保守预计，2022年到2030年中国户用光伏累计增加将超过300GW，7倍于现有装机总量。
两年来，在“双碳”战略引领下，中国可再生能源产业快速发展，尤其是户用光伏在政策和营利的双重驱动下异军突起，成为转型的新动力。
光伏发电技术的成本优势突出。根据科尔尼的测算，2023年后，光伏发电的平准化度电成本（LCOE）将降到0.60元/kWh以下，是所有发电技术中最低的。2050年前后，将进一步下降至0.15元/kWh。成本优势下，光伏有潜力成为未来发展最快的细分赛道。
光伏发电分为集中式、工商分布式、户用分布式三种，户用分布式光伏在国内起步较晚，但随着组件成本下降，尤其是整县推进等多重因素影响下，其内部收益率（IRR）已具备一定的比较优势，新增装机量在三类模式中的占比也从2019年的18%升至2021年的41%（图1）。截至2021年底，全国户用光伏装机总量已达41.6GW。
政策是分布式光伏快速上量的重要推动力量。政策明确了公共事业类建筑的光伏安装市场，政策还通过整县推进的方式将散户打包，降低了光伏开发商的获客成本，并形成集中管理可能，进一步降低了开发运营成本，为户用光伏发展提供了助力。
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的双重驱动下大幅提速，后期随着整县推进结束，预期2025年-2030年增速会略有放缓。保守预计，从2022年到2030年，九年间中国户用光伏将增加超过300GW，是现有装机量的7倍左右。
三方割据的竞争格局
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。
1. 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，仅占整体市场的约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。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投资，但缺少规模化运营的能力。
2. 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，大型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、、创维光伏等为代表，运营全国范围的零售业务。此类企业拥有广阔的渠道网络、规模化的运维能力，能够实现投资、开发、运营等环节的全链条覆盖。
整体而言，户用光伏市场的竞争格局较为分散，地方型民企占据过半份额。
由于下游市场高度分散、开发运营领域门槛相对较低，各地存在大量小而散的地方民营企业，其新增装机开发规模占据行业近过半份额，然而，其开发运营能力与资金实力有限，未来有向民营头部经销商转化的趋势，行业将逐步整合。
商业模式，央国企和民企大不相同
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。
央国企中短期以资产收购为主，长期将向EPC（工程总承包）+投资和合资共建模式发展。
考虑到央国企的指标压力，通过从民营企业收购资产包能够帮助其实现快速上量，央国企更多考虑如何能更快速持有优质资产，资产收购仍是中短期的主流模式。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、信息透明度有限等。近年来央国企也试探性推进自建团队开发模式，但由于需要大量能力建设，自主开发暂不会成为主流模式。
科尔尼认为，央国企未来会向合资共建和投资+EPC的模式转移。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，央国企得以快速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。
民企自持优质资产包仍为明智选择，但未来将逐步向轻资产模式发展。
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。
自持资产包是民企当前的主流业务模式。民企通过全程参与投资、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。
通过出售资产、合资共建、EPC等模式，民企能够在未来实现轻资产化发展。出售资产模式即在投资开发后将资产打包出售，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。合资共建模式下，民企与央国企组建合资公司以降低资金负担，并能够共享央国企的低成本融资。
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。
项目盈利性将稳步提升
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，上网电价趋于稳定，同时发电成本下降会显著提升分布式光伏的收益。
2022年中国结束近十年的光伏度电补贴，迈入全面无补贴时代。此时光伏项目已具备盈利性，小额度电补贴（户用分布式0.03元/度）的取消对项目的营利性影响有限。
在技术和规模效应驱动下，光伏项目的投资成本和发电成本都将进一步下降，从而带动盈利能力提升。科尔尼预计，2025年国内户用分布式光伏系统初始投资和运维成本合计，将下降至2.85元/W，并于2030年进一步降至约2.70元/W（图3）。
系统成本的大幅下降将大幅提升收益率。科尔尼预测，未来各类资源区的屋顶租赁式光伏项目的IRR（内部收益率）都将稳步上升，并将于2030年分别增至13.3%、12.9%和11.9%。
两大发展挑战
户用光伏未来将面临两大挑战。
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，部分城市已经逐渐开始限制户用光伏并网。未来，针对户用端的并网制约会越来越多。
其二，电价短期波动。根据国家发改委的2021年新能源上网电价指导，除了青海和海南，各地电价均低于燃煤基准价；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。
结合光伏发电的商业模式来判断，应对上述挑战的最优办法就是光储一体化发展。光储一体化即通过配套建设区域性储能，将部分富余电量储存起来，到电力不足时再销售出去。这样既能防止弃光，又可产生超额收益。
考虑到光伏发电和用电高峰时段重合的情况，单向售电给电网的模式对提升项目盈利能力的作用有限，但若引入隔墙售电模式，允许项目不仅将储存的电量卖给电网，还可以卖给周围的工商业用户或充电桩运营商，光储一体设备就能够更大程度地提升户用光伏项目的IRR。
