光伏较其他能源具备资源、成本优势。根据我们在《碳中和，离我们还有多远》中的分析，核电考虑厂址资源、安全问题及铀矿资源新增装机空间或在200GW水平；水电资源有限，未来可开发规模只有约160GW空间，且开发成本持续提升；生物质总资源量受到粮食安全限制；火电装机将在2025年达峰，逐步成为调峰机组。而风电光伏资源禀赋充足，我们估算理论装机空间分别为5000GW级别和万GW级别，同时具备成本持续下降和较为安全的特点，是碳中和的主力能源形式。进一步分析，光伏相较风电，装机空间和成本下降潜力更大，是新能源中的主力能源。

光伏各类发电形式中，户用光伏具备属性优势。光伏按照建设形式可以分为集中式和分布式，分布式电站按照装机位置的不同主要可以分为户用分布式光伏和工商业分布式光伏。

► 集中式电站受到土地资源和消纳保障的限制。受中东部土地资源限制，集中式电站大基地多在胡焕庸线西北部地区建设，而我国电力负荷中心位于中东部地区，过半电力需通过特高压外输消纳，但由于特高压存在架空占地面积较大，对电网存在冲击以及成本下降空间有限，集中式电站的建设受到一定的消纳空间和输配成本限制。

► 户用光伏：资源与负荷匹配，发用电灵活，建设门槛低，无业主差别化。电力负荷中心中东部地区多数具备900-1,100小时的有效光伏利用小时能力，户用光伏建设在用户侧能够打破资源和负荷的错配，实现发用电一体化，其具备建设门槛低，发用电灵活的优势，降低了电力运输成本及损耗。同时相较工商业光伏，户用光伏的屋顶更加无业主差别化，具备资源及开发效率优势。我们认为未来能源的终极形式或为分布式光伏+储能。

同时，户用光伏在消纳保障及储能配置方面具备优势。除了过去户用光伏一直享有度电补贴溢价，目前及未来户用光伏仍具备诸如消纳保障、储能配置要求等优势。如在消纳方面，集中式电站受到保障性并网规模的限制，市场化并网部分需要承担额外的消纳条件成本，而户用光伏则由电网企业保障并网消纳；在储能配置方面，各地文件所针对新增光伏电站为集中式和工商业分布式，户用光伏并未要求额外配置储能。因此我们认为虽然明年户用补贴取消，但是部分地方补贴及消纳保障、储能配置等方面的优势仍将助力行业快速、健康发展。

图表2：户用光伏属性优势示意图

我国户用光伏当前渗透率仅为1.8%，装机空间或为1200GW-2200GW

根据我国第七次人口普查乡村人口数量，假设单户人口6人进行估算。

► 2020年底户用光伏渗透率仅为1.8%：截至2020年底，我国累计户用光伏用户数量为150万户，按照5.1亿乡村人口，单户人口6人估算，乡村用户渗透率仅为1.8%。我们进一步测算头部山东、河北、河南2020年底渗透率分别为7.3%、6%及2%。

► 我国户用光伏装机空间或为1200-2200GW：2020年我国新增户用光伏装机户均规模为26kw，累计平均规模为14kw，我们按照该户均装机规模为上下限，估算我国户用光伏装机空间或为1200-2200GW。

图表3：截至2020年底户用光伏山东省、河北省、河南省及全国装机渗透率测算

图表4：我国户用光伏装机空间测算

• 渗透率低于海外国家

海外主要光伏需求国家装机从分布式开启。如日本、澳洲光伏发展初期新增装机以住宅屋顶为主，美国、英国、意大利也呈现类似的趋势。我们认为集中式电站单个项目体量大，能够快速提升装机需求，因此中国2013年起扩大光伏内需时主要以集中式电站形式，而早期海外光伏如日本、欧洲的发展（2000-2012年）目的是提高可再生能源占比以实现节能减排目标和利用优质的太阳能资源，因此电价较高的用户侧分布式光伏是早期发展的对象。

