政策内容：党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会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%

公共机构：全国185.6万家公共机构，其中光伏的安装量5.8GW，规划通知要求起码中央级的要在6月底之前全部建成节能型机关，争取在十四五末80%+的县级机关达到节能性机关，带来100GW的装机量

空间预测：按19年全国的统计， 900亿平米建筑面积，假设城市10层，农村2层，办公10层，工业2层，大致估算住宅光伏装机可以超过300GW，商业20GW，工业180GW，加上办公等，累计500GW+，具体执行是按照试点地区执行，因此实际数字会比这个少一些。

国企央企入场：1）民营企业在探索和央企联合的模式；2）民营企业经验丰富，有渠道优势和更好的服务意识

政策试点地区：1）引导性而非强制性；2）今年很多省份已经在开展；3）试点评审遵循积极鼓励的原则

电价政策：1）自发项目和业主签统一电价，按用电量结算；2）分时段电价差异不大；3）现在全额上网用煤电标杆电价，自用电价参考大工业和工商业的用电定价

十四五需求：十四五每年平均新增光伏预期是80GW左右，地面电站是主体，分布式占1/3，按十四五总装机400GW考虑，1/3分布式120-130GW，每年24GW以上

短期需求：20年分布式15.5GW装机，户用10.1GW，工商业5.4GW，今年按户用补贴3分钱计算，预期15GW。

电价：煤电基准价全国0.3661元/kwh的水平，大型地面电站建在发电侧，对标煤电基准价，0.3661元/kwh是超预期的，分布式建在用户侧，平均居民电价是0.5135元/kwh，大工业电价0.5752元/kwh，工商业电价是0.69548元/kwh，东南部地区会比全国平均值高出1毛/kwh

收益率：东南部十省分布式项目占到全国的90%+，按照东南部十省工商业电价降1毛，自用比例70%来看，基本上可以达到10%的收益率，户用收益率15%+，大工业电价降1毛，自用比例70%来看，基本上可以达到8%+的收益率

工商业分布式：金融程度参与较低，工商业分布式产品更加非标化

限制因素：1）金融因素；2）屋顶面积和电负荷不匹配；3）电费收取难

运维成本：若规模较大，户用运维成本2-3分/W，工商业分布式运维成本7-8分/W，甚至1毛/W

1）工商业端分布式和储能互项支撑，分布式价格优惠，上储能可以套利；2）现阶段中国户用端配储能的难度高

主持人：

6月20日国家能源局发布《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》提到，党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会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%，推动分布式光伏的试点。我们认为这体现政府对户用、工商业分布式的项目的建设的培育和呵护心态，因为现在这些项目已经平价了，项目回报率也非常不错。

对于整个光伏板块，最近电话会开的比较多，SNEC会议期间，我们看到市场短期悲观，但是也敏感的看到包括行业协会和政策层面有超预期，当时也提到燃煤基准价降3厘以内，政策出台后我们做的分析是完全不降电价，这样对明年光伏需求乐观很多，有近40%的增长，中位数210-230GW之间。今年硅料的供给决定了需求，有160GW左右，明年40%的增长，是很快的增长年份。

产业链各环节利润改善的空间比较明确，硅料产能释放之后，硅料价格见顶，明年会有明显下跌。各个环节明年盈利恢复值得期待。根据硅料协会的报价，硅料价格在涨，我们预计后续会小跌，但是大跌还得看产能释放的节奏，整个板块比较乐观。

公司和环节上，我们优选组件，逆变器，胶膜等环节。因为有率先盈利改善的弹性和持续的向好的环节，像逆变器受益于出口替代、互联网和工商业。胶膜环节就是比较因为比较轻资产。局部重资产的玻璃、电池片等环节的改善也比较明确，都会比现在更好。总体看好的顺序是这样。标的推荐排序是，隆基、阳光、晶澳、锦浪、固德威、天合、福斯特，玻璃里的福莱特、爱旭等一些龙头标的。

