2024年光伏发电行业深度分析报告
1成长之路：政策激励迈向市场驱动，步入高质量发展新阶段
分布式光伏是一种在用户附近建设的光伏发电设施，其核心特点在于用户能够自发自用，并将多余的电量接入电网，与集中式光伏形成鲜明对比。这种发电模式秉持因地制宜、清洁高效、分散布局、就近利用的原则，充分利用当地丰富的太阳能资源，成为新能源发电方式的重要组成部分。按照屋顶类型的不同，分布式光伏可细分为工商业系统、户用系统以及农/林/渔光互补分布式光伏等多种类型，其中工商业与户用系统占主导地位。分布式光伏布局灵活、就近供电、运维简易。其与集中式光伏电站各具特色，优劣互见。
1.1发展阶段复盘：历经补贴时代，平价焕发新生我们将中国分布式光伏分为萌芽阶段、补贴时代、重挫与复苏、平价时代四个发展阶段.（一）萌芽阶段（2009-2012）：2009年我国颁布推进光电建筑应用政策，分布式光伏建设正式进入萌芽阶段。针对萌芽初期分布式光伏产业不成熟的特点，国家颁布一系列指导意见规范光伏产业发展，解决光伏产业审批难等问题。
（二）补贴时代（2013-2017）：2013年7月，国务院针对光伏产业不协调、经营困难等重大问题，积极进行补贴政策，明确0.42元的度电补贴，对光伏产业的运营管理情况进一步规范，推动标准化建设，补贴时代推动光伏产业快速发展，爆发式增长。2016年后，在补贴政策的支持下，光伏产业技术成本大幅降低，备案审批更简单，推动光伏产业进一步爆发式增长。
诚信专业发现价值6请务必阅读报告末页的声明行业深度研究|分布式光伏发式增长。2016年后，在补贴政策的支持下，光伏产业技术成本大幅降低，备案审批更简单，推动光伏产业进一步爆发式增长。图表6：电价政策及分布式补贴（元/kWh）图表7：新增分布式光伏装机量占比（%）年份一类资源区二类资源区三类资源区分布式光伏补贴20130.90.9510.4220140.90.9510.4220150.90.9510.4220160.80.880.980.4220170.650.750.850.42来源：北极星太阳能光伏网，华福证券研究所来源：国家能源局，华福证券研究所（三）重挫与复苏（2018-2020）：2018年针对光伏产业的补贴力度开始降低，“5.31”新政限制补贴额度，分布式光伏发电由0.42元的度电补贴降低到0.37元的度电补贴，同时缩减光伏产业的规模。2019年工商业及户用分布式光伏度电补贴分别下降至0.18元和0.1元，2020年对应补贴进一步降低至0.05元和0.08元。由此2018年下半年至2019年分布式光伏装机量减少幅度大，同时产业也日益规范化，逐渐高质量复苏，至2020年分布式光伏装机量出现回转。
（四）平价时代（2021年至今）：2021年，国家发改委完善一系列分布式光伏发电产业竞价政策，明确将标杆上网电价改为指导价、最高补贴标准，要求符合条件的项目通过竞价方式确定电价，由此光伏发电实现全面平价。除此之外，2021年国家能源局推进分布式光伏“整县推进”，进而推进户用崛起，政策支持下以国家能源集团为首的央企、国企进行分布式光伏深度布局，分布式光伏装机在组件价格高位下高速增长。就数量规模与空间分布方面，经济性带动装机起量与分布式新增装机南移。
1.2商业模式：参与方式不同，收益模式多样
我国分布式光伏电站建设的参与主体主要包括业主方、光伏电站开发商、设备供应商、工程建设方。根据用户主体不同，分布式光伏可分为户用分布式光伏和工商业分布式光伏两类。工商业分布式光伏主要商业模式：➢工商业主自持模式:针对小型工商企业，运营商主要提供电站EPC服务，电站资产主要以业主自持为主。运营商企业的收益主要来源于前期工程施工和后期电站运维。➢运营商持有模式:针对大型优质工商用电企业，运营商一般选择持有光伏电站、并提供后期运维，以用电企业的电费收入为主要收益来源。
