2022年光伏建筑行业深度报告（附下载）

  2020年各国家与地区做出了最新的减排承诺。其中，美国、日本、韩国、欧盟等承诺2050年实现碳中和，中国、沙特阿拉伯承诺2060年实现碳中和，印度承诺2070年实现碳中和。

  2021年10月24日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，简称《方案》，是碳达峰阶段的总体部署，是“N”中为首的政策文件。《方案》在与《意见》保持目标和方向衔接的同时，将2030年前任务更细化。其中，将非化石能源消费比重达20%的目标达成时间提前5年至2025年。为达此目标，“十四五”期间，我国光伏年均新增光伏装机或将超过75GW。

  能源结构转变的重点是新老能源的成本对比。当新能源的度电成本高于油气时，从经济性的角度来讲建设新能源电站并不合算，因而需要政策补贴来刺激行业发展；而当新能源的度电成本接近甚至低于油气时，新能源的内生增长的动力将显现，行业扩张不再依赖于政策补贴力度。市场化的竞争会帮助良币驱逐劣币，有利于加速行业整合。

  全行业降本增效下，光伏平准化度电成本持续降低，目前已经接近燃煤标杆基准电价水平。当前常用的电力成本为平准化度电成本（LCOE），就是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。全行业降本增效下，我国商业侧光伏的平准化度电成本从2012年的0.93元/千瓦时，下降至2020年的0.41元/千瓦时；用户侧光伏的平准化度电成本从2012年的1.03元/千瓦时，下降至2020年的0.43元/千瓦时。光伏发电的度电成本已经接近燃煤标杆基准电价水平，使得绿色电力的大规模应用已经逐步具备现实的经济性。

  集中式/分布式光伏电站的平准发电成本（LCOE）未来仍存在很明显的下降空间，有望持续增厚行业利润。据《中国光伏产业高质量发展路线年，全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.21、0.25、0.31、0.37元/kWh；全投资模型下分布式光伏发电系统在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.19、0.22、0.28、0.33元/kWh。据协会预测，随着硅烷流化床法、N型电池等新技术的发展，地面光伏电站与分布式光伏发电系统的LCOE仍将持续下降。

  平价上网背景下，光伏行业持续加快速度进行发展，2022年有望成为光伏装机大年。2021年，国内光伏新增装机54.88GW，同比增加13.9%，其中，分布式光伏装机29.28GW，占全部新增光伏发电装机的53.4%，历史上首次突破50%。在利好政策刺激下，2022年H1国内光伏新增装机达30.88GW，同比高增137%；多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均在45%以上；出口总额259亿美元，同比增长113%。CPIA亦将2022年全球光伏新增装机量预测由195-240GW上调至205-250GW，将2022年我国光伏新增装机量预测由75-90GW上调至85-100GW，由此可见，CPIA认为2022H2我国光伏新增装机量将在54.12-69.12GW之间，下半年光伏装机量有望进一步提速。

  全国碳交易市场已开启，碳价稳中有升。2021年7月16日正式上线运行的全国碳市场，运行一年来碳排放配额（CEA）累计成交量1.94亿吨，累计成交金额达84.92亿元，期间CEA（全国）价格小幅上行，2022年7月28日的价格为58.96元/吨。

  CEA价格长期看上行仍有动力，光伏项目作为清洁能源有望受益。《2020年中国碳价调查报告》预计，随全国碳市场趋于成熟，覆盖范围由电力行业扩大至石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、国内民用航空行业，而环保要求趋严也带来更严格的减排目标，总体看碳价上行趋势将显而易见。报告统计2025年CEA平均预期价格为71元/吨，2030年CEA平均预期价格为93元/吨，2050年CEA平均预期价格为167元/吨。此外，未来配额分配机制会逐渐由免费向有偿分配转变，也会给碳价以支撑。考虑到光伏属于国家鼓励的新能源投资项目，后续有可能将获得绿证或CCER收入，叠加CEA价格上涨的趋势，项目投资收益有望进一步增加。

  原材料方面，多晶硅作为光伏核心原材料，具有产能投资金额大、技术工艺复杂、投产周期长等特点，技术壁垒较高，因而在2005年以前被国外垄断。此后，建筑央企引领了多晶硅的国产化进程，是该领域的重要参与者。光伏玻璃方面，作为光伏组件不可或缺的配件之一，其在技术方面的要求与品质衡量准则等方面的要求都远高于普通玻璃。考虑到光伏玻璃与光伏幕墙之间的强相关性，因而也将其纳入建筑行业及同类上市公司范围内。

  光伏布局建筑规划设计方面，由于分布式光伏屋顶的设计难度总体较低，现有建筑规划设计院通常具备建筑、结构、给排水、电气、暖通这五大部门，完全有能力在建筑设计时同时兼顾光伏设计，因此光伏设计有望成为传统建筑设计企业业务增量。

