在我国“双碳”战略引领下，光伏等可再生能源产业快速发展，尤其是户用光伏在政策和营利性双驱动下， 值得重点关注。

光伏按建设模式和下游应用主体可分为集中式光伏电站、工商分布式光伏和户用分布式光伏三种。其中，集中式光伏由于开发难度相对较低、国家政策补贴早、央国企等主体被强制下达任务指标等原因，在过去一段时间高速发展，但随补贴退坡和电网消纳问题，逐步进入发展瓶颈期。而工商分布式光伏由于电价差更高、政策导向等原因在我国也起步较早，但受限于下游市场规模和市场教育，发展不温不火。

日前，科尔尼咨询发布的《户用光伏：能源战略转型新动力——中国户用光伏市场白皮书》，对中国的户用光伏市场进行了深度剖析。户用分布式光伏因市场高度分散及获客成本高，在国内起步较晚；2019年后在“531”补贴退坡但户用单独补贴、组件成本下降、尤其是整县推进等多重因素影响下，户用分布式光伏的内部收益率（IRR）已具备一定的比较优势，大幅增加市场投资热情，其新增装机量在三类模式中的占比也在近三年从18%升至41%!

具体如下：

一、光伏整体成本下降、户用光伏成本凸显

在众多新能源发展路线中，光伏是最优质的选项之一，光伏发电技术成本优势突出。科尔尼预测，到2023年后，光伏发电的平准化度电成本（LCOE）将在所有发电技术中达到最低，并预计在2050年进一步下降至0.15元/kWh（如图1）。成本优势下，光伏有潜力成为未来中长期发展最快的细分赛道。

根据市场趋势，科尔尼认为，2025年以前户用光伏会在政策和盈利性提升驱动下大幅提速，后期随着整县推进结束，预期2025-2030增速会略有放缓。保守预计中国市场到2030年将累计增加户用光伏超过300GW，市场空间广阔（如图3）。

科尔尼认为山东、河北、河南、浙江、江苏、安徽、辽宁、广东与福建为未来整县推进领域的九大高潜力市场。其中，山东、河北、河南地区虽竞争激烈，但可开发空间仍十分可观；浙江、江苏由于居民投资意识强，整体出售市场更具吸引力；安徽、辽宁、广东、福建综合条件优势明显，建议重点布局。根据测算，当前整县推进的平均单体项目规模预计在300MW左右（如图4）。

二、竞争格局及商业模式

央国企切入整县推进，头部民企强者恒强。

户用光伏发展时间尚短，整体行业还处于频繁变动阶段，但随着近几年央国企纷纷下场和头部民企的跑马圈地，初步形成央国企、头部民企和其他中小企业三方割据的局面，预计行业未来会进一步整合优化。

由于央国企和民营企业对于户用光伏的战略定位、切入赛道和自身能力均不同，因此其各自具备独特的商业模式，且在产业链上逐渐形成互补合作的上下游关系。

央国企以整县推进为主，份额存在天花板

央国企当前份额较小，仅占整体市场的~10%，未来市场份额受限于整县推进项目份额，预计将达到30%。以“五大六小”电力集团为代表的国资企业主要凭借其突出的资金实力、产业配套能力与客户资源，切入整县推进项目。与民企的盈利导向不同，央国企以完成国家任务为目标，借助大量低成本资金和政府资源进行低成本投资。同时央国企作为主要投资方和开发方，在获取优质资产上掌握主导权。由于部分地区要求产业配套入驻，给予了央国企更大的优势。但由于其缺少规模化运营的能力，在开发和运营环节以合作和外包为主，在乡镇村落资源的筛选、识别和谈判中，央国企也通常寻求民营企业的合作。

央国企中短期以资产收购为主，长期将向EPC+投资和合资共建模式发展

央国企更多考虑如何能更快速持有优质资产，资产收购仍旧会是中短期的主流模式（如图6）。考虑到央国企的指标压力和集中式光伏的经验，通过从民营企业收购资产包能够帮助其实现快速上量。但同时该模式存在诸多劣势：例如资产分散且品质不理想、资产获取成本高、信息透明度有限、卖方话语权过高等问题。为完成国家任务指标，近年来央国企也试探性推进资产成本更低的自建团队开发模式，但由于需要大量能力与团队建设，自主开发暂不会不会成为主流模式。

科尔尼认为由于资产收购的种种弊端、加之卖方市场民企出售意愿有限，未来模式会向合资共建和投资+EPC转移。合资共建模式即为央国企与民企创立合资公司、共建共享收益。以此，央国得以扩充优质的户用光伏资产，并能够全程参与决策、开发与运维，打破信息不透明的壁垒。投资+EPC模式即央国企作为投资人与整县签订协议，并将具体项目向外分包。该模式对央国企而言不仅操作便捷，而且资产获取成本低，已逐渐成为整县开发的主流模式。由于在实际资产选择上可能存在一定的信息差，央国企需谨慎选择合作对象。