户用分布式光伏主要商业模式：➢农户自持模式：开发电站的模式主要有全款安装和贷款安装。全款安装模式下，农户将自有资金投资给EPC企业，分布式光伏系统的设计、采购、建设等环节通过EPC招标的形式分包给工程建设企业或光伏企业，期间产生的发电量全额上网，电费收入归农户持有；贷款安装模式下，EPC企业协助农户向金融机构贷款，获得资金用于投资EPC企业，运转流程与全款安装模式近似。➢融资租赁模式：农户与光伏EPC企业签订协议提供屋顶资源。EPC企业绑定金融机构进行融资租赁，金融机构垫付电站建设前期部分资金，建成后成为资产持有方，并每年向EPC企业支付运维费用。合约期满后，农户可以极低的价格回购电站资产，电费收入全归农户所有。➢建成-转让(BT)模式：农户将屋顶资源提供给光伏EPC企业得到屋顶租金或后续得到优惠电价，光伏EPC企业垫资负责光伏电站全程建设，包括设备采购、工程施工等，电站建成后将手中的户用资产打包出售给电站收购方（主要为央国企）、负责后续电站运维以此获得收入。
对比BT模式和融资租赁模式，区别在于EPC企业的资金占用量以及资产兜底方：
1.3分布式需求：渗透率提速，开发潜力巨大各省分布式渗透率继续提升，低渗透率省份成长加速。自2021年以来，我国分布式光伏装机量进入快速增长时代，2022和2023年全国累计装机量增速分别达到47%和61%，2023及2024年以来，分布式光伏高渗透率省份仍有成长，例如北京、山东、浙江、福建等地，在维持高渗透率的同时仍有小幅提升；部分低渗透率省份也取得较大突破，其中2023年重庆、海南、广西、辽宁等地装机量渗透率较2022年提升近10pct甚至更高。'
技术可开发潜力巨大，渗透率仍有较高提升空间。据国家电网，综合考虑农村居民住宅屋顶及其他建设条件情况，分布式光伏最大装机潜力有望超过8亿千瓦，即使河南、山东等高渗透率分布式省份，技术开发潜力仍为当前装机量数倍，随并网消纳问题痛点逐步解除，全国分布式光伏装机前景广阔。截至2023年，全国户用光伏累计装机约116GW，根据住宅可装面积测算，我国户用光伏潜力在1500GW以上，当前户用光伏渗透率仅为8%。我们预测2026年户用渗透率将达到18%，2024/2025/2026年户用新增装机53/68/86GW，2023-2026年新增装机CAGR为21%；全国工商业光伏累计装机约139GW，根据工商业建筑可装面积测算，我国工商业光伏潜力在1200GW以上，当前工商业光伏渗透率仅为12%。我们预测2026年工商业渗透率将达到27%，2024/2025/2026年工商业新增装机64/74/102GW，2023-2026年新增装机CAGR为29%；综上，预计2024/2025/2026年全国分布式新增装机分别为116/143/188GW。
2成长之困：渗透率快速提升，并网消纳问题渐显
分布式光伏装机量高增，电网承载与消纳问题显现。光伏发电后，首先需要并入电网（离网运行的除外），其次需要满足电力系统实时平衡的运行要求才能被用户所消费。为了做到电力系统保持平衡，分布式光伏受到并网约束和调节约束两方面制约。➢并网约束是指分布式光伏发电系统接入既有电网的过程中所受到的约束。并网约束可细分为接网约束和外送约束，接网约束指光伏发电设备接入既有电网的过程中所受到的约束，受现有变压容量、电压等制约；外送约束指光伏发电量无法在本地完全消纳，需要外送至其他地区消纳时所受到的约束，包括是否有外送通道、外送通道容量是否充足、外送通道建设是否与新能源建设相匹配等。➢调节约束是指灵活性资源是否充足的约束。为了满足电力系统实时平衡的运行要求，在新能源发电过程中，系统中的灵活性资源（能够灵活调节的火电、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应等）需要响应分布式光伏发电系统出力的变化，进行调峰调频等操作。当电力系统中灵活性资源不足时，将出现弃光现象，并且会制约新增装机并网。
2.1并网：分布式光伏接入，低压配电网承载压力加剧随分布式光伏大规模接入，配电网承载压力巨大。并网消纳是近期户用光伏进一步发展面临的越来越严峻的挑战，尤其是在渗透率较高地区。一方面配电侧可接入容量有限，特别是农村电网普遍薄弱，随着户用光伏大量接入，很多区域出现配变、线路、主变上送重过载问题，近一年来在冀鲁豫的部分市县，配电网台区与线路的承载能力已达到饱和，户用光伏在380伏侧接入已无容量可用，暂停了380伏侧的并网申请，待扩容后再开放，这也是2023年户用光伏市场南移的主要原因。另一方面户用光伏基本全部采用全额上网模式，在渗透率较高地区存在部分时段户用光伏所发电量从380伏逐级升压甚至向110千伏以上高电压等级电网反送电情况，与就近就地消纳初衷不符，从系统角度也降低了经济性。