  光伏组装方面，中国电建/能建等八大建筑央企、粤水电、中装建设均有相应项目完成/在建/落地；江河集团、森特股份等亦在由传统幕墙/钢结构业务向光伏幕墙/屋顶转型。电站运营方面，随着光伏度电成本下降，现有集中式/分布式光伏项目的内部收益率可观，激励传统建筑公司向清洁能源运营商转型；“光伏+生态修复”是一种太阳能与土地多重利用的模式，有望借第二批风光大基地东风而起，亦可关注传统生态修复类上市公司。

  多晶硅是太阳能光伏和电子信息产业重要的基础原料，技术壁垒较高。作为半导体材料，全球85%以上的光伏电池和95%以上的半导体元器件均采用硅基材料。作为光伏产品制造的基础原材料，多晶硅具有产能投资金额大、技术工艺复杂、投产周期长等特点，技术壁垒较高。改良西门子法为主流工艺。

  当前主流的多晶硅生产技术主要有改良西门子法（三氯氢硅法）和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗粒硅。改良西门子法生产的基本工艺相对成熟，2021年棒状硅市占率为95.9%，是当前的主流工艺。尽管从未来看，若颗粒硅的产能进一步扩张，并且随着生产的基本工艺的改进和下游应用的拓展，市场占比会促进提升，但难以大规模替代改良西门子法。

  改良西门子法是用氯气和氢气合成氯化氢，氯化氢与工业硅粉在一定的温度下生产三氯氢硅，然后对三氯氢硅进行分离精馏提纯，提纯后的三氯氢硅在还原炉内进行化学气相沉积反应生产高纯多晶硅，其主要是在西门子法基础上增加了尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭路循环和原料的循环利用，解决了西门子法还原过程单次转化率低的问题，提高了物料使用率，降低了生产成本，同时避免副产品直接排放污染环境。

  硅烷流化床法主要是硅烷和氢气的混合气通过反应器底部进入流化床。在反应器顶部加入平均粒径约为0.2～0.6mm的细小硅颗粒作为籽晶，在反应器外壁加热器的作用下，同时伴随载气流速的不断增加，颗粒床层由固定床转变为流化床，转变时对应的流速即为最小流化速度Umf。最小流化气速Umf可以通过尔格方程测算。在此条件下，硅烷受热立即分解为硅和氢气。硅烷分解后产生的硅沉积在籽晶表面，籽晶颗粒长到一定尺寸由于重力作用掉落到反应器底部，从反应器底的颗粒收集系统采出。

  这种持续加入籽晶和通入硅烷气和载气的方法，可以达到连续化生产。硅烷流化床法生产粒状硅在技术方面和成本控制方面均有明显的优势，硅烷流化床在技术方面客观存在的技术难题主要包括流化床平稳性控制，产品中存在残氢，产品表面存在硅粉以及产品杂质含量有待提高等方面。以上的问题逐步解决后，硅烷流化床法生产粒状硅在多晶硅行业的优势将更加明显，市场中的占有率会进一步增大。

  2022H2起多晶硅价格有望下行。根据硅业分会的统计，截止到2021年底，全国多晶硅生产企业共13~14家，总产能约58万吨；根据国内硅料企业最新生产运行计划，全年硅料产量将再次调高预期至80万吨，其中包括三季度初将投产释放的乐山协鑫（已于7月下旬投产）、包头新特、内蒙古通威等。2022年1月-3月，特变电工、大全能源、合盛硅业、上机数控、东方希望、中来股份、吉利科技、宝丰集团等企业规划了140万吨多晶硅产能，综合来看2022H2起多晶硅价格有望下行。

  光伏玻璃是光伏组件不可缺少的配件之一。由于单体太阳能光伏电池机械强度差，容易破裂；空气中的水分和腐蚀性气体会逐渐氧化和锈蚀电极，无法承受露天工作的严酷条件；同时单体光伏电池的工作电压通常较小，难以满足一般用电设备的需要。因此太阳能电池片通常被 EVA 胶片密封在一片封装面板和一片背板的中间，组成具有封装及内部连接的、能单独提供直流电输出的、不可分割的光伏组件。

  光伏玻璃一般使用超白玻璃，在料方设计、工艺系统设计、熔窑窑池结构、操作制度、控制制度和产品质量标准等方面的要求都远高于普通玻璃。普通玻璃光伏玻璃最重要的特性就是太阳光的高透过率。普通玻璃因为含铁量较高，往往呈现绿色，透光率较低，因此光伏玻璃一般使用超白玻璃。

