探寻BIPV的空间与回报踏雪归来

1、图 1：BIPV 幕墙空间：依托建筑市场，规模较大BIPV 的全称为建筑光伏一体化（Building Integrated Photovoltaic, BIPV），即将光伏组件集成于建材，实现建筑利用太阳能的产品。在光伏发电端，随技术的不断进步，组件成本长期持续保持下行趋势，这使光伏+建筑的应用场景逐步具备商业价值。图 2：BIPV 屋顶资料来源：metsolar，图 3：存量屋顶面积测算（亿平米）资料来源：龙焱能源科技，我国建筑市场规模庞大，存量/新建建筑屋顶均具备相当体量。我们在专题报告有多少屋顶可以采用 BIPV？中系统测算了我国存量/新建建筑的屋顶面积，其中存量屋顶面积合计 315.1

2、 亿平米，包括城市、县城、建制镇、乡、村庄，存量屋顶面积分别为 182.6、 57.2、20.6、2.3、52.4 亿平米；新建屋顶面积 8 亿平米，包括住宅、办公用房、商业及服务用房、科研教育医疗用房、文化体育娱乐用房、厂房及建筑物、仓库、其他未列明的房屋建筑，新建屋顶面积分别为：4.1、0.3、0.6、0.4、0.1、1.8、0.1、0.4 亿平米。图 4：2020 年新建屋顶测算（亿平米）200180160140120100806040200城市县城建制镇乡村庄4.543.532.521.510.5住宅办公用房商业及服务用房科研教育医疗用房文化体育娱乐用房厂房及建筑物仓库其他未列明的房屋

3、建筑0资料来源：landchina，住建部，资料来源：龙焱能源科技，依据有多少屋顶可以采用 BIPV？中的部分结论，按照屋顶+幕墙测算行业空间：新建屋顶：渗透率或升至 25%，对应 2 亿平米当前水平：装机规模 15.52GW，或对应面积 0.78 亿平米，渗透率 10%左右1。根据国家能源局，截至 2020 年底新增分布式光伏装机 15.52GW，其中户用装机在 10GW 左右，其余基本为工商业装机规模。据此，按照每平米装机 200Wp 计算，可得户用装机此处未考虑分布式装机中的幕墙部分，假设我国新建分布式装机全为屋顶。图 5：历年分布式光伏新增装机规模（万千瓦）面积在 0.5 亿平米，对应

4、住宅类屋顶的渗透率为 12.3%；工商业装机面积 0.3 亿平米，对应渗透率在 10.6%；合计装机面积 0.8 亿平米，对应渗透率 10%左右。图 6：2020 年分布式装机规模结构（万千瓦）2500200 01500100 05000201 6201 7201 8201 9202 0202 1Q10200400600800100 01200工商业户用资料来源：能源局，资料来源：能源局，远景目标：假设未来渗透率提升至 25%，每平米装机 200Wp，每瓦价格 4 元，对应新建分布式屋顶面积 2 亿平米，市场规模 1591 亿元。考虑到建筑市场已经逐步迈入成熟阶段，假设我国新建屋顶面积维持不变

5、、未来渗透率提升至 20%/25%/30%、每平米装机规模在 150/175/200Wp、以及每瓦均价 4 元，可以计算得到我国分布式光伏未来装机面积可达 2 亿平米（新建，对应 25%渗透率）、按照 200Wp/平米计算装机规模在 39.8GW，市场规模 1591 亿元。表 1：新建屋顶分布式市场空间敏感性测算渗透率新建分布式屋顶/亿平平米装机/Wp装机规模/GW市场空间/亿元15023.9954.620%1.617527.81113.720031.81272.815029.81193.325%217534.81392.120039.8159115035.81431.930%2.417541

6、.81670.620047.71909.2资料来源：landchina，能源局，存量屋顶：渗透率或升至 2.5%，对应 7.9 亿平米当前水平：按照每平米装机 200Wp 测算，存量分布式光伏市场渗透率为 1.2%，按 200Wp/平米计对应面积 3.9 亿平米，装机规模 78.3GW，按金额计在 3133 亿元左右。根据国家能源局历年披露的分布式光伏新增装机情况对分布式累计装机规模进行估计，截至 2020 年底，全国分布式光伏装机规模在 78.3GW 左右（不考虑折旧影响），按照每平米装机 200Wp，对应累计装机面积 3.9 亿平米，结合我们对存量屋顶面积的估计，可得当前分布式光伏在存量市

7、场的渗透率约为 1.2%。图 7：分布式光伏累计装机规模（GW）908070605040302010020162017201820192020资料来源：国家能源局，远景目标：假设未来渗透率能提升至 2.5%，则存量分布式屋顶面积可达 7.9 亿平米，对应金额 6303 亿元。考虑到存量屋顶规模庞大，且未来更新换代需求可能存在不稳定性，我们将未来目标渗透率定在 2%/2.5%/3%水平上，按照测算新建市场相同参数进行敏感性测算。结果表明，按照 2.5%渗透率、200Wp/平米装机密度，对应存量分布式屋顶面积将扩大至 7.9 亿平米，按金额计约 6303 亿元。表 2：存量屋顶分布式市场空间敏感性

