光伏建筑行業(yè)深度報告：光伏之翼

光伏建筑行業(yè)深度報告：光伏之翼1.雙碳下光伏乃大勢所趨，平價上網(wǎng)強化增長確定性降低碳排放成為國際共識，我國雙碳政策穩(wěn)步推進全球溫室效應(yīng)日益嚴重，導致極端天氣將大幅增加。溫室效應(yīng)是指，行星的大氣層吸收了輻射能，使得行星表面溫度升高的效應(yīng)。引起溫室效應(yīng)的氣體叫溫室氣體，包括二氧化碳、甲烷、各種氟氯烴、臭氧和水蒸氣等。人類的活動，特別是自工業(yè)化以來的，使得地球大氣層中的溫室氣體不斷增加。目前全球每年向大氣中排放的溫室氣體大約510億噸，且呈上升趨勢。其中二氧化碳的排放量從1965年的111.89億噸，增長至2019年的343.56億噸，54年間增長了207%，年復(fù)合增長率2.1%。聯(lián)合國氣候報告指出，由于溫室效應(yīng)加劇，北美、歐洲、澳大利亞、南美、亞洲、撒哈拉沙漠以南非洲等地球上大部分地區(qū)已經(jīng)在忍受包括熱浪在內(nèi)的高溫極端天氣。假使沒有人類的影響，近期的一些極端高溫天氣，例如加州死亡谷高溫、鄭州特大暴雨，是極不可能發(fā)生的。隨著全球溫度的上升，高溫極端天氣發(fā)生的強度和頻率都在迅速增加。隨著溫室效應(yīng)危害顯現(xiàn)，減少碳排放、實現(xiàn)碳中和成為國際共識。各國陸續(xù)做出碳減排承諾，高碳能源的主流地位將逐漸被清潔能源取代。根據(jù)2015年達成的《巴黎協(xié)定》，全球各國家與地區(qū)將共同努力，爭取將全球氣溫的升幅限定在比工業(yè)化前水平高2℃以內(nèi)，為此各國必須每五年提交一份經(jīng)修訂的減排計劃，即由各國家決定的減排貢獻。2020年各國家與地區(qū)做出了最新的減排承諾。其中，美國、日本、韓國、歐盟等承諾2050年實現(xiàn)碳中和，中國、沙特阿拉伯承諾2060年實現(xiàn)碳中和，印度承諾2070年實現(xiàn)碳中和。雙碳“1+N”政策陸續(xù)出臺，展示了中國降碳的決心與信心。2021年9月22日，中共中央、國務(wù)院下發(fā)《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，簡稱《意見》，是碳達峰碳中和“1+N”政策體系中的“1”，明確了3060雙碳目標，即中國到2030年二氧化碳排放量達到峰值并實現(xiàn)穩(wěn)中有降，到2060年實現(xiàn)碳中和的目標。2021年10月24日，國務(wù)院印發(fā)《2030年前碳達峰行動方案》，簡稱《方案》，是碳達峰階段的總體部署，是“N”中為首的政策文件?！斗桨浮吩谂c

《意見》保持目標和方向銜接的同時，將2030年前任務(wù)更加細化。其中，將非化石能源消費比重達20%的目標達成時間提前5年至2025年?！丁笆奈濉笨稍偕茉窗l(fā)展規(guī)劃》出臺，錨定碳達峰、碳中和與2035年遠景目標。2022年6月1日，國家發(fā)改委等九部委聯(lián)合發(fā)布《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》，提出下列目標：按照2025年非化石能源消費占比20%左右任務(wù)要求，大力推動可再生能源發(fā)電開發(fā)利用；2025年，可再生能源消費總量達到10億噸標準煤左右，“十四五”期間，可再生能源在一次能源消費增量中占比超過50%；2025年，可再生能源年發(fā)電量達到3.3萬億千瓦時左右，“十四五”期間，可再生能源發(fā)電量增量在全社會用電量增量中的占比超過50%；2025年，全國可再生能源電力總量消納責任權(quán)重達到33%左右，可再生能源電力非水電消納責任權(quán)重達到18%左右；展望2035年，我國將基本實現(xiàn)社會主義現(xiàn)代化，碳排放達峰后穩(wěn)中有降，在2030年非化石能源消費占比達到25%左右，為達此目標，“十四五”期間，我國光伏年均新增光伏裝機或?qū)⒊^75GW。光伏行業(yè)度電成本下降明顯，是碳中和的主力軍碳中和的實現(xiàn)依賴于能源結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)變，綠色電力將逐漸取代油氣成為主要能源。根據(jù)中國科學研究院院士鄒才能等人的研究，歷史上的能源變革已經(jīng)經(jīng)歷了木柴向煤炭、煤炭向油氣的轉(zhuǎn)換，目前正處于油氣向新能源轉(zhuǎn)換的時期。回顧過去，人類最早采用能源是木柴，滿足了烹飪、取暖等基本需求。隨著技術(shù)的進步，蒸汽技術(shù)、燃煤發(fā)電技術(shù)的發(fā)明極大地促進了煤炭產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，煤炭逐漸取代木柴成為主流。20世紀中期，內(nèi)燃機技術(shù)快速發(fā)展，造就了油氣產(chǎn)業(yè)和汽車產(chǎn)業(yè)的共同繁榮，石油與天然氣的消費總量占比迅速提升。能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變是我國保障能源安全的重要舉措。俄烏沖突爆發(fā)后，以美國為首的西方國家對俄羅斯發(fā)起了能源制裁，俄羅斯則采取了反制措施。西方國家與俄羅斯的能源斗爭已經(jīng)對世界石油、天然氣和煤炭的供應(yīng)、價格等造成了較大沖擊。盡管我國清潔能源消費占比在持續(xù)提升，但我國能源構(gòu)成中傳統(tǒng)化石能源依舊處于主體性地位，石油和天然氣對外依存度高，2021年兩者分別為72%與45%。為了避免未來國際地緣政治沖突對中國能源安全造成巨大破壞，中國應(yīng)抓緊推進新能源轉(zhuǎn)型，加強能源自主供給能力，加快實現(xiàn)可持續(xù)的、固有的能源安全。能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變的關(guān)鍵在于新老能源的成本對比。當新能源的度電成本高于油氣時，從經(jīng)濟性的角度來講建設(shè)新能源電站并不合算，因而需要政策補貼來刺激行業(yè)發(fā)展；

