会议要点

1. 分布式光伏增长潜力解析

A股市场波动，电新板块个股抗跌性强，市场热情高涨，估值及机构持仓吸引力增强。

中国分布式光伏装机超预期增长面临并网消纳压力，但仍有增长空间，成本下降、经济性提升可打开消纳空间。

2024年国内光伏装机预计维持约25%增长，总体装机量能在高基数下持续增长，推动全球需求超预期。

2. 市场引领高增长

分布式光伏增长由政策驱动转为经济性驱动，自21年实现平价后维持稳定高速增长。2022年分布式装机量占光伏总装机的58.5%。

分布式光伏装机结构呈现工商业和户用均衡发展，特别在华东、华北省份增长迅速。由于电价上涨和组件成本下降，装机省份南移趋势明显。

未来市场潜力巨大，户用分布式市场潜力约1200GW，未来几年装机潜力约120GW；工商市场潜力约900GW，渗透率有望明显提升。

3. 提升电网承载力

并网消纳问题日益凸显：部分地区因分布式光伏装机容量大增，造成低压配电网承载能力不足，出现无法并网情况。

解决策略呈现：提高电网承载能力措施包括配电网升级改造及集中汇流模式，后者可有效提升并网容量，减轻低压端压力。

集中汇流模式成本较高：集中汇流模式虽增成本约每瓦5-6毛，但能开发新并网区域，发展潜力大，成本增幅在可接受范围内。

4. 分布式光伏消纳与盈利分析

并网消纳问题本质是经济性问题，随着组件成本下降带动LCOE降低，通过提升配储比例等措施可提高光伏发电竞争力。

工商业分布式光伏依旧有利空间，即使电价调整至深谷电价，如山东省分布式项目IRR为18.64%，投资回收期约5年。

分布式光伏参与电力现货市场交易将是新型电改的必然趋势，对提升整体系统消纳能力和电价传导至需求端有重要意义。

5. 韧性强劲维增长

分布式光伏项目收益分析：工商业自用余电上网模式下，上网电价下降至0.1元或利用小时数下降，收益率仍可维持9%以上。全额上网模式下，电价下降7-8分，收益率可达7%左右。

成本下降提升经济性：组件价格下降，降低建设成本的同时，提高了电力市场化交易的操作空间，在一定程度上缓解并网消纳压力，尤其对新项目。

预计增长趋势与策略建议：2024年国内新增分布式装机预计为120G瓦，同比增速约25%。推荐关注受益于需求超预期且盈利增长确定性强的光伏产业链龙头企业，以及领先的工商业储能企业。

会议实录

1. 分布式光伏增长潜力解析

尊敬的各位投资者，大家好。我是国金电新团队的首席分析师杨洋，非常感谢大家在假期中参加我们的深度报告交流会。在此，我代表国金电新团队祝大家新春快乐、龙年大吉，愿大家在新的一年投资顺利，业绩昌盛。

自年初以来，A股市场经历了显著的波动，特别是电新板块的优质股票无论在市场调整还是反弹期间，都展现了出色的防守和弹性。这一方面得益于板块在过去两年的调整后，无论是从估值还是机构持仓角度，都处于较有吸引力的水平。另一方面，市场对中国企业在全球范围内具有竞争优势的新能源电力设备行业的热情及参与度持续高涨。

去年12月，我们发布了关于电新子行业的年度策略，逐一梳理了我们看好的方向和个股。这些策略报告中的许多判断正逐步得到市场的验证。直奔主题，我们团队在春节前不到一个月时间内，针对市场关注的电新板块问题，以及今年的重点方向，发布了多篇深度报告。在春节假期即将结束之际，我们希望通过这次会议能够为大家新年投资提供参考。

下面请我团队的分析师张嘉文为大家详细介绍分布式光伏专题：并网消纳压力不足，高基数仍有大空间。2023年中国光伏新增装机规模大幅超预期，但针对2024年的装机增长不断出现不同的市场预测和分析。我们的报告全面分析了分布式并网空间受限问题及其解决方案，并详细测算了分时电价、上网电价和利用小时数等外部参数对分布式项目投资回报率的影响。我们的结论是，在成本显著下降的背景下，分布式新增装机有相对较大的增长空间，有望支撑2024年中国光伏装机快速增长。下面请张嘉文为大家详细汇报。