我国户用光伏渗透率相比海外国家较低。在相对集中式电站有补贴溢价的情况下，我国分布式光伏经历了2017年之后的大发展，2017/2018/2019/2020年分布式光伏新增装机同比增速分别为360%/7.8%/-41.8%/27.2%，在整个光伏装机的占比提升至30-40%区间。但截至2020年我国累计户用光伏装机仅为21.3GW，根据上文估算，我国2020年底户用光伏屋顶渗透率约为1.8%，远低于澳大利亚各州16%-40%的渗透率水平。

图表5：我国户用光伏渗透率与澳洲各州屋顶光伏渗透率对比

资料来源：APVI，国家能源局，国家统计局，中金公司研究部 注：澳洲数据时间截至2021年3月31日

海外分布式显示装机受IRR驱动，组件价格下降驱动IRR提升和分布式需求增长

澳大利亚在进入补贴退坡后的政策稳定期后，回报率快速提升带动了新一轮的分布式装机增长周期。澳洲的光伏电价补贴在2013年中退出后，经历了两年的底部盘整，近三年分布式光伏装机重回30%以上的高增速。我们数据分析发现澳洲近3年分布式装机的同比增速与IRR回报率的同比增长幅度较为相关，也即回报率提升打开新的用户市场，从而驱动分布式装机的进一步增长。

横向比较，回报率更高的国家近三年分布式装机复合增长率也更高。我们横向对比，站在2020年视角，计算了各国现行补贴政策下的分布式权益回报率，发现回报率从高到低是澳大利亚、韩国（考虑50%CAPEX补贴）、中国（考虑8分度电补贴）、欧洲（以德国为例），权益回报率在20%以上，对应的历史三年装机复合增速也较高（8%及以上）。而美国平均（考虑联邦30%ITC）以及日本的回报率在12%以下，历史三年装机复合增速较低或为负，特定年份出现装机下滑。高回报率或是分布式装机可持续增长的重要驱动因素。

图表6：澳洲分布式光伏装机增速随IRR增长

图表7：主流分布式市场的分布式权益IRR测算与装机增速对比

我们统计目前我国户用光伏装机主要集中在东部地区，其中山东、河北、河南三省2019-1H21累计装机占比达到74.2%，装机集中度较高。我们认为该三省装机较为领先的原因主要为：

► 光资源及电价水平良好带来收益率保障：三省光伏利用小时及电价水平较为合理，对应相对较高的IRR水平；我们测算山东、河北2021年户用光伏权益IRR分别为10.5%、10.9%，均已达到发电侧平价，河南权益IRR为6.9%，将于明年达到平价。户用光伏作为一种资产类产品，收益率水平是推广最基本的保障。

► 乡村人口较多，开发市场空间大：河南、山东属于人口大省，乡村人口分别位列全国第一、第二，河北乡村人口数位列第五，为户用光伏装机提供了较大的市场和屋顶资源。

► 政府支持+经销商布局等：如山东省，早期太阳能热水器市场较为发达，具备开发氛围；经销商布局推广力度大，政府提供较好的营商环境，积极进行市场教育，金融支持力度大；同时乡村屋顶结构对户用光伏推广造成一定影响，如北方气候偏干旱，平顶房占比较高，更利于屋顶光伏电站安装。

图表8：2019-1H21我国户用光伏装机分布地图

资料来源：国家发改委，中金公司研究部

当前17省实现发电侧平价，2022/2023年新增5、2个省份达到发电侧平价。我们按照2020年各省平均光伏利用小时数，2020年各省燃煤基准价等假设，设置1.82元/瓦的组件价格和3.55元/瓦的总造价，并假设组件价格在2022及2023年分别下降0.2元/瓦左右，以全额上网模式测算光伏项目权益IRR。当前条件下17个省份权益IRR超8%达到平价，如东北三省等高利用小时地区和浙江、广东等高电价地区及山东、河北光照、电价较为均衡地区；2022年新增5个省份达到平价，均为中东部省份，2023年全国多数省份基本实现了发电侧平价。