而當新能源的度電成本接近甚至低于油氣時，新能源的內(nèi)生增長的動力將顯現(xiàn)，行業(yè)擴張不再依賴于政策補貼力度。市場化的競爭會幫助良幣驅(qū)逐劣幣，有利于加速行業(yè)整合。全行業(yè)降本增效下，光伏平準化度電成本持續(xù)降低，目前已經(jīng)接近燃煤標桿基準電價水平。當前常用的電力成本為平準化度電成本（LCOE），就是對項目生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進行平準化后計算得到的發(fā)電成本，即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命周期內(nèi)發(fā)電量現(xiàn)值。全行業(yè)降本增效下，我國商業(yè)側(cè)光伏的平準化度電成本從2012年的0.93元/千瓦時，下降至2020年的0.41元/千瓦時；用戶側(cè)光伏的平準化度電成本從2012年的1.03元/千瓦時，下降至2020年的0.43元/千瓦時。光伏發(fā)電的度電成本已經(jīng)接近燃煤標桿基準電價水平，使得綠色電力的大規(guī)模應(yīng)用已經(jīng)逐步具備現(xiàn)實的經(jīng)濟性。集中式/分布式光伏電站的平準發(fā)電成本（LCOE）未來仍存在明顯的下降空間，有望持續(xù)增厚行業(yè)利潤。據(jù)《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖（2021年版）》統(tǒng)計，2021年，全投資模型下地面光伏電站在1800小時、1500小時、1200小時、1000小時等效利用小時數(shù)的LCOE分別為0.21、0.25、0.31、0.37元/kWh；全投資模型下分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)在1800小時、1500小時、1200小時、1000小時等效利用小時數(shù)的LCOE分別為0.19、0.22、0.28、0.33元/kWh。據(jù)協(xié)會預(yù)測，隨著硅烷流化床法、N型電池等新技術(shù)的發(fā)展，地面光伏電站與分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)的LCOE仍將持續(xù)下降。平價上網(wǎng)背景下，光伏行業(yè)持續(xù)快速發(fā)展，2022年有望成為光伏裝機大年。2021年，國內(nèi)光伏新增裝機54.88GW，同比增加13.9%，其中，分布式光伏裝機29.28GW，占全部新增光伏發(fā)電裝機的53.4%，歷史上首次突破50%。在利好政策刺激下，2022年H1國內(nèi)光伏新增裝機達30.88GW，同比高增137%；多晶硅、硅片、電池、組件產(chǎn)量同比增長均在45%以上；出口總額259億美元，同比增長113%。CPIA亦將2022年全球光伏新增裝機量預(yù)測由195-240GW上調(diào)至205-250GW，將2022年我國光伏新增裝機量預(yù)測由75-90GW上調(diào)至85-100GW，由此可見，CPIA認為2022H2我國光伏新增裝機量將在54.12-69.12GW之間，下半年光伏裝機量有望進一步提速。全國碳交易市場已開啟，光伏作為清潔能源有望受益全國碳交易市場已開啟，碳價穩(wěn)中有升。2021年7月16日正式上線運行的全國碳市場，運行一年來碳排放配額（CEA）累計成交量1.94億噸，累計成交金額達84.92億元，期間CEA（全國）價格小幅上行，2022年7月28日的價格為58.96元/噸。CEA價格長期看上行仍有動力，光伏項目作為清潔能源有望受益。《2020年中國碳價調(diào)查報告》預(yù)計，隨著全國碳市場趨于成熟，覆蓋范圍由電力行業(yè)擴大至石化、化工、建材、鋼鐵、有色金屬、造紙、國內(nèi)民用航空行業(yè)，而環(huán)保要求趨嚴也帶來更嚴格的減排目標，總體看碳價上行趨勢將比較明顯。報告統(tǒng)計2025年CEA平均預(yù)期價格為71元/噸，2030年CEA平均預(yù)期價格為93元/噸，2050年CEA平均預(yù)期價格為167元/噸。此外，未來配額分配機制會逐漸由免費向有償分配轉(zhuǎn)變，也會給碳價以支撐?？紤]到光伏屬于國家鼓勵的新能源投資項目，后續(xù)有可能將獲得綠證或CCER收入，疊加CEA價格上升趨勢，項目投資收益有望進一步增加。光伏行業(yè)全產(chǎn)業(yè)鏈中，建筑行業(yè)及同類上市公司是重要參與者原材料方面，多晶硅作為光伏核心原材料，具有產(chǎn)能投資金額大、技術(shù)工藝復(fù)雜、投產(chǎn)周期長等特點，技術(shù)壁壘較高，因而在2005年以前被國外壟斷。此后，建筑央企引領(lǐng)了多晶硅的國產(chǎn)化進程，是該領(lǐng)域的重要參與者。光伏玻璃方面，作為光伏組件不可或缺的配件之一，其在技術(shù)要求與質(zhì)量標準等方面的要求都遠高于普通玻璃?？紤]到光伏玻璃與光伏幕墻之間的強相關(guān)性，因而也將其納入建筑行業(yè)及同類上市公司范圍內(nèi)。光伏布局建筑設(shè)計方面，由于分布式光伏屋頂?shù)脑O(shè)計難度總體較低，現(xiàn)有建筑設(shè)計院通常具備建筑、結(jié)構(gòu)、給排水、電氣、暖通這五大部門，完全有能力在建筑設(shè)計時同時兼顧光伏設(shè)計，因此光伏設(shè)計有望成為傳統(tǒng)建筑設(shè)計公司業(yè)務(wù)增量。光伏組裝方面，中國電建/能建等八大建筑央企、粵水電、中裝建設(shè)均有相應(yīng)項目完成/在建/落地；江河集團、森特股份等亦在由傳統(tǒng)幕墻/鋼結(jié)構(gòu)業(yè)務(wù)向光伏幕墻/屋頂轉(zhuǎn)型。電站運營方面，隨著光伏度電成本下降，現(xiàn)有集中式/分布式光伏項目的內(nèi)部收益率可觀，激勵傳統(tǒng)建筑公司向清潔能源運營商轉(zhuǎn)型；“光伏+生態(tài)修復(fù)”是一種太陽能與土地多重利用的模式，有望借第二批風光大基地東風而起，亦可關(guān)注傳統(tǒng)生態(tài)修復(fù)類上市公司。