戶用光伏：星星之火，可以燎原

光伏較其他能源具備資源、成本優勢。根據我們在《碳中和，離我們還有多遠》中的分析，核電考慮廠址資源、安全問題及鈾礦資源新增裝機空間或在200GW水平；水電資源有限，未來可開發規模只有約160GW空間，且開發成本持續提升；生物質總資源量受到糧食安全限制；火電裝機將在2025年達峰，逐步成為調峰機組。而風電光伏資源稟賦充足，我們估算理論裝機空間分別為5000GW級別和萬GW級別，同時具備成本持續下降和較為安全的特點，是碳中和的主力能源形式。進一步分析，光伏相較風電，裝機空間和成本下降潛力更大，是新能源中的主力能源。

光伏各類發電形式中，戶用光伏具備屬性優勢。光伏按照建設形式可以分為集中式和分布式，分布式電站按照裝機位置的不同主要可以分為戶用分布式光伏和工商業分布式光伏。

? 集中式電站受到土地資源和消納保障的限制。受中東部土地資源限制，集中式電站大基地多在胡煥庸線西北部地區建設，而我國電力負荷中心位于中東部地區，過半電力需通過特高壓外輸消納，但由于特高壓存在架空占地面積較大，對電網存在沖擊以及成本下降空間有限，集中式電站的建設受到一定的消納空間和輸配成本限制。

? 戶用光伏：資源與負荷匹配，發用電靈活，建設門檻低，無業主差別化。電力負荷中心中東部地區多數具備900-1,100小時的有效光伏利用小時能力，戶用光伏建設在用戶側能夠打破資源和負荷的錯配，實現發用電一體化，其具備建設門檻低，發用電靈活的優勢，降低了電力運輸成本及損耗。同時相較工商業光伏，戶用光伏的屋頂更加無業主差別化，具備資源及開發效率優勢。我們認為未來能源的終極形式或為分布式光伏+儲能。

同時，戶用光伏在消納保障及儲能配置方面具備優勢。除了過去戶用光伏一直享有度電補貼溢價，目前及未來戶用光伏仍具備諸如消納保障、儲能配置要求等優勢。如在消納方面，集中式電站受到保障性并網規模的限制，市場化并網部分需要承擔額外的消納條件成本，而戶用光伏則由電網企業保障并網消納；在儲能配置方面，各地文件所針對新增光伏電站為集中式和工商業分布式，戶用光伏并未要求額外配置儲能。因此我們認為雖然明年戶用補貼取消，但是部分地方補貼及消納保障、儲能配置等方面的優勢仍將助力行業快速、健康發展。

圖表2：戶用光伏屬性優勢示意圖

我國戶用光伏當前滲透率僅為1.8%，裝機空間或為1200GW-2200GW

根據我國第七次人口普查鄉村人口數量，假設單戶人口6人進行估算。

? 2020年底戶用光伏滲透率僅為1.8%：截至2020年底，我國累計戶用光伏用戶數量為150萬戶，按照5.1億鄉村人口，單戶人口6人估算，鄉村用戶滲透率僅為1.8%。我們進一步測算頭部山東、河北、河南2020年底滲透率分別為7.3%、6%及2%。

? 我國戶用光伏裝機空間或為1200-2200GW：2020年我國新增戶用光伏裝機戶均規模為26kw，累計平均規模為14kw，我們按照該戶均裝機規模為上下限，估算我國戶用光伏裝機空間或為1200-2200GW。

圖表3：截至2020年底戶用光伏山東省、河北省、河南省及全國裝機滲透率測算

圖表4：我國戶用光伏裝機空間測算

• 滲透率低于海外國家

海外主要光伏需求國家裝機從分布式開啟。如日本、澳洲光伏發展初期新增裝機以住宅屋頂為主，美國、英國、意大利也呈現類似的趨勢。我們認為集中式電站單個項目體量大，能夠快速提升裝機需求，因此中國2013年起擴大光伏內需時主要以集中式電站形式，而早期海外光伏如日本、歐洲的發展（2000-2012年）目的是提高可再生能源占比以實現節能減排目標和利用優質的太陽能資源，因此電價較高的用戶側分布式光伏是早期發展的對象。