8、测算渗透率新建分布式屋顶/亿平平米装机/Wp装机规模/GW市场空间/亿元15094.53781.52%6.3175110.34411.820012624726.92.5%7.9175137.95514.7200157.66302.5150141.85672.33%9.5175165.46617.6200189.17563资料来源：landchina，能源局，新建幕墙：参考屋顶渗透率，对应面积 1.5 亿平米测算 2020 年竣工公共/商业建筑立面面积约 5.8 亿平米。由于幕墙应用场景特殊，在使用建筑业竣工面积进行测算时，仅考虑公共建筑和商业建筑，包括：办公用房、商业

9、及服务用房、文化体育娱乐用房。在已经获得屋顶面积的基础上，简单按照建筑立面面积为屋顶面积的 4 倍计算，得到我国 2020 年竣工公共/商业建筑对应的立面面积约 5.8 亿平米。图 8：新建公共/商业建筑立面面积测算（亿平米）876543210201220132014201520162017201820192020办公用房商业及服务用房科研教育医疗用房文化体育娱乐用房资料来源：Wind，landchina，远景目标：按照与屋顶相同渗透率测算，市场空间有望达到 1.5 亿平米，按装机量计 21.8GW，对应金额 2832 亿元。假设未来 BIPV 幕墙能够达到屋顶渗透率，即按照前文敏感性分析设定

10、目标渗透率为 20%/25%/30%，单价方面，假设 BIPV 幕墙价格在 13 元/Wp（依据后文测算结果），对新建 BIPV 幕墙市场空间进行测算。结果如下表所示，若按照 25%渗透率、平米装机 150Wp、平米价格 13 元计算，则未来 BIPV 幕墙市场空间有望达到 2832 亿元。表 3：新建BIPV 幕墙市场空间敏感性测算渗透率新建分布式幕墙/亿平平米装机/Wp装机规模/GW市场空间/亿元10011.61510.320%1.212514.51887.815017.42265.410014.51887.825%1.512518.22359.815021.82831.710017.42

11、265.430%1.712521.82831.715026.13398.1资料来源：Wind，landchina，存量幕墙：参考屋顶渗透率，对应面积 4.3 亿平米按照 2.5%渗透率、平米装机 150Wp 测算，存量幕墙 BIPV 更新改造需求约 4.3 亿平米/64.9GW/8433 亿元。同样按照屋顶面积*4 计算，且仅考虑城市/县城的公共建筑和商业建筑（对应公共管理与公共服务用地和商业服务业设施用地），假设未来 BIPV 幕墙能够达到屋顶渗透率，即按照前文敏感性分析设定目标渗透率为 2%/2.5%/3%，其他假设与测算增量幕墙相同。经测算，按照 2.5%渗透率、平米装机 150Wp 测

12、算，我国存量建筑幕墙市场对应的 BIPV 改造需求约为 4.3 亿平米/64.9GW/8433 亿元。图 9：存量公共/商业建筑立面面积测算（亿平米）706050403020100公共管理与公共服务用地商业服务业用地县城城市资料来源：Wind，landchina，表 4：存量BIPV 幕墙市场空间敏感性测算渗透率新建分布式幕墙/亿平平米装机/Wp装机规模/GW市场空间/亿元10034.64497.620%3.512543.2562215051.96746.410043.2562225%4.312554.17027.515064.98432.910051.96746.430%5.212564.9

13、8432.915077.810119.5资料来源：Wind，landchina，BIPV 成功的将国内快速发展的光伏产业与庞大的建筑市场有机结合在一起，成为建筑业践行双碳目标的重要途径，其所蕴藏的蓝海市场逐渐吸引到各方资本的青睐。而 BIPV 项目能否盈利，以及收益率受哪些因素影响较大，同样成为市场关注的焦点。收益：受自然条件、电价及补贴水平约束为简化测算 BIPV 项目的回报情况，我们在现金模型中用收益作为模型中的现金流入，投资和运营成本衡量现金流出。收益部分，我们主要考察发电收益与补贴，其中发电收益根据电价*发电量测算，电价可根据发改委/电网公告获取，发电量则结合光伏组件参数与当地自然条件

14、测算得到；补贴根据中央/地方政府公告代入计算。在测算发电量时，综合考虑太阳辐射强度与温度对单晶硅电池发电性能的影响发电功率与温度负相关，但与太阳辐射强度正相关。图 10：不同温度下单晶硅电池 I-V 特性曲线单位度电收益可进一步拆分为发电收益和补贴收益。其中，发电收益方面，由于自用电价与上网电价存在差异，我们将收益分为自用部分与上网部分 2 个方面，并通过设定二者的比例对总发电量进行分配；分布式光伏的补贴，包括国家补贴和地方补贴，2020 年非户用分布式光伏度电补贴 0.05 元，补贴时效原则上为 20 年。地方补贴方面，目前北京、上海、江苏、湖北、陕西、广东 6 省/市存在尚未到期的分布式光

15、伏补贴政策，其中北京补贴力度最高。综上，发电收益+补贴收益合计为项目总收益，作为现金流模型的现金流入。自然条件：温度和辐射强度影响发电功率太阳电池的标准测试条件（standard test conditions, STC）包括：电池温度 25、辐照度 1000W/m2，并具有标准的太阳光谱辐照度分布（通常称为 AM1.5，指阳光通过大气的距离比大气的垂直厚度）,地面应用的太阳电池一般针对 AM1.5 进行优化，因此我们在讨论太阳辐射强度的变化时，忽略太阳光谱变化对光伏发电的影响。温度：与峰值发电功率负相关温度对最大发电功率呈负面影响。温度是太阳电池伏安特性的重要影响因素，单晶硅太阳电池的伏安特