图表9：户用光伏平价图

资料来源：中电联，中金公司研究部

具备相似资源条件且待打开市场的省份较多。如上图所示，按照IRR驱动装机的逻辑，在平价线右上方的省份具备装机推广的基础，同时考虑人口等因素，我们认为诸如安徽、江苏、湖北、云南等省份具备推广的良好基础。我们看好随组件价格下降，政府、央企及民企共同开拓新的户用光伏市场。

按当前山东、河北平均渗透率水平估算，2025年底我国户用光伏装机有望接近200GW。我们以山东省和河北省2020年底的渗透率水平为标准，考虑山东及河北户用装机成长时间为3年左右，假设已实现发电侧平价的省份需要3年的时间达到该两省当前渗透率的平均水平即6.6%，山东及河北按照25%的增速增长，至2025年我国户用光伏累计装机可达到197GW，对应十四五新增约176GW，按照2021年新增18GW计算，2022-2025年户用光伏新增装机年化增速约为34%。

图表10：十四五我国户用光伏新增装机预测

• 整县推进项目支撑户用光伏发展能见度，为分布式需求保驾护航

9月14日国家能源局综合司下发试点名单，各省共上报676个试点项目。我们对于目前各省整县推进试点的规模和时间节点进行了梳理，主要发现：

► 已披露的规模合计为68.1GW，县/区合计为292个，单县/区平均容量为233MW（加总平均）。已披露整县推进方案/规模和时间的省份为山东（36.9GW）、河南（15GW、3年内）、湖北（4.2GW）、陕西（4.2GW、2023年6月前）、甘肃（3.1GW、2025年完成）、浙江（不低于3GW、2025年完成）、山西（1.1GW）、上海（0.5GW、2023年列为示范）、吉林（0.2GW、2025年完成）、河北（量未明确、2023年完成）、云南（量未明确、2023年完成）。

► 按照加总平均单县/区规模238MW，676试点县/区估算，合计容量为158GW。根据已披露方案，项目完成时间为2023或2025年。

图表11：整县推进已披露各省项目规模、时间期限

图表12：整县推进各省单县/区平均规模

按照当前单县/区平均规模估算整县推进项目容量或为158GW，根据我们调研，山东整县分布式项目中户用占比或为50%+，参照此估算则整县分布式项目中户用光伏量或为80GW，完成时间在2023或2025年，若考虑十四五整体增量及非整县部分户用，我们按照渗透率逻辑估算的我国十四五新增户用装机176GW或在合理范围区间内。因此我们按照渗透率逻辑估算的结果，看好2025年我国户用光伏累计装机有望近200GW，对应2022-2025年年化装机CAGR为34%，持续领跑光伏行业。

户用光伏目前存在的销售模式和共建模式本质上为利润分配的变化，我们认为销售模式前期推广有难度需要金融支持，而共建模式需企业承担初始投资较为重资产，民企财务报表较难支撑快速发展。整县分布式光伏推进政策下，户用光伏模式有望向户用光伏企业+经销商承担制造、推广、建设及运维服务，国企作为投资方，农户享受固定收益的模式发展，可同时解决推广难和民企资金问题，融合各方优势，我们认为是适合行业快速、健康和可持续发展的商业模式。

户用光伏各类商业模式的本质区别为利润分配的变化，但均需要民企作为系统供应商，以及经销商提供推广、建设及后续服务。

► 销售模式：电站实际投资/持有方（电费受益方）为屋顶主即农户，卖方获得销售利润，农户获得自用电电费节省或上网电费收入。

► 共建模式：电站实际投资/持有方（电费受益方）为卖方，屋顶主/农户获得固定收益。

► 合作模式：本质上是销售和共建模式的结合，即卖方先投资电站，后续将电站资产转让给第三方。或第三方直接出资建设。卖方获得销售利润，第三方获得电费收入，屋顶主/农户仍获得固定收益。