分布式光伏并网对配电网的损耗、电能质量、安全和潮流控制都带来挑战。并网会增加配电网的网络损耗，尤其是当光伏系统接入靠近线路尾端的位置时，损耗更为显著；并网后若逆变器采用高频率调制，可能产生谐波，影响电能质量；若发生孤岛效应，可能导致资源浪费和对电网工作人员安全的威胁；外界因素如自然条件和阳光强度会影响低压配电网的潮流大小而导致功率波动，进而影响电网的电压稳定性。
目前农村地区户用分布式光伏“反送电”成主要问题。分布式光伏规模化开发的农村地区，网架结构较为薄弱、设备水平相对落后，光伏并网增加了低压配电网中电源的数量, 使得低压配电网的潮流变得更加繁琐。正午分布式光伏大发，不仅出现低压侧发电向上级电网反送电情况，其反送功率甚至超过220kV变压器额定容量以及接入线路额定能力，造成过载和热稳定问题。清晨与傍晚光伏出力微弱，配电网易出现低电压，引起电压波动。同时，局部供需不平衡还造成电压抬升、谐波和损耗问题，部分户用分布式发展较快的农村地区已经触及电网安全稳定运行的边界。
分布式光伏规模化接入，会改变所在区域电网的净负荷曲线。分布式光伏渗透率较低的情况下，净负荷曲线接近原始负荷曲线，整体较为平稳。随着分布式光伏渗透率的逐步提升，表现为每日8时至16时期间，净负荷曲线与原始负荷曲线的差异急剧增大，呈现U字型特征，引起功率向上级电网倒送。
分布式低压配电网承载压力已有显现。为应对分布式低压接入容量不足问题，2023年6月，国家能源局发布《开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份各选取5-10个试点县（市）开展试点工作，将低压配电网承载能力按照良好、一般、受限划分接网预警等级。从预警等级结果来看，山东省、黑龙江省、河南省等分布式光伏渗透率较高的试点省份已经呈现较大区域低压配电网承载能力不足的问题。2024年5月，湖南省能源局公布的一季度各区县分布式光伏接入可开放容量结果显示，全市123个区县中，15个区县被划定为红色区域。并网制约问题初现端倪，亟待解决。
2.2调节：新能源渗透率提升，剩余调峰容量不足风光出力不稳定且与用电负荷不匹配，可控电源调节难度增加。电力系统平稳安全运行要求发电厂产生的电力与负荷端消耗的电力保持实时平衡。与火电、水电等人为可控、出力稳定的能源相比，光伏系统出力具有随机性、波动性、间歇性的特点，且出力时段与用电负荷匹配度较低，装机大比例提高会导致电力供给与电力需求时间错配，局部时段存在弃光的问题。时间错配主要体现在两个方面：一是光伏发电存在日内不同时间段的电力供需错配，如光伏出力主要集中在10 点-15 点，但用电负荷高峰集中在8点-10点和18点-22 点，午间光伏发电大于用电导致供大于求；二是光伏发电存在不同季度上的电力供需错配，如光伏在冬季发电能力不足，但因为制冷和供暖需求，居民和三产在夏季和冬季用电需求较高，二产则在年底因赶工而出现用电旺季。调节问题是分布式、集中式新能源共同的瓶颈。
新能源弃电量高增，“鸭子曲线”变“峡谷曲线”。反映加州电力系统净负荷的“鸭子曲线”（duck curve）正转变为更加陡峭的“峡谷曲线”（（canyon curve）。“鸭子曲线”源自美国加州电力系统模型，本质上是一天内发电所满足的电力负荷的变化图表（净负荷=实际负荷-可再生能源发电出力），曲线因形似一只鸭子而得名。2008年，美国国家可再生能源实验室（NREL）首次发现，随着光伏和其他可再生能源的增加，该曲线呈现出独特的形状。美国加利福尼亚州屋顶分布式光伏大规模接入和电力市场发展时出现净负荷（尖峰负载与可再生能源发电量之间落差）的“鸭子曲线”，净负荷在上午逐步走低，14点出现深谷，16 点后急速增长，至18时出现尖峰。同时“鸭子曲线”也在目前山东、山西等地区的电力现货市场的电价中出现。
