1. 国内光伏产业链结构完整，分布式承载下一个光伏梦

1.1 国内光伏装机量全球第一，全产业链布局完善

我国光伏产业链完整，是我国目前具备国际竞争优势的战略性新兴产业之一。光伏产业链包括上游硅料、铸锭和硅棒、硅片环节，代表企业有保利协鑫、江苏中能、特变电工、洛阳中硅、隆基股份、京运通等；中游电池片、组件环节，代表企业有乐叶光伏、晶澳、阿特斯等；下游光伏电站环节，代表企业有林洋能源、协鑫新能源等。从整个光伏行业来看，从上游至下游，技术门槛降低，涉及企业数量依次增加。

国内光伏装机量稳居世界第一。据欧洲光伏产业协会（EPIA）预测2020年之前，全球光伏发电累积装机可能达到700GW，截至2016年底全球光伏发电累积装机为300GW；据国家能源局发布的统计数据，2016年中国光伏发电新增装机容量34.54GW，累计装机容量77.42GW，新增和累计装机容量均为全球第一。自2013年起，我国光伏发电新增装机容量已连续4年超过10GW，稳居全球第一。

政策支持助力光伏发展。2009年之前，我国光伏产业处于起步阶段，市场化程度低；2009-2012年，为了促进光伏发电产业技术进步和规模化发展，国家能源局和住建部分别开展“金太阳工程”和“光电建筑应用示范”项目，大大推动了光伏市场尤其是分布式光伏的发展，我国光伏发电项目快速走向市场化；2012-2016年，各项利好政策不断推出，国内光伏产业进入快速成长期。

1.2 分水岭已现，分布式主导光伏电站未来

“十三五”规划成为集中式与分布式光伏的分水岭，分布式将打开新的增长点。2016年国家发改委、国家能源局对外正式发布《电力发展“十三五”规划》，明确指出到2020年非化石能源发电装机达到770GW，太阳能发电装机达到110GW以上，其中分布式光伏60GW以上，并要求弃风、弃光率要控制在5%以内的合理水平；光伏电站建设布局依照分散开发、就近消纳为主原则，全面推进分布式光伏和“光伏+”综合利用工程；全面推进分布式光伏发电建设，重点发展屋顶分布式光伏发电系统，实施光伏建筑一体化工程；实施新一轮农网改造升级，结合“农光互补”、“光伏扶贫”等分布式能源发展模式，建设可再生能源就地消纳的农村配网示范工程。

根据中国光伏产业发展路线图（2016 版）预测，中国分布式光伏的占比将从2016年的12%提升到2020 年的45%，在2020 年之前是分布式光伏发展的黄金时期，目前政府对分布式光伏的补贴维持在0.42 元/度表明了对分布式的大力支持态度。

分布式光伏发电的优点主要在于靠近用户侧，此外，屋顶光伏既可以起到隔热作用。近年来，我国陆续出台了一系列的分布式支持政策，致力于解决分布式推广、并网模式、上网电价、建设用地以及光伏扶贫问题。

2. 分布式光伏市场巨大，成本下降加速普及

2.1 55%增速打开50GW 增量空间，分布式占比远不及世界平均

分布式光伏装机正在加速奔跑。经历2009-2012 年金太阳时期的快速增长以及“630抢装潮”之后，分布式光伏电站由2006 年累计装机量65MW、新增装机量6MW，上升至2016 年累计装机量10.32GW、新增装机量4.26GW，而2016 年全年我国光伏发电新增装机34.54GW，分布式占比12.33%，分布式新增装机容量同比增长206.47%；我国光伏发电累计装机容量77.42GW，分布式占比13.33%，分布式累计装机容量同比增长70.30%。2016 年光伏装机大增的原因在于，一是“630”政策导致的国内光伏抢装潮，二是发改委针对屋顶分布式光伏项目的“一刀切”政策导致分布式光伏出现“全国抢屋顶”的发展态势。

未来4 年分布式光伏具有10 倍以上的增长空间。2016 年11 月7 日，国家发改委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划》，明确指出到2020 年非化石能源发电装机达到7.7 亿千瓦，太阳能发电装机达到110GW 以上，其中分布式光伏60GW 以上，并要求弃风、弃光率要控制在5%以内的合理水平。据此推算，分布式光伏在未来4年间将以55%的复合增长率高速发展，有50GW 的增量空间，10 倍的增长空间。而据市场调查显示，截至2020 年，国内屋顶资源可开发容量达144 亿平米，可装机规模达633GW。