我國戶用光伏滲透率相比海外國家較低。在相對集中式電站有補貼溢價的情況下，我國分布式光伏經歷了2017年之后的大發展，2017/2018/2019/2020年分布式光伏新增裝機同比增速分別為360%/7.8%/-41.8%/27.2%，在整個光伏裝機的占比提升至30-40%區間。但截至2020年我國累計戶用光伏裝機僅為21.3GW，根據上文估算，我國2020年底戶用光伏屋頂滲透率約為1.8%，遠低于澳大利亞各州16%-40%的滲透率水平。

圖表5：我國戶用光伏滲透率與澳洲各州屋頂光伏滲透率對比

資料來源：APVI，國家能源局，國家統計局，中金公司研究部 注：澳洲數據時間截至2021年3月31日

海外分布式顯示裝機受IRR驅動，組件價格下降驅動IRR提升和分布式需求增長

澳大利亞在進入補貼退坡后的政策穩定期后，回報率快速提升帶動了新一輪的分布式裝機增長周期。澳洲的光伏電價補貼在2013年中退出后，經歷了兩年的底部盤整，近三年分布式光伏裝機重回30%以上的高增速。我們數據分析發現澳洲近3年分布式裝機的同比增速與IRR回報率的同比增長幅度較為相關，也即回報率提升打開新的用戶市場，從而驅動分布式裝機的進一步增長。

橫向比較，回報率更高的國家近三年分布式裝機復合增長率也更高。我們橫向對比，站在2020年視角，計算了各國現行補貼政策下的分布式權益回報率，發現回報率從高到低是澳大利亞、韓國（考慮50%CAPEX補貼）、中國（考慮8分度電補貼）、歐洲（以德國為例），權益回報率在20%以上，對應的歷史三年裝機復合增速也較高（8%及以上）。而美國平均（考慮聯邦30%ITC）以及日本的回報率在12%以下，歷史三年裝機復合增速較低或為負，特定年份出現裝機下滑。高回報率或是分布式裝機可持續增長的重要驅動因素。

圖表6：澳洲分布式光伏裝機增速隨IRR增長

圖表7：主流分布式市場的分布式權益IRR測算與裝機增速對比

我們統計目前我國戶用光伏裝機主要集中在東部地區，其中山東、河北、河南三省2019-1H21累計裝機占比達到74.2%，裝機集中度較高。我們認為該三省裝機較為領先的原因主要為：

? 光資源及電價水平良好帶來收益率保障：三省光伏利用小時及電價水平較為合理，對應相對較高的IRR水平；我們測算山東、河北2021年戶用光伏權益IRR分別為10.5%、10.9%，均已達到發電側平價，河南權益IRR為6.9%，將于明年達到平價。戶用光伏作為一種資產類產品，收益率水平是推廣最基本的保障。

? 鄉村人口較多，開發市場空間大：河南、山東屬于人口大省，鄉村人口分別位列全國第一、第二，河北鄉村人口數位列第五，為戶用光伏裝機提供了較大的市場和屋頂資源。

? 政府支持+經銷商布局等：如山東省，早期太陽能熱水器市場較為發達，具備開發氛圍；經銷商布局推廣力度大，政府提供較好的營商環境，積極進行市場教育，金融支持力度大；同時鄉村屋頂結構對戶用光伏推廣造成一定影響，如北方氣候偏干旱，平頂房占比較高，更利于屋頂光伏電站安裝。

圖表8：2019-1H21我國戶用光伏裝機分布地圖

資料來源：國家發改委，中金公司研究部

當前17省實現發電側平價，2022/2023年新增5、2個省份達到發電側平價。我們按照2020年各省平均光伏利用小時數，2020年各省燃煤基準價等假設，設置1.82元/瓦的組件價格和3.55元/瓦的總造價，并假設組件價格在2022及2023年分別下降0.2元/瓦左右，以全額上網模式測算光伏項目權益IRR。當前條件下17個省份權益IRR超8%達到平價，如東北三省等高利用小時地區和浙江、廣東等高電價地區及山東、河北光照、電價較為均衡地區；2022年新增5個省份達到平價，均為中東部省份，2023年全國多數省份基本實現了發電側平價。