2.多晶硅：光伏核心原材料，價格高企激發(fā)下游擴產(chǎn)動力多晶硅是太陽能光伏和電子信息產(chǎn)業(yè)重要的基礎(chǔ)原料，技術(shù)壁壘較高。作為半導體材料，全球85%以上的光伏電池和95%以上的半導體元器件均采用硅基材料。作為光伏產(chǎn)品制造的基礎(chǔ)原材料，多晶硅具有產(chǎn)能投資金額大、技術(shù)工藝復(fù)雜、投產(chǎn)周期長等特點，技術(shù)壁壘較高。改良西門子法為主流工藝。當前主流的多晶硅生產(chǎn)技術(shù)主要有改良西門子法（三氯氫硅法）和硅烷流化床法，產(chǎn)品形態(tài)分別為棒狀硅和顆粒硅。改良西門子法生產(chǎn)工藝相對成熟，2021年棒狀硅市占率為95.9%，是當前的主流工藝。盡管從未來看，若顆粒硅的產(chǎn)能進一步擴張，并且隨著生產(chǎn)工藝的改進和下游應(yīng)用的拓展，市場占比會進一步提升，但難以大規(guī)模替代改良西門子法。改良西門子法是用氯氣和氫氣合成氯化氫，氯化氫與工業(yè)硅粉在一定的溫度下生產(chǎn)三氯氫硅，然后對三氯氫硅進行分離精餾提純，提純后的三氯氫硅在還原爐內(nèi)進行化學氣相沉積反應(yīng)生產(chǎn)高純多晶硅，其主要是在西門子法基礎(chǔ)上增加了尾氣回收和四氯化硅氫化工藝，實現(xiàn)了生產(chǎn)過程的閉路循環(huán)和原料的循環(huán)利用，解決了西門子法還原過程單次轉(zhuǎn)化率低的問題，提高了物料使用率，降低了生產(chǎn)成本，同時避免副產(chǎn)品直接排放污染環(huán)境。硅烷流化床法主要是硅烷和氫氣的混合氣通過反應(yīng)器底部進入流化床。在反應(yīng)器頂部加入平均粒徑約為0.2～0.6mm的細小硅顆粒作為籽晶，在反應(yīng)器外壁加熱器的作用下，同時伴隨載氣流速的不斷增加，顆粒床層由固定床轉(zhuǎn)變?yōu)榱骰?，轉(zhuǎn)變時對應(yīng)的流速即為最小流化速度Umf。最小流化氣速Umf可以通過爾格方程測算。在此條件下，硅烷受熱立即分解為硅和氫氣。硅烷分解后產(chǎn)生的硅沉積在籽晶表面，籽晶顆粒長到一定尺寸由于重力作用掉落到反應(yīng)器底部，從反應(yīng)器底的顆粒收集系統(tǒng)采出。這種持續(xù)加入籽晶和通入硅烷氣和載氣的方法，可以達到連續(xù)化生產(chǎn)。硅烷流化床法生產(chǎn)粒狀硅在技術(shù)方面和成本控制方面均有明顯的優(yōu)勢，硅烷流化床在技術(shù)方面客觀存在的技術(shù)難題主要包括流化床平穩(wěn)性控制，產(chǎn)品中存在殘氫，產(chǎn)品表面存在硅粉以及產(chǎn)品雜質(zhì)含量有待提高等方面。以上的問題逐步解決后，硅烷流化床法生產(chǎn)粒狀硅在多晶硅行業(yè)的優(yōu)勢將更加明顯，市場中的占有率會進一步增大。2022H2起多晶硅價格有望下行。根據(jù)硅業(yè)分會的統(tǒng)計，截止到2021年底，全國多晶硅生產(chǎn)企業(yè)共13~14家，總產(chǎn)能約58萬噸；根據(jù)國內(nèi)硅料企業(yè)最新生產(chǎn)運行計劃，全年硅料產(chǎn)量將再次調(diào)高預(yù)期至80萬噸，其中包括三季度初將投產(chǎn)釋放的樂山協(xié)鑫（已于7月下旬投產(chǎn)）、包頭新特、內(nèi)蒙古通威等。2022年1月-3月，特變電工、大全能源、合盛硅業(yè)、上機數(shù)控、東方希望、中來股份、吉利科技、寶豐集團等企業(yè)規(guī)劃了140萬噸多晶硅產(chǎn)能，綜合來看2022H2起多晶硅價格有望下行。3.光伏玻璃：預(yù)計供需維持緊平衡，建議關(guān)注技術(shù)迭代與成本管控能力光伏玻璃不可或缺，其中超白壓延為當前主流工藝光伏玻璃是光伏組件不可缺少的配件之一。由于單體太陽能光伏電池機械強度差，容易破裂；空氣中的水分和腐蝕性氣體會逐漸氧化和銹蝕電極，無法承受露天工作的嚴酷條件；同時單體光伏電池的工作電壓通常較小，難以滿足一般用電設(shè)備的需要。因此太陽能電池片通常被EVA膠片密封在一片封裝面板和一片背板的中間，組成具有封裝及內(nèi)部連接的、能單獨提供直流電輸出的、不可分割的光伏組件。而若干個光伏組件、逆變器、其他電器配件可以進一步組成光伏發(fā)電系統(tǒng)。覆蓋在光伏組件上的光伏玻璃經(jīng)過鍍膜后，可以確保有更高的光線透過率，使太陽能電池片可以產(chǎn)生更多的電能；同時，經(jīng)過鋼化處理的光伏玻璃具有更高的強度，可以使太陽能電池片承受更大的風壓及較大的晝夜溫差變化。光伏玻璃一般使用超白玻璃，在料方設(shè)計、工藝系統(tǒng)設(shè)計、熔窯窯池結(jié)構(gòu)、操作制度、控制制度和產(chǎn)品質(zhì)量標準等方面的要求都遠高于普通玻璃。普通玻璃光伏玻璃最重要的特性就是太陽光的高透過率。普通玻璃因為含鐵量較高，往往呈現(xiàn)綠色，透光率較低，因此光伏玻璃一般使用超白玻璃。目前，普通玻璃的鐵含量一般在0.2%以上，而光伏玻璃的含鐵量根據(jù)國家標準必須低于0.015%。因此超白玻璃在料方設(shè)計、工藝系統(tǒng)設(shè)計、熔窯窯池結(jié)構(gòu)、操作制度、控制制度和產(chǎn)品質(zhì)量標準等方面的要求都遠高于普通玻璃。此外，光伏玻璃在抗沖擊、抗老化、耐腐蝕方面的要求亦遠高于普通玻璃，兩者的生產(chǎn)技術(shù)存在明顯區(qū)別，普通玻璃的生產(chǎn)線無法輕易轉(zhuǎn)換為光伏玻璃生產(chǎn)線。聽證會制度下產(chǎn)能密集爆發(fā)，預(yù)計供需維持緊平衡除光伏裝機量增加外，雙玻組件滲透率的提升亦是需求增長的驅(qū)動因素。根據(jù)《基于LCOE的單面與雙面雙玻光伏組件經(jīng)濟性分析》，應(yīng)用雙玻光伏組件光伏電站在25年全生命周期內(nèi)的發(fā)電量要遠高于應(yīng)用單面光伏組件的電站。同時，隨著光伏玻璃輕薄化趨勢的演進，單面與雙面雙玻光伏組件的成本差距縮小，其經(jīng)濟性增強，因而雙玻組件滲透率持續(xù)提升。