太阳能建筑产业专题研究

太阳能建筑产业专题研究一、空间：依托建筑市场，规模较大BIPV的全称为建筑光伏一体化（BuildingIntegratedPhotovoltaic,

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。中国建筑市场规模庞大，存量/新建建筑屋顶均具备相当体量。中国存量/新建建筑的屋顶面积其中存量屋顶面积合计

315.1

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。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。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。按照每平米装机

200Wp计算，可得户用装机面积在

0.5

亿平米，对应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。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，假设中国新建屋顶面积维持不变、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，可以计算得到中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。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。

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，结合对存量屋顶面积的估计，

可得当前分布式光伏在存量市场的渗透率约为

1.2%。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，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。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。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。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，得到中国

2020

年竣工公共/商业建筑对应的立面面积约

5.8

亿

平米。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

敏感性分析设定目标渗透率为

20%/25%/30%，单价方面，假设

BIPV幕墙价格在

13

元

/Wp，对新建

BIPV幕墙市场空间进行测算。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。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，假设未来

BIPV幕墙能够

达到屋顶渗透率，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测算，中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。二、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。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，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。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。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降幅高于

ISC增幅，最终的结果是发电效率（η）趋于减小。中国昼间气温自北向南逐步升高，且温差较大。在

1981—

2010

年

30

年时间跨度内，中国昼间均温最低-3.1℃（青海，五道梁），最高

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。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，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

23°26′、0°、南纬

23°26′，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，由于中国幅员辽阔，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。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进行描述，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。与温度分布相反，中国北方地区太阳能资源较为丰富。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。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：5444.4

MJ/m2，华中：4998.9

MJ/m2，华南：5622.6MJ/m2。测算各大区

1981—2010

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，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。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。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，太阳辐射的大幅减小会显著影响光伏发电水平。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。1）采用北京、平湖、广州

3

地

1981—2010

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，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，当这

2

个变量变化时对组件的峰值发电功率进行调整，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。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，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、计价方式适用的电价不同。为了简化分析，只考虑单一制一般工商业用电。

整体上看，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。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及以上；夏季电价高于非夏季。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（00:00-08:00）。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。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。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。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

I～III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。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

日起工商业分布式不再补贴。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。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。三、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%。近半年来较大规模的分布式屋顶光伏系统报价范围在

3.3—5.7

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

BIPV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。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，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。运维费用按照装机规模计价在

0.03—0.1

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。运维服务的报价方式包括：按照装机规模

（0.03—0.1

元/Wp）、按照发电量（0.03—0.05

元/度）、按照电站收益（仅搜集到

1

个

项目，报价为电站收益的

3.9%）。由于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，因而在计算运维费用时，按照「初始投资成

本*（3%至

6%）」测算。四、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

简化分析主要针对

1MW屋顶

BIPV项目，并做以下假设：1）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。2）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

一制电价，其中分时电价按照

9—21

点时间加权平均得到，不分时电价按照发改

委或电网公告；3）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；4）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

LR4-72HBD425~455Wp）；5）假设屋顶

BIPV项目建设时长在

3

个月，装机规模

1MW；6）假设与建筑的集成度提升导致

BIPV带来成本增量，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；7）假设项目可以使用

30

年；8）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）；9）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

BIPVIRR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

1KV20.6%、1-10KV20.3%、20KV20.2%、110KV19.7%。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

BIPVIRR范围整体在

12.6%—20.6%区间，其中不满

1KV在

13.6%—20.6%，1-10KV13.3%—20.3%，20KV13.1%—20.2%，110KV12.6%—19.7%。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

1KV12.1%、10KV11.7%、35KV11.3%、110KV及以上

11.2%。进行敏感性测算，上海

BIPVIRR范围整体在

6.4%—12.1%区间，其中不满

1KV7.5%—12.1%，1-10KV7%—11.7%，20KV6.6%—11.3%，110KV及以上6.4%—11.2%。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

1KV11%、1-10KV10.5%、20KV10.5%、110KV及以上

10%。

进行敏感性测算，广州

BIPVIRR在

4.9%—11%区间，其中不满

1KV在

6.1%—11%，

1-10KV5.5%—10.5%，20KV5.4%—10.5%，110KV及以上

4.9%—10%。按照分时电价测算按照分时电价，结合敏感性测算，北京屋顶

BIPVIRR范围在

15.9%—25.6%（城区）

/14.9%—24.8%（郊区）、上海

8.4%—14.2%、广州

7.5%—14.3%。北京（城区）：城区一般工商业单一制电价按照电压等级分为

6

档，基础条件下对应

IRR分别为

25.6%、25.2%、25.1%、24.9%、24.6%、24.4%。进行敏感性分析，随着运维、

初始投资成本的上升，IRR整体范围在

15.9%—25.6%，其中不满

1KV17.2%—25.6%，

1-10KV16.8%—25.2%，20KV16.7%—25.1%，35KV16.5%—24.9%，110KV16.2%—

24.6%，220KV15.9%—24.4%。北京（郊区）：郊区