组件降价、不占用土地指标、补贴价格不变、电改共同促进分布式光伏的发展。中国光伏在“630 抢装潮”之后的需求放缓导致市场出现供大于求的情况，导致组件价格大幅下降，但低组件价格有助于2017 年光伏需求的反弹。而随着地面电站建设土地资源出现稀缺，不占用土地指标的分布式光伏市场将出现激烈的竞争。此外，2017年光伏上网电价方案已正式确定，维持0.42 元/度的补贴不变利好分布式，电力配售点领域的改革，如直购电、区域售电牌照的发放，也为分布式光伏创造新的发展机遇。

2.2 政策扶持叠加新技术新模式，催化成本下降和分布式普及

项目的投资成本和财务费用是影响度电成本的重要因素。光伏发电的成本主要包括投资成本、运行维护成本和财务费用。投资成本主要有设备购置费用、建筑工程费用、安装工程费用、前期开发费、土地征用费以及项目建设期的利息；运行维护成本主要指检修费用、保险费以及管理费用等；财务费用是项目建设期间发生的贷款形成的利息成本。

各个环节扩产叠加技术进步推动全产业链成本下降。从全产业链看：

（1）多晶硅。2016年我国多晶硅产量约19.4万吨，同比增长17.6%，多晶硅（含硅锭）进口量约13.6万吨，生产技术不断进步，多晶硅成本持续下降，部分企业成本已在70元/千克以下；

（2）硅片。我国硅片产量超过63GW，同比增长31%以上，在技术上，金刚线切多晶硅片的应用开始加快，单晶投料量、拉速不断提升，硅片生产成本持续下降，每片成本低于1.4元；

（3）电池片。我国电池片产量超过49GW，同比增长19.5%以上，生产技术不断进步，PERC、黑硅等技术实现规模化生产，从电池效率看，多晶硅电池产业化效率已提升至18.3-19.2%，单晶P-PERC电池产业化效率提升至20.5%-20.8%，N-PERT电池提升至20.5-21.2%。

（4）组件。我国组件产量约53GW，同比增长15.7%以上，半片、MBB、叠瓦等技术不断涌现，部分企业成本降至2.45元/W以下。

组件成本在电站初始投资成本中占比过半，组件发电效率的提升会显著降低系统成本。分布式光伏电站的投资成本可以大体分为材料费和施工费，而材料费主要受产业链中上游多晶硅、硅片、电池片、组件等市场状况的影响，其中光伏组件投资成本占电站初始投资成本的50%-60%，光伏组件原材料价格的下降、制造工艺的进步和效率的提升等因素将会直接导致光伏电站建设成本的下降。同时据测算，光伏组件效率每提高1%，光伏发电系统价格将会下降17%左右。预计2020 年我国晶体硅光伏组件价格将下降至每瓦0.4 美元左右。

分布式光伏融资渠道多样化，融资成本逐渐下降。财务费用是项目建设期间发生的贷款形成的利息成本，因融资渠道的不同而不同。在金太阳时期，分布式光伏的融资渠道主要是国家初始投资补贴、项目业主自筹资金、银行贷款等；现阶段融资渠道多样化，主要是银行贷款、资产证券化、股票市场融资、融资租赁、信托以及企业自筹等。现在我国多数光伏企业财务费用成本约8%，并且随着融资方式的创新，融资成本呈下降趋势。

分布式补贴政策的支持力度不减。2016 年12 月26 日《国家发展改革委员会关于调整光伏发电、陆上风电标杆上网电价的通知》规定，上网标杆电价调整为一类地区每度0.65 元，二类地区0.75 元，三类地区0.85 元，比2016 年电价每千瓦时下调0.15元、0.13 元、0.13 元。同时明确，今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次。为鼓励分布式光伏的发展，通知规定分布式光伏发电补贴标准维持0.42 元不变。

分布式电站投资单位成本呈下降趋势。根据中国光伏产业发展路线图（2016 年）测算和预测结果，2016 年国内光伏系统投资平均成本为7.3 元/w 左右，到 2017 年可下降至6.9 元/w 以下，到2020 年可下降至5.7 元/w。IEA 预测2020 年国际光伏电站初始投资平均价格将下降至4.5-6 元/w。和集中式电站相比，分布式电站的土地费用占整体建设及运行维护的成本比地面电站稍高，同时由于分布式光伏发电的建设选址特殊，占用场地的属性以及后期设备运维方式等问题需具体协调解决，给分布式光伏发电的发展带来了不确定性，使得分布式光伏发电的建设成本略高于地面光伏电站建设成本。