  目前，普通玻璃的铁含量一般在0.2%以上，而光伏玻璃的含铁量根据国家标准必须低于 0.015%。因此超白玻璃在料方设计、工艺系统设计、熔窑窑池结构、操作制度、控制制度和产品质量标准等方面的 要求都远高于普通玻璃。此外，光伏玻璃在抗冲击、抗老化、耐腐蚀方面的要求亦远高于普通玻璃，两者的生产技术存在明显区别，普通玻璃的生产线无法轻易转换为光伏玻璃生产线。

  除光伏装机量增加外，双玻组件渗透率的提升亦是需求增长的驱动因素。根据《基于LCOE的单面与双面双玻光伏组件经济性分析》，应用双玻光伏组件光伏电站在25年全生命周期内的发电量要远高于应用单面光伏组件的电站。同时，随着光伏玻璃轻薄化趋势的演进，单面与双面双玻光伏组件的成本差距缩小，其经济性增强，因而双玻组件渗透率持续提升。原来由一片光伏玻璃为盖板的单玻光伏组件化身为2片光伏玻璃组成的双玻组件，这种结构性变化将使光伏玻璃需求大幅度扩大。

  2021年双玻组件市占率已上升至37.4%，未来仍有较大上行空间。据中国光伏行业协会相关数据统计，2018年我国双玻组件的市占率仅为10%，到了2021年，双玻组件的市占率已上升为37.4%；据中国光伏行业协会预计，到2023年单双面组件市场占比将基本相当。

  供给侧方面，政策指出光伏压延玻璃项目不再受产能置换约束。据工信部统计，2022H1，在产企业共计38家，投产产能109窑348条生产线%。从在建与意向投建的产能来看，目前共有5.7万吨/日的光伏玻璃生产线年点火在建超白压延玻璃生产线 万吨/日的光伏玻璃生产线意向投建，是当前产能的 3.2 倍，预计将于未来五年陆续释放。光伏玻璃扩产意愿与力度强劲，预计供需将保持紧平衡。但事实上，点火试生产至正式运营间亦存在时间窗口，2022 年光伏玻璃需求超预期的背景下，下半年或将存在价格阶段性反弹机会。

  光伏玻璃为典型工业品，同质化较为严重，在行业供需紧平衡背景下，建议关注企业的技术迭代与成本管控能力，前者指兼具厚度薄、尺寸大这两大特征的差异化爆款产品与 TCO 导电膜玻璃，后者指原有寡头与新进优质浮法玻璃企业的成本管控能力。

  技术迭代的重要方向之一为薄片化。从生产和成本层面来看，假定3.2mm、2.5mm、 2mm、1.6mm玻璃的原片平均成品率分别为84%、82%、80%、75%，加工平均成品率分别为 97%、95%、95%、93%，当玻璃公称厚度从 3.2mm 分别降到2.5mm、2.0mm 和 1.6mm 时，目前同样窑炉的玻璃产能分别可提升 17%、41%和 60%。同时，随着薄玻璃成品率的提升和厚度控制得更为精准，薄玻璃的产能优势有望得到逐步提升。

  技术迭代的另一重要方向为大型化。由于大尺寸硅片可以在不改变组件尺寸的情况下提高单片功率，摊低 BOS 成本，因而硅片尺寸大型化是当前市场的主流趋势。由于光伏组件中硅片尺寸与玻璃尺寸需匹配，因而光伏玻璃大型化亦是大势所趋。

  受性能限制，光伏玻璃薄片化与大型化兼得的难度较大。随着厚度的减小，超白压延玻璃及浮法玻璃的抗冲击强度与抗弯强度逐渐减小，而大型化会导致玻璃受荷力矩增大，因此两者相结合会对光伏玻璃的力学性能产生更为不利的影响。这也可以用于解释当前分布式 2mm 双玻组件最大单片组件功率可超过 600 瓦，但分布式 1.6mm 双玻组件功率仅能达到 400 多瓦。

  因此大尺寸光伏玻璃与超薄光伏玻璃的应用场景将出现分化，前者因较高的单片功率将更多地应用于集中式光伏电站与受力条件较优的分布式电站；后者因更轻的质量（若按 1.6mm+1.6mm 双玻组件与 2mm+2mm 双玻组件进行对比，单平米相差重量约为 2kg，约占整体光伏系 统重量的 10%）将更多地应用于受力条件稍差的分布式电站。

  薄片化的壁垒高，在光伏玻璃上市公司研发费用率整体上升的背景下，存在出现兼具薄、大特点的差异化爆款产品可能。光伏玻璃大型化需要对现有生产线进行升级改造，壁垒主要在于资金层面而非技术层面，因此产品同质化情况仍然难以改变。而光伏玻璃薄片化为提升良品率，需要自动化程度更高的生产线对全过程进行更为精细的操控，对熔化时的气泡控制、成型时的平整度控制、产品的强度控制都提出了更高的要求，叠加大尺寸面板对力学性能的更严格要求，技术端壁垒较高。但考虑到近年来光伏玻璃相关上市公司研发费用率呈上升趋势，且薄片化为其中的重要研发方向，因此我们认为需要重点关注兼具薄、大特点的差异化产品研发进展。