王淑娟老师：

个人认为政策是在光伏行业争议非常大的政策，个人也比较辩证的看这个政策，而且也是一个创新性政策，实施效果的情况还需观察。

政策的背景：这个是酝酿了比较久的政策。按照现在的消纳权重，十四五期间，每年平均新增光伏预期是80GW左右，地面电站是主体，分布式规模量比较大。但是现在做地面电站存在一些问题，我们的负荷中心在东南部地区，可利用地区集中在西北部地区，所以高压加上远距离输送是一部分问题，但是关键的问题还是要各省在本省本土发展光伏来解决消纳权重，所以其实土地问题成为东南部地区发展的焦点问题。比如，近期在某省的竞争性配置问题中，100分中土地占了30分，成为最关键的一项。据了解，浙江、广东，不算税费，土地租金2000元一亩，甘肃土地税费成本6-8毛，昨天出台的河南政策中，土地问题包括税费、用地的标准在不明确之前不提新项目。所以其实土地问题已经成为东南部开发卡脖子问题。还有一个项目收益问题，今年和明年可以参考煤电基准价，全国0.3661元/kwh的水平，大型地面电站建在发电侧，对标煤电基准价，0.3661元/kwh是超预期的，但是分布式建在用户侧，平均居民电价是0.5135元/kwh，大工业电价0.5752元/kwh，工商业电价是0.69548元/kwh，东南部地区会比全国平均值高出1毛/kwh，所以价格是明显高于地面分布式，收益比较好。

我曾经做过一个测算，因为东南部十省分布式项目占到全国的90%+，按照东南部十省工商业电价降1毛，自用比例70%来看，基本上可以达到10%的收益率，大工业电价降1毛，自用比例70%来看，基本上可以达到8%+的收益率，现在央企把地面电站的收益率调的很低，这个收益率水平是大幅度高于地面电站的，所以发展分布式电站是十四五期间非常重要的。到2020年底，全国总装机253GW，分布式78.6GW，占总装机1/3，所以在十四五期间，分布式最起码也要占1/3水平，东南部地区占比会更高，西北部少一些，按照年均80GW，十四五期间400GW考虑，1/3是120-130GW，每年24GW以上，即往年所有年份中，2017-2018年是发展最好的年份，最高的年份装机20.96GW，未来十四五每年分布式装机都要创新高。

去年户用发展好，今年户用政策还给补贴，分布式分两种，工商业分布式和户用，户用就是给些好政策，我认为这个政策更多是想促进工商业的发展，在去年年底，新能源司司长的发言中提到，想推一些屋顶分布式安装的强制标准，当时只是想法，现在是给出了一个比例，这个比例是试点地区，比如政府机构50%，学校40%，工商业30%，农村20%，这个比例仅限于试点地区，试点多，理论量多，这并不是对全国的要求。7月15日才能把整体的各省上报到国家能源局，具体会有多少试点也不清楚，只能按照全国的情况，给大家一个笼统的概念，2019年底的数据，900亿平米建筑面积，假设城市10层，农村2层，办公10层，工业2层，大致估算住宅光伏装机可以超过300GW，商业20GW，工业180GW，加上办公等，累计500GW+，具体数字会比这个少一些，但是具体多少还要看试点多少。

另外，6月1日，国管局和发改委也联合下发了公共机关的规划通知提到，全国有185.6万家公共机构，其中光伏的安装量已经5.8GW了，除了光伏，还有光热、充电桩等节能措施，规划通知要求185.6万家的公共机构，起码中央级的要在6月底之前全部建成节能型机关，争取在十四五末80%+的县级机关达到节能性机关。目前商业化最好的，大家选择最多的还是光伏发电，估计公共机关会带来100GW的量。今年5月底6月初，发改委的领导在很多省都做了整县推进的调研工作，调研后，山东、福建、陕西、广东、江西很多省份出台了整县推进的政策，很多省要求县成立分布式光伏专班来专门推进。做这项工作的原因是分布式发展相当于要十四五每年都要比十三五最高值还要高，但现在户用发展的比较好，工商业发展的不是很好，以去年为例，去年分布式15.5GW装机，户用10.1GW，工商业5.4GW。要实现十四五期间120-130GW分布式量，工商业要起量。领导想通过政策推进工商业分布式发展。

