（报告出品方/作者：天风证券，孙潇雅）1、为什么看好分布式光伏赛道？（1）盈利高：项目经济性、产业链盈利水平强于集中式（户用 IRR可高5pct）。
（2）空间大：2021年户用、工商业光伏渗透率仅1.4%、4.6%， 预计2025年新增装机分别可达45、27GW。
（3）增长动力强：经济性：各地经济性持续提升，多省具备增长潜力。
政策：整县推进合作开发调动投、建双方积极性，能耗双控、 浮动电价刺激工商业装机需求。
商业模式：融资租赁、屋顶租赁降低屋顶业主投资门槛。
1.2. 盈利分布式经济性强于集中式，21年户用、工商业项目IRR比集中式高5.3%、1.9%与集中式光伏相比，分布式光伏的特点为：无需额外占用土地资源，建设门槛低；装机规模小，一二次设备成本、建安费用低，因此 投资成本更低，21年户用、工商业较集中式投资成本分别低0.87、0.41元/w。
对电站持有方而言，低初始投资成本+高锚定电价带来较强经济性。
全额上网模式下，以山东省为例，假设户用、工商业、地面电站三 种项目的贷款比例、贷款利率、利用小时数相同，标杆上网电价0.3949元/kwh，则2021年户用、工商业项目IRR比集中式项目高5.3、 1.9pct，投资回收期比集中式项目分别短7.4、1.5年。
此外，全额上网锚定的上网电价远低于居民电价（山东居民电价0.55-0.85元w）、 工商业电价（2月工商业单一制代理电价0.66-0.69元/w），若采用“自发自用、余电上网”的收益模式，分布式项目IRR将更加可观。
分环节：组件、逆变器、安装商是分布式产业链上的主要环节通过对分布式产业链、系统成本构成、系统部件功能进行分析，可看出组件、逆变器、安装商是分布式产业链上（除电站持有方）最 重要的三个环节：（1）组件作为光伏系统核心部件，在系统成本中占比超50%，价值量最大；（2）逆变器在系统成本中占比仅为5%，但直接影响系统发电的对外输出，也可承担系统监控和故障保护功能，技术含量最高；（3）安装商处于产业链中游，不仅负责完成系统集成、安装、并网、运维，为光伏系统带来25%的非设备成本，经销模式下还需管理代 理商（部分企业称为经销商）网络，商业模式最复杂。
与集中式相比，组件、逆变器毛利率高1-4%、4%，安装商净利率高6.1%从组件环节看，据pvinfolink报价，21年分布式组件均价为1.82-1.84元/w，集中式组件均价为1.77-1.8元/w。
若21年组件单瓦成本为 1.41元/w，则分布式组件毛利为0.2-0.22元/w，毛利率为14%-15%，与集中式组件毛利差距为2-6分/W，毛利率差距为1%-4%。
从逆变器环节看，地面电站主要采用集中式逆变器、大功率组串式逆变器，分布式电站主要采用小功率组串式逆变器、微型逆变器。
若以产品类型区分集中式、分布式逆变器，21年组串式毛利为6分钱，毛利率为26.1%，与集中式毛利差距为3分钱，毛利率差距约4%。
从安装商环节看，据NREL数据，2020年美国户用、集中式光伏系统总价分别为2.65、0.89美元/w，其中安装商/开发商环节净利分别为 0.28、0.04美元/w，净利率分别为10.6%、4.5%，即分布式安装商与集中式开发商净利差距为0.24美元/w，净利率差距为6.1%。
分布式各环节盈利水平高于集中式的原因主要在于：集中式下游客户多为大型电力企业，看重稳定的合作关系与较低的产品价格；分 布式客户多为各环节经销商、下游安装商，由于终端客户价格敏感度较低，因此各环节经销商、下游安装商的价格接受度也较高。
1.3. 空间过去：21年分布式装机29GW，户用占比70%+，市场集中于中部及东部沿海省份从分布式整体看，19-21年分布式装机由12.2GW增加至29.3GW，21年需求大增，分布式占比首超集中式光伏达53%。
从项目类型看，近三年分布式装机主要由户用驱动，近三年户用装机分别为4.2、10.1、21.6GW，占比从19年34%提升至21年74%，市场 需求增长。
工商业光伏受2018年“531”政策影响较大，近三年装机量分别为8、5.5、7.7GW，但需求逐渐恢复。
从区域分布看，我国分布式市场主要集中在中部及东部沿海省份。
截至2021年9月，新增分布式光伏并网规模排名全国前三的省份为山 东、河北、河南，并网容量分别为5.1、2.9、1.8GW，三省合计并网容量占比为60%，前十大省份合计并网容量占比为93%，基本集中在 中部及东部沿海省份，主要原因是东部上网电价高、消纳条件好，部分地区光照资源好，经济性强于西部。
未来：21年户用/工商业光伏渗透率为1.4%/4.6%，预计25年新增装机45/27GW户用：根据国家统计局、CPIA统计数据可知，2020年乡村户数共1.87万户，新增户用装机47.6万套，新增户均装机21kw。
假设新增户 均装机每年提升1kw，乡村户数与乡村人口变化趋势相同（16-20年GAGR为-2.9%），可测得21年我国户用渗透率仅1.4%，而根据BNEF 预测，我国户用渗透率可提升至30%。
若22年新增户用装机30万套，此后每年新增15万套，我们预计22/25年可新增户用装机30/45GW。
工商业：根据国家统计局公布的房屋建筑竣工面积，假设工商业、公共建筑屋顶面积占比50%、25%，屋顶光伏平均功率165w/㎡，可测 得21年我国工商业光伏渗透率为4.6%。
参考整县推进规划，工商业、公共建筑屋顶计划安装光伏比例为40%、30%，假设21年增量屋顶 光伏渗透率10%、每年可提升10%（碳达峰方案提出2025年新建公共建筑、厂房屋顶光伏覆盖率力争达50%），存量屋顶光伏渗透率15%， 每年可提升1%，我们预计22/25年可新增工商业分布式装机14/27GW 。
1.4. 增长动力收益率：各地分布式经济性持续提升，粤、苏、浙、皖、闽具备较强增长潜力往未来看，经济性将是驱动分布式增长的第一要素，而政策的利好与商业模式的持续创新则为分布式光伏的需求落地提供了支撑。
以当前分布式发展最好的山东省为例，除了光照条件好（20年光伏平均利用小时1225h）、农村人口多，为支持分布式光伏并网，当地 电网企业还将10千伏接入权限由市公司下放至县公司，办理流程由串行调整为并行；随成本降低与地方支持力度加强，未来将有更多 地区实现分布式装机的高增。
从经济性来看，假设硅料降价后户用光伏初始投资成本降至3.07元/w，则分布式装机排名前十的省份户用IRR均将超7%。
此外，21年 Q1-Q3排名4-10的省份新增分布式光伏占比仅33%，但大多具备良好的发展条件，其中3省农村人口户数排名全国前十，5省企业数、4 省用电量排名全国前十。
综合考虑经济性及相关特征，我们认为未来粤、苏、浙、皖、闽具备较强增长潜力。
（报告