  TCO 导电膜玻璃亦是技术迭代的重要方向。TCO 导电膜玻璃即透明导电氧化物镀 膜玻璃，是在平板玻璃表面通过物理或者化学镀膜的方法均匀镀上一层透明的导电 氧化物薄膜。TCO 导电膜玻璃具有对可见光的高透过率和高的导电率，是第二代的碲化镉薄膜电池和第三代的钙钛矿电池组件的重要配件。由于在线设备需定制+浮法生产线的改造复杂+工艺参数需尝试，在线镀膜竞争壁垒较高。

  当前光伏玻璃行业呈现双寡头格局，龙头成本优势明显。据卓创资讯统计，截止 2022 年 6 月，信义与福莱特在产超白压延玻璃产能分别为 16800、14600 吨/天，市占率 分别为 26%与 23%，行业呈现双寡头格局。我们对福莱特、亚玛顿、安彩高科三家 光伏玻璃上市公司进行了单位成本的对比，福莱特作为双寡头之一成本优势明显。但随着新的大型窑炉生产线的投入以及旗滨集团等优质浮法玻璃企业的 入局，未来全行业的降本增效举措将缩小福莱特与信义光能两大寡头在成本方面的领先优势。

  原材料与燃料方面，需关注规模+自有矿产资源+生产基地区位。光伏玻璃的主要原材料为纯碱与石英砂等；燃料为重油、天然气等。纯碱、石英砂等作为大宗商品， 具有明显的规模效应，即采购价格随采购量的增加而下降。同时，光伏玻璃对石英砂的质量有着较高的要求，随着光伏玻璃行业的快速增长，我国产地分布有限的优 质石英砂将成为相对紧缺的资源，因而优质、稳定的石英砂供应是光伏玻璃企业发展的保障，既可以降本，亦可保障生产的稳定性，或将成为未来竞争的重要因素。

  此外，生产基地区位亦是生产所带来的成本的重要影响因素，首先，当地是否存在充足的优质石英砂资源会影响原材料的运输半径；其次，天然气在各地的基准门站价格不一， 生产基地区位会影响燃料成本；最后，玻璃产品密度较大，受运输半径限制较大，生产基地附近新建光伏电站的力度决定了产品销售过程中的运输半径。

  位于光伏产业链下游的光伏电站可分为集中式光伏电站与分布式光伏电站。其中集中式大面积光伏通常建在沙漠、戈壁等地区，充分利用荒漠地区丰富和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，通过接入高压输电系统来供给远距离负荷；而分布式光伏一般建在楼顶、屋顶、厂房顶等地方，较多的是基于建筑物表面，就近解决用户的用电问题，通过并网实现供电差额的补偿与外送。

  随着光伏发电全面进入平价时代，叠加“碳中和”目标的推动以及大基地的开发模式，集中式光伏电站将迎来新一轮发展热潮。目前共有两批大型风电光伏基地落地/将落地，“十四五”期间将贡献约 300GW 风光项目装机量，其中第一批大型风电光伏基地建设规模总计 97.05GW，已陆续转入建设期；第二批大型风电光伏基地建设规模总计超200GW（共 455GW，其中十四五期间 200GW）。

  稳增长主线不改，新能源、新基建项目将被纳入专项债券重点支持范围，保障风光大基地项目资金来源。进入 2022 年我国核心城市受到疫情影响，深圳上海等地疫情对经济发展造成压力。同时海外局势尚不明朗，造成能源价格等大宗商品价格持续上涨，对制造业等中下游企业产生影响，经济增长目标的实现仍有阻力。同时，自“房住不炒”提出之后，地产政策并未有明显放松，基础设施投资对于稳增长的带动更为明显，稳增长依旧处于更为重要的位置。此外，2022 年 6 月 2 日，财政部召开新闻发布会，提出要加快地方政府专项债券发行使用并扩大支持范围，确保今年新增专项债券 6 月底前基本发行完毕，力争 8 月底前基本使用完毕；将新基建、 新能源项目纳入专项债券重点支持范围，从而更好发挥稳增长、稳投资的积极作用，预计集中式光伏项目将受益。

  2022 年以来，硅料价格持续上涨，带动电池片、组件全面涨价，各环节涨幅在 4%~28% 之间，大基地项目收益率承压。在中国光伏行业协会举办的“2022 年光伏产业链供应论坛”上，多家投资企业、设计院的嘉宾普遍认为，按照正常的项目收益率，不同地区的大基地项目，能承受的组件价格大概在 1.65~1.85 元/W 之间。因此，目前的硅料价格已经使绝大多数大基地项目的收益率低于正常水平。但若是 2022H2 多晶硅价格下行，大基地项目收益率有望逐渐恢复正常水平，提振下游需求。