16、性曲线如下图所示，整体来看，在一定范围内，负载电流并不随着负载电压的提升而大幅变化，该范围内，发电功率随电压的增大而增大；然而一旦电压过大，则会引起电流的快速衰减，导致发电功率迅速降低。在恒定温度下，存在使得发电功率最大的电压和电流。图 11：不同温度下单晶硅电池 P-V 特性曲线资料来源：硅光伏电池工程数学模型研究与仿真，资料来源：硅光伏电池工程数学模型研究与仿真，研究表明，随温度升高，短路电流增加，开路电压减小，最终导致最大发电功率减小，转化效率降低。根据太阳能电池的温度和光强特性研究，如下图所示，当温度上升，短路电流（ISC）和开路电压（VOC）分别趋于上升/下降，但从幅度上看 VOC

17、降幅高于 ISC增幅，最终的结果是发电效率（）趋于减小。图 12：温度对短路电流的影响资料来源：太阳能电池的温度和光强特性研究，图 13：温度对开路电压的影响资料来源：太阳能电池的温度和光强特性研究，图 14：温度对发电效率的影响资料来源：太阳能电池的温度和光强特性研究，图 15：温度对填充因子的影响资料来源：太阳能电池的温度和光强特性研究，我国昼间气温自北向南逐步升高，且温差较大。根据 TPDC 提供的 610 个气象站 19812010 年各站的逐日平均气温和最低气温测算当日昼间平均气温2，结果表明：在 19812010 年 30 年时间跨度内，我国昼间均温最低-3.1（青海，五道梁），最

18、高 27.6（海南，西沙），二者相差超过 30。从分布上看，北方地区昼间均温明显低于南方地区。采用（日平均气温*4-日最低气温）/3测算当日昼间平均气温，因为根据数据说明文档，日平均气温为 4 次定时（02:00、08:00、14:00、20:00）观测值的平均值，可以合理推测，在大部分情况下，最低气温在 02:00 测得，而剩余 3 个观测值基本覆盖了白昼时间段；在计算 30 年日平均昼间气温时，仅考虑质量控制码为0（即数据正确）的条目。图 16：19812010 年 610 个气象站昼间均温测算（0.1）3资料来源：TPDC，温度的高低变化存在周期性，不同大区气温分布差异显著。时间序列上看

19、，由于太阳直射点的周年回归，温度变化存在较为稳定的周期性。太阳赤纬在一个回归年内，从 0依次变化到北纬 2326、0、南纬 2326，最后返回至 0，带来一个回归年内温度的趋势性高低变化。此外，由于我国幅员辽阔，不同地区纬度差异较大，导致温度数据存在显著区别，仅从大区来看，冬至前后各大区温度差异较为显著，而在夏至前后，各大区温度差异相对较小。之后的图表若无专门提及，数据均来自 19812010 年 610 个气象站。图 17：昼间均温分布（横轴：日期；纵轴：0.1；颜色：数量/个）4资料来源：TPDC，图 18：夏至日昼间均温分布（横轴：；纵轴：个）140 0120 0100 08006004

20、00200(-2, -1(0, 1 (2, 3 (4, 5 (6, 7 (8, 9 (10, 11(12, 13(14, 15(16, 17(18, 19(20, 21(22, 23(24, 25(26, 27(28, 29(30, 31(32, 33(34, 35(36, 37(38, 39(40, 410图 19：冬至日昼间均温分布（横轴：；纵轴：个）800700600500400300200100(-38 , -37(-35 , -34(-32 , -31(-29 , -28(-26 , -25(-23 , -22(-20 , -19(-17 , -16(-14 , -13(-11 ,

21、-10(-8, -7(-5, -4(-2, -1(1, 2 (4, 5 (7, 8 (10, 11(13, 14(16, 17(19, 20(22, 23(25, 260东北西北华北华东华中西南华南东北西北华北华东华中西南华南资料来源：TPDC，资料来源：TPDC，太阳辐射：决定发电强弱太阳辐射强度与光伏最大发电功率呈正相关。太阳辐射对光伏电池的影响可简单分为辐射强度和太阳光谱 2 个方面。一般情况下，辐射强度越大，光伏系统吸收的能源越高，短路电流、开路电压、最大发电功率也将提升。太阳光谱采用大气质量（Air Mass, AM，指太阳直射光线通过大气层时的实际厚度与大气层法向厚度之比）进行描述

22、，光线在大气层行进的距离越长，受大气吸收衰减越重，导致最终光伏可吸收的光子波长/数量发生变化。由于地面应用的太阳电池一般针对 AM1.5 进行优化，我们在讨论太阳辐射强度的变化时，忽略太阳光谱变化对光伏发电的影响。将 610 个气象站不同年份同一日期的分布情况汇总到一列，图 X、图 X 采用的方法类似。图 20：不同光照强度下单晶硅电池 I-V 特性曲线资料来源：硅光伏电池工程数学模型研究与仿真，图 21：不同光照强度下单晶硅电池 P-V 特性曲线资料来源：硅光伏电池工程数学模型研究与仿真，图 22：AM1.5 太阳光谱资料来源：美国国家可再生能源实验室，与温度分布相反，我国北方地区太阳能资源