尊敬的各位领导，新年好。我是国金电芯光伏研究员张嘉文。近两年国内分布式光伏装机增速稳健，尤其是2022-2023年，装机成绩超出市场预期，市场因此关注分布式市场需求的可持续性。本报告深入分析了分布式光伏在并网和销售端遇到的问题及其解决方案。我们认为，在当前高基数下，国内分布式装机将维持增长。

我们得出这一结论的核心逻辑是，分布式系统成本下降和经济性提升，能够通过多种方式扩大消纳空间，从而支持持续的装机量增长。就并网侧而言，确实存在部分地区在低压端承载能力不足、并网接入空间不足的问题，但可以通过集中汇流模式、将光伏项目的电流集中后升压，进而通过高压并网点接入系统，以提升并网能力。对于消纳端，我们详尽测算了分时电价、上网电价下降以及利用率提升对分布式系统收益率的影响。由于目前分布式光伏具有较高的投资收益率，因此后续存在可观的操作空间以提高消纳能力。

鉴于全国峰谷价差拉大与储能系统成本下降，工商业配置储能设施也可增强分布式系统的消纳能力。综合以上因素，我们预计2024年国内分布式装机量将保持较高水平，同比增长约25%，对应装机量估计约为120吉瓦。这有望推动全球组件需求高于预期。我们在去年年底策略报告中对2024年全球组件需求的预测，仍维持预期，估计直流侧需求将达到650至700吉瓦。在这一背景下，我们持续推荐预期需求增长且盈利增长确定性高的光伏产业链龙头企业，例如阿特斯阳光电源、福斯福莱特，同样重申推荐工商业储能领先企业生辉股份。

详细报告中，我们首先介绍了分布式光伏行业。目前行业盈利模式分为全额上网和自发自用余电上网两种。全额上网模式下，光伏电站将全部发电量以标杆燃煤上网电价售予电网。而自发自用余电上网模式，光伏发电首先为屋顶业主方按大工业用电价折扣价供电，剩余电量再通过标杆燃煤上网电价售予电网。因工商业用电价一般高于标杆上网电价，故自发自用余电上网模式的收益率通常较高。根据电站持有形式，运营商持有和业主持有是主要的模式。业主持有模式一般采用自发自用余电上网方式，屋顶资源的持有方即为电站的持有方。而运营商持有模式中，电站资源持有方提供屋顶租金或折扣电价获取屋顶资源使用权，此模式常见于混用光伏系统，部分工商业光伏系统也采用运营商持有模式。

2. 市场引领高增长

首先，我们对分布式光伏的历史发展梳理了一下。从图表中可以明显看出，分布式光伏增长速度在几个特定时期相当快。事实上，在2021年之前，该行业快速增长的阶段主要与政策相关，比如补贴发放或者促进政策的出台。然而，从2021年开始，分布式光伏新增装机量基本维持在一个相对稳定而高速的增长状态。这主要归因于21年之后分布式光伏的发展由政策驱动转变为市场经济性驱动，也就是说，分布式光伏实现了平价上网，从而能够维持高速增长。

详细来看，2021年分布式光伏实现了平价，国家也发布了推进政策，推动分布式光伏新增装机量首次超过集中式光伏。2022年，尽管组件价格相对较高，但分布式光伏需求对价格的承受力较强，以致该年分布式光伏装机保持了高速增长，全年新增占比达到了58.5%。

到了2023年，分布式光伏装机仍在高速增长状态。前三季度新增装机量同比增长90%，达到67吉瓦，占所有新增光伏装机的52%。

从分布式装机内部结构看，目前主要由工商业和户用两大部分构成。2021年推进政策极大促进了户用分布式快速增长。而到了2022年，工商业目录电价被取消后，电价普遍上涨，驱动工商业分布式增长。因此，自2022年起，工商业和户用装机保持了高速增长。至2023年三季度末，累计装机量已达到225吉瓦，占总装机比例的43%。其中，工商业为120吉瓦，占比23%；户用为105吉瓦，占比20%。