分布式光伏电站具有金融属性。分布式光伏电站在投建之后可以通过售电和租赁的方式实现稳定的现金流，分布式光伏投资的优点有投资固定、收益高、风险相对较小。分布式光伏投资一般是一次性的，没有后期燃料成本，并且只要设备质量合格，后期的维护、保养费低，所以投资额是可预测的。收益分为卖电收入、政府补贴和地方补贴三部分，补贴越高、光照越好、自发自用比例越高，回收期越短，一般国内回收期在4-11 年左右，一般光伏组件的寿命是25 年及以上，回报周期长。近年来分布式光伏年收益在8%以上，而一年期存款基准利率仅1.5%，一般金融理财产品收益率4%左右，分布式光伏收益率明显高于存款和金融理财产品。同时国家政策支持分布式光伏是投资的一大保障，目前风险在于屋顶产权不清晰等问题，需要实地考核风险。

度电补贴政策与可再生能源发展基金协同，绿色证书收入开启新模式。我国分布式光伏发电实行度电补贴政策。在光伏发电的上网电价中，有 50-60%实际上是来自可再生能源发展基金的补贴，该基金资金来源于对除农业生产和居民用电以外的销售电量征收附加费。根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》等文件，我国分布式光伏发电项目实行全发电量的度电补贴政策。《可再生能源发展“十三五”规划》再次明确，可再生能源的现行差价补贴模式转变为“定额补贴+绿色证书收入”模式。2017 年，国家对分布式光伏电站的补贴是0.42 元/度，补贴年限20 年，省内补贴0.1元/度，补贴年限20 年，地级市补贴略有不同，一般在0.1-0.18 元/度之间，可享受3-5 年补贴。

绿证有望维持绿色电力的可持续发展。可再生能源补贴不能按时发放直接影响了新能源发电运营企业的现金，最后影响投资的积极性。而绿证模式就是通过全民凑钱支援每度电费所含的可再生能源电价附加费1.9 分钱，保证对光伏等新能源的补贴到位，实现绿色电力的持续发展。自2017 年7 月1 日起，绿证将正式开展认购工作。绿证政策施行后会形成两层有利的影响，从企业层面来看，具有成本优势的企业将发电量指标以不高于国家补贴的价格销售出去，实现现金流的快速回笼，资金流转会更加通畅，光伏投资也会更加灵活。从补贴层面看，它可以有效降低国家财政的补贴压力，解决补贴资金来源问题和提高补贴效率实现绿色电力的持续发展。

卖电收入与电价和发电量相关。当地太阳辐射能量或峰值日照时数决定发电量的多少，光伏系统发电量=峰值日照时数×装机容量×系统效率，我国分布式光伏项目大多在太阳辐射相对较弱的三类资源区，峰值日照时数1200-1400 小时；分布式电站由于大多采用组串式逆变器，系统效率较高。上网电价包括基本电价、国家补贴、地方补贴，其中分布式光伏的基本电价有两种，“自发自用余电上网”对应的是用户电价，“全额上网”对应的是当地脱硫煤电价格。

“自发自用余电上网”是趋势。对应的收益计算方式有所不同，“自发自用余电上网”实行全电量补贴政策，补贴资金通过可再生能源发展基金支付，能够保障补贴及时到位；“全额上网”实行标杆电价，是当地脱硫煤电价与政府补贴之和，补贴走注册审批流程，容易发生拖欠，因而前者是未来并网发展趋势。此外，在投资收益方面，由于脱硫煤电价远低于用户电价，所以如果想获得最大化的投资收益，应该尽量让自发自用比例接近100%，否则余电上网的比例越大，投资收益越低。

分布式发展的典型模式有秀湖模式、林洋模式。

（1）秀湖模式：浙江嘉兴市秀湖区浙江科技孵化园当时共需要建设约61MW 分布式光伏电站，由于涉及到用电企业较多，为解决电费结算问题，园区管委会成立针对园区分布式电站的专业运维公司，接受园区内所有光伏电站投资企业的委托提供服务，包括光伏电站的运营、维护、电费收取结算等。这一模式实现了共赢，首先从分布式开发商角度解决了电费结算问题，再从园区政府的角度通过收取一定的费用也分享到了园区内分布式电站建设的收益。

（2）林洋模式：林洋电子2013 年逐步切入分布式光伏业务，利用传统主业多年来积累的稳固的电网关系，采取运营模式、EPC 模式与电网合作建设分布式电站。运营模式是公司与电网旗下公司成立合资公司投资建设分布式电站，林洋控股，负责电站日常运营而电网负责电费结算等。EPC模式是林洋与电网旗下公司成立合资公司，由电网公司控股，林洋主要以EPC 的形式介入后实现一次性EPC 收入。