23、较为丰富。从日照时数来看，华北、西北地区日均日照时数分别为 7.6h、7.5h，高于东北（6.8h）、西南（5.3h）、华东（5.3h）、华南（4.8h）、华中（4.6h）地区。在部分纬度较高的省份，如内蒙古、新疆、宁夏、青海、甘肃和西藏，日均日照时数较高，分别为 8.1 h、7.8 h、7.7 h、7.7 h、7.5 h、7.5h。太阳辐射的分布与日照时数类似，不同大区 30 年年平均太阳辐射量分别为：华北：6238.6 MJ/m2，西北：6698.2 MJ/m2，东北：5537.4 MJ/m2，西南：6219 MJ/m2，华东：5444.4MJ/m2，华中：4998.9 MJ/m2，华南：

24、5622.6MJ/m2。获得太阳辐射量最高的 5 个省份分别为：西藏 8151.2 MJ/m2、青海 7529.9 MJ/m2、甘肃 6811 MJ/m2、宁夏 6760 MJ/m2、海南 6668.8 MJ/m2。图 23：我国日平均日照时数分布（小时）5图 24：我国年平均太阳辐射量分布（MJ/m2）资料来源：TPDC，资料来源：TPDC，测算各大区 19812010 年期间单日平均太阳辐射强度分别为6：西北 405.8W/m2，西南 385W/m2，华北 375.6W/m2，华南 348.5W/m2，华东 333.9W/m2，东北 331.2W/m2，华中 305.1W/m2。分省份来看

25、，光照强度排名前 5 的地区为：西藏、青海、甘肃、海南、宁夏；排名后 5 的地区为：重庆、贵州、湖南、湖北、江西。610 个气象站中，测算得到单日昼间平均太阳辐射强度最大值为 809.9 W/m2，最小值为 37.5 W/m2，可以推测：实际光照条件在很多时候都不能达到标准测试条件规定的 1000 W/m2 光照强度。图 25：各省日平均太阳辐射强度测算（W/m2）550500450400350300250西藏青海 甘肃 海南 宁夏 云南 内蒙古新疆 山西 山东 河北 四川 北京 天津 广东 辽宁 陕西 江苏 吉林 福建 浙江 广西 河南 安徽 黑龙江江西 湖北 湖南 贵州 重庆200资料来源

26、：TPDC，太阳辐射强度在一年内同样存在周期性变化，但相比温度，对发电的影响更加剧烈。如下图所示，相比温度的周年变化，太阳辐射强度在一年内呈现更加明显双峰式分布，可能的原因是天气情况的不确定性，导致本该按照趋势变化的数据呈现部分异常，并如下图所示分布于上条带，太阳辐射的大幅减小会显著影响光伏发电水平。根据深圳市气象局，日照时数的定义为：太阳中心从某地东方地平线进入西方地平线，光线直接照射地面所经历的时间。日照时数会受到天气影响，光线无法直接照射地面，故可能为 0。测算方法：根据 NOAA 太阳位置计算器，计算每个区站在某个日期的白昼时长，用当日太阳辐射值除以当日白昼时间得到当日平均太阳辐射强度

27、。图 26：太阳辐射强度分布（横轴：日期；纵轴：W/m2；颜色：数量/个）资料来源：TPDC，测算我国北京、上海7、广州地区年峰值日照时数分别为：1440、1365.4、1268.3 小时。年峰值日照时数指光伏在某一地区在一年内所发电量按照 STC 下的最大发电功率折算的小时数，可以用于对比不同地区的发电潜力，根据测算，我国峰值日照时数较高的地区主要分布于西部、北部地区，以及海南省，但考虑到 BIPV 主要解决供给和需求错配的问题，我们认为应更加关注国内经济相对发达的城市，如北京（1440）、上海（1365.4）、广州（1268.3）等地。图 27：部分城市峰值日照时数测算（小时）成都重庆杭州

28、广州武汉南京郑州上海深圳北京02004006008001000120014001600资料来源：TPDC，发电量测算：北上广年均 400 度左右假设单晶硅组件在 STC 下峰值功率为 300Wp，测算该组件位于北京、上海、广州 3 地，30 年年平均发电量分别约为：432、410、381 度8。1）采用北京、平湖（此气象站距离上海最近，采用该站作为上海地区的近似）、广州 3 地 19812010 年的逐日气象数据 测算光伏组件发电量；2）在测算时，对于每日发电量，我们假设在一天的时间内，昼间 温度和太阳辐射强度为不变值，同时假设只有温度和太阳辐射强度影响组件的发电功率，上海太阳辐射数据缺失较多

29、，此处采用距离上海较近的气象站（平湖）代替。测算时忽略不同品牌/质量的组件对发电功率的影响，不考虑系统效率。当这 2 个变量变化时，我们根据太阳能光伏电池工程用数学模型的研究对组件的峰值发电功率进行调整9，得到当日发电功率；3）利用发电量=功率*发电时长得到日发电量估计值。图 28：300Wp 组件在北京、上海、广州 30 年日平均发电量（横轴：一年内的第几天；纵轴：发电量/度）2.521.510.518152229364350576471788592991061131201271341411481551621691761831901972042112182252322392462532602