工商业分布式之前发展不好的最大的原因是金融程度参与较低，我以前以为户用方面金融参与难度更大，分布式相对好些，但是调研中发展，户用只有20%市场是没有金融参与的，剩下都是有金融参与的，包括贷款、融资租赁等模式。户用有金融参与的原因是，可以以企业做担保，以自然人（用户名）名义担保、贷款。但是分布式很难这么操作，原因是屋顶不属于自己，不像地面电站，土地租下来就是自己投资企业的，所以不能用屋顶作抵押贷款，又是有限责任公司，一般这种做分布式的企业基本上都是民营企业，甚至是小微的民营企业，资质较差，金融机构不敢放款。另外，工商业分布式更加非标化，像户用，正泰会采取找村的模式，一个县集中开发几个村，用一套标准化的产品，而工商业对用电户要求较高，如资质审查、屋顶载荷，往往户用在一个县可以做1万-2万户，但是工商业分布式可能在一个县只能做一家企业。据企业介绍，若规模较大，户用运维成本2-3分/W，但是工商业分布式运维成本7-8分/W，甚至1毛/W一年，开发、施工、运维等各项成本都高，对于金融机构放款更是，放400MW的地面电站和放400千瓦的工商业分布式，金融机构的成本是一样的，这样的话工商业的放款成本更高，金融机构不愿意进入。若整县推进，成批量放款，单项目的放款成本比较高，比如很多央企参与到分布式，央企信用等级高，贷款利率较低，有利于分布式金融进入问题的解决。地面电站的利益相关方比较单一，一旦进入经营期，利益相关方就是政府机构，但是分布式打交道的是各个用电户，服务意识需要较强，央企压力大。现在民营企业在做布局，利用民企的灵活性，同时和央企合作，公司的资信等级上升，融资成本下降，民营企业单独融资利率7%，和央企合作降到5%，现在看到的三峡和正泰联合成立三峡智慧，联盛和国家能源集团，远景、中莱和国电投今年15GW左右。今年预期户用15GW左右，分布式市场标准化后有了金融支持，起量可观。

政策争议较大，怕执行中走偏。调研来看，很多试点省份都在推一企包一县的政策，会担心不符合市场规律，以后矛盾较多，所以提出市场化、竞争化的方案，让用户自己选择；在央企的参与过程中，成本高一些，反应相对慢一些，也会对项目有影响。比如浙江的百万屋顶计划也是类似的政策，政府主导，整县推进，但是推进过程中，也发现各种问题，效果一样，浙江这是很久以前在推，而新形势下，政策走向有待观察。

A：分布式整县推进包含户用和工商业。很多地方，户用在做整县推进，比如之前中核的三级公司在顺义推了3000户，各央企都进入了非常大的开发规划，单靠地面电站没办法很好的完成，所以在不断下沉，做户用，过程中由于自身特点，方法手段和民营不一样，习惯大规模推进模式，大家担心有计划经济影子，还是希望用更加市场化的手段。今天提到的规模、比例仅仅针对试点地区，而现在试点地区有多少并不清楚，只能从全国笼统统计。截至2019年底，建筑面积900亿平米，除以楼层，城市10层，农村2层，工商2层，学校5层，整体住宅面积较大，会有160亿平米屋顶面积，工商面积160亿平米，其他不到10亿。按照能源局提到的比例，全国可利用屋顶面积250亿平米，按照一定用率考虑，60亿平米可用屋顶，再按照100W/平米的装机考虑，会有 600GW整体想象空间。政府公共机关接近100GW想象空间。做分布式项目，很苛刻，很多老屋顶载荷不够，遮挡严重，屋顶上有广告牌，热水器，电梯间，通风口等会占用大量的面积，所以保守估计的可用屋顶面积。