原來由一片光伏玻璃為蓋板的單玻光伏組件化身為2片光伏玻璃組成的雙玻組件，這種結(jié)構(gòu)性變化將使光伏玻璃需求大幅度擴大。2021年雙玻組件市占率已上升至37.4%，未來仍有較大上行空間。據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會相關(guān)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2018年我國雙玻組件的市占率僅為10%，到了2021年，雙玻組件的市占率已上升為37.4%；據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)計，到2023年單雙面組件市場占比將基本相當。供給側(cè)方面，政策指出光伏壓延玻璃項目不再受產(chǎn)能置換約束。2021年7月，工信部發(fā)布《水泥玻璃行業(yè)產(chǎn)能置換實施辦法》，提出為保障光伏發(fā)展需要，新建光伏玻璃項目可不制定產(chǎn)能置換方案，但要建立產(chǎn)能風險預(yù)警機制，規(guī)定新建項目由省級工業(yè)和信息化主管部門委托全國性的行業(yè)組織或中介機構(gòu)召開聽證會，論證項目建設(shè)的必要性、技術(shù)先進性、能耗水平、環(huán)保水平等，并公告項目信息，項目建成投產(chǎn)后企業(yè)履信承諾不生產(chǎn)建筑玻璃。光伏玻璃產(chǎn)能擴張力度強勁，預(yù)計供需將保持緊平衡。據(jù)工信部統(tǒng)計，2022H1，在產(chǎn)企業(yè)共計38家，投產(chǎn)產(chǎn)能109窯348條生產(chǎn)線，產(chǎn)能為6.4萬噸/日；在產(chǎn)產(chǎn)能93窯313條生產(chǎn)線，產(chǎn)能為5.9萬噸/日，同比高增121.6%。從在建與意向投建的產(chǎn)能來看，目前共有5.7萬噸/日的光伏玻璃生產(chǎn)線在建，其中2022年點火在建超白壓延玻璃生產(chǎn)線產(chǎn)能達3.5萬噸/日；共有18.9萬噸/日的光伏玻璃生產(chǎn)線意向投建，是當前產(chǎn)能的3.2倍，預(yù)計將于未來五年陸續(xù)釋放。光伏玻璃擴產(chǎn)意愿與力度強勁，預(yù)計供需將保持緊平衡。但事實上，點火試生產(chǎn)至正式運營間亦存在時間窗口，2022年光伏玻璃需求超預(yù)期的背景下，下半年或?qū)⒋嬖趦r格階段性反彈機會。供需緊平衡背景下，建議關(guān)注技術(shù)迭代與成本管控能力光伏玻璃為典型工業(yè)品，同質(zhì)化較為嚴重，在行業(yè)供需緊平衡背景下，我們建議關(guān)注企業(yè)的技術(shù)迭代與成本管控能力，前者指兼具厚度薄、尺寸大這兩大特征的差異化爆款產(chǎn)品與TCO導電膜玻璃，后者指原有寡頭與新進優(yōu)質(zhì)浮法玻璃企業(yè)的成本管控能力。技術(shù)迭代：大型化與薄片化難以兼得，兩者應(yīng)用場景或?qū)⒎只夹g(shù)迭代的重要方向之一為薄片化。從生產(chǎn)和成本層面來看，假定3.2mm、2.5mm、2mm、1.6mm玻璃的原片平均成品率分別為84%、82%、80%、75%，加工平均成品率分別為97%、95%、95%、93%，當玻璃公稱厚度從3.2mm分別降到2.5mm、2.0mm和1.6mm時，目前同樣窯爐的玻璃產(chǎn)能分別可提升17%、41%和60%。同時，隨著薄玻璃成品率的提升和厚度控制得更為精準，薄玻璃的產(chǎn)能優(yōu)勢有望得到進一步提升。技術(shù)迭代的另一重要方向為大型化。由于大尺寸硅片可以在不改變組件尺寸的情況下提高單片功率，攤低BOS成本，因而硅片尺寸大型化是當前市場的主流趨勢。由于光伏組件中硅片尺寸與玻璃尺寸需匹配，因而光伏玻璃大型化亦是大勢所趨。受性能限制，光伏玻璃薄片化與大型化兼得的難度較大。隨著厚度的減小，超白壓延玻璃及浮法玻璃的抗沖擊強度與抗彎強度逐漸減小，而大型化會導致玻璃受荷力矩增大，因此兩者相結(jié)合會對光伏玻璃的力學性能產(chǎn)生更為不利的影響。這也可以用于解釋當前分布式2mm雙玻組件最大單片組件功率可超過600瓦，但分布式1.6mm雙玻組件功率僅能達到400多瓦。因此我們認為，大尺寸光伏玻璃與超薄光伏玻璃的應(yīng)用場景將出現(xiàn)分化，前者因較高的單片功率將更多地應(yīng)用于集中式光伏電站與受力條件較優(yōu)的分布式電站；后者因更輕的質(zhì)量（若按1.6mm+1.6mm雙玻組件與2mm+2mm雙玻組件進行對比，單平米相差重量約為2kg，約占整體光伏系統(tǒng)重量的10%）將更多地應(yīng)用于受力條件稍差的分布式電站。薄片化的壁壘高，在光伏玻璃上市公司研發(fā)費用率整體上升的背景下，存在出現(xiàn)兼具薄、大特點的差異化爆款產(chǎn)品可能。光伏玻璃大型化需要對現(xiàn)有生產(chǎn)線進行升級改造，壁壘主要在于資金層面而非技術(shù)層面，因此產(chǎn)品同質(zhì)化情況仍然難以改變。而光伏玻璃薄片化為提升良品率，需要自動化程度更高的生產(chǎn)線對全過程進行更為精細的操控，對熔化時的氣泡控制、成型時的平整度控制、產(chǎn)品的強度控制都提出了更高的要求，疊加大尺寸面板對力學性能的更嚴格要求，技術(shù)端壁壘較高。但考慮到近年來光伏玻璃相關(guān)上市公司研發(fā)費用率呈上升趨勢，且薄片化為其中的重要研發(fā)方向，因此我們認為需要重點關(guān)注兼具薄、大特點的差異化產(chǎn)品研發(fā)進展。TCO導電膜玻璃亦是技術(shù)迭代的重要方向。TCO導電膜玻璃即透明導電氧化物鍍膜玻璃，是在平板玻璃表面通過物理或者化學鍍膜的方法均勻鍍上一層透明的導電氧化物薄膜。TCO導電膜玻璃具有對可見光的高透過率和高的導電率，是第二代的碲化鎘薄膜電池和第三代的鈣鈦礦電池組件的重要配件。由于在線設(shè)備需定制+浮法生產(chǎn)線的改造復(fù)雜+工藝參數(shù)需嘗試，在線鍍膜競爭壁壘較高。成本管控：當前雙寡頭成本優(yōu)勢明顯，預(yù)計未來優(yōu)勢將會縮小當前光伏玻璃行業(yè)呈現(xiàn)雙寡頭格局，龍頭成本優(yōu)勢明顯。