地域分布上，主要集中在华东、华北地区，例如山东、河南、浙江、江苏和河北。这些省份合计的装机占比达到了60%，其快速发展一方面得益于地域光照优势，另一方面与电量需求相关。

然而，从2023年开始，由于电价上涨和组件价格下跌，带动整个分布式系统收益率提升，分布式光伏装机省份向南方省份扩展，如安徽、福建、湖南、湖北、广西等地区装机量快速增长。

根据北极星光伏网统计，2023年1至11月，国内排名靠前的几个省份分别是云南、广西和湖南，显示出分布式光伏装机向南方省份的迁移趋势。

我们认为，在平价上网时代，经济性将是推动分布式光伏发展的核心因素。加之到了2023年，由于组件成本显著下降，工商业分布式系统的初始投资成本有了显著降低，预计将下降28%，至约2.75元每瓦。这有望维持分布式光伏系统的收益率在较高水平，从而促进持续的装机增长。

未来市场空间方面，我们基于几个装机量较大的省份的农户数和安装潜能进行了测算。估算户用分布式市场潜力在1200吉瓦以上，以目前的105吉瓦累计装机量计，渗透率仅为8%。如果假设2025年能达到18%的渗透率，那么2024至2025年户用装机潜力将超过120吉瓦。

在工商业方面，基于全国现有和每年新增的工商业屋顶面积，我们预测其潜在市场约为900吉瓦。当前渗透率约为13%，假设2025年能达到23%的渗透率，新增渗透率达到50%，则这一期间分布式装机潜力约有150吉瓦。

总体来看，市场空间依然非常广阔。接下来，我们将分析目前分布式系统在并网侧和消费侧面临的问题及其解决方案。

3. 提升电网承载力

首先谈论的是并网侧面对的问题，目前一些地区确实出现了低压端承载能力不足的问题。这主要是因为分布式光伏通常直接接入380伏的低压村用变压器。随着近两年某些地区光伏装机容量的持续增加，低压配电网侧的剩余接入空间逐渐减少。一些区域出现了变压器容量不足的情况，而另一些地区即使变压器容量充足，也因负载较少而导致难以消纳接入端的功率，出现了电网返送电或过电压等问题。当前，在山东、河北等省份，电网公司要求用户光伏接入的上限为村级变压器容量的80%。这导致部分地区即使已安装光伏系统，但由于变压器容量限制仍无法并网。在此背景下，国家能源局于两三年前的6月份要求六个试点省份开展分布式光伏接入电网承载力的评估。评估结果显示，部分地区确实存在分布式光伏接网困难的情况。根据国家能源局的评估导则，若分布式电源导致220千伏及以上电网返送电，该部分评估等级应设为红色，并在电网承载力未有效改善前暂停新增分布式电源的接入。

然而，随着这两年分布式项目的发展，去年11月份，江西省能源局提出，不应以预警信息作为限制项目开发的依据。开发企业可以自主决策是否在高风险地区申报和开发项目，这等于是提供了一个突破口。尽管高风险地区可能有预警，但仍然可以继续建设光伏。不过，如何提高电网的承载能力，需要开发企业和地方部门进行探索。

为了缓解分布式并网空间不足的问题，当前主要有两个解决方案。一是对配电网进行改造，提升配电网的容量。近两年来，配电网的电网投资持续增加，部分地区已开始进行变压器升级改造。二是开发企业采用集中汇流模式，即在一定区域内将多户光伏项目整合，经过一台或几台专用升压变压器汇流后接入高压并网点。通过这种方式，可以有效解决380伏端电网承载能力不足的问题，并且项目可通过10千伏线路并网。21年11月份，山东省德州市张家庙村开始实践这一模式，随后淄博市、济南市等多个地区也都有成功案例。与传统模式相比，集中汇流模式能通过10千伏线路并网，有效解决了380伏电压端承载能力不足的问题，增加了台区和线路的容量，并能利用更大范围内的负荷进行消纳。