30、672742812882953023093163233303373443513583650北京上海广州资料来源：TPDC，NOAA，电价：优选发电自用电价显然对 BIPV 发电收益有显著影响，不同地区电价不同，会导致 BIPV 投资回报率存在差异。对于 BIPV 收益测算所需电价，我们将其分为自用电价和上网电价两部分进行讨论。自用电价：北京高于上海、广州BIPV 所发电量中，若有部分直接为负载所使用，则在计算收益率时，这部分用电适用自用电价。不同用电分类（如农业生产用电、一般工商业用电、大工业用电等）、计价方式（单一制、两部制）适用的电价不同。为了简化分析，只考虑单一制一般工商业用电。整体上看

31、，对于单一制一般工商业用电，不论为分时电价还是不分时电价，北京、上海、广州 3 地的电价水平依次递减。北京：城区/郊区电价相对较高，开发区电价较低。北京市分时电价分为高峰（10:00-15:00；18:00-21:00）、平段（7:00-10:00；15:00-18:00；21:00-23:00）、低谷（23:00-7:00），夏季（7-8 月）增设尖峰时段（11:00-13:00；16:00-17:00）。在不同电压等级/峰谷时段，城区分时电价略高于郊区，但城区/郊区均明显高于经济技术开发区。电压等级尖峰高峰平段低谷不满 1 千伏1.42231.2930.76730.29391-10 千伏1

32、.39931.2710.75230.2849（东城区、西城区、朝20 千伏1.39231.2640.74530.2779阳区、海淀区、丰台35 千伏1.38431.2560.73730.2699110 千伏1.36931.2410.72230.2549220 千伏及以上1.35431.2260.70730.2399郊区不满 1 千伏1.37811.24880.72310.2497表 5：北京单一制一般工商业用电电价（元/度）城区区、石景山区）该模型的参数对晶硅电池更加适用。（门头沟区、房山区、通州区、顺义区、大兴1-10 千伏1.35511.22680.70810.2407区、昌平区、平谷区、

33、20 千伏1.34811.21980.70110.2337怀柔区、密云区、延庆区）35 千伏1.34011.21180.69310.2257110 千伏1.32511.19680.67810.2107220 千伏及以上1.31011.18180.66310.1957不满 1 千伏0.88611-10 千伏0.871120 千伏0.8631110 千伏0.8411经济技术开发区资料来源：北京发改委，上海：上海单一制峰谷电价划分标准为：峰时段（6-22 时），谷时段（22 时-次日 6 时），峰时段电价高于未分时电价；电压标准划分为：不满 1KV、10KV、35KV，未分时电价增设 110KV 及

34、以上；夏季电价高于非夏季。表 6：上海单一制一般工商业用电电价（元/度）电压等级非夏季夏季峰时段谷时段峰时段谷时段分时未分时不满 1 千伏0.8250.3960.853 0.42310 千伏0.8010.3710.828 0.39935 千伏0.7760.3470.804 0.375不满 1 千伏0.711 0.73810 千伏0.690 0.71935 千伏0.670 0.698110 千伏及以上0.654 0.682资料来源：上海发改委，广州：广州峰谷电价时段划分为：高峰（14:00-17:00；19:00-22:00）、平段（08:00-14:00； 22:00-24:00）、低谷（00

35、:00-08:00）。一般工商业用电的峰谷电价执行范围仅限于原普通工业专变用户，且一般工商业峰谷电价平段报价与同类型用电的不分时电价相同。电压等级高峰平段低谷不满 1 千伏1.137268750.700168750.36396875分时1-10 千伏1.096068750.675168750.35146875户）20 千伏1.089268750.671068750.3493687535 千伏及以上1.054768750.650168750.33896875不满 1 千伏0.700168751-10 千伏0.6751687520 千伏0.6710687535 千伏及以上0.65016875表 7

36、：广州单一制一般工商业用电电价（元/度）（仅限于原普通工业专变用不分时资料来源：广州发改委，南方电网，上网电价：较自用电价显著降低BIPV 所发电量中，若有部分为电网所购买，则该部分电量归于“自发自用，余量上网”的上网电价。随着光伏进入平价上网时代，许多项目已基本具备与燃煤标杆上网电价平价的条件。根据 2013 年国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。根据 3 地发改委，北京、上海、广州燃煤机组标杆上网电价分别为： 0.3598、0.4155、0.453 元/度。若 BIPV 项目采用“全额上

37、网”模式，则根据发改委相关文件要求，其光伏上网电价根据项目所在地所属资源区适用不同价格。根据发改委关于 2020 年光伏发电上网电价政策有关事项的通知，采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行，2020 年 IIII 类资源区光伏上网电价分别为：0.35、 0.4、0.49 元/度。北京、上海、广州分别属于 II 类、III 类、III 类资源区，对应上网电价分别为：0.4、0.49、0.49 元/度。资源区资源区所包括的区域表 8：光伏资源区分类类宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依，内蒙古除赤

38、峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区北京，天津，黑龙江，吉林，辽宁，四川，云南，内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦类贝尔，河北承德、张家口、唐山、秦皇岛，山西大同、朔州、忻州，陕西榆林、延安，青海、甘肃、新疆除类外其他地区类除类、类资源区以外的其他地区资料来源：发改委，整体上看，相比自用电价，上网电价显著较低，因而对分布式光伏项目，自用比例越高，则收益越高。补贴：国家补贴力度趋弱，地方补贴差异显著针对分布式光伏的补贴可根据来源分为国家补贴和地方补贴：国家度电补贴随光伏发电成本下行趋于减少，2020 年非户用分布式光伏度电补贴 0.05元，较 2013 年下降 88%，2021 年 8 月 1 日起工