據(jù)卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計，截止2022年6月，信義與福萊特在產(chǎn)超白壓延玻璃產(chǎn)能分別為16800、14600噸/天，市占率分別為26%與23%，行業(yè)呈現(xiàn)雙寡頭格局。我們對福萊特、亞瑪頓、安彩高科三家光伏玻璃上市公司進行了單位成本的對比，福萊特作為雙寡頭之一成本優(yōu)勢明顯，我們認為這與生產(chǎn)窯爐較大、原材料與燃料的采購成本較低、生產(chǎn)技術(shù)與管理能力較強相關(guān)。但隨著新的大型窯爐生產(chǎn)線的投入以及旗濱集團等優(yōu)質(zhì)浮法玻璃企業(yè)的入局，未來全行業(yè)的降本增效舉措將縮小福萊特與信義光能兩大寡頭在成本方面的領(lǐng)先優(yōu)勢。原材料與燃料方面，需關(guān)注規(guī)模+自有礦產(chǎn)資源+生產(chǎn)基地區(qū)位。光伏玻璃的主要原材料為純堿與石英砂等；燃料為重油、天然氣等。純堿、石英砂等作為大宗商品，具有明顯的規(guī)模效應(yīng)，即采購價格隨采購量的增加而下降。同時，光伏玻璃對石英砂的質(zhì)量有著較高的要求，隨著光伏玻璃行業(yè)的快速增長，我國產(chǎn)地分布有限的優(yōu)質(zhì)石英砂將成為相對緊缺的資源，因而優(yōu)質(zhì)、穩(wěn)定的石英砂供應(yīng)是光伏玻璃企業(yè)發(fā)展的保障，既可以降本，亦可保障生產(chǎn)的穩(wěn)定性，或?qū)⒊蔀槲磥砀偁幍闹匾蛩?。此外，生產(chǎn)基地區(qū)位亦是生產(chǎn)成本的重要影響因素，首先，當?shù)厥欠翊嬖诔渥愕膬?yōu)質(zhì)石英砂資源會影響原材料的運輸半徑；其次，天然氣在各地的基準門站價格不一，生產(chǎn)基地區(qū)位會影響燃料成本；最后，玻璃產(chǎn)品密度較大，受運輸半徑限制較大，生產(chǎn)基地附近新建光伏電站的力度決定了產(chǎn)品銷售過程中的運輸半徑。4.集中式光伏：大基地建設(shè)或?qū)⑻崴?，央企收購光伏電站?jié)奏趨緩位于光伏產(chǎn)業(yè)鏈下游的光伏電站可分為集中式光伏電站與分布式光伏電站。其中集中式大面積光伏通常建在沙漠、戈壁等地區(qū)，充分利用荒漠地區(qū)豐富和相對穩(wěn)定的太陽能資源構(gòu)建大型光伏電站，通過接入高壓輸電系統(tǒng)來供給遠距離負荷；而分布式光伏一般建在樓頂、屋頂、廠房頂?shù)鹊胤?，較多的是基于建筑物表面，就近解決用戶的用電問題，通過并網(wǎng)實現(xiàn)供電差額的補償與外送。風光大基地建設(shè)節(jié)奏或?qū)⒓涌?，需求有望維持高位隨著光伏發(fā)電全面進入平價時代，疊加“碳中和”目標的推動以及大基地的開發(fā)模式，集中式光伏電站將迎來新一輪發(fā)展熱潮。目前共有兩批大型風電光伏基地落地/將落地，“十四五”期間將貢獻約300GW風光項目裝機量，其中第一批大型風電光伏基地建設(shè)規(guī)?？傆?7.05GW，已陸續(xù)轉(zhuǎn)入建設(shè)期；第二批大型風電光伏基地建設(shè)規(guī)?？傆嫵?00GW（共455GW，其中十四五期間200GW）。穩(wěn)增長主線不改，新能源、新基建項目將被納入專項債券重點支持范圍，保障風光大基地項目資金來源。進入2022年我國核心城市受到疫情影響，深圳上海等地疫情對經(jīng)濟發(fā)展造成壓力。同時海外局勢尚不明朗，造成能源價格等大宗商品價格持續(xù)上漲，對制造業(yè)等中下游企業(yè)產(chǎn)生影響，經(jīng)濟增長目標的實現(xiàn)仍有阻力。同時，自“房住不炒”提出之后，地產(chǎn)政策并未有明顯放松，基礎(chǔ)設(shè)施投資對于穩(wěn)增長的帶動更為明顯，穩(wěn)增長依舊處于更為重要的位置。此外，2022年6月2日，財政部召開新聞發(fā)布會，提出要加快地方政府專項債券發(fā)行使用并擴大支持范圍，確保今年新增專項債券6月底前基本發(fā)行完畢，力爭8月底前基本使用完畢；將新基建、新能源項目納入專項債券重點支持范圍，從而更好發(fā)揮穩(wěn)增長、穩(wěn)投資的積極作用，預(yù)計集中式光伏項目將受益。硅料價格影響當前收益率，長期看成本存下降空間2022年以來，硅料價格持續(xù)上漲，帶動電池片、組件全面漲價，各環(huán)節(jié)漲幅在4%~28%之間，大基地項目收益率承壓。在中國光伏行業(yè)協(xié)會舉辦的“2022年光伏產(chǎn)業(yè)鏈供應(yīng)論壇”上，多家投資企業(yè)、設(shè)計院的嘉賓普遍認為，按照正常的項目收益率，不同地區(qū)的大基地項目，能承受的組件價格大概在1.65~1.85元/W之間。因此，目前的硅料價格已經(jīng)使絕大多數(shù)大基地項目的收益率低于正常水平。但若是2022H2多晶硅價格下行，大基地項目收益率有望逐漸恢復(fù)正常水平，提振下游需求。長期視角看，集中式光伏電站（地面光伏系統(tǒng)）的初始投資成本仍有較大下行空間。我國地面光伏系統(tǒng)的初始全投資主要由組件、逆變器、支架、電纜、一次設(shè)備、二次設(shè)備等關(guān)鍵設(shè)備成本，以及土地費用、電網(wǎng)接入、建安、管理費用等部分構(gòu)成。其中，一次設(shè)備包含箱變、主變、開關(guān)柜、升壓站等設(shè)備，二次設(shè)備包括監(jiān)控、通信等設(shè)備。土地費用包括全生命周期土地租金以及植被恢復(fù)費或相關(guān)補償費用；電網(wǎng)接入成本僅含送出50MW，110kV，10km的對側(cè)改造；管理費用包括前期管理、勘察、設(shè)計以及招投標等費用。建安費用主要為人工費用、土石方工程費用及常規(guī)鋼筋水泥費用等，未來下降空間不大。組件、逆變器等關(guān)鍵設(shè)備成本隨著技術(shù)進步和規(guī)?；б?，仍有一定下降空間。據(jù)CPIA統(tǒng)計，2021年我國地面光伏系統(tǒng)的初始全投資成本為4.15元/W左右，較2020年上漲0.16元/W，漲幅為4%。