此外，集中汇流还可以减轻电能质量差的问题，并允许配置共享储能，使光伏系统更加可控可调，并有能力参与市场。不过，这种模式对设备的要求更高，可能会增加建设成本。成本增加主要体现在低压汇集线路、升压变压器、高压开关柜的投资，以及对电缆截面和逆变器的更高要求。此外，采用集中汇流加储能的项目将需要额外的储能设备投资。这种模式一般适用于3兆瓦以上的项目，目前主要由专业开发企业实施。

尽管集中汇流可能会增加成本，我们的调研显示，成本增幅约为每瓦5至6分钱人民币。对开发企业而言，这种模式在接近饱和的市场中创建了新的并网需求，因此他们认为成本增幅尚处于可接受范围内。我们认为，随着集中汇流模式的逐渐成熟，有望推广至山东以外的其他地区，有效提高并网容量不足地区的电网承载能力，并帮助解决分布式光伏并网空间不足的问题。

4. 分布式光伏消纳与盈利分析

接下来，我们对分布式光伏消纳端面临的问题进行分析。我们认为分布式光伏面临的消纳问题本质上是经济性问题。随着组件成本的降低，分布式系统的总成本也随之下降。这一成本下降可借助高比例的储能配备，或支付火电调峰成本，甚至接受更高比例的消纳，如自愿减发，从而为分布式光伏打开广阔的消纳空间。具体数据显示，目前组件价格已下降至0.9元/瓦。分布式光伏系统的成本也因此降低了28%。

以分布式系统的平均初始投资2.75元/瓦为基准，考察利用小时数大约1200小时的地区，其分布式光伏的度电成本（LCOE）较两三年前的高点已下降约六分钱，目前大概为0.17元/千瓦时左右。这有效提升了光伏发电的竞争力。

当前分布式光伏销量端遭遇一些挑战。首先，过去两年新增的风电和光伏装机比例较高，2019年末，这一比例已达到36%，使得电力系统中的“鸭子曲线”更加陡峭。由于我国风电和光伏装机主要集中在资源丰富但消费相对较低的西北、华北等地区，存在供需空间错位现象，进而加剧了新能源的消纳压力。在此背景下，电力市场化改革的步伐加快，构建适应高比例新能源的新型电力系统变得尤为重要。

2019年9月和10月，发改委和能源局发布了推动电力市场和电力现货市场发展的通知，提出鼓励分布式新能源电量参与市场交易，开始探索储能结合新能源的各种模式。虽然各省份对于新能源参与电力现货市场交易的要求不一，但大多集中在集中式的光伏项目。分布式光伏项目尚未有明确的要求。对于工商业分布式项目而言，其自发自用部分电价通常按用户侧分档电价结算，因此，电力现货市场的推进将在一定程度上影响这类项目的收益率。

同时，一些分布式装机大省如山东、浙江、江苏、河北，逐步调整了风电谷时段对应的电价。将11点到14点这一时段内光伏发电量较高的时段电价，调至较低的深谷电价或低谷电价，这有助于调动其他灵活性发电资源，提升系统整体的消纳能力。我们认为，光伏降本红利向需求端传导是提升消纳能力的必要手段。我们也进行了定量测算，认为电价调整对于工商业分布式系统而言，还在完全可接受的范围内。

以山东省为例，分布式系统初始投资2.75元/瓦，其度电成本约为0.17元/度。当前山东省深谷电价最低为0.2254元/度，这为分布式系统提供了每度五分钱以上的成本空间。即使以最低深谷电价计算，分布式系统依然有显著的盈利空间。我们通过具体测算发现，假设系统自发自用比例为70%，电价折扣为80%，结合山东省电价情况，相应工商业分布式系统的等效上网电价大约为0.3899元/度。结合有效利用小时1200小时和投资成本2.75元，按20年的运营期限，60%的贷款比例计算，这样的项目可能实现18.64%的内部收益率（IRR），投资回收期约为5年。即使在电价大幅调整的条件下，工商业分布式项目仍表现出较高的投资收益率。