  长期视角看，集中式光伏电站（地面光伏系统）的初始投资成本仍有较大下行空间。我国地面光伏系统的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。土地费用包括全生命周期土地租金以及植被恢复费或相关补偿费用；电网接入成本仅含送出 50MW，110kV，10km 的对侧改造；管理费用包括前期管理、 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，未来下降空间不大。组件、逆变器等关键设备成本随着技术进步和规模化效益，仍有一定下降空间。据 CPIA 统计，2021 年我国地面光伏系统的初始全投资成本为 4.15 元/W 左右，较 2020 年上涨 0.16 元/W，涨幅为 4%。CPIA 预计2021-2030 年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件价格回归合理水平，光伏系统初始全投资成本将呈现明显的下降趋势。

  “民营企业开发、建设+央国企收购、持有”是过去光伏项目的主流开发形式。民营企业机制灵活、决策快，在前期开发、建设过程中优势明显；央国企资信等级高、 资金成本低、资金实力雄厚，更适合持有。除此之外，双碳背景下央国企较为迫切 得进行新能源转型亦是大量收购民营企业光伏电站的重要原因。

  央企收购光伏电站节奏趋缓，自建自持比例或将提升。根据智汇光伏统计，2022 年上半年，上市公司公示的国内光伏电站交易量仅有341MW，明显低于往年的交易量，与央企明显收紧光伏电站相关收购有着直接联系。央企收购光伏电站节奏趋缓， 主要原因包括项目合规性+收益率要求趋严。其中，项目合规性指土地性质以及老项目的补贴申报手续等（由于光伏项目占地面积大，会涉及国土、环保、林业、畜牧、渔业、水利等多个部门，项目前期开发存在遗漏部门的可能性；由于光伏项目是最近几年才快速发展起来的，涉土地部门对光伏行业了解不充分，造成国家对于光伏 用地的土地政策存在一定的模糊性）。

  项目收益率指过往部分交易以收益率来反推造价，存在利益输送风险（主管部门在补贴核查过程中，发现部分项目涉嫌买卖路 条）。在该背景下，民企建设光伏电站热情或将减退，央国企自建自持比例或将提 升，我们认为兼具电力新能源技术优势与融资成本优势的建筑央企（中国电建、中国能建），可于建设端与运营端同时发力，将明显受益于风光大基地建设。

  光伏+生态修复是一种太阳能与土地多重利用的模式。光伏电站可以向电网输送清洁的电力，同时还可以减少地面受到的日照辐射和水分蒸发量，增加降水，加上清洗电池板时喷洒的水分，促进了植被的生长和恢复，这对于蓄水保土、阻风固沙、调节气候、改善生态环境具有重要意义。这种模式既能把丰富的太阳光照资源转化成清洁能源，同时又可以降低生态治理成本，促进生态改善，实现了光伏发电与恢复植被改善生态的双赢。部分光伏电站已经显现生态修复作用。

  国家电投青海共和荒漠光伏电站生态恢复项目七八月植被覆盖度增加了15%，光伏板下10厘米、20厘米、40厘米的土壤含水量分别增加78%、43%和40%，风速比园区外降低了40.3%，空气相对湿度比公园外增加了2.8%；宁夏腾格里沙漠光伏项目年均发电量5.35亿千瓦时，组件下沿距地高度最低150厘米，采用草方格围沙方式，3年后植被覆盖率达到了90%；宁夏毛乌素沙漠光伏项目位于黄土高原水蚀性荒漠上，光伏板下面种植了苜蓿和枸杞。光伏板减少了辐照强度，枸杞的开花季比当地同类枸杞长了5周，产量增加了29%。

  第二批风光大基地建设规划指引未来西北地区的光伏风电项目建设，沙漠、戈壁、荒漠地区更有利于光伏+生态修复项目开展，或成生态修复公司的业务新增长点。2022年2月25日，国家发展改革委、国家能源局印发了《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》。方案显示，到2030年，将规划建设风光基地总装机约455GW，其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机284GW，采煤沉陷区规划装机37GW，其他沙漠和戈壁地区规划装机134GW。参考既有林光互补项目，假定1MW光伏项目对应用地面积为30亩，若光伏+生态修复项目渗透率未来达20%，对应修复面积为273万亩；对应修复面积为50%，对应修复面积为683万亩。

  屋顶为分布式光伏的主流应用场景，其原因包括：屋顶受光照时间较长，能充分利 用当地日照资源；屋顶安装 BAPV 对建筑物外观的影响较小，更能满足业主对于美 观的需求；屋顶分布式光伏充分有效利用居民屋顶的闲置资源来实现收益，不占用 现有国土资源。