圖表9：戶用光伏平價圖

資料來源：中電聯，中金公司研究部

具備相似資源條件且待打開市場的省份較多。如上圖所示，按照IRR驅動裝機的邏輯，在平價線右上方的省份具備裝機推廣的基礎，同時考慮人口等因素，我們認為諸如安徽、江蘇、湖北、云南等省份具備推廣的良好基礎。我們看好隨組件價格下降，政府、央企及民企共同開拓新的戶用光伏市場。

按當前山東、河北平均滲透率水平估算，2025年底我國戶用光伏裝機有望接近200GW。我們以山東省和河北省2020年底的滲透率水平為標準，考慮山東及河北戶用裝機成長時間為3年左右，假設已實現發電側平價的省份需要3年的時間達到該兩省當前滲透率的平均水平即6.6%，山東及河北按照25%的增速增長，至2025年我國戶用光伏累計裝機可達到197GW，對應十四五新增約176GW，按照2021年新增18GW計算，2022-2025年戶用光伏新增裝機年化增速約為34%。

圖表10：十四五我國戶用光伏新增裝機預測

• 整縣推進項目支撐戶用光伏發展能見度，為分布式需求保駕護航

9月14日國家能源局綜合司下發試點名單，各省共上報676個試點項目。我們對于目前各省整縣推進試點的規模和時間節點進行了梳理，主要發現：

? 已披露的規模合計為68.1GW，縣/區合計為292個，單縣/區平均容量為233MW（加總平均）。已披露整縣推進方案/規模和時間的省份為山東（36.9GW）、河南（15GW、3年內）、湖北（4.2GW）、陜西（4.2GW、2023年6月前）、甘肅（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年列為示范）、吉林（0.2GW、2025年完成）、河北（量未明確、2023年完成）、云南（量未明確、2023年完成）。

? 按照加總平均單縣/區規模238MW，676試點縣/區估算，合計容量為158GW。根據已披露方案，項目完成時間為2023或2025年。

圖表11：整縣推進已披露各省項目規模、時間期限

圖表12：整縣推進各省單縣/區平均規模

按照當前單縣/區平均規模估算整縣推進項目容量或為158GW，根據我們調研，山東整縣分布式項目中戶用占比或為50%+，參照此估算則整縣分布式項目中戶用光伏量或為80GW，完成時間在2023或2025年，若考慮十四五整體增量及非整縣部分戶用，我們按照滲透率邏輯估算的我國十四五新增戶用裝機176GW或在合理范圍區間內。因此我們按照滲透率邏輯估算的結果，看好2025年我國戶用光伏累計裝機有望近200GW，對應2022-2025年年化裝機CAGR為34%，持續領跑光伏行業。

戶用光伏目前存在的銷售模式和共建模式本質上為利潤分配的變化，我們認為銷售模式前期推廣有難度需要金融支持，而共建模式需企業承擔初始投資較為重資產，民企財務報表較難支撐快速發展。整縣分布式光伏推進政策下，戶用光伏模式有望向戶用光伏企業+經銷商承擔制造、推廣、建設及運維服務，國企作為投資方，農戶享受固定收益的模式發展，可同時解決推廣難和民企資金問題，融合各方優勢，我們認為是適合行業快速、健康和可持續發展的商業模式。

戶用光伏各類商業模式的本質區別為利潤分配的變化，但均需要民企作為系統供應商，以及經銷商提供推廣、建設及后續服務。

? 銷售模式：電站實際投資/持有方（電費受益方）為屋頂主即農戶，賣方獲得銷售利潤，農戶獲得自用電電費節省或上網電費收入。

? 共建模式：電站實際投資/持有方（電費受益方）為賣方，屋頂主/農戶獲得固定收益。

? 合作模式：本質上是銷售和共建模式的結合，即賣方先投資電站，后續將電站資產轉讓給第三方。或第三方直接出資建設。賣方獲得銷售利潤，第三方獲得電費收入，屋頂主/農戶仍獲得固定收益。