CPIA預(yù)計2021-2030年，隨著產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)新建產(chǎn)能的逐步釋放，組件價格回歸合理水平，光伏系統(tǒng)初始全投資成本將呈現(xiàn)明顯的下降趨勢央企收購光伏電站節(jié)奏趨緩，自建自持比例或?qū)⑻嵘懊駹I企業(yè)開發(fā)、建設(shè)+央國企收購、持有”是過去光伏項目的主流開發(fā)形式。民營企業(yè)機制靈活、決策快，在前期開發(fā)、建設(shè)過程中優(yōu)勢明顯；央國企資信等級高、資金成本低、資金實力雄厚，更適合持有。除此之外，雙碳背景下央國企較為迫切得進行新能源轉(zhuǎn)型亦是大量收購民營企業(yè)光伏電站的重要原因。央企收購光伏電站節(jié)奏趨緩，自建自持比例或?qū)⑻嵘?。根?jù)智匯光伏統(tǒng)計，2022年上半年，上市公司公示的國內(nèi)光伏電站交易量僅有341MW，明顯低于往年的交易量，與央企明顯收緊光伏電站相關(guān)收購有著直接聯(lián)系。央企收購光伏電站節(jié)奏趨緩，主要原因包括項目合規(guī)性+收益率要求趨嚴。其中，項目合規(guī)性指土地性質(zhì)以及老項目的補貼申報手續(xù)等（由于光伏項目占地面積大，會涉及國土、環(huán)保、林業(yè)、畜牧、漁業(yè)、水利等多個部門，項目前期開發(fā)存在遺漏部門的可能性；由于光伏項目是最近幾年才快速發(fā)展起來的，涉土地部門對光伏行業(yè)了解不充分，造成國家對于光伏用地的土地政策存在一定的模糊性）。項目收益率指過往部分交易以收益率來反推造價，存在利益輸送風險（主管部門在補貼核查過程中，發(fā)現(xiàn)部分項目涉嫌買賣路條）。在該背景下，民企建設(shè)光伏電站熱情或?qū)p退，央國企自建自持比例或?qū)⑻嵘覀冋J為兼具電力新能源技術(shù)優(yōu)勢與融資成本優(yōu)勢的建筑央企（中國電建、中國能建），可于建設(shè)端與運營端同時發(fā)力，將明顯受益于風光大基地建設(shè)。光伏助力生態(tài)修復(fù)，太陽能與土地多重利用實現(xiàn)共贏光伏+生態(tài)修復(fù)是一種太陽能與土地多重利用的模式。光伏電站可以向電網(wǎng)輸送清潔的電力，同時還可以減少地面受到的日照輻射和水分蒸發(fā)量，增加降水，加上清洗電池板時噴灑的水分，促進了植被的生長和恢復(fù)，這對于蓄水保土、阻風固沙、調(diào)節(jié)氣候、改善生態(tài)環(huán)境具有重要意義。這種模式既能把豐富的太陽光照資源轉(zhuǎn)化成清潔能源，同時又可以降低生態(tài)治理成本，促進生態(tài)改善，實現(xiàn)了光伏發(fā)電與恢復(fù)植被改善生態(tài)的雙贏。部分光伏電站已經(jīng)顯現(xiàn)生態(tài)修復(fù)作用。國家電投青海共和荒漠光伏電站生態(tài)恢復(fù)項目七八月植被覆蓋度增加了15%，光伏板下10厘米、20厘米、40厘米的土壤含水量分別增加78%、43%和40%，風速比園區(qū)外降低了40.3%，空氣相對濕度比公園外增加了2.8%；寧夏騰格里沙漠光伏項目年均發(fā)電量5.35億千瓦時，組件下沿距地高度最低150厘米，采用草方格圍沙方式，3年后植被覆蓋率達到了90%；寧夏毛烏素沙漠光伏項目位于黃土高原水蝕性荒漠上，光伏板下面種植了苜蓿和枸杞。光伏板減少了輻照強度，枸杞的開花季比當?shù)赝愯坭介L了5周，產(chǎn)量增加了29%。第二批風光大基地建設(shè)規(guī)劃指引未來西北地區(qū)的光伏風電項目建設(shè)，沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)更有利于光伏+生態(tài)修復(fù)項目開展，或成生態(tài)修復(fù)公司的業(yè)務(wù)新增長點。2022年2月25日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》。方案顯示，到2030年，將規(guī)劃建設(shè)風光基地總裝機約455GW，其中庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠基地規(guī)劃裝機284GW，采煤沉陷區(qū)規(guī)劃裝機37GW，其他沙漠和戈壁地區(qū)規(guī)劃裝機134GW。參考既有林光互補項目，假定1MW光伏項目對應(yīng)用地面積為30畝，若光伏+生態(tài)修復(fù)項目滲透率未來達20%，對應(yīng)修復(fù)面積為273萬畝；對應(yīng)修復(fù)面積為50%，對應(yīng)修復(fù)面積為683萬畝。5.光伏屋頂：BAPV為主流應(yīng)用方式，整縣推進政策下市場空間廣闊屋頂為分布式光伏的主流應(yīng)用場景，其原因包括：屋頂受光照時間較長，能充分利用當?shù)厝照召Y源；屋頂安裝BAPV對建筑物外觀的影響較小，更能滿足業(yè)主對于美觀的需求；屋頂分布式光伏充分有效利用居民屋頂?shù)拈e置資源來實現(xiàn)收益，不占用現(xiàn)有國土資源。BAPV是當前主流應(yīng)用方式，BIPV發(fā)展前景廣闊由于分布式光伏電站多與建筑相結(jié)合的特點，建筑企業(yè)參與度較高。分布式光伏會給房屋帶來附加荷載，開展分布式項目時要求企業(yè)具備相應(yīng)結(jié)構(gòu)設(shè)計能力以保障結(jié)構(gòu)安全。同時，房屋建筑作為人們生活、生產(chǎn)的場所，其美觀程度要求較高，開展分布式項目時亦需要企業(yè)具備相應(yīng)建筑設(shè)計能力以保障整體美觀程度。因此，建筑企業(yè)參與分布式光伏電站建設(shè)、運營存在一定優(yōu)勢。分布式光伏電站中，將光伏組件與建筑結(jié)合的方案，稱為BIPV或BAPV。BIPV

