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光伏發(fā)電技術(shù)的成本優(yōu)勢突出。根據(jù)科爾尼的測算，2023年后，光伏發(fā)電的平準化度電成本（LCOE）將降到0.60元/kWh以下，是所有發(fā)電技術(shù)中最低的。2050年前后，將進一步下降至0.15元/kWh。成本優(yōu)勢下，光伏有潛力成為未來發(fā)展最快的細分賽道。
光伏發(fā)電分為集中式、工商分布式、戶用分布式三種，戶用分布式光伏在國內(nèi)起步較晚，但隨著組件成本下降，尤其是整縣推進等多重因素影響下，其內(nèi)部收益率（IRR）已具備一定的比較優(yōu)勢，新增裝機量在三類模式中的占比也從2019年的18%升至2021年的41%（圖1）。截至2021年底，全國戶用光伏裝機總量已達41.6GW。
政策是分布式光伏快速上量的重要推動力量。政策明確了公共事業(yè)類建筑的光伏安裝市場，政策還通過整縣推進的方式將散戶打包，降低了光伏開發(fā)商的獲客成本，并形成集中管理可能，進一步降低了開發(fā)運營成本，為戶用光伏發(fā)展提供了助力。
根據(jù)市場趨勢，科爾尼認為，2025年以前戶用光伏會在政策和盈利性提升的雙重驅(qū)動下大幅提速，后期隨著整縣推進結(jié)束，預期2025年-2030年增速會略有放緩。保守預計，從2022年到2030年，九年間中國戶用光伏將增加超過300GW，是現(xiàn)有裝機量的7倍左右。
三方割據(jù)的競爭格局
戶用光伏發(fā)展時間尚短，整體行業(yè)還處于頻繁變動階段，但隨著近幾年央國企紛紛下場和頭部民企的跑馬圈地，初步形成央國企、頭部民企和其他中小企業(yè)三方割據(jù)的局面，預計行業(yè)未來會進一步整合優(yōu)化。
1. 央國企以整縣推進為主，份額存在天花板。
央國企當前份額較小，僅占整體市場的約10%，未來市場份額受限于整縣推進項目份額，預計將達到30%。以“五大六小”電力集團為代表的國資企業(yè)主要憑借其突出的資金實力、產(chǎn)業(yè)配套能力與客戶資源，切入整縣推進項目。央國企以完成國家任務為目標，借助大量低成本資金和政府資源進行投資，但缺少規(guī)?；\營的能力。
2. 民企占據(jù)“零售”渠道，未來整合趨勢明顯。
零售是民營企業(yè)的主要陣地。在“渠道為王”的下游零售端，資產(chǎn)和客戶高度分散，大型民企依賴強大的渠道網(wǎng)絡，高效收集、整合優(yōu)質(zhì)資源，在戶用光伏的零售陣地獲得優(yōu)勢。
隨著過去幾年頭部企業(yè)的跑馬圈地，頭部民營企業(yè)占據(jù)戶用光伏開發(fā)市場約40%份額。頭部民營企業(yè)以正泰安能、天合富家、陽光新能源、晶科能源、創(chuàng)維光伏等為代表，運營全國范圍的零售業(yè)務。此類企業(yè)擁有廣闊的渠道網(wǎng)絡、規(guī)?；倪\維能力，能夠?qū)崿F(xiàn)投資、開發(fā)、運營等環(huán)節(jié)的全鏈條覆蓋。
整體而言，戶用光伏市場的競爭格局較為分散，地方型民企占據(jù)過半份額。
由于下游市場高度分散、開發(fā)運營領(lǐng)域門檻相對較低，各地存在大量小而散的地方民營企業(yè)，其新增裝機開發(fā)規(guī)模占據(jù)行業(yè)近過半份額，然而，其開發(fā)運營能力與資金實力有限，未來有向民營頭部經(jīng)銷商轉(zhuǎn)化的趨勢，行業(yè)將逐步整合。
商業(yè)模式，央國企和民企大不相同
由于央國企和民營企業(yè)對于戶用光伏的戰(zhàn)略定位、切入賽道和自身能力均不同，因此其各自具備獨特的商業(yè)模式，且在產(chǎn)業(yè)鏈上逐漸形成互補合作的上下游關(guān)系。
央國企中短期以資產(chǎn)收購為主，長期將向EPC（工程總承包）+投資和合資共建模式發(fā)展。
考慮到央國企的指標壓力，通過從民營企業(yè)收購資產(chǎn)包能夠幫助其實現(xiàn)快速上量，央國企更多考慮如何能更快速持有優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)，資產(chǎn)收購仍是中短期的主流模式。但同時該模式存在諸多劣勢：例如資產(chǎn)分散且品質(zhì)不理想、資產(chǎn)獲取成本高、信息透明度有限等。近年來央國企也試探性推進自建團隊開發(fā)模式，但由于需要大量能力建設(shè)，自主開發(fā)暫不會成為主流模式。