39、商业分布式不再补贴。2013 年国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知下达的电价补贴标准为0.42 元/度，此后一直维持到 2017 年底。2018 年初开始执行的新度电补贴标准将普通分布式项目补贴调低 0.05 元至 0.37 元/度，2018 年 5 月 31 日后再度下调 0.05 元/度。 2019 年 7 月 1 日开始，针对分布式光伏普通项目的补贴政策进一步细分为户用（0.18元/度）和非户用（0.1 元/度），相比上次调整，补贴水平进一步降低。2020 年 6 月 1 日起，户用、非户用度电补贴再度降低至 0.08 元/度和 0.05 元/度。而根据发改委最新政

40、策，2021 年 8 月 1 日起不再对工商业分布式光伏项目进行补贴。补贴时效方面，根据发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知，光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为 20 年。因而，前期建设项目可获得的补贴幅度将比新建项目的补贴标准更高。图 29：普通分布式光伏项目国家补贴（元/度）0.450.40.350.30.250.20.150.10.050201320142015201620172018201920202021户用非户用表 9：6 省市分布式光伏地方补贴政策资料来源：发改委，地方补贴方面，目前北京、上海、江苏、湖北、陕西、广东 6 省/市存

41、在尚未到期的分布式光伏补贴政策，其中北京补贴力度最高。从度电补贴的标准和时效上比较，北京地区的补贴力度为 6 省/市最高，全市分布式光伏度电补贴在 0.3 元/度以上，时效 5 年，其中全部实现光伏建筑一体化应用的项目补贴为 0.4 元/度。上海市分布式光伏（含户用光伏）补贴金额为 0.05、0.1、0.15 元/度，分别对应 2021、2020、2019 年投产发电的项目，补贴时效 8 年。广州分布式光伏项目在并网后在线持续运行满 6 个月可以获得 0.15（非公共机构）或 0.3（公共机构）元/度的补贴，时效 5 年，采用合同能源管理模式建设还可享受 0.2 元/Wp 的一次性补贴。政策/

42、文件补贴时效补贴金额元/度补贴对象补贴范围省/直辖市地区上海市上海全市本市 2019 年投产发电（2019 年底前完成备案并开工、2020 年 6 月底之前建成并网的项目）本市 2020 年投产发电（2020 年底前完成备案并开工、2021 年 6 月底之前建成并网的项目）光伏电站 0.3分布式光伏（含户用光伏） 0.15学校 0.36光伏电站 0.2分布式光伏（含户用光伏） 0.1学校 0.242020/7/15至2028/7/14关于印发上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法（2020 版）的通知本市 2021 年投产发电光伏电站 0.1分布式光伏（含户用光伏）0.05学校 0.12

43、一般工商业电价、大工业电价0.3北京市发展和改革委已完成备案，于 2020 年 1 月 1 日至 或农业生产电价的项目员会北京市财政局北北京市北京全市2021 年 12 月 31 日期间采用“自发自用学校、社会福利场所等执行居0.45 年京市住房和城乡建设为主，余量上网”模式并网发电的分布 民电价的非居民用户项目委员会关于进一步支式光伏发电项目全部实现光伏建筑一体化应用的项目0.4持光伏发电系统推广应用的通知苏州市在园区备案实施、且已并网投运分布式光伏项目。0.13 年苏州工业园区绿色发江苏省工业园区在园区备案实施、且已并网投运分布式燃机以及储能项目0.33 年展专项引导资金管理办法在黄石境内

44、投资建设的、具备独立核本细则执行期为黄石市太阳能光伏发黄石市算，手续齐备，且已通过供电公司验收所有光伏发电项目 0.12016 年 1 月 1 日起 电项目资金补贴实施湖北省并网发电光伏发电示范工程，包括分布执行，有效期 10 年细则关于印发宜昌市光伏宜昌市在宜昌范围内建设式光伏发电系统和光伏电站0.252014 年 5 月以后发电项目财政补贴资金拨付程序的通知分布式光伏发电，应用方（屋顶方）为非公共机构的分布式光伏发电，应用方（屋0.152020-2025广州市黄埔区广州开发区广州高新区促进绿色低碳发展办法广东省广州市黄埔区广州开发区广州高新区项目并网后在线持续运行满 6 个月顶方）为公共机

45、构的 0.3采用合同能源管理模式建设分0.2一次性补贴布式光伏发电项目（修改）（征求意见稿）广州市黄埔区广州开发区广州高新区促进绿色低碳发展办法实施细则（修改）（征求意见稿）关于受理南山区深圳市南山区装机容量不小于 20KWP2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31采用太阳能光电建设工程一体化的建设项目或分布式光伏发 2 元/WP电项目分布式光伏项目 0.1自发布之日起有效期 2020 年度第二批自3 年主创新产业发展专项资金绿色建筑分项资金的通知关于进一步促进光伏陕西省西安市 日期间建成并网且符合国家和行业标准5 年产业持续健康发展的2021 年 1 月 1 日至 202