光伏消纳问题逐渐显露，24年Q1光伏利用率同比下降明显。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的《2024年3月全国新能源并网消纳情况》，2024年1-3月，全国光伏的利用率为96%，2023年同期为98%；光伏利用率为100%的省份共6个，分别为上海、浙江、福建、重庆、四川、广西；光伏利用率低于95%的省份（地区）共7个，分别为湖北、陕西、河北、蒙西、甘肃、青海、西藏。午间低谷电价政策正蔓延至全国各个省份，部分地区甚至出现零电价或负电价。山东、山西等具备电力现货市场的新能源大省在现货电价方面多次因市场规则的不同出现“零电价”（山西）和“负电价”（山东）。2023年“五一”假期期间，山东实时现货交易连续22小时为负电价，“十一”假期期间，山东再次出现连续7个小时的负电价。
我们进行了2023-2025年新能源剩余调峰容量的测算，测算逻辑如下：我们将2020年各省工作日及节假日平均用电负荷加总得到2020全年全国24h平均用电负荷，以用电量为比例，近似得到2023年全年全国24h平均用电负荷，假设24-25年逐年用电负荷增加5%，且将火电、核电、水电、新型储能划分为可调峰电源，其中火电划分为煤电（又分为灵活性改造后煤电及常规煤电）和气电，由于要同时考虑电源保供和新能源消纳，其中电力保供需考虑在净负荷（净负荷=用电负荷-风光出力）最大时：可控电源最大出力+对应时点风光出力≥此时用电负荷*（（1+备用率），由于常规煤电、灵活性改造后煤电碳排放为上述所有电源中最大的，因此我们假设优先其他电源开机，后优先灵活性改造后煤电开机，最后考虑常规煤电开机，由此可得出满足保供要求的常规煤电开机容量；对于消纳方面，若假设无弃风弃光，需考虑净负荷最小时（即消纳压力最大时）:可控电源最小出力+对应时点风光出力≤此时用电负荷，若假设风光利用率满足95%消纳红线，我们简化为煤电（常规煤电及灵活性煤电）开机容量即使降低到当时最低水平，仍无法满足全部风光消纳，则我们将不等式简化为：可控电源最小出力+对应时点风光出力*95%≤此时用电负荷，据此可算出最大调峰空间，减去当年累计风光装机量，可得到新能源剩余调峰空间。
按照可控电源十四五规划目标，23-25年新能源剩余调峰空间逐年下降。我们按照十四五规划（其中储能取自其中24省十四五规划），即2025年常规煤电/灵活性改造后煤电/气电/常规水电/抽水储能/核电/储 能 累 计 装 机 分 别 为840/410/150/380/62/70/65.85GW，2024年按照2023和2025年的平均值，同时假设2024年中国光伏/风电新增装机分别为250/90GW，2025年分别新增275/105GW，2024/2025年逐年用电量上升5%。按照上述测算逻辑，我们测算得出风光可完全消纳下的2023-2025年新能源剩余调峰空间分别为214.2/135.4/14.1GW，将在2025年左右消耗殆尽；若按照95%的消纳率，则消纳压力最大时刻仅有95%风光电力能被消纳，测算得出2023-2025年新能源剩余调峰空间分别提升为251.8/178.2/60.9GW，即剩余可新增的新能源装机容量。可看出随风光装机不断提升，新能源调峰能力将持续下降，且以上测算均为理想条件，实际考虑可控电源启停调峰时序可能错配、及电网阻塞等问题后，实际调峰空间将小于我们的测算结果。
若考虑储能增长可能远超十四五目标，25年新能源剩余调峰空间将提升114.4GW。实际上按照我们的预测，2024-2025年新型储能有望远超十四五目标，假设2024-2025年新型储能新增装机量分别为82.1/131.5GWh，假设为一充一放模式，即调峰等效装机规模分别为41.05/65.73GW，保持其他条件不变，可测算出风光可完全消纳下的2024-2025年新能源剩余调峰空间分别为185.6/130.5GW；若按照95%的消纳率，则2024-2025年新能源剩余调峰空间分别为231.1/174.3GW，相比各省十四五新型储能装机目标，2024年100%消纳率/95%消纳率下调峰能力分别提升50.2/52.8GW，2025年分别提升116.4/113.4GW，有较大提升空间。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
