（报告出品方/作者：申港证券，贺朝晖）
1. 两个触发点：行业标准+碳
从行业发展阶段来看，BIPV 当前供需条件成熟，供给方技术和产能均已到位，需求 方项目收益具备吸引力，整个行业呈万事俱备、只欠东风之势。我们认为在这阵东 风中，尚需完善的行业产权划分、产品技术标准是行业规模化发展的基石，而碳减 排指引下的国家扶持政策是行业高速化发展的加速器，二者缺一不可。
行业标准对应成熟的商业模式：在当前产权划分不够明确、技术标准尚待完善的 情况下，BIPV 项目的定制属性较强，隐性成本较高，难以形成规模化的成熟商业 模式。目前相关标准文件正在行业协会引导、头部企业的支持下如火如荼地进行， 预计 2021 年内行业的标准化进程将会有显著推进。
碳对应国家政策扶持：3060 双碳目标的政策刚性不断加强，建筑行业在目前节能 措施下预计将在 2040 年碳达峰，落后整体标准 10 年。减排压力不仅将推动行业 加快制定相关标准，同时建筑作为占全国碳排比例 20%以上的行业，将得到国家 减排举措的重视。从紧迫性角度考虑，我们认为有很大的概率 2021 年会陆续出 台相关扶持政策。
近期光伏受到上游产能限制，产业链价格均处于高位，全年装机压力增大，预计2022 年硅料供给紧张的情况将得到缓解，摆脱产能制约的光伏行业将迎来新一轮充满想 象空间的扩张期，而分布式具有投资主体数量庞大、适用场景广泛、项目收益模式 逐渐成熟的特点，以 BIPV 为风口的分布式光伏潜力巨大，分布式或可成为未来光 伏行业的惊喜增量。
2. BIPV：进一步打开分布式空间的新生力量
2.1 集中式 vs 分布式 vs BIPV
集中式看规模，分布式偏灵活，BIPV 重质量。分布式区别于集中式电站的主要特 点，除单个电站规模差异外，还有其主要应用场景以及电站业主。分布式应用场景 九成在建筑屋顶，在成本端，节约的土地成本可以部分填补规模较小带来的成本劣 势。
集中式电站起步较早，规模扩张较快，在我国光伏行业发展初期占据绝大部分是市 场份额。分布式的快速增长始于 2016 年，彼时集中式电站补贴开始退坡，分布式 依然维持较高补贴水平，且光伏组件成本有一定程度下降，同时在户用端人们对于 光伏电站的接受度有所提升，在恰逢天时、地利、人和的大背景下，分布式光伏开 启了它漫长而宏大的征程。
BIPV（Building Integrated Photovoltaic），即建筑光伏一体化，是一种将太阳能发 电设备集成到建筑和建材上的技术，属于分布式光伏电站的一种类型。BAPV （Building Attached Photovoltaic）概念的出现主要是为了区别于 BIPV，实际上 BAPV 就是已经发展多年的屋顶分布式电站及其简易变形。
BIPV 相对于 BAPV 最大的区别在于光伏和建筑相结合的一体化程度更深，BAPV 从本质上来说电站属性更加突出，而 BIPV 组件虽然具备光伏发电性能，但基础属 性上是一种建筑材料。因此除发电性能外，建筑标准、产权划分等方面是 BIPV 面 临的主要问题。
同时也因为 BIPV 的建材属性更突出，其在建筑上的应用场景也更加丰富，除了 BAPV 也可以用的平屋顶、斜屋顶、幕墙外，透明采光顶、遮阳棚等应用场景都可 以安装 BIPV。
在结构上，目前市面上主流的装配式 BIPV 产品减去了传统分布式电站所需要的光 伏支架，而是通过直接压覆在彩钢瓦上，通过结构件固定与其形成一体化模块产品， 直接作为屋顶建材安装在建筑上，因此对 BIPV 组件的强度硬度、防水防风防火等 性能要求较高，从而对光伏玻璃的质量要求也更高。
BIPV 和 BAPV 在帮助建筑实现清洁能源替代方面具备相同的作用，BAPV 技术发 展阶段更加成熟，之前 BIPV 受制于玻璃性能、产品技术标准等因素，发展较慢， 但二者起步都很早。上量主要通过新增建筑设计配置和存量建筑改造来达成。