民企占据“零售”渠道，未来整合趋势明显

零售是民营企业的主要阵地。在“渠道为王”的下游零售端，资产和客户高度分散，民企依赖强大的渠道网络，，高效收集、整合优质资源，在户用光伏的零售阵地获得优势。

随着过去几年头部企业的跑马圈地，头部民营企业占据户用光伏开发市场约40%份额。头部民营企业以正泰安能、天合富家、阳光新能源、中来民生、晶科能源、创维光伏等为代表，运营全国范围的零售业务。此类企业拥有优势的资金实力、广阔的渠道网络、规模化的运维能力，能够实现在户用光伏投资、开发、运营等环节的全链条覆盖。

市场整体竞争格局较为分散，地方型民企占据过半份额。

民企自持优质资产包仍为明智选择，但未来逐步向轻资产模式发展

不同于央国企，民企则受盈利性驱动，当前自持优质资产运营仍是聪明选择，但受制于高速开发带来的资金压力，也在逐步通过出售资产、合资共建、EPC等模式轻资产化发展。

自持资产包是民企的主流业务模式。民企通过全程进行投资、开发与运营，获取稳定的现金流和潜在资产增值收益，是当前收益最好的模式，毛利可超过1元/W。但由于对资金要求较高且回报周期长，通常需要强大的融资能力或其他现金流业务的支持。

通过资金压力更低的出售资产、合资共建、EPC等模式，民企能够在未来实现轻资产化发展（如图7）。出售资产模式即在投资开发后将资产打包出售，其收益性较高，且能够通过谈判置换或附加组件合同保证资产稳定与增值。但由于其需要积累到一定规模资产包才能交易，整体周期依然较长，存在一定的资金压力。合资共建模式下，民企与央国企组建合资公司从而降低资金负担，并能够通过共享央国企的低成本融资，进一步提高项目收益。EPC模式下民企可负责单一的开发运营模块，加速资金周转，虽整体收益性较低，但能够快速积累经验并为后续出售代运维服务铺路。

当前头部民营企业已形成了以头部民企A和头部民企B为代表的两套典型打法 (1)头部民企A模式：抢占先机入场，储备优质资源

民企A入局较早，前期主要通过自有资金开发模式迅速跑马圈地，储备了大量优质底层资产，形成当前以自持能够带来“长期稳定现金流+潜在超额收益”的优质资产包为主的业务模式。但同时随着过去几年融资环境趋紧，也逐步通过出售部分资产包和“EPC+代运维”业务的模式补充现金流。当前存量装机份额占据领先位置。

民企A的成功主要源于四大核心竞争力：第一，以先发优势抢占优质资源，从2017年开始通过低压渠道快速跑马圈地，集中于浙江、山东、河北、河南等优质地区；第二，以强大经销网络拓展新资源，建立超400家一级经销商与超3万人销售伙伴；第三，以融资能力保证优质资产自持，通过母公司AA+级融资获得低息贷款，并发起或参与成立一系列金融主体，包括浙民投、温州民商银行、浙商保险等；第四，以运维能力保证持续现金流，通过强大的数字平台赋能高效运维管理，并通过转化经销网络打造万人运维团队，从而保证其公司现金流的基本稳定性。

在发展的过程中，民企A始终是大比例自持优质资产以提升盈利潜力。一方面，当前市场环境下大部分优质资产出售盈利性不及自持，在现金流可支撑情况下，自持仍是盈利首选。另一方面，通过大量优质资产的自持和运营，可快速积累数据，能够为未来潜在的创新商业模式打好基础。

头部民企B模式：外部资本托底快速滚动开发，轻资产运维放量创收

与民企A大量资产自持模式不同，民企B打造了一条轻资产模式（如图8）：引入金融租赁公司授信托底，自己则作为开发方赚取差价，同时提供带运维服务以获得持续的管理费收入。民企B的核心优势在于其家电业务所积累的广泛渠道资源，与此同时，通过大幅度让利经销商并提供更快付款节奏，公司在前期抢占了部分市场资源。

但民企B也面临着诸多短板。其一，面板、组件通过采购获取，质量、型号较难统一，为后期规模化、自动化运维带来更多难度；且随组件和屋顶价格上行，开发收益面临被挤压风险。其二，短期内管理规模有限情况下，光伏业务现金流的支撑能力有限，未来如面临TCL、美的等潜在玩家以相同的补贴模式进场抢占市场，是否能维持高额让利还是未知数。

光伏市场头部玩家的六大核心竞争力

综合上述分析，科尔尼针对各头部企业模式的竞争力进行对比，总结出四大维度下的六大核心竞争力（如图9）。

经济性——政策影响出清，随成本下降盈利性提升

光伏电站的内部收益率主要受上网电价、投资/发电成本直接影响，科尔尼预计，未来上网电价会逐渐形成稳定的市场定价机制，但长期投资发电成本的下降将会显著提升分布式光伏的收益。

