今年以来，分布式光伏延续2022年良好发展态势，成为一季度光伏市场的主要装机力量。据国家能源局等有关机构显示：1-2月份光伏新增装机容量2037万千瓦，仅国网区域，分布式光伏新增装机就超过半数，高达1114万千瓦，发展势头强劲。
淡季不淡，一季度行业成绩亮眼
“一季度通常都是分布式光伏装机的淡季，而今年的一季度分布式光伏产业不仅‘淡季不淡’，下游需求更是大超预期。”在济南光伏展上，晶澳科技中国区分布式渠道总监闫宗辉表示，除了东北受天气影响之外，华北、华东、华南等区域，晶澳组件出货与分布式开发两个领域，全部呈现供需两旺态势。
取得如此良好开局，与利好政策的持续加码密不可分。近两年，无论是国家层面还是地方层面，都出台了不少政策积极推进分布式光伏发电，其中不乏“分布式光伏整县推进”“千乡万村沐光行动”等直接利好分布式光伏发展的政策，吸引众多资本竞相入局，极大的打开了分布式光伏发展空间。
而且从2022年四季度起，光伏产业链供需矛盾开始缓解，国内硅料、硅片、电池、组件价格都有明显回调，进而促进电站投资成本下降，收益率上升，一些此前因为价格因素而被抑制的装机需求得到释放。再加上，进入2023年后，随着社会生产生活秩序全面恢复，一些用户投资积极性显著提升，刺激分布式光伏的新增装机需求。
除此之外，中东部经济发达省份大工业电价上调，导致工商业分布式市场的升温，也给分布式光伏行业发展势头提供了助力。据国家能源局等机构公布的最新数据显示，今年1-2月，山东、浙江、江苏、安徽等工商业发达中东部省份，分布式新增装机全部都超过100万千瓦，在各省市分布式新增装机位居前列。
闫宗辉认为，在高装机量需求的推动下，分布式光伏产业将迎来爆发式增长，今年分布式光伏或再创新纪录。
2022年分布式光伏发电市场分析
政策推动下，我国光伏发电装机量持续增长，带动光伏逆变器需求持续增长。根据数据显示，我国光伏发电装机量从2014年的28.05GW增长至2021年305.99GW。带动光伏逆变器需求增长。此外，2021年国家能源局发布了《关于2021年风电、光伏开发建设有关事项的通知》，明确提出2021年全国风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，确保2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到20%左右，预计光伏产业装机量将持续增长，带动光伏逆变器产业需求持续提升。
就我国光伏逆变器产量而言，随着分布式光伏需求增长，我国光伏逆变器在2014-2021年间保持稳步增长趋势，2021年达到110.8GW左右，同比2020年增长10%。目前光伏经济性逐渐显现，驱动光伏成为新增装机主体。受硅料价格大幅上升影响，部分需求可能延期至2022年，海外主要装机市场需求保持旺盛，国内大基地+整县分布式快速推进，将带动光伏逆变器产量持续增长。
近三年，中国光伏装机量持续增长，拉动光伏逆变器产品新增市场需求;另一方面，光伏组件的寿命一般在20—25年，而逆变器中的IGBT等部件寿命在10—15年左右，在组件的寿命周期中，至少需要更换一次逆变器，逆变器更换需求市场较大，在新增+更换需求双重作用下，中国光伏逆变器需求量在2021年为47.8GW左右。
近年来，中国分布式光伏装机量大幅增加，而搭建在工商业建筑与住宅屋顶的分布式光伏电站以采用组串式逆变器为主，因此中国组串式逆变器需求快速上升，同时由于其成本较低、功率提升，预计未来市场占比进一步提升。据数据，我国光伏逆变器中组串式逆变器占比最大，达66.5%。其次是集中式逆变器、微型逆变器，分别达28.5%、5%。
就光伏电站成本结构，逆变器约占10%的成本，此外光伏组件是影响光伏系统成本的主要因素，占光伏电站总成本的45%。整体来看，除开光伏组件对光伏电站影响较大外，逆变器是光伏电站的关键组件。
分布式光伏发电，商业模式探索
光伏电站开发的商业模式多元，国央企牵手民企探索创新，集中度有望提升。光伏电站的开发、设计、融资、建设、运营及所有权转让涉及到多方利益，五大四小等国央企资金雄厚、信用良好，资金成本较低，但是缺乏安装、施工及运维能力；而具备丰富地方资源协调能力、本土化设计和施工的民营企业缺乏资金。