图表13：户用光伏四个利益相关方关系图

央企十四五新能源装机目标宏伟，对分布式电站存在投资需求

新能源装机目标叠加整县政策，央企入局投资分布式。我们梳理主要电力央企十四五期间新能源装机目标近500GW，或对应年均近50GW的光伏装机需求，考虑到集中式电站并非完全由央企投资开发，央企部分新增光伏需求需要分布式装机来满足，由此带来分布式电站的投资需求。整县分布式光伏推进政策下发，央企从之前专注于集中式电站投资运营，将入局投资分布式光伏电站。

图表14：十四五期间电力央企新能源装机目标

央企民企具备不同竞争优势，分工合作是健康发展模式

过去十年光伏电站整体趋势为从民企向国企转卖。根据BNEF及华能天成租赁所统计的2010-2019年我国披露的光伏电站交易数据，在出售电站18.6GW中民企占比69%，占比最高；在电站净买入量方面，国企、央企合计净买入5.1GW，民企净卖出8.7GW。究其原因，民企融资成本不具备优势，报表难以支持装机持续增长，叠加补贴拖欠，面临持续经营困难，因此抛售资产改善现金流；而国企通常具备稳定的主营业务收入和较低的融资成本，可以支撑电站装机的持续增长。

图表15：2010-2019年光伏电站交易出售方占比

图表16：2010-2019年各类交易主体电站净买入量

图表17：协鑫新能源装机与负债率关系

图表18：协鑫新能源装机量与FCFF的“镜像”表现

正泰低压电器现金流难以支撑户用业务以自持模式高速增长。我们按照正泰低压电器的净利润、净现比水平，估算低压电器2021-2025年所产生的的现金流在30-50亿元水平，考虑3:7的权益负债比例及逐年下降的系统造价，可支撑2.9-6.4GW的自持户用年新增装机，年新增装机增速约为21-23%，低于行业增速，难以满足目前公司所给出的业务指引。

图表19：正泰低压电器现金流对户用自持电站的新增支持容量

国企较民企在融资成本方面具备优势，同时权益资本成本较低，综合对比具备较低的WACC。我们选取正泰、协鑫新能源、晶科科技、信义能源与五大四小电力上市央企进行对比，平均来看，近三年，民企融资成本高于电力央企融资成本1.1-2.3个百分点，民企Beta值较高，带来权益资本成本高于电力央企1.2-2.8个百分点。在3:7债务权益比及15%税率假设下，民企WACC高于电力央企1.4-2.2个百分点。相同电站资产，7%、8%的WACC较6%的WACC的单瓦现值低8%、15%。在相同的收益率差的要求下，央企由于WACC较低，可以承受较低的必要收益率，由此带来民企向央企转让电站的利润空间。我们测算1个百分点的必要收益率差异或带来3-5毛/瓦的毛利润空间。

图表20：融资成本对比   民企平均vs电力央企平均

图表21：Beta对比 民企平均vs电力央企平均

图表22：户用光伏电站现金流单瓦现值对于WACC的敏感性分析

央企较民企在资金成本方面具备优势，而民企具备分布式电站的开发、建设、运维全流程的能力和经验，对于户用光伏，需要全面下沉的渠道去触达农户，而央企在分布式项目全流程开发建设和渠道方面能力较为薄弱。

因此我们认为央企作为投资方提供资金，民企作为开发、建设、运维方，两者合作是分布式光伏健康发展模式，可以解决当前销售模式和共建模式所面临的推广难和资金难的问题。同时，央企由于具备更低的融资成本，必要收益率较低，民企必要收益率较高，对于相同的电站资产，带来可接受的交易对价不同，由此带来民企转让电站的利润空间。

如上分析，我们认为未来民营企业户用光伏商业模式将向BT建设+转让模式转变，且行业增速短期内高于光伏行业增速，因此不能参照集中式光伏电站运营商进行估值（集中式电站增速差异、重资产持有模式）。我们认为短期内可以按照PEG进行估值。

本文作者：曾韬 蒋昕昊 刘佳妮，来源：中金点睛，原文标题：《中金 | 户用光伏：星星之火，可以燎原》