A：户用不能和地面电站、工商业比。老百姓可接受的回收期为7年，10年回本肯定是不做的，户用20%，三分钱补贴，可以15%+的收益率，按照煤电基准价计算的，现在户用平均规模20千瓦以上，今年可能23千瓦，普通家庭3-5千瓦的符合，基本全额上网。去年户用山东45%，河北23%，河南12%，三省合计印象中78%，三个省总投资3.4元/W，15%收益率，按照现在组件的价格来算，3.4元/W的成本包不住，收益率差一些。还有一种模式，80%通过金融模式，以前8年还款期，现在只能10年还款期，户用的收益率整体还是比地面电站和工商业好些，户用整体投资比工商业低，因为老百姓屋顶没有租金（可能金融模式会有一些租金），关键是逆变器进来并网箱直接出去，不用配储能和经销商设备。按照1.7元/W，户用只有2.4-2.5元/W的成本，加上经销商利润，3.3元/W的水平，整体户用收益较好。老百姓对收益要求高，和央企不同。

工商业电价，浙江、山东分布式超过千万千瓦，分布式规模最大，浙江、山东、江苏、河北占到累计分布式装机规模52%，加上安徽、河南、广东、山西、江西、湖北6省，又占30%，湖南、陕西、福建、辽宁、上海5省，一共14-15个省市92%做测算。直接来算，收益率非常好，保守估计工商业降一毛，自用比例70%，除了个别地级市，收益率都10%+，分布式风险较高，核心风险屋顶拆迁风险和电费收取风险，一些分布式企业说做200-300千瓦的项目，收益率可以达到25%，工商业成本很高，电价0.7元，380千瓦，投资成本三块钱以内的成本，某些项目20%+收益率，高收益对冲高风险，4-5年收回成本，后期是额外收益。整县推进一个风险就是电费收取风险会更大一些。今年上半年调研发现，经销商反应以前很多工商业原来是光伏企业主动找屋顶业主，自从双降任务指标下来后会有更多的屋顶业主找光伏企业，主要目标不是实现盈利，而是实现双降，比如山东搭建平台，优选十来家比较好的企业作为备选项，将高耗能企业组织起来，选择备选企业作为服务企业。达到碳达峰，对于建筑类，商用化最好的手段就是安装分布式光伏，首先分布式光伏的能耗不算在总能耗里，光伏的用电量可以直接算在降耗里，将来可能会有碳排放指标。屋顶业主的投资容忍度很高，比如我们分布式光伏的成本很低，不到三块，如果按照10%收益率反算，项目投资可以做到四块，报四块他们也是可以接受的。今年分布式市场很火，三月底的时候，山东有个企业去年做了10GW，是很大的户用经销商了，今年1-3月的收单量已经超过去年的10GW了，按照国家能源局统计数据看，1-5月份我们户用装机超过4GW，总装机9.99GW。无论分布式还是户用，潜力都很大，组件价格高压抑了需求，组件价格降到1.7-1.75元/W之间，市场会爆发起来。

A：按照前两年经验，20GW+没问题，19年给的3.5GW指标，我们做了5.3GW，20年给的6GW指标，我们做了10GW，今年给的16.5GW，但今年两个问题，组件价格高压制需求，另外是逆变器的供给相对偏紧。户用今年保守估计按照发改委15GW差不多。

A：户用潜力大。按照第六次人口普查数据算，保守估计全国装1000万套没问题，但是若3分钱补贴对应成本下降3毛钱，收益是一样，且可以预期。问题是各方面的供应是否跟得上户用的需求，户用逆变器供应上升，但是跟不上户用增长的速度，对设备厂家的压力大，今年都在寻找替代方案，很多国产的元器件可以解决问题的话，可以预期，若供应还是成问题，还是要保守一些。

A: 大工商业电价它都是分段分时电价，这是毫无疑问的，但是对于我们自发资金项目一般会跟业主签一个统一电价，因为分时电价结算太麻烦了，所以大家一般都是按照用电量来结算，比如说按照频段电价来给折扣，或者是按照加权电价给折扣，是按照一个统一电价来结算的，没有按照分段来跟业主结算。

A: 对，很少有这么麻烦来计量的，一般都是按照统一的电价。其实现在的话我们在2020年底之前，我们的分布式以全额上网为主，全额上网大概能占70%。是因为当时的话全额上网还是有一个比较好的一个电价的，就是说当时是有补贴的。自从2020年才开始，我们的自发性会多一些，因为就是说从2020年开始，我们的分布式没有补贴了，虽然2020年也有一些分布式可以竞价，但其他是没有补给，你又竞价以后有几个成功竞价，所以他就没有补贴。但是我们的脱硫煤电价直接并网，它的收益是相对比较低的，然后投资企业希望用收益风险比较高，所以这种情况下现在全额上网，在现有的投资下还是不能做的。在去年的时候我跟一些企业讨论，因为去年其实这个时候我们的组件价格已经到了1块3-1块2了，这种情况大家都觉得现在全额上网也可以做了，觉得全额上网能做的话，这个量是非常大的。