从园区开发的集中度的角度，可分为区域连片开发和零散开发两种。区域连片开发模式主要基于具有一定资金实力且融资能力较强的大中型电力开发商；零散开发的开发商多是中小型节能服务公司或有屋顶的业主，融资能力较弱。

区域连片开发的特点：（1）采用园区内统一开发模式，可以体现规模性、规范性、展示性；可以多样多元推进示范应用；（2）管委会出面统一管理屋顶效率高；（3）光伏物业公司统一电站管理，负责辖区内所有分布式光伏电站的电网对接工作、电费结算、运行维护等服务工作，及时高效，彻底解决电费收缴难、常期运营预期收益不确定等问题；（4）国有大型电力开发商等具有较强融资能力的公司，可以直接向政策银行贷款，以获取尽可能低息、长期的融资支持。而民营企业等其它投资机构可成立“专业投资实体”，以股权基金或投资公司的形式，从公有、私营机构或社会民众等多元化投资主体吸引资金投资分布式电站的建设。

分散开发的特点：（1）针对融资难，地方政府和企业可在试点地区，成立以企业信用为基础，以市场化运作方式为核心的融资平台；（2）针对中小型企业一次性投入成本过高的情况，可配套初装费用补贴，可按照装机规模采用阶梯补贴方式，鼓励屋顶资源的使用效率；（3）上网电量的统一消纳和协调对收益有影响。分散式的分布式光伏项目一般装机规模较小，部分地区负荷主要集中在夜间，日间自用电量较小，导致项目可获收益相对较差。

2.3 分布式电站投资的潜在风险

分布式光伏电站风险主要来自不确定性。主要表现在以下方面：

（1）电费结算纠纷不确定性带来的风险。企业经营存在不确定性，未来盈亏难以预料，一旦业主出现负债就会影响其与投资方的电费结算。出现电费拖欠将引发业主与投资方之间的纠纷，进而影响电站未来的持续运营。投资方在电站选址时还需要重点关注屋顶业主的综合实力、经营状况。

（2）屋顶租金不确定性带来的风险。适宜建设分布式光伏电站的屋顶资源十分有限，导致很多分布式光伏企业纷纷开出高额租金抢占屋顶，屋顶租金出现逐年不断上涨的趋势。屋顶分布式市场竞争过于激烈将可能扰乱市场秩序，不利于分布式未来的健康发展，比如市场上一边出现高价拿屋顶最后因为项目盈利性差而放弃的行为对真正想投资反而拿不到屋顶的群体造成了不公平。

（3）屋顶产权不确定性带来的风险。分布式光伏电站产权复杂，电站投资方与屋顶业主协调困难，一旦协调不一致，电站投资方如果没有受法律保护的产权证明就会处于被动地位，随后的投资经营也增加了不确定性。此外，即使初期投资顺利，后期也可能会因为屋顶业主的需求变化而对建筑进行重新规划布臵或者因为土地性质的变化，屋顶业主整体搬迁导致光伏电站面临拆除风险。

（4）专业服务的不确定性带来的风险。由于集中式光伏电站是在专业能源投资企业的严格监控下进行的专业安装和精细运维，规范性较高。而分布式光伏涉及众多利益相关方，以及大量不专业投资企业的参与，项目往往建设在更不专业的用电户屋顶上，比如屋顶承载力不足导致屋顶主梁变形等各种问题的出现都将降低光伏电站的质量，缩短电站的寿命，会增加投资风险。

3. 分布式项目新模式

3.1 农光互补模式丰富

农光互补可以解决光伏电站的土地占用问题，实现土地立体化增值利用，建设现代高效农业综合经济体。适用于农业大棚、畜牧业以及渔业养殖。光伏发电可以用于抽水灌溉、机械动力设施供电，多余电力还可以上网输出，享受国家新能源发电政策补贴。

农光互补系统的优势：（1）具备一定的透光性，不仅能满足不同作物的采光需求，可种植有机农产品、名贵苗木等各类高附加值作物，还能够养殖牲畜、发展渔业，或者实现作物的反季种植；（2）光伏农业大棚利用的是农业大棚的棚顶，能够节约土地资源；（3）可作为区域农业增效和农民增收的支柱型产业，例如光伏农业大棚将农业、生态和旅游业结合起来；（4）棚顶光伏电站的建设运营，可以摊薄农业大棚建设成本投入，同时提升大棚质量、功能和使用年限，缩短投资回报周期，还可申请农业扶持资金，享受可再生能源电价补贴。