在该背景下，各方不断创新商业模式平衡各方诉求。从收益模式划分，光伏电站主要有全额上网、净电量结算、自发自用余量上网三种收费模式。从持有形式划分，光伏电站可分为自持和电站运营商持有两类模式：（1）自持模式下的电站全生命周期收益归属于农户或厂房业主，资金模式可分为全款安装、**安装和融资租赁。（2）电站运营商持有模式中，电站所产生的收益归属于运营商，农户获得屋顶租金或厂房业务获得电价优惠。从开发形式划分，光伏电站可分为传统EPC模式、合作开发的BT模式、新EPC模式、产品+服务模式等。
（一）商业模式多元，民企牵手国企推进分布式光伏建设
1．传统EPC模式较为同质化，竞争充分，盈利能力较低。通常与央企国企合作，为其电站提供整体解决方案，包括工程总承包及整套设备的采购供应等；光伏系统方案设计及施工主要通过招投标展开，中标后执行项目设计、采购、施工等一系列工作，其中主要涉及获取项目信息、前期接洽、参与投标、项目中标、项目设计、采购及施工、工程验收、电站移交等环节。根据电站类型分为集中式EPC和分布式EPC业务，其中集中式EPC的市场集中度显著高于分布式，从开工到并网的周期约为一年，项目方通常需要垫付20%-30%资金，该时间段内的设备价格变化会影响EPC业务盈利能力，通常在涨价周期中EPC盈利承压，而在降价周期或价格相对平稳时期，EPC可以享有合理的利润水平，但由于竞争较为充分，在扣除相关费用后盈利能力较弱；以采用该模式的中国电建为例，该业务毛利率约为10%左右，同时存在部分难度：（1）若系统设备价格和人工成本提升时，项目成本控制难度会增加大；（2）若因土地交付协调出现问题，将影响项目进度及成本；（3）若业主工程进度款未能及时支付，EPC承包方垫资压力大，将相应地增加资金成本。
2. BT（建设-转让模式）考验项目开发能力，存在项目溢价。该模式主要通过设立项目公司并完成电站项目的开发和建设，在电站建设完成并网后再将项目公司股权及其电站资产转让给央国企，并根据股权转让等相关协议在约定期限内收取电站转让款项。自主开发模式主要涉及前期开发与探勘、项目建设准备、项目决策、项目设计、采购、施工、并网验收及电站移交等环节。该类模式可以提升民企周转效率，发挥灵活性优势，主要用于分布式电站，由于审批手续较为简便，建设周期较短，因此周转周期约半年至一年。由于BT模式能够在传统EPC模式上提供项目开发及获取服务，因此存在溢价能力。
3. 新EPC模式下民企实现轻资产运营，获取项目指标能力赋予溢价。由于传统EPC业务同质化严重，竞争较为激烈，部分民营企业积极探索新的EPC模式，部分民企开发出以电站主体为央国企，由其进行项目备案，仅参与项目开发、设计、建设、运维流程，不作为合作主体，从中赚取项目开发、设计、建设及运维服务的新EPC模式，通过利用自身渠道获取项目资源，利用央国企充裕的低成本资金，缓解高融资成本压力；该业务可利用自身渠道获取项目资源，一方面可利用国企低成本资金，缓解民企的高融资成本压力；另一方面，该模式周转速度快，可提升周转率，提升盈利水平。
4. 产品+服务模式：以批量提供产品及服务的形式进行项目分批交付，有利于解决整县推进规模开发问题。该模式主要为永福股份创新性提出，以互联网平台及产品思维，向客户批量交付高品质装配式户用光伏电站系统产品，并提供“保安全、保电量、保收益”的一体化服务。该业务模式完全改变了电力能源投资商传统的项目开发、建设、运营模式，形成批量购买产品（户用光伏电站）+服务的模式，有效解决国央企等投资商规模化开发户用光伏电站难题，具备多重优势： （1）产品优势：充分发挥专业化技术优势，以“设计标准化+产品工业化+运维智能化”为核心，以全过程信息化管理的户用光伏云平台为基础，公司已打造出安全、可靠、高效、美观的装配式户用光伏电站产品； （2）成本控制优势：标准化设计、工业化生产、全过程信息化、精细化管理以实现成本的精细化控制； （3）规模化开发优势：基于公司深厚的行业背景和突出的电力系统规划能力，能有效解决规模化接入电网的关键技术问题，实现大规模开发； （4）运营模式优势：永福股份推出“包运维+保发电量+高比例分享超发电量收益”模式，降低投资风险，提高盈利能力。