  由于分布式光伏电站多与建筑相结合的特点，建筑企业参与度较高。分布式光伏会给房屋带来附加荷载，开展分布式项目时要求企业具备相应结构设计能力以保障结构安全。同时，房屋建筑作为人们生活、生产的场所，其美观程度要求较高，开展分布式项目时亦需要企业具备相应建筑设计能力以保障整体美观程度。因此，建筑企业参与分布式光伏电站建设、运营存在一定优势。

  分布式光伏电站中，将光伏组件与建筑结合的方案，称为BIPV或BAPV。BIPV（BuildingIntegratedPhotovoltaic）指光伏建筑一体化，又称为“建材型”太阳能光伏建筑。BAPV（BuildingAttachedPhotovoltaic）指附着于建筑物上的光伏发电系统，又称为“安装型”太阳能光伏建筑。BIPV与BAPV的区别主要在于光伏组件与建筑一体化的程度高低。BAPV通常通过简单的支架实现安装，可以后期加装，不改变建筑外观，与建筑物原来的功能没有冲突。BIPV在前期设计时已经将光伏组件内置在建材中，一体化程度更高，通常外观也更简洁美观。

  从自身特点来看，BAPV更适合应用于存量屋顶改造，适用于快速发展分布式光伏的需求，因此当前BAPV为光伏屋顶的主要应用形式。BIPV需要在建筑的前期纳入规划，一般在新建筑中应用，长远来看潜在空间非常广阔，但短期受到新建筑数量和建设周期的限制。BAPV不与原有建筑发生冲突，不破坏或影响原有的建筑物功能，因而可以用于对存量建筑的改造，实施难度也相对较低，适用于快速发展分布式光伏的需求。

  同时，BIPV因为承担建材本身的功能，涉及承重、防水等需求，因而相关企业除了要有生产、安装光伏设备的技术与经验外，还需要拥有建筑设计能力，壁垒更高；而BAPV是相对纯粹的光伏产品，其模式与集中式光伏电站更为类似，相关项目更多由光伏企业主导，对建筑企业而言，因为只负责安装，技术含量与盈利水平相对较低。

  新建建筑中，BIPV在经济性、可靠性、便捷性、美观性等方面具有诸多优势，未来发展前景广阔。

  经济性方面，BIPV不需要事先安装彩钢瓦等材料的屋面、墙体，而是将光伏组件取代彩钢瓦等材料的屋面或墙体，可节省屋面或墙体的购置及安装成本，材料造价成本更低；

  可靠性方面，BIPV将光伏发电设施与建筑同时进行设计、施工与安装，在屋面受力、防水等方面有着良好的可靠性；便捷性方面，BIPV系统与建筑同设计同施工，可降低因分期施工带来的工期延长风险与因直立锁边面板带来的施工难度加大风险；

  美观性方面，晶体硅BIPV组件、薄膜BIPV组件的结合应用，使BIPV能融合建筑幕墙、连廊、采光顶、柔性屋顶、车棚等设施，在保持原有建筑平面功能布局不变的前提下，同时将不同形状、颜色、透光率的光伏组件搭配使用，能带来更加整体化的视觉效果。

  2021 年 9 月，国家能源局公布了第一批整县试点名单，将进一步加速 BIPV 与 BAPV 市场的发展。2021 年 6 月，国家能源局印发了《国家能源局综合司关于报送整县 （市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，要求各地区积极协调落实屋顶资源，以整区、街道、镇、乡等方式进行开发建设，其中党政机关屋顶总面积可安装 光伏发电比例不低于 50%，学校、医院等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例 不低于 40%，工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 30%，农村居民屋 顶总面积可安装光伏发电比例不低于 20%。

  当下整县（市、区）屋顶分布式光伏开发属于试点工作，全国共有 31 个省、市、自治区（含新疆兵团）的 676 个县进行申报，数量约占全国的 24%，主要分布在东南部分布式发展好的省份。试点项目需要具备的条件包括：屋顶资源丰富，具备安装 光伏能力；有较好的消纳能力，尤其日间电力负荷较大；各种类型的建筑屋顶面积 可安装光伏比例较高。

  政策顺利推进背景下，预计光伏屋顶新建/存量市场或将达 749/23,254 亿元

  当前建筑光伏的主流应用场景为屋顶，经测算，新建公共建筑/商业建筑/工业厂房屋顶面积分别约为 0.46/0.88/2.7 亿平米。据统计，近年我国建筑业竣工面积维持在 40 亿平米左右，其中住宅竣工面积约为 26.7 亿平米，公共建筑约为 2.3 亿平米，商业建筑约为 4.4 亿平米，工业厂房约为 5.4 亿平米。若不考虑住宅对 BIPV 市场的贡献，假定公共/商业建筑的平均层数为 5 层，工业厂房的平均层数为 2 层，则可测算 对应屋顶面积分别为 0.46/0.88/2.7 亿平米。考虑政策对应的渗透率后，我们认为新建光伏屋顶面积潜在空间或将达 1.25 亿平 米。根据政策，学校、医院等公共建筑可安装光伏发电比例不低于 40%，工商业厂 可安装光伏发电比例不低于 30%，因此新建公共建筑光伏屋顶面积约为 0.18 亿平 米；商业建筑/工业厂房光伏屋顶面积约为 0.26/0.81 亿平米，三类建筑的新建分布 式光伏屋顶面积之和为 1.26 亿平米。