46、3 年 12 月 31日期间建成运行资料来源：各政府网站，光伏储能系统 1意见（征求意见稿）成本：主要包括初始投资和运维费用成本方面，需分别考虑 BIPV 的初始投资成本以及运营期运维费用，作为现金流模型的现金流出部分。假设初始投资成本为在某一时点的一次性投入，运维费用则假设在每日产生并支付。测算屋顶 BIPV 每瓦成本较 BAPV 变化-10%+8%。根据我们上一篇报告山雨欲来从成本端看 BIPV 与 BAPV，近半年来较大规模的分布式屋顶光伏系统报价范围在 3.35.7 元/Wp，按照装机容量加权平均报价在 4 元/Wp。测算屋顶 BIPV 成本可能较 BAPV 上升或下降，主要因为 BI

47、PV 减少了支架的使用，但由于 BIPV 设计寿命提升，带来厂房屋面系统成本提升。图 30：某 BAPV 项目成本结构（%）图 31：某 BAPV 项目成本结构（元/Wp）光伏组件45.9%支架系统4.6%逆变器5.1%交流汇流箱4.03.53.02.52.01.5其他未列项材料明细，如圆钢、压 块、穿线管、人工费、辅材, 42.3%0.4%电缆1.8%1.00.50.0光伏组件支架系统逆变器交流汇流箱电缆其他资料来源：全国公共资源交易平台，资料来源：全国公共资源交易平台，图 32：隆顶较传统 BAPV 增量成本敏感性测算（元/Wp）200Wp/平米150Wp/平米100Wp/平米-10123

48、45基础造价彩钢瓦增量区间（可变） 檩条增量区间（可变）支架减量（相对稳定）支架减量区间（可变）资料来源：全国公共资源交易平台，建设工期一般为 3 个月左右，从数据上看最高 5 个月。参考近半年来全国公共资源交易平台上公布的分布式光伏系统项目，如下表所示，建设工期范围在 40 天5 个月范围内，出现频率最高的是 3 个月（90 天），一般而言，项目规模越大，所需工期也会提升。表 10：部分分布式光伏项目建设工期项目名称装机规模/MW工期宁波国际邮件互换中心工程屋顶分布式光伏发电项目1.43 个月广汽丰田汽车有限公司第四生产线分布式光伏项目 EPC 总承包245 个月黑龙江北大荒农垦集团和平牧场

49、有限公司安达畜牧场建设 850KW分布式光伏发电项目海南华金钢构 3.92MWp 分布式光伏电站项目土建及电气设备采购安装工程常州国际机场有限公司建设常州机场屋顶 1.26MW 分布式光伏发电项目0.960 天3.990 天1.360 天黑龙江省和平牧场 1.04MW 分布式光伏发电建设项目146 天沙洋县鼎诚公司分布式光伏发电项目3.940 天南海丹灶新能源产业厂房（C1 区 C4 厂房及 C2 区 C5、C7 厂房）2.132MWp 分布式光伏发电工程总承包（EPC）2.145 天广宁县五和镇水电会分布式光伏发电扶贫项目0.150 天宁波杭州湾新区沪甬合作示范区（一期）建设项目 4.87M

50、W 分布式光伏发电项目4.975 天表 11：电站运维服务价格金华市蓝波能源有限公司 100KWp 分布式光伏发电项目0.160 天资料来源：全国公共资源交易平台，运维费用按照装机规模计价在 0.030.1 元/Wp。分布式光伏电站的日常运维一般包括：光伏组件表面清洁及定期性能检查，以及逆变器、汇流箱、配电柜、电缆线路等其他配件的完整性和性能检查。我们搜集了全国公共资源交易平台公布的 2020 年以来的光伏电站运维服务中标公告10，从这些公告来看，运维服务的报价方式包括：按照装机规模（0.030.1 元/Wp）、按照发电量（0.030.05 元/度）、按照电站收益（仅搜集到 1 个项目，报价为

51、电站收益的 3.9%）。由于我们获取到的电站运维服务项目几乎全为扶贫电站，其收费可能较经济发达地区偏低，因而我们在计算运维费用时，按照初始投资成本*（3%至 6%）测算。项目名称运维成本/中标价/第装机规模 一候选人价/招标限 每瓦运维成本 首年保底发电量/ 度电报价/元/MW价/控制价万元元/Wp度丰宁满族自治县 2016 年第一批村级光伏扶贫电站运维服务项目（二次）中标公告电站年收益的 3.9%上饶市城投 256.94MW 光伏精准扶贫电站运维服务代理公开摸球256.9422500.09赣州元盛工程咨询有限公司关于江西省赣州市南康区发展和改革委45.24214.910.0542981800

52、0.05灵璧县三十六点五兆瓦村级光伏扶贫电站运维服务项目中标结果公36.5140.530.04汝州市光伏扶贫村级电站后期运维服务项目-结果公告-汝州市光伏23.291940.08寿县光伏扶贫第三方运维服务项目(第二次)（第一包） 17.33309.850.07寿县光伏扶贫第三方运维服务项目(第二次)（第二包） 16.72265.050.07河北省平山县 70MW 光伏发电 3 个项目运维服务中标候选人公示 70720.130.1G1311282000462001 阜城县城乡建设投资有限公司 13.8MW 光伏13.80.04全区村级光伏扶贫电站开展集中运维服务项目中标公示 46.71143.8

53、0.03483212550.03中标公告员会光伏扶贫电站运维服务项目告扶贫村级电站后期运维服务项目第一标段扶贫电站运维服务项目二次中标结果公示资料来源：全国公共资源交易平台，IRR 测算：整体上北京上海广州上文所分析的收入、成本信息可代入简易的现金流折现模型，对项目 IRR 进行草算。为简化分析，我们主要针对 1MW 屋顶 BIPV 项目，并做以下假设：按照发电收益=自用部分发电量*自用电价+上网部分发电量*上网电价+国家补贴+地方补贴-运维成本计算 BIPV 项目的每日发电收益，国家补贴按照 0.05 元/度计算。假设自用/上网电价在 30 年内未发生变化，为简化分析，仅考虑一般工商业单一制