渔光互补与光伏大棚对比的优点：（1）鱼塘、滩涂等地域基本不能种植作物、跟农业不产生冲突所以土地性质不敏感；（2）渔光互补影响的是局部的“小环境”，光伏大棚与植物争夺阳光资源直接影响植物生长的“大环境”；（3）渔光互补的投资比农业大棚小，一个达到基本要求的大棚投资约为400-500 元/平方米，而渔光互补项目只在桩基部分投资比地面电站大；（4）渔光互补占地面积相对较小，江苏盐城1MW 占地面积约17 亩，而光伏大棚占地面积较大，江苏宿迁普通组件大棚1MW 面积约20 亩。渔光互补与光伏大棚对比的缺点：（1）渔光互补项目虽然在经济上优于光伏大棚项目，但是选址复杂、对桩基要求较高，比如很多手续和设计要遵守海洋局等相关部门的规定，鱼塘越深、桩基成本越高。（2）潮湿环境是电子设备最大的不利因素，需要防护等级更高的设备，变相增加成本。

3.2 光伏扶贫，额外的增量市场空间

光伏发电的金融属性为扶贫项目实现“造血”功能。光伏电站的金融属性可以为贫困户带来稳定的家庭收入，其中的关键在于电力上网。南方电网与国家电网分别开展了个人分布式光伏电站的并网工作，制定了一系列优惠措施，比如为业主提供免费的接入系统方案制定、并网检测、调试等全过程服务，免收系统备用费，按照国家政策全额收购富余电力等，有力促进光伏扶贫发展。

光伏电站扶贫模式是政府在脱贫攻坚战中的重要棋子。2016 年10 月第一批光伏扶贫项目落地，光伏扶贫总规模5.16GW，村级光伏电站（含户用）共计2.18GW，集中式地面电站共计2.98GW。2016 年6 月，国家能源局在下发2016 年光伏新增装机目标之际，首次提出从2016 年起开始执行为期4 年的光伏扶贫计划，“十三五”期间光伏电站扶贫装机目标10GW，平均每年完成2GW 目标。根据实施光伏发电扶贫工作指导意见，2020 年前将在16 个省的471 个县的约3.5 万个贫困村推进光伏扶贫，保障200 万建档立卡无劳动能力贫困户每年每户增加收入3000 元以上。

八种出资模式为光伏扶贫打下融资基础。光伏扶贫依据资金结构、运作模式的不同主要分为八种出资模式，按出资方可分为中央和地方政府出资，中央、地方、企业按比例出资，政府、企业出资加农户贷款三类。第一类可分为两种模式，即光伏扶贫资金由中央扶贫基金和地方财政配套，农户与企业没有负担；第二类可分为三种模式，即光伏扶贫资金由中央扶贫资金、地方财政配套、光伏企业垫资或捐赠等来共同解决，农户没有负担；第三类可分为三种模式，其光伏扶贫资金由光伏扶贫项目资金和光伏企业解决一部分，另一部分由农户通过无息贷款解决，利用未来的发电收益进行分期还款，等同农户没有负担。

光伏扶贫潜在的问题：

（1）电网负荷问题。光伏发电稳定性较差，对电网会产生一定的冲击，而农村电网基础较差，尤其是贫困地区电网负荷量更差，一般农村变压器容量约200-300kW，最大负荷一般为100kW；

（2）被动投资导致电站质量问题。由于监管不到位以及光伏扶贫电站没有与企业利益长期绑定，使得企业大多是因为“商业电站规模指标”利益而被动的投资光伏扶贫项目，降低了电站质量。质量问题值得关注的，比如集中式电站中常见的隐裂、热斑效应等问题；

（3）后期运维问题。目前我国缺少对后期运维管理作出说明的政策文件，贫困地区电站较分散，更增加了运维管理的难度；贫困地区经常发生盗窃和恶意破坏电站的事件，可能对后期电站运维造成困难；

（4）资金分配问题。主要是村级电站的土地性质问题以及电站收益在村级与贫困户之间的分配保证公平可能存在困难。

4. 投资策略

关注已经深度布局分布式光伏的龙头企业，同时抓住分布式光伏与其他产业相结合的新模式比如农光互补，与储能的结合，与能源互联网的结合，紧跟各个细分环节比如硅片、电池、组件、逆变器等新趋势，挖掘新趋势的共振点。

5. 风险提示

（1）同质化竞争超出预期;（2）补贴下调超出预期;（3）分布式光伏发展速度不及预期。