1.政策影响逐渐出清，上网电价趋于平稳

过去十年来光伏上网电价受政策影响持续下降，2022年我国将逐步结束近十年的光伏度电补贴，迈入全面无补贴时代后。但由于项目已具有盈利性，小额度电补贴（户用分布式0.03元/度）的取消在长期来看对项目营利性影响有限。

未来政策影响逐步出清后，各类资源区终将逐步形成较为稳定的市场价格机制。光伏上网电价将在电力供给能力提升、电力交易机制市场化、煤电价格波动、绿证交易等因素的相互制衡下趋于平稳（如图10）。

技术和规模效应驱动，投资及发电成本进一步下降

上网电价趋于稳定的同时，光伏投资及发电成本将进一步下降，带动盈利能力提升。科尔尼预计，在2025年国内户用分布式光伏系统初始投资和运维成本将下降至2.85元/瓦，并于2030年进一步降至约2.70元/瓦（如图11）。

成本的下降主要受组件、逆变器和建安费用下降驱动。

其一，单瓦组件成本长期将逐步下降，主要得益于技术演进带来的转换效率提升。电池组件主流技术正在快速演进迭代（如图12），已经从传统P型向PERC+和N型TOPCon及HJT发展，未来随着新型技术的发展，如具备成本优势的钙钛矿在突破稳定性瓶颈后、其叠层电池大幅提升太阳光利用水平，将有可能进一步大幅降低降低单位成本。同时，随规模效应显现，单位产线投资成本下降以及人均产出率提升将进一步拉低电池组件成本。

其二，逆变器功率密度提升和自动化水平的提高将使单位容量设备投资额逐年下降，人均产出率的提升也使得组串式逆变器成本降低。

其三，随着组件效率提升，单个光伏所安装组件个数减少，加之自动化工具和流程化管理，建安费用将会降低。

在上述驱使下，头部企业在建安管理费用和硬件费用上都存在更多降本机会。前者是因为头部企业更具规模化优势，同时流程管理和数字平台建设能力更强；而后者则是因为头部企业产业链整合能力更强，能够更好的降低所有硬件的采购成本。

在成本下降驱动下，收益率将显著提升

系统成本的大幅下降将大幅提升收益率。据科尔尼预测，在未来三类资源区的屋顶租赁模式IRR都将稳步上升，并将于2030年分别增至13.3%、12.9%和11.9%（如图13）。

未来发展前景与挑战

户用光伏未来将潜在面临两大挑战

其一，并网消纳。当前户用光伏尚在发展初期，规模有限，尚未出现明显并网限制问题，但随着新能源快速发展，电网并网消纳能力逐渐饱和，甚至部分城市已经逐渐开始限制户用光伏并网。预计未来随着户用光伏装机量爆发，会出现越来越多针对户用端的并网制约。

2022年1月22日，国家能源局山东监管办公室发布《关于做好2022年春节及重大活动期间电网安全稳定运行工作的通知》，提出：

春节期间，以保障电网安全和供热稳定为前提，在常规手段无法满足电网调峰需要的负荷低谷时段，要按照”先集中式、后分布式”、”先非户用、后户用”和”公平、公正、公开”的原则，合理安排新能源电力参与调峰，以保障系统安全稳定运行

其二，电价短期波动。国家发展改革委在关于2021年新能源上网电价指导中，除了青海和海南外，各地均低于燃煤基准价；并且随着补贴出清，未来电价将随着燃煤基准价波动，虽然长期趋于稳定，但短期有可能出现波段下行风险。

2. 应对挑战的两种潜在解法

一边是消纳困局、一边是电价短期波动风险，户用光伏发电正经历着来自市场的新考验。结合光伏发电商业模式判断，未来光储一体化和虚拟电网两种创新模式的发展或成为针对上述挑战的最优解法（如图14）。

（1）光储一体化

光储一体化即通过区域性储能配套建设，可将部分富余电量储存并销售，帮助消纳的同时可产生超额收益。考虑到光伏发电和用电高峰时段重合的情况，单独售电上网模式对整体系统提升能力有限，但若引入隔墙售电模式，光储一体设备在能够实现更大程度的IRR提升。

(2）VPP（VirtualPowerPlant）虚拟电网

虚拟电网即通过物联网等技术连接大量分布式能源供给端、用电测、电网和电力交易市场，并提供涉及广领的电力交易及增值服务。虚拟电网通常被视作一个智能电网平台，可以连接和聚合电力供应和消费，通过数据采集、计算和预测帮助调节电力和确保电网稳定。

除此之外，随着“双碳战略”的推进，光伏作为绿电未来可参与绿证交易，将进一步打开户用光伏商业模式的想象空间。

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