占總裝機的比例呈現下降趨勢。2021 年一季度，分布式光伏新增裝機首次超過集中式光伏。

集中式與分布式并舉。分布式光伏能夠就地取能，以分散靈活的巨大優勢靠近用電區域開發，從而作為能源的重要補充。分布式光伏的一大優勢是可以采用“自發自用，余量上網”的模式，在用電需求較大、用戶電價較高的中東部地區可以因地制宜發展中小型分布式光伏。預測未來集中式與分布式光伏將進一步做到優勢互補，共同促進光伏產業的協同發展，

（二）整縣光伏與 BIPV 齊飛，分布式光伏星辰大海

1、整縣光伏試點超預期落地

6 月 20 日，國家能源局發布《關于組織申報整縣(市、區)屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，在全國范圍內組織開展整縣（市、區）的屋頂分布式光伏的開發試點工作，同時明確指出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%。

試點推進超預期，兩成縣區納入試點項目。在中央政策出臺后，多地陸續出臺分布式光伏建設的相關政策。據北極星統計，截至 9 月，已經敲定整縣光伏開發的市、縣、區已達 193 個。9 月 13 日，國家能源局發布了《國家能源局綜合司關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，通知公布了全國整縣光伏推進試點縣市的最終名單，最終共有 33 個省份的 676 個縣（市、區）被列入光伏整縣的試點區域，超過此前預計的 22 個省份。按照全國約 2853 個縣級行政區計算，約有 23.7%的區域列入該次整縣光伏試點。

分布式光伏就地消納優勢凸顯。此次光伏整縣安裝試點與當前光伏累計裝機分布有較大差異。從地域分布圖來看，光伏累計裝機呈現出“上深下淺”的特征，即西部、東部分布較為集中，南部分布較少；而此次光伏整縣安裝試點呈現出“左淺右深”，光伏累計裝機較少的省份（如廣西、廣東、福建及浙江）目前試點均超過了 20 個。中東部等較為發達的區域均有較多試點分布，該地的用電需求旺盛，分布式光伏將優先解決當地消納，有效地避免了集中式新能源產電用電地域錯配的問題。

電力龍頭跑步入場。大型企業依托于資本優勢及強大的關系網絡在本次整縣開發中收獲了大批項目。在目前已敲定的 193 個整縣光伏開發的市、縣、區中，前五大開發企業簽約多達 131 個（含合作項目），占比近 7 成（含合作項目）。

2、BIPV 優勢凸顯，后續增長潛力巨大

分布式光伏分與建筑結合和非與建筑結合兩類，其中非與建筑結合的又分為 BIPV 和 BAPV。BIPV 為太陽能光伏建筑一體化解決方案，通過在建筑表面安裝光伏陣列為建筑物提供電力，實現電力的自發自用；同時也可以與電網相連接，實現電力的全額上網。BIPV 通過將光伏與建筑物的有機結合，既能作為建筑材料或裝飾材料，又能為建筑提供電力，實現了建筑與電力的有機結合，極大提高了資源的利用率和利用價值。BAPV 則不直接作為建筑的一部分，僅通過支架等與建筑物結合，光伏面板移走后建筑仍保持完整。

與 BAPV 相比, BIPV 有諸多優勢。由于 BIPV 直接作為建筑的一部分不存在屋面板，而 BAPV 中面板的承辦占比達到了 35%，因此在經濟性方面 BIPV 的單位成本造價低于 BAPV 近 40%，且壽命長于 BAPV30 年左右。在安全性和施工難度方面，由于 BIPV 不存在屋頂面板，一般不會因為外力的作用導致光伏面板變形從而引發安全問題，且鋁鎂錳屋面板一般安裝難度較大，BIPV 將極大降低施工難度；在防水性方面 BIPV 整個屋面表面采用無穿孔連接技術，可有效避免漏水隱患。

優勢加持疊加價格敏感程度低，持續看好 BIPV 的增長潛力。隨著 BIPV 的不斷發展，其優勢也逐漸顯現。BIPV 由于將光伏面板作為建筑的一部分，成本可部分轉嫁到到建筑當中，因此相較于純粹的光伏面板，BIPV 對價格的敏感程度相對較小。在 BIPV 的諸多優勢加持下，持續看好未來與建筑融合的分布式光伏的增長潛力。

（三）從 LCOE 拆分看成本變化

平準化度電成本 LCOE（Levelized Cost of Energy）通常用來衡量光伏發電的整個項目周期的單位發電成本。根據公式，LCOE 由初始投資、運營成本、產值收益、稅費、發電量等因素決定。

2010 至 2020 年全球范圍內可再生能源 LCOE 持續下降，光伏發電經濟性顯著提升。相較于 2010 年的 0.381 美元/kWh，光伏平均 LCOE 已于 2015 年下降至火電平均 LCOE 波動范圍（低于 0.15 美元/kWh），到 2020 年實現 0.057 美元/kWh 的經濟性優勢，過去十年降幅約 85.0%，遠高于海上風電 48.1%和陸上風電 56.2%的降幅。相較全球，中國光伏度電成本較低，光伏發電性價比更優，2020 年已實現 0.044 美元/kWh，較 2010 年的 0.305 美元/kWh，降幅高達 85.6%。

總體來看，隨著技術迭代，我國光伏 LCOE 有望進一步下探。據 CPIA 全投資模型測算， 2020 年集中式光伏電站在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、1000 小時等效利用小時數的 LCOE 分別為 0.2、0.24、0.29、0.35 元/kWh；分布式光伏電站在在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、1000 小時等效利用小時數的 LCOE 分別為 0.17、0.2、0.26、0.31 元/kWh。隨著組件設備的成本壓縮，運維能力的加強，集中式及分布式光伏電站 LCOE 預估未來十年仍呈下降趨勢，預計 2021 年大部分地區可實現與煤電基準價同價。

從 LCOE 分解來看，光電的經濟性的提升主要體現在兩個方面：初始投資的下降及運營費用的降低；此外，電價負面效應的釋放完畢與效率（發電小時數）的企穩也將為 LCOE 進一步下降提供保障。

初始投資方面：光伏系統的初始投資主要分為三部分：包括系統成本（組件、逆變器、支架等硬件）、電站安裝費用、軟性成本（融資等）。對于大部分國家地區來說，硬件系統支出約占初始投資 60%以上。硬件系統成本的壓縮是初始投資縮減的重要因素。在過去十年里，光伏行業持續不斷的技術發展提高了產業鏈的技術競爭力，整體產業鏈硬件系統成本得到大空間壓縮，經濟性也逐步凸顯。其中，光伏組件成本壓縮空間巨大，占 LCOE 降幅 46%，下降成本達 0.15 美元/kWh；相配套的逆變器、光伏支架、以及其他周邊系統降幅占比 18%，約 0.059 美元/kWh。而 2010-2020 年，電站安裝成本和軟成本降幅分別占光伏 LCOE 降幅 12%和 18%，軟成本降幅中有4%是由于融資條件改善所致。

運維費用方面：相較于初始投資的大幅縮減，運維費用的調整空間有限，過去十年里，實現成本壓縮 0.006 美元/kWh、占 LCOE 降幅 2%。

電價與效率方面：目前光伏基本已經實現平價，電價負面效應即將釋放完畢。效率方面，（我們將發電能力來作為衡量光伏發電效率的指標），后續利用小時的企穩也將為 LCOE 進一步下降提供保障。

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2021年光伏發電行業研究報告（一）

一、行業基礎知識

二、盈利模式

三、行業政策

四、當前展望

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