圖表13：戶用光伏四個利益相關方關系圖

央企十四五新能源裝機目標宏偉，對分布式電站存在投資需求

新能源裝機目標疊加整縣政策，央企入局投資分布式。我們梳理主要電力央企十四五期間新能源裝機目標近500GW，或對應年均近50GW的光伏裝機需求，考慮到集中式電站并非完全由央企投資開發，央企部分新增光伏需求需要分布式裝機來滿足，由此帶來分布式電站的投資需求。整縣分布式光伏推進政策下發，央企從之前專注于集中式電站投資運營，將入局投資分布式光伏電站。

圖表14：十四五期間電力央企新能源裝機目標

央企民企具備不同競爭優勢，分工合作是健康發展模式

過去十年光伏電站整體趨勢為從民企向國企轉賣。根據BNEF及華能天成租賃所統計的2010-2019年我國披露的光伏電站交易數據，在出售電站18.6GW中民企占比69%，占比最高；在電站凈買入量方面，國企、央企合計凈買入5.1GW，民企凈賣出8.7GW。究其原因，民企融資成本不具備優勢，報表難以支持裝機持續增長，疊加補貼拖欠，面臨持續經營困難，因此拋售資產改善現金流；而國企通常具備穩定的主營業務收入和較低的融資成本，可以支撐電站裝機的持續增長。

圖表15：2010-2019年光伏電站交易出售方占比

圖表16：2010-2019年各類交易主體電站凈買入量

圖表17：協鑫新能源裝機與負債率關系

圖表18：協鑫新能源裝機量與FCFF的“鏡像”表現

正泰低壓電器現金流難以支撐戶用業務以自持模式高速增長。我們按照正泰低壓電器的凈利潤、凈現比水平，估算低壓電器2021-2025年所產生的的現金流在30-50億元水平，考慮3:7的權益負債比例及逐年下降的系統造價，可支撐2.9-6.4GW的自持戶用年新增裝機，年新增裝機增速約為21-23%，低于行業增速，難以滿足目前公司所給出的業務指引。

圖表19：正泰低壓電器現金流對戶用自持電站的新增支持容量

國企較民企在融資成本方面具備優勢，同時權益資本成本較低，綜合對比具備較低的WACC。我們選取正泰、協鑫新能源、晶科科技、信義能源與五大四小電力上市央企進行對比，平均來看，近三年，民企融資成本高于電力央企融資成本1.1-2.3個百分點，民企Beta值較高，帶來權益資本成本高于電力央企1.2-2.8個百分點。在3:7債務權益比及15%稅率假設下，民企WACC高于電力央企1.4-2.2個百分點。相同電站資產，7%、8%的WACC較6%的WACC的單瓦現值低8%、15%。在相同的收益率差的要求下，央企由于WACC較低，可以承受較低的必要收益率，由此帶來民企向央企轉讓電站的利潤空間。我們測算1個百分點的必要收益率差異或帶來3-5毛/瓦的毛利潤空間。

圖表20：融資成本對比   民企平均vs電力央企平均

圖表21：Beta對比 民企平均vs電力央企平均

圖表22：戶用光伏電站現金流單瓦現值對于WACC的敏感性分析

央企較民企在資金成本方面具備優勢，而民企具備分布式電站的開發、建設、運維全流程的能力和經驗，對于戶用光伏，需要全面下沉的渠道去觸達農戶，而央企在分布式項目全流程開發建設和渠道方面能力較為薄弱。

因此我們認為央企作為投資方提供資金，民企作為開發、建設、運維方，兩者合作是分布式光伏健康發展模式，可以解決當前銷售模式和共建模式所面臨的推廣難和資金難的問題。同時，央企由于具備更低的融資成本，必要收益率較低，民企必要收益率較高，對于相同的電站資產，帶來可接受的交易對價不同，由此帶來民企轉讓電站的利潤空間。

如上分析，我們認為未來民營企業戶用光伏商業模式將向BT建設+轉讓模式轉變，且行業增速短期內高于光伏行業增速，因此不能參照集中式光伏電站運營商進行估值（集中式電站增速差異、重資產持有模式）。我們認為短期內可以按照PEG進行估值。

本文作者：曾韜 蔣昕昊 劉佳妮，來源：中金點睛，原文標題：《中金 | 戶用光伏：星星之火，可以燎原》