（二）工商业资源壁垒高企，户用渠道及品牌为王
1. 收入方面：绿电运营商的盈利模式主要分为“全额上网”及“自发自用、余量上网”两种模式：（1）“全额上网”模式的收入由上网部分电价以及补贴收入构成，客户即为当地电网公司；（2）“自发自用、余量上网”模式的收入由上网部分电费、自用部分电费和政府补贴三部分收入构成；自发自用部分电力客户为电站屋顶业主，余量上网部分电力客户为当地电网公司。目前国内分布式光伏电站投资运营项目的上网电价执行当地燃煤机组标杆电价。自用部分电价主要系电力就近供业主消纳，由公司和用户企业签订购售电合同，协商约定合同电价。公司按月在客户端抄表，以经双方确认的发电量，按合同约定定期结算。补贴电价收入是指国家及地方对于分布式光伏发电项目给予相应的光伏发电补贴。
2. 成本方面：地面电站系统造价显著高于分布式，主要系升压站、土地租金和电网接入成本较高所致：（1）地面光伏系统初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、一次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等部分构成。其中，一次设备包含箱变、主变、开关柜、升压站等设备，二次设备包括监控、通信等设备；土地费用为土地租金及植被恢复相关费用；电网接入成本仅含送出 50MW，110kV，10km的对侧改造；管理费主要用为前期管理、勘察、设计以及招投标等费用；建安费用主要为人工费用、土石方工程费用及常规钢筋水泥费用等。组件、逆变器等核心设备成本随着技术进步和规模化效益，存在一定下降空间。而接网、土地、项目前期开发费用等属于非技术成本，不同区域及项目间差别较大。2022年我国地面光伏系统初始全投资成本为4.13元/W左右，其中组件约占47.09%，同比上升1.09pct。根据CPIA，随着产业链各环节新建产能逐步释放，组件效率稳步提升，初始全投资成本可下降至3.79元/W。（2）分布式光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、建安费用、电网接入、屋顶租赁、屋顶加固以及一次设备、二次设备等部分构成。其中一次设备包括箱变、开关箱以及预制舱。2022年我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为3.74元/W，2023年预计下降至3.42元/W。随着硅料供给关系扭转，价格下行带动组件回落，有利于降低初始投资成本，从而提升项目收益率。
硅料降价能对分布式光伏电站在发电量及成本方面带来明显改善空间。电价方面，分布式光伏电站的电价主要锚定工业及居民电价，其中工商业电价又高于户用电价，而地面电站主要采用竞价机制，电价最低；成本方面，分布式电站系统的初始投资成本远低于集中式光伏电站，同时集中式电站还需承担配储及远距离传输等消纳成本，因此分布式电站的收益率弹性更高。随着硅料跌价，分布式电站运营商在发电量、发电价、发电成本及政策方面均有向上改善空间。
分布式光伏行业的壁垒主要为资源获取、渠道搭建、资金实力等方面。
（1）资源获取：部分户用整县推进项目主要为央国企招投标进行，能够获取项目指标的能力也较为重要，央国企普遍选择长期从事工程建设，能够安全、可靠规划及安装运维电站的大型EPC企业。同时，虽然工商业电价较高，但具备优质屋顶的工商业资源相对有限，稀缺性构筑开发壁垒，传统EPC及运营商经过较长时间项目开发经验积累，能够在非标场景下进行一定程度的标准化管理，具备有更强的屋顶资源的开拓及运营能力。
（2）渠道搭建：由于EPC企业通常需通过下属经销商与农户签定屋顶租赁协议，从而获取屋顶资源，因此能够在全国开展大型EPC的企业需具备能触达三线城市及农村的渠道搭建及管理，本土小EPC企业主要凭借自身地域资源优势进行对接，但普遍难以全国性开展。此外，部分分布式项目主要为央国企招投标进行，能够获取项目指标的能力也较为重要。
（3）资金实力：由于部分EPC企业需要在项目前期垫资采购设备及运营周转，在项目完成后逐批交付，因此需要具备较强资金对接能力。