  假定新建光伏屋顶面积的空间约为 1.26 亿平米、单瓦平均报价为 3.97 元、平米装 机为 150W，测算可得新建分布式屋顶光伏项目市场空间约为 749 亿元。针对单价 与平米装机两个参数，对新建分布式屋顶光伏项目市场空间进行弹性测算，其空间 为 471-1005 亿元。⑴单价：未来我国分布式光伏系统初始全投资成本存在较大下行空间，因此我们认 为分布式屋顶单瓦平均报价也会随之下行，在测算时考虑其范围为 2.5 元/瓦-4 元/ 瓦。⑵平米装机：平米装机可以视为光电转化效率的相关参数，当前龙头企业光伏设备 转换效率约 25%，对应功率为 250W。考虑到倾斜角度影响，在弹性测算时我们假 定其范围为 150W-200W。

  经测算，我们认为存量光伏屋顶面积潜在空间或将达 39 亿平米。《2020 年城乡建设 统计年鉴》指出，城市居住用地/公共管理与公共服务用地/商业服务业设施用地/工 业用地面积分别为 181.0/51.6/40.9/113.4 亿平米，县城居住用地/公共管理与公共服 务用地/商业服务业设施用地/工业用地面积分别为 64.5/17.2/12.8/25.4 亿平米，乡镇 实有住宅建筑面积 8.4 亿平方米。假定工商业建筑密度为 40%；居住用地建筑密度 为 25%；农村住宅包含县城住宅及乡镇住宅，则可得到农村住宅/公共建筑/商业建 筑/工业厂房屋顶面积分别为 24.5/27.5/21.5/55.5 亿平米。此外，考虑到政策关于各 类建筑的渗透率要求，可得农村住宅/公共建筑/商业建筑/工业厂房光伏屋顶面积分 别为 4.9/11/6.4/16.7 亿平米，四类建筑的存量分布式光伏屋顶面积之和为 39 亿平米。

  光伏屋顶项目回报周期约 7 年，内部收益率约为 13%。初始投资成本方面，我们统 计得到单瓦平均报价约为 3.97 元，假定平米装机为 150W，则平米投资成本约为 600 元，假定单平米光伏屋顶的年发电量为 130 度，具体电价通常需要考虑工商业自用 与上网两部分，假定综合收益电价为 0.7 元/度，可计算得到每年的电价收益为 91 元。同时，CPIA 统计得到 2021 年分布式光伏系统运维成本为 0.051 元/W/年，即单 平米光伏屋顶年维护成本为 7.65 元，则可计算得到每年的利润为 83.35 元，回报周 期约为 7 年，内部收益率约为 13%。

  光伏屋顶设计需在原有建筑功能的基础上，尽可能提升光伏能源转化效率，总体壁 垒较弱。在光伏设计时，需要综合考量安装地点、光伏组件及其他设备的选型、光 伏阵列朝向和倾角计算和太阳电池方阵间距计算，以保证光伏发电系统的整体效率。同时，分布式光伏系统需要依靠并网发电系统实现余电上网赚取收益，其主要由光 伏组件、逆变器、控制器、数据采集器、防雷接地系统等几大部分组成。此外，设 计公司需保证光伏系统不影响原有建筑的使用性能，包括承重、保暖、防水等，总 体壁垒不强。建筑设计时兼顾光伏设计可行，光伏设计有望成为传统建筑设计公司业务增量。当 前建筑设计院通常具备建筑、结构、给排水、电气、暖通这五大部门，完全有能力在建筑设计时同时兼顾光伏设计，光伏设计有望成为传统建筑设计公司业务增量。