科爾尼認為，央國企未來會向合資共建和投資+EPC的模式轉(zhuǎn)移。合資共建模式即為央國企與民企創(chuàng)立合資公司、共建共享收益。以此，央國企得以快速擴充優(yōu)質(zhì)的戶用光伏資產(chǎn)，并能夠全程參與決策、開發(fā)與運維，打破信息不透明的壁壘。投資+EPC模式即央國企作為投資人與整縣簽訂協(xié)議，并將具體項目向外分包。該模式對央國企而言不僅操作便捷，而且資產(chǎn)獲取成本低，已逐漸成為整縣開發(fā)的主流模式。
民企自持優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)包仍為明智選擇，但未來將逐步向輕資產(chǎn)模式發(fā)展。
民企則受盈利性驅(qū)動，當前自持優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)運營仍是聰明選擇，但受制于高速開發(fā)帶來的資金壓力，也在逐步通過出售資產(chǎn)、合資共建、EPC等模式輕資產(chǎn)化發(fā)展。
自持資產(chǎn)包是民企當前的主流業(yè)務模式。民企通過全程參與投資、開發(fā)與運營，獲取穩(wěn)定的現(xiàn)金流和潛在資產(chǎn)增值收益，是當前收益最好的模式，毛利可超過1元/W。但由于對資金要求較高且回報周期長，通常需要強大的融資能力。
通過出售資產(chǎn)、合資共建、EPC等模式，民企能夠在未來實現(xiàn)輕資產(chǎn)化發(fā)展。出售資產(chǎn)模式即在投資開發(fā)后將資產(chǎn)打包出售，且能夠通過談判置換或附加組件合同保證資產(chǎn)穩(wěn)定與增值。合資共建模式下，民企與央國企組建合資公司以降低資金負擔，并能夠共享央國企的低成本融資。
EPC模式下，民企可負責單一的開發(fā)運營模塊，加速資金周轉(zhuǎn)，雖整體收益性較低，但能夠快速積累經(jīng)驗并為后續(xù)出售代運維服務鋪路。
項目盈利性將穩(wěn)步提升
光伏電站的內(nèi)部收益率主要受上網(wǎng)電價、投資/發(fā)電成本直接影響，科爾尼預計，未來上網(wǎng)電價會逐漸形成穩(wěn)定的市場定價機制，上網(wǎng)電價趨于穩(wěn)定，同時發(fā)電成本下降會顯著提升分布式光伏的收益。
2022年中國結(jié)束近十年的光伏度電補貼，邁入全面無補貼時代。此時光伏項目已具備盈利性，小額度電補貼（戶用分布式0.03元/度）的取消對項目的營利性影響有限。
在技術(shù)和規(guī)模效應驅(qū)動下，光伏項目的投資成本和發(fā)電成本都將進一步下降，從而帶動盈利能力提升?？茽柲犷A計，2025年國內(nèi)戶用分布式光伏系統(tǒng)初始投資和運維成本合計，將下降至2.85元/W，并于2030年進一步降至約2.70元/W（圖3）。
系統(tǒng)成本的大幅下降將大幅提升收益率。科爾尼預測，未來各類資源區(qū)的屋頂租賃式光伏項目的IRR（內(nèi)部收益率）都將穩(wěn)步上升，并將于2030年分別增至13.3%、12.9%和11.9%。
兩大發(fā)展挑戰(zhàn)
戶用光伏未來將面臨兩大挑戰(zhàn)。
其一，并網(wǎng)消納。當前戶用光伏尚在發(fā)展初期，規(guī)模有限，尚未出現(xiàn)明顯并網(wǎng)限制問題，但隨著新能源快速發(fā)展，電網(wǎng)并網(wǎng)消納能力逐漸飽和，部分城市已經(jīng)逐漸開始限制戶用光伏并網(wǎng)。未來，針對戶用端的并網(wǎng)制約會越來越多。
其二，電價短期波動。根據(jù)國家發(fā)改委的2021年新能源上網(wǎng)電價指導，除了青海和海南，各地電價均低于燃煤基準價；并且隨著補貼出清，未來電價將隨著燃煤基準價波動，雖然長期趨于穩(wěn)定，但短期有可能出現(xiàn)波段下行風險。
結(jié)合光伏發(fā)電的商業(yè)模式來判斷，應對上述挑戰(zhàn)的最優(yōu)辦法就是光儲一體化發(fā)展。光儲一體化即通過配套建設(shè)區(qū)域性儲能，將部分富余電量儲存起來，到電力不足時再銷售出去。這樣既能防止棄光，又可產(chǎn)生超額收益。
考慮到光伏發(fā)電和用電高峰時段重合的情況，單向售電給電網(wǎng)的模式對提升項目盈利能力的作用有限，但若引入隔墻售電模式，允許項目不僅將儲存的電量賣給電網(wǎng)，還可以賣給周圍的工商業(yè)用戶或充電樁運營商，光儲一體設(shè)備就能夠更大程度地提升戶用光伏項目的IRR。
原標題：十年光伏度電補貼結(jié)束，企業(yè)爭搶戶用光伏市場
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