（BuildingIntegratedPhotovoltaic）指光伏建筑一體化，又稱為“建材型”太陽能光伏建筑。BAPV（BuildingAttachedPhotovoltaic）指附著于建筑物上的光伏發(fā)電系統(tǒng)，又稱為“安裝型”太陽能光伏建筑。BIPV與BAPV的區(qū)別主要在于光伏組件與建筑一體化的程度高低。BAPV通常通過簡單的支架實現(xiàn)安裝，可以后期加裝，不改變建筑外觀，與建筑物原來的功能沒有沖突。BIPV在前期設(shè)計時已經(jīng)將光伏組件內(nèi)置在建材中，一體化程度更高，通常外觀也更簡潔美觀。從自身特點來看，BAPV更適合應(yīng)用于存量屋頂改造，適用于快速發(fā)展分布式光伏的需求，因此當前BAPV為光伏屋頂?shù)闹饕獞?yīng)用形式。BIPV需要在建筑的前期納入規(guī)劃，一般在新建筑中應(yīng)用，長遠來看潛在空間非常廣闊，但短期受到新建筑數(shù)量和建設(shè)周期的限制。BAPV不與原有建筑發(fā)生沖突，不破壞或影響原有的建筑物功能，因而可以用于對存量建筑的改造，實施難度也相對較低，適用于快速發(fā)展分布式光伏的需求。同時，BIPV因為承擔建材本身的功能，涉及承重、防水等需求，因而相關(guān)企業(yè)除了要有生產(chǎn)、安裝光伏設(shè)備的技術(shù)與經(jīng)驗外，還需要擁有建筑設(shè)計能力，壁壘更高；而BAPV是相對純粹的光伏產(chǎn)品，其模式與集中式光伏電站更為類似，相關(guān)項目更多由光伏企業(yè)主導，對建筑企業(yè)而言，因為只負責安裝，技術(shù)含量與盈利水平相對較低。新建建筑中，BIPV在經(jīng)濟性、可靠性、便捷性、美觀性等方面具有諸多優(yōu)勢，未來發(fā)展前景廣闊。經(jīng)濟性方面，BIPV不需要事先安裝彩鋼瓦等材料的屋面、墻體，而是將光伏組件取代彩鋼瓦等材料的屋面或墻體，可節(jié)省屋面或墻體的購置及安裝成本，材料造價成本更低；可靠性方面，BIPV將光伏發(fā)電設(shè)施與建筑同時進行設(shè)計、施工與安裝，在屋面受力、防水等方面有著良好的可靠性；便捷性方面，BIPV系統(tǒng)與建筑同設(shè)計同施工，可降低因分期施工帶來的工期延長風險與因直立鎖邊面板帶來的施工難度加大風險；美觀性方面，晶體硅BIPV組件、薄膜BIPV組件的結(jié)合應(yīng)用，使BIPV能融合建筑幕墻、連廊、采光頂、柔性屋頂、車棚等設(shè)施，在保持原有建筑平面功能布局不變的前提下，同時將不同形狀、顏色、透光率的光伏組件搭配使用，能帶來更加整體化的視覺效果。整縣推進催化行業(yè)發(fā)展，新建/存量市場空間廣闊整縣推進政策下，分布式屋頂迎來風口期2021年9月，國家能源局公布了第一批整縣試點名單，將進一步加速BIPV與BAPV市場的發(fā)展。2021年6月，國家能源局印發(fā)了《國家能源局綜合司關(guān)于報送整縣

（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案的通知》，要求各地區(qū)積極協(xié)調(diào)落實屋頂資源，以整區(qū)、街道、鎮(zhèn)、鄉(xiāng)等方式進行開發(fā)建設(shè)，其中黨政機關(guān)屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于50%，學校、醫(yī)院等公共建筑屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于40%，工商業(yè)廠房屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于30%，農(nóng)村居民屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于20%。當下整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)屬于試點工作，全國共有31個省、市、自治區(qū)（含新疆兵團）的676個縣進行申報，數(shù)量約占全國的24%，主要分布在東南部分布式發(fā)展好的省份。試點項目需要具備的條件包括：屋頂資源豐富，具備安裝光伏能力；有較好的消納能力，尤其日間電力負荷較大；各種類型的建筑屋頂面積可安裝光伏比例較高。政策順利推進背景下，預(yù)計光伏屋頂新建/存量市場或?qū)⑦_749/23,254億元當前建筑光伏的主流應(yīng)用場景為屋頂，經(jīng)測算，新建公共建筑/商業(yè)建筑/工業(yè)廠房屋頂面積分別約為0.46/0.88/2.7億平米。據(jù)統(tǒng)計，近年我國建筑業(yè)竣工面積維持在40億平米左右，其中住宅竣工面積約為26.7億平米，公共建筑約為2.3億平米，商業(yè)建筑約為4.4億平米，工業(yè)廠房約為5.4億平米。若不考慮住宅對BIPV市場的貢獻，假定公共/商業(yè)建筑的平均層數(shù)為5層，工業(yè)廠房的平均層數(shù)為2層，則可測算對應(yīng)屋頂面積分別為0.46/0.88/2.7億平米。考慮政策對應(yīng)的滲透率后，我們認為新建光伏屋頂面積潛在空間或?qū)⑦_1.25億平米。根據(jù)政策，學校、醫(yī)院等公共建筑可安裝光伏發(fā)電比例不低于40%，工商業(yè)廠可安裝光伏發(fā)電比例不低于30%，因此新建公共建筑光伏屋頂面積約為0.18億平米；商業(yè)建筑/工業(yè)廠房光伏屋頂面積約為0.26/0.81億平米，三類建筑的新建分布式光伏屋頂面積之和為1.26億平米。假定新建光伏屋頂面積的空間約為1.26億平米、單瓦平均報價為3.97元、平米裝機為150W，測算可得新建分布式屋頂光伏項目市場空間約為749億元。針對單價與平米裝機兩個參數(shù)，對新建分布式屋頂光伏項目市場空間進行彈性測算，其空間為471-1005億元。⑴單價：未來我國分布式光伏系統(tǒng)初始全投資成本存在較大下行空間，因此我們認為分布式屋頂單瓦平均報價也會隨之下行，在測算時考慮其范圍為2.5元/瓦-4元/瓦。⑵平米裝機：平米裝機可以視為光電轉(zhuǎn)化效率的相關(guān)參數(shù)，當前龍頭企業(yè)光伏設(shè)備轉(zhuǎn)換效率約25%，對應(yīng)功率為250W。