  除屋顶外，幕墙也是分布式光伏的主要应用场景之一。幕墙是建筑的外墙围护结构， 非承重，是现代大型和高层建筑常用的带有装饰效果的轻质墙体。幕墙由面板和支 承结构组成，根据面板的材质不同可分为玻璃幕墙、金属板幕墙、石材幕墙等，其 中玻璃幕墙具备美观、保新、轻质、采光好等优点，应用最为广泛。BIPV 为光伏幕墙的主流应用方式。采用幕墙替代混凝土外立面的优势主要为美观 +采光好，该特点决定了多数存量幕墙难以像屋顶一样加装 BAPV。因此，当前光伏 幕墙主要应用于新建建筑中，而 BIPV 为光伏幕墙的主流应用方式。当前薄膜电池与晶硅电池同时应用于光伏幕墙。由于能够根据设计要求对透光性、 色彩、纹理、图案等艺术化处理和个性化定制，使得薄膜类光伏幕墙应用更为广泛、 适应性更佳。目前实际应用最为广泛、适应场景最为丰富的是碲化镉薄膜光伏幕墙， 代表性项目包括嘉兴科创中心、大同能源馆等。需要注意的是，出于成本与发电效 率的考量，薄膜电池仅在透明玻璃门窗部分使用，非透明外围护结构仍采用晶硅电 池。

  从光照时间看，光伏幕墙系统发电能力小于光伏屋顶系统。幕墙外立面受光照时间 不及屋顶，导致了两者的效率差异。据《不同 BIPV 系统的收益及环境效益分析》 中对光伏幕墙系统与光伏屋顶系统的比较可知，光伏幕墙系统发电能力小于屋顶系 统,光伏幕墙系统 25 年寿命周期的发电量约为 20.98kWh/Wp,产生的收益约为 23.84 元/Wp;光伏屋顶系统 25 年寿命周期的发电量约为 28.73kWh/Wp，产生的收益约为 32.63 元/Wp。

  现有光伏幕墙已具备较好的经济性能。《铜铟镓硒光伏幕墙技术的经济性分析》针对 新型的铜铟镓硒(CIGS)光伏幕墙技术，以沈阳地区光伏建筑应用为例，从全寿命周 期角度进行经济性分析，其中全寿命周期成本为 848.06 万元，全周期收益为 1370.77 万元，外部效益为 533.85 万元，综合看来光伏幕墙已具备较好的经济性能。

  光伏幕墙的回收期约为 8-10 年，内部收益率约为 9%-12%。据国际太阳能光伏网资 讯，光伏幕墙取代传统幕墙会带来 500-600 元/m2 的增量造价，而单平米光伏幕墙的 年发电量约为 100 度，若假定综合收益电价为 0.7 元/度，则单平米光伏幕墙年收益 为 70 元，假定单平米光伏幕墙年维护成本与屋顶相同（7.65 元），则可计算得到每 年的收益为 62.35 元，回报周期约为 8-10 年，内部收益率约为 9%-12%。

  内地幕墙市场空间广阔，但总体处于低端无序竞争状态，头部企业市占率极低。据 《建筑装饰行业“十四五”发展规划》统计，“十三五”期间，幕墙工程年工程总产 值由 3200 亿元增长到 4300 亿元，整体增长 34.38%。从竞争格局看，由于规模占比 较高的中、低端幕墙总体门槛不高，国内幕墙市场总体呈现高度分散的竞争格局， 即便是上市企业中幕墙业务规模最大的江河集团，其旗下主要幕墙子公司 2020 年 收入为 78 亿元，市占率仅 1.8%左右；从我们梳理的主要开展幕墙业务的上市装饰企业来看，7 家企业 2020 年幕墙业务合计收入也仅 150 亿元左右，市占率合计仅 3.5%左右。

  我们大家都认为光伏幕墙取代传统幕墙属于技术革新，其影响主要在于三个方面：市场空 间扩容、毛利率提升、头部企业市占率提升。市场空间扩容主要来自光伏幕墙单平米造价上升。传统幕墙单平米造价通常位于 1000-2000元/m2之间，据国际太阳能光伏网资讯，光伏幕墙取代传统幕墙会带来500- 600 元/m2 的增量造价，即较传统幕墙单平米造价提升 30%-50%，有助于整体市场空间扩容。

  毛利率提升主要依赖更高的技术壁垒。光伏幕墙系统对企业的光伏建筑一体化设计、施工能力以及后期运维能力提出了新的要求，有望提升传统幕墙企业话语权。以江河集团为例，2022H1，公司光伏建筑项目确认收入 5,351 万元，贡献毛利 1,310 万 元，对应毛利率约为 24.5%，远高于公司传统幕墙业务毛利率（约为 18-20%）。光伏幕墙增强技术壁垒，亦有助于国内幕墙产品高端化+头部企业提升市占率。幕墙公司业务链通常为：设计——采购——深加工——现场安装——维保，其中壁垒较高的环节包括设计与深加工。公司需要将幕墙的建筑方案落地实施，将单纯的可视方案变为可生产可制造可安装的方案，总体来讲壁垒不强。随着传统幕墙行业竞争加剧，行业利润率越来越薄，行业门槛降低，高端光伏幕墙慢慢的变成了幕墙企业转型的重要方向，更强的技术壁垒有助于国内幕墙产品高端化+头部企业提升市占率。