新增建筑：可以从建筑设计阶段将使用光伏建筑一体化产品纳入到设计规划中， 用更低的成本达到更充分地发挥发电效益的目的。从产品特性来看，BIPV 对屋顶 面积的利用更加充分，可以有效提高单位面积功率 15~30%；从成本来看，两者 材料成本基本相当，BIPV可以通过光伏厂商与建材厂商的深度合作进一步降本， 同时使用年限更长，成本具备优势。对于新增建筑，无论是从成本、还是美观角 度来说，BIPV 都具备显著的优势。
存量建筑：由于建筑结构已经确定，业主通常会根据建筑改造条件和周围环境的 实际情况选择使用 BAPV 或者 BIPV 产品。一般来说，混凝土屋顶更适用于 BAPV 产品，不改变原有的建筑结构，不替代建材本身；而钢结构屋顶，由于建造成本 BIPV 相对 BAPV 更具优势，BIPV 的使用比例较大。另外由于建筑的外墙结构在 建成后无法改变，存量建筑幕墙只能使用 BAPV 产品。对于存量建筑，BAPV 和 BIPV 各有千秋，共享市场。
随着光伏发电技术日臻成熟，光伏玻璃钢化技术不断提升，组件厂与建材厂的磨合 升温，长期来看，在光伏建筑一体化领域，BIPV 是确定性的发展方向。 屋顶和幕墙是 BIPV 主要应用场景。目前的市场格局是，晶硅组件霸占几乎全部屋 顶市场，幕墙则根据外观需求、透光度要求、墙面材料等区别，薄膜和晶硅二分天 下。
2.2 光伏屋顶：BIPV 主要增量空间
屋顶是封闭建筑的必要构成部分，且多年屋顶分布式的设计和应用经验也为 BIPV 在该场景的推广打下良好基础。 根据住建部《城乡建设统计年鉴》，2020 年我国城镇（除农村外的地区）建筑用地 约 800 亿平，建筑屋顶面积约 300 亿平，此外我国每年新增建筑面积 20~30 亿平， 具备装配 BIPV 条件的屋顶占比 15~20%，行业空间广阔。
装配比例较高的建筑类型主要是工商业和公共建筑屋顶。我国城镇居民建筑以高层 为主，屋顶空间较小且形貌多样，BIPV 应用空间有限，同时国内居民电价较低，项 目收益率相对较低。 相对应的，我国工商业屋顶多以平房为主，屋顶面积较大，标准化程度较高，同时 工商业电价相对较高，且白天用电高峰的特点更适合光伏发电性质。此外，国内主 流的 BIPV 产品是采用彩钢瓦叠加光伏组件的装配式产品，住宅应用条件的适配性 较低。工商业屋顶将成为我国 BIPV 市场发展的突破口。
2.3 光伏幕墙：薄膜电池的春天
薄膜电池主要包括铜铟镓硒（CIGS）、碲化镉（CdTe）、钙钛矿（PSC）等材料路 线。薄膜电池在幕墙 BIPV 领域占据主流地位。
薄膜组件和晶硅组件相比，薄膜电池的弱光效应好，比晶硅发电时间长，对散射光 的吸收好；薄膜电池的温度系数低，随着组件温度的升高导致效率的减少仅为晶硅 的一半；但晶硅组件的价格更低。所以目前针对工商业厂房屋顶为主的 BIPV 系统， 晶硅组件是更好的选择；而透明薄膜更适用于幕墙产品，或者在未来对追求美观的 需求上升，薄膜组件或可分屋顶的一杯羹。
目前应用于幕墙的薄膜电池产品以 CdTe 为主。前几年薄膜电池市场份额不断下滑， 主要原因在于薄膜电池成本降速低于晶硅电池，从 2012 年起，CdTe 电池产量增长 缓慢，但随着 CdTe 电池成本降低至具备竞争力水平，将开启新一轮产能扩张，未 来几年有望触底反弹。
3. 行业标准：万亿鸿图业绩兑现的基线
BIPV 并不是一个新概念，自国内第一个 BIPV 项目落地至今已过去了 15 年，但在 当下时点 BIPV 市场仍是一片蓝海。
早期进入行业的多是幕墙以及钢结构建材厂商，他们不仅在行业内积累了丰富经验 和渠道，同时由于建材对防水防火等安全等级要求高，设计院资源和行业进入门槛 较高，组件厂虽然掌握 BIPV 产品核心竞争力技术，但在渠道与经验方面仍需通过 建材厂商来做建设引导。头部组件厂可以通过与建材厂商的深度合作，达到产业链 向下延伸以完善行业布局的目的。