我们分布式有很多限制因素，一个是金融因素，还有一个就是屋顶面积和用电负荷不匹配的因素。另外一个我刚才还强调了，那么电费收取的问题很多，全国大概有接近10%的工商业分布式项目出现电费收取困难的问题。所以大家觉得自发自用的风险还是比较大的，如果全额上网的话就可以解决这样一个问题。以前我们经常在说一个叫隔墙售电政策，其实隔墙售电也能够解决这个问题，但是这个政策一直也没有推出来，所以如果我们的组件价格能够降到1.3-1.4这样水平的话，我觉得我们的全额上网能够做起来的话，这个量也是不可想象的。个人感觉明年租金价格降到1块5以内是一个大概率事件，那时候全额上网市场起来的话，分布市场还是非常可预期的，现在的话主要是全额上网做不起来。

A: 分时间价差确实不大，我之前在做储能研究的时候，能做4毛钱以上的分时电价的地方其实是很少的。

A: 我觉得这两个应该是互相支撑的。首先我们的用分布式的价格肯定是比用电网电更优惠的。因为我做了很多的分布式项目，有个更便宜的电，所以我上储能是通过价差来套利。

A: 我觉得是引导性的，不可能是强制的。以地面电站为例，地是属于国家的，而屋顶是属于个人的，他没有办法强制性要求，我觉得对于普通工商业没办法强制，甚至即使对于公共建筑的话，我觉得也应该是引导性的。其实是政府是从这些角度来引导大家，就是说你对于高耗能企业能耗压力很大，现在最快的最有效或者最精确的一些手段就是上一个分布式光伏，能耗就一下子会降下来很多，它更多是从这方面引导，所以我刚才说我们现在有很多的主体企业，主动在这种方向的压力下主动去找光伏企业来做项目，我觉得政府没有办法强制大家来。

A: 等7月15日把试点上报到国家公布出来，那时候预期会相对明朗一些。我现在也不知道试点会有多大，还是要等政策进一步的明晰，才能做一个相对比较准确判断。

A: 当时政策是说158.6万家机构到2025年底，80%以上大概要推广分布式光伏项目。按照这个来粗略的估计的话，就是说大概是有100GW的量，十四五期间大概会有这样一个数量级。我们十四五期间预期光伏总装机大概是400GW，是按照一年80GW左右来做的，分布式应该是在1/3左右的，也就是120~130GW的量。这里面有户用也有工商业，其中东南部分布式多一些，这120-130GW主要是装在东南部地区的。

A: 有比较大的一些企业都在做民营企业跟央企联合的这种模式，也就是利用央企的资信等级来降低他们的一个融资成本，然后央企利用他们的渠道和灵活性来提高自己装机规模，他们从去年开始大家已经在做这项工作了，他们都是在成立这种一些合资公司在做这个事情的。

对于具体的这项目的一起推广的模式，我估计每个试点可能都有特点。比如说有的省提出一起报一线的这样一个政策，我们之前的光伏扶贫模式大概都是这样走的。

A: 不大清楚。

A: 分布式从2014年开始，国家一直在推两种模式，第一种模式叫自发自用余电上网，还有第二种模式叫全额上网。自发自用余电上网的话，自用部分跟用电户谈，自发自用余电上网一个极端模式就是全部自用，自用这部分，它是跟用户结算的。第二种模式就是全额上网，就是全部卖给电网，电网全部以煤电基准价收购。现在由于全额上网收益率相对偏低一些，所以2020年和2021年，项目的主体是自发自用余电上网的这种模式，大概80%以上都是采用这种模式来开展的，但是在2019年及以前，大概70%项目是用全额上网模式来执行的。