54、电价，其中分时电价按照 921 点时间加权平均得到，不分时电价按照发改委或电网公告；由于网站频繁更新，此处可能为不完全统计。假设项目性质为业主自建，所发电量自用率为 70%，其余卖给电网；假设光伏组件发电效率从开始使用时的 98%衰减到线性衰减到 84.95%，衰减耗时 30 年整（参考隆基组件LR4-72HBD 425455Wp）；假设屋顶 BIPV 项目建设时长在 3 个月，装机规模 1MW；假设与建筑的集成度提升导致 BIPV 带来成本增量，根据上文分析，考虑 BIPV成本在 4.4 元/Wp（基础条件），为了具备更广泛的代表性，考虑将该成本水平提升 0%15%进行敏感性分析；假设项目可

55、以使用 30 年；按照初始投资成本百分比测算运维服务规模，假设项目开始发电时为初始投资的 3%（此为基础条件，后为了具备更广泛的代表性，在敏感性分析时，将该比例扩展为 3%6%区间），此后在首期成本的基础上，按照 3%的年化增速递增（考虑未来通货膨胀）；假设系统效率为 80%。按照不分时电价测算按照不分时电价，结合敏感性测算，北京屋顶 BIPV IRR 范围在 12.6%20.6%（开发区）、上海 6.4%12.1%、广州 4.9%11%。北京 IRR 较上海/广州更高，主要受益于更高的电价、更好的光照条件、以及更优的地方补贴力度。北京（开发区）：经济技术开发区一般工商业单一制电价按照电压等级

56、分为 4 档，基础条件下这 4 个电压等级对应的 IRR 分别为：不满 1KV 20.6%、1-10KV 20.3%、20KV 20.2%、110KV 19.7%。考虑初始投资成本分别增长 5%/10%/15%，运维费用分别在初始 3%的基础上增长 1%/2%/3%，进行敏感性测算，得到北京 BIPV IRR 范围整体在 12.6%20.6%区间，其中不满 1KV 在 13.6%20.6%，1-10KV 13.3%20.3%，20KV13.1%20.2%，110KV 12.6%19.7%。表 12：北京初始投资成本、运维费用变化对 IRR 影响的敏感性测算（开发区不分时电价）11电压等级电压等

57、级0%5%10%15%不满 1KV3%20.6%19.3%18.0%16.8%4%（+1%）19.3%17.9%16.5%15.3%5%（+2%）17.8%16.3%14.9%13.6%6%（+3%）16.3%14.7%1-10KV3%20.3%19.0%17.7%16.5%4%（+1%）19.0%17.5%16.2%15.0%5%（+2%）17.5%16.0%14.6%13.3%6%（+3%）15.9%20KV3%20.2%18.8%17.5%16.4%4%（+1%）18.8%17.4%16.0%14.8%5%（+2%）17.3%15.8%14.4%13.1%6%（+3%）15.7%110K

58、V3%19.7%18.3%17.1%16.0%当初始投资增长 5%以上，运维费用扩大到初始投资成本的 6%时，在部分电压等级下，由于电价较低，在 BIPV 30 年运营期的后几年，会出现收入低于成本的情况（按照假设运维费用每年增长 3%），这些情况下的 IRR 我们不予展示，后同。4%（+1%）18.3%16.9%15.6%14.4%5%（+2%）16.8%15.3%13.9%12.6%6%（+3%）15.1%资料来源：TPDC，NOAA，发改委，全国公共资源交易平台，上海：上海一般工商业单一制电价按照电压等级分为 4 档，基础条件下这 4 个电压等级对应的 IRR 分别为：不满 1KV 12

59、.1%、10KV 11.7%、35KV 11.3%、110KV 及以上 11.2%。进行敏感性测算，上海 BIPV IRR 范围整体在 6.4%12.1%区间，其中不满 1KV7.5%12.1%，1-10KV 7%11.7%，20KV 6.6%11.3%，110KV 及以上6.4%11.2%。表 13：上海初始投资成本、运维费用变化对 IRR 影响的敏感性测算（不分时电价）电压等级电压等级0%5%10%15%不满 1KV3%12.1%11.1%10.3%9.4%4%（+1%）10.5%9.4%8.5%7.5%5%（+2%）8.6%1-10KV3%11.7%10.7%9.9%9.0%4%（+1%

60、）10.0%9.0%8.0%7.0%5%（+2%）20KV3%11.3%10.3%9.5%8.6%4%（+1%）9.6%8.6%7.5%6.6%5%（+2%）110KV 及以上3%11.2%10.2%9.3%8.5%4%（+1%）9.5%8.4%7.4%6.4%5%（+2%）资料来源：TPDC，NOAA，发改委，全国公共资源交易平台，广州：广州一般工商业单一制电价按照电压等级分为 4 档，基础条件下这 4 个电压等级对应的 IRR 分别为：不满 1KV 11%、1-10KV 10.5%、20KV 10.5%、110KV 及以上 10%。进行敏感性测算，广州 BIPV IRR 在 4.9%11%