目前，由于分布式光伏输出主要集中在中午时间段，像在2018年五一期间，山东省电力现货市场交易中出现了负电价现象。我们认为，长远来看，分布式光伏参与电力现货市场将是推进新型电力系统改革的必然趋势。我们对分布式光伏全面参与电力现货市场后的收益影响进行了详细测算。

5. 韧性强劲维增长

在此，我们引入了两个变量进行分析。首先是电价端的影响，我们考虑上网电价下降对税率的影响；其次是利用小时数的影响，特别是在出现负电价的时段，运营商可能通过提升光电转换效率来增加收益。

我们对电价和利用小时数对分布式项目收益率进行了敏感性分析。针对工商业分布式项目，也就是自发自用，余电上网模式，由于自用电价较高，其收益率整体较高。即使上网电价从目前近0.4元下降到0.1元，收益率仍能维持在9%以上；即使利用小时数大幅度下降，弃光率上升到20%，在当前系统成本下，收益率仍能维持在10%以上。也就是说，即便电价大幅下降或弃光率显著提升，工商业分布式项目的收益率仍然较高。

对于以全额上网模式运行的项目，我们也进行了敏感性分析。即使弃光率提升到20%，该模式下项目的收益率仍可以维持在6.6%。但对电价变动的容忍度较低，如果上网电价从现有的0.39元下降到0.32元，项目的IRR将下降到7%左右。对于山东省全额上网模式，电价下降容忍的幅度大概在7到8分。通过敏感性分析，我们认为分布式系统成本下降，增强了参与电力市场化交易和提升弃光率的操作空间，这在一定程度上缓解了消纳压力。

同时，我们分析了现有的问题需要多部门协调解决。例如，针对建设成本已大幅下降的新增项目进行经济性测算，对已建成且成本较高的存量项目直接降低上网电价或提升弃光率将大幅影响收益率。因此，推行相关政策时应全面考虑新老项目差异，最好对新老项目提出不同方案。光伏项目参与电力市场化交易后，电价的不确定性可能影响新增项目建设积极性。我们建议逐步推进参与电力现货市场，并通过绿证交易等配套措施提升新能源盈利能力。

过去两年，工商业储能快速发展，多个省份要求分布式光伏配置储能。新能源配置更高比例储能已成趋势。工商业储能主要通过利用峰谷电价差实现盈利。近两年，全国峰谷电价差持续扩大，部分地区超过1元/千瓦时，扩大了储能盈利空间。考虑到碳酸锂价格下降，储能成本不断降低，我们按工商业储能建设成本1.3元/瓦进行估算，大部分地区的全投资IRR可达到8%以上；如山东，尽管实现一次充放，但因电价差较大，项目收益率可达9.83%。

工商业储能的经济性提升可通过配储模式解决分布式面临的三大问题。部分省份推动的隔墙售电也在发展，多样化方式能提升分布式消纳能力。总体而言，在分布式成本大幅下降背景下，存在多种方法解决并网消纳问题，预计2024年国内新增分布式装机维持较高增速。

具体预测方面，由于工商业分布式收益率较高并可配置储能，我们预计2024年工商业装机约为65GW，同比增速约30%以上。货用分布式虽面临消纳限制，但通过集中汇流模式可解决，预计新增装机约55GW，同比增速约17%。综上，我们预计2024年国内新增分布式装机约120GW，同比增速约25%，带动全球需求超预期。再次重申2023年对全球光伏组件需求预测：650GW至710GW。市场对2024年需求偏悲观，但结合增产量预期，预计需求增速预期将上修，促进盈利预期和估值提升，推动板块修复。我们推荐受益于需求超预期，且盈利增长确定性强的光伏产业链龙头企业，如阿特斯阳光电源、福斯特和莱特。还推荐工商业储能领先企业，如盛和股份和新能科技。