考慮到傾斜角度影響，在彈性測算時我們假定其范圍為150W-200W。經(jīng)測算，我們認為存量光伏屋頂面積潛在空間或?qū)⑦_39億平米?！?020年城鄉(xiāng)建設(shè)統(tǒng)計年鑒》指出，城市居住用地/公共管理與公共服務(wù)用地/商業(yè)服務(wù)業(yè)設(shè)施用地/工業(yè)用地面積分別為181.0/51.6/40.9/113.4億平米，縣城居住用地/公共管理與公共服務(wù)用地/商業(yè)服務(wù)業(yè)設(shè)施用地/工業(yè)用地面積分別為64.5/17.2/12.8/25.4億平米，鄉(xiāng)鎮(zhèn)實有住宅建筑面積8.4億平方米。假定工商業(yè)建筑密度為40%；居住用地建筑密度為25%；農(nóng)村住宅包含縣城住宅及鄉(xiāng)鎮(zhèn)住宅，則可得到農(nóng)村住宅/公共建筑/商業(yè)建筑/工業(yè)廠房屋頂面積分別為24.5/27.5/21.5/55.5億平米。此外，考慮到政策關(guān)于各類建筑的滲透率要求，可得農(nóng)村住宅/公共建筑/商業(yè)建筑/工業(yè)廠房光伏屋頂面積分別為4.9/11/6.4/16.7億平米，四類建筑的存量分布式光伏屋頂面積之和為39億平米。理想狀態(tài)下項目回報周期約7年，有望激發(fā)業(yè)主的投資需求光伏屋頂項目回報周期約7年，內(nèi)部收益率約為13%。初始投資成本方面，我們統(tǒng)計得到單瓦平均報價約為3.97元，假定平米裝機為150W，則平米投資成本約為600元，假定單平米光伏屋頂?shù)哪臧l(fā)電量為130度，具體電價通常需要考慮工商業(yè)自用與上網(wǎng)兩部分，假定綜合收益電價為0.7元/度，可計算得到每年的電價收益為91元。同時，CPIA統(tǒng)計得到2021年分布式光伏系統(tǒng)運維成本為0.051元/W/年，即單平米光伏屋頂年維護成本為7.65元，則可計算得到每年的利潤為83.35元，回報周期約為7年，內(nèi)部收益率約為13%。光伏屋頂設(shè)計壁壘較弱，有望成為傳統(tǒng)建筑設(shè)計公司業(yè)務(wù)增量光伏屋頂設(shè)計需在原有建筑功能的基礎(chǔ)上，盡可能提升光伏能源轉(zhuǎn)化效率，總體壁壘較弱。在光伏設(shè)計時，需要綜合考量安裝地點、光伏組件及其他設(shè)備的選型、光伏陣列朝向和傾角計算和太陽電池方陣間距計算，以保證光伏發(fā)電系統(tǒng)的整體效率。同時，分布式光伏系統(tǒng)需要依靠并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)實現(xiàn)余電上網(wǎng)賺取收益，其主要由光伏組件、逆變器、控制器、數(shù)據(jù)采集器、防雷接地系統(tǒng)等幾大部分組成。此外，設(shè)計公司需保證光伏系統(tǒng)不影響原有建筑的使用性能，包括承重、保暖、防水等，總體壁壘不強。建筑設(shè)計時兼顧光伏設(shè)計可行，光伏設(shè)計有望成為傳統(tǒng)建筑設(shè)計公司業(yè)務(wù)增量。當前建筑設(shè)計院通常具備建筑、結(jié)構(gòu)、給排水、電氣、暖通這五大部門，完全有能力在建筑設(shè)計時同時兼顧光伏設(shè)計，光伏設(shè)計有望成為傳統(tǒng)建筑設(shè)計公司業(yè)務(wù)增量。6.光伏幕墻：BIPV為主流應(yīng)用方式，已具備較好經(jīng)濟效益除屋頂外，幕墻也是分布式光伏的主要應(yīng)用場景之一。幕墻是建筑的外墻圍護結(jié)構(gòu)，非承重，是現(xiàn)代大型和高層建筑常用的帶有裝飾效果的輕質(zhì)墻體。幕墻由面板和支承結(jié)構(gòu)組成，根據(jù)面板的材質(zhì)不同可分為玻璃幕墻、金屬板幕墻、石材幕墻等，其中玻璃幕墻具備美觀、保新、輕質(zhì)、采光好等優(yōu)點，應(yīng)用最為廣泛。BIPV為光伏幕墻的主流應(yīng)用方式。采用幕墻替代混凝土外立面的優(yōu)勢主要為美觀+采光好，該特點決定了多數(shù)存量幕墻難以像屋頂一樣加裝BAPV。因此，當前光伏幕墻主要應(yīng)用于新建建筑中，而BIPV為光伏幕墻的主流應(yīng)用方式。當前薄膜電池與晶硅電池同時應(yīng)用于光伏幕墻。由于能夠根據(jù)設(shè)計要求對透光性、色彩、紋理、圖案等藝術(shù)化處理和個性化定制，使得薄膜類光伏幕墻應(yīng)用更為廣泛、適應(yīng)性更佳。目前實際應(yīng)用最為廣泛、適應(yīng)場景最為豐富的是碲化鎘薄膜光伏幕墻，代表性項目包括嘉興科創(chuàng)中心、大同能源館等。需要注意的是，出于成本與發(fā)電效率的考量，薄膜電池僅在透明玻璃門窗部分使用，非透明外圍護結(jié)構(gòu)仍采用晶硅電池。光伏幕墻但已具備較好經(jīng)濟性，回報周期約8-10年從光照時間看，光伏幕墻系統(tǒng)發(fā)電能力小于光伏屋頂系統(tǒng)。幕墻外立面受光照時間不及屋頂，導致了兩者的效率差異。據(jù)《不同BIPV系統(tǒng)的收益及環(huán)境效益分析》中對光伏幕墻系統(tǒng)與光伏屋頂系統(tǒng)的比較可知，光伏幕墻系統(tǒng)發(fā)電能力小于屋頂系統(tǒng),光伏幕墻系統(tǒng)25年壽命周期的發(fā)電量約為20.98kWh/Wp,產(chǎn)生的收益約為23.84元/Wp;光伏屋頂系統(tǒng)25年壽命周期的發(fā)電量約為28.73kWh/Wp，產(chǎn)生的收益約為32.63元/Wp?，F(xiàn)有光伏幕墻已具備較好的經(jīng)濟性能?！躲~銦鎵硒光伏幕墻技術(shù)的經(jīng)濟性分析》針對新型的銅銦鎵硒(CIGS)光伏幕墻技術(shù)，以沈陽地區(qū)光伏建筑應(yīng)用為例，從全壽命周期角度進行經(jīng)濟性分析，其中全壽命周期成本為848.06萬元，全周期收益為1370.77萬元，外部效益為533.85萬元，綜合來看光伏幕墻已具備較好的經(jīng)濟性能。案例項目基本信息：年日照時間為2400h左右；建筑面積為5000m2；采