A: 现在全额上网用的是煤电标杆电价，但2019年以前它有补贴的时候是享受的标杆定价，当时给了我们三类资源区的标杆定价，所以当时全额上网的利润还是比较好的，大家觉得跟电网结算就比较信誉比较高，所以都爱做全额网上模式。但是自从2020年补贴取消之后，大家都在做自发自用余电上网模式，自用的电价就参考的就是大工业和工商业的用电定价。未来如果组件价格在1块5以下的话，业主会全更青睐于全额上网模式。

A: 我没有考虑这个因素，其一，我觉得他们只是不过多的关注于经济性，但肯定还是得考虑进去。其二，我原来参与的分布式项目的也比较多，我刚才说的这个数据，就是说在十四五期间十三五期间，我们的光伏的装机年分布式新增装机大概是在4.20-20.96GW范围，未来我们平均每年要做个24-25GW，这个增量压力已经很大了。

A: 对，国家让大家报试点，我们不知道能报上来多少时间，这个是不明确的，到底每个省能报多少，要等报完之后才能知道。

A: 其实今年很多省份已经在开展了。

A: 我们的户用去年的平均装机是21KW，今年我估计能上到23-24KW，家庭的负荷大概是3-5KW，所以互用的装机的量是远远超过我们家庭负荷的这样的，所以大家一般选择都是全额上网，走的价格也都是煤电准价，户用做自发自用的并不多。

A: 户用不是用380伏直接接，它会有一条主线，家里的逆变器从电网进入，从一边进出来进变网箱，直接接到主线上，我发的电其实是供给我家，包括邻居共同使用的。

其实我们不能装太多了，如果装太多的话，它在很多时候会倒送电。农村电网是比较脆弱的，一下子把电压抬高不利于电网安全性。所以基本上说我们户用直接是接在离家最近的一条主线上，然后直接就消纳了，给邻居直接消纳。

A: 我觉得户用分布式有可能会配储能，就像在工商业端会互相促进的。但是在我觉得现阶段的话中国户用配储能的难度会比较高一些。因为首先户用是没有分时电价的，没有装储能的经济性和动力的，而且现在大家对户动也采取一个消费保护的政策，政府对也采用一些特殊政策，我们地面工商业可能这样都会推出，但户用暂时还是没有看到的。

A: 这在光伏业内是争议比较大的一个政策，大家担心市场化程度不高。我们更多要用市场化手段来推这个项目，而不是像计划的这种手段来推广。

A: 主要初衷还是想推动分布式发展，因为一年24-2GW的压力还挺大的，还得出点政策来推一推。

A: 我觉得是可以的，其实很多的省份已经开始在做相关工作了，5月底的时候，国家层面已经跟各省口头通过气了，还到很多省份都做了调研，有的省的相关政策已经发下来了。

A: 我觉得会是自持。

A: 谈判方面等基础性工作，民营企业肯定是更有经验的。分布市场更多是个渠道市场，民营企业渠道和服务意识比央企好很多，这些我觉得央企还是玩不转的。

A: 我个人感觉应该是今年先搞，就跟我们的光伏扶贫领跑者项目都是先第一年先搞好试点，看看情况，然后再决定是调整模式还是继续推。我觉得还是要看今年的试点情况，个人感觉推的概率还是比较大的。第二个我觉得就是说如果整线推进的话，一年干成显然是不现实的，应该是一个就是分步走的这样一个措施，你不可能把一点把一个县干下来，我觉得从企业规划角度也是不合适的，肯定是分步实施的。

A: 我真的给不出一个数据来，不好意思。试点肯定不能是只能是所谓试点，肯定是部分县市来试点，肯定会比这量少很多，但是具体能报多少，我真的是我没办法预期，我不知道每个省到底都能报几个试点县。

A: 我没有参与试点评审，所以我觉得我也不知道具体什么情况，个人感觉应该还是企业报上来就批，具体的话要看企业的标准来走，就是说这就是可能更多的就是卡几个它的一个硬性标准，比如说试点达没达到一定体量或者达没达到一定比例，我觉得更多的政府是会从这些角度来也要求你，但是这个政策出的主要目的是推进这市场，主要是想促进，不是限制，所以我觉得更多应该是一个积极的方面，不会特别严苛。