目前国内的 BIPV 系统严格来说仍然是分布式光伏电站的变形，并没有真正地做到 光伏建筑一体化。成熟的 BIPV 产品需要光伏电池片与建材更加紧密的结合，形成 完全一体化的建材产品，典型代表是特斯拉的光伏屋顶瓦片 Solar Roof，直接将电 池片作为瓦片安装在屋顶上。
但这样会牺牲必要的组件表面积，失去了钢结构的辅助，对组件本身的耐候性、安 全性、防水性、防火性等要求也会更高，同时由于需要完美匹配建筑结构，组件产 品的定制化程度很高，难以形成规模化标准生产，且成本偏高。在我国当前电价水 平下，短期内不具备盈利能力。在很长一段时间内仍需要组件厂与建材厂进行合作， 来覆盖这片蓝海市场。
国内主流 BIPV 产品是将组件进行组件化改造，做成标准化产品，最高程度地保持 组件发电效率、最大化电池有效发电面积在屋顶面积中占比，以达到最大化光伏发 电屋顶性价比，但同时也限制了应用场景，目前主要应用于工商业厂房屋顶、防雨 车棚等形状规律、坡度较小、表面平整的大面积屋顶。
在光伏行业，我国无论是技术水平还是产能储备都走在全球前列；在建材行业，幕 墙和钢结构企业的技术经验、产能建设、市场渠道方面也早已做好了充分准备。供 给端不对行业发展造成限制影响，可以催化 BIPV 这个新兴行业快速打开的因素主 要有两点：一是国家政策引导；二是行业标准完善。
3.1 标准制定现状：还差临门一脚
我国限制 BIPV 推广的标准化问题主要体现在两方面：一是 BIPV 自身产品性质、 产权划分、技术标准；二是装配式建筑相关构件、设计标准。
3.1.1 BIPV 行业规范正在完善
BIPV 从生产、建设、运行再到拆除，是一个设计多方主体的过程，产权划分模糊 延后了商业模式的建立。生产阶段主要涉及光伏组件厂和建材厂；建设阶段涉及到 投资方、施工方以及建筑业主，运行阶段也存在建筑所有者和使用者分离的状况。 因此在多方之间明确收益主体和产权责任是一个消耗较高交涉成本的过程。由于牵 涉主体过于复杂，目前行业尚未出台明确的划分标准，但在行业热度不断升高，国 家政策支持倾向逐渐明朗背景下，划分标准落地指日可待。
BIPV 本质上是建材，但又与建材有区别，因此需要一整套全新的行业标准来对产 品技术做出相关规定。BIPV 以建材属性为主，发电属性为辅，性能指标往往高于 普通光伏系统，BIPV 产品供应链配套往往先需获得中国建材检验认证集团等相关 认证。 标准化工作在多年以前行业诞生之初就以启动，从对产品各种原材料的性能要求， 到项目施工要求，到安全性要求，到逆变器等系统设备标准要求，再到 BIPV 产品 本身性能要求，正在陆续出台填补行业空白，但目前仍不完善，以及部分标准涉及 到发布日期和实施日期的滞后性，导致行业发展速度延缓。
3.1.2 装配式建筑正处在快速发展通道
装配式建筑直接在工厂进行现场作业，将加工制作好建筑用构件和配件运输到建筑 施工现场，通过可靠的连接方式在现场装配安装而成，具有缩短工期、减少能耗、 降低成本等优点，主要包括混凝土结构、钢结构、现代木结构建筑等。钢结构装配 式建筑的结构特点，可以在设计阶段较为方便的与 BIPV 产品结合。
2016 年 9 月，国务院发布《关于大力发展装配式建筑的指导意见》，提到争取用 10 年时间使装配式建筑占新增建筑面积比例达到 30%，自此开启装配式建筑快速发展 通道。2020 年，京津冀、长三角、珠三角等重点推进地区新开工装配式建筑占全国的比例 为 54.6%，其中，上海市新开工装配式建筑占新建建筑的比例为 91.7%，北京市 40.2%，天津市、江苏省、浙江省、湖南省和海南省均超过 30%。 2020 年我国新增装配式建筑 6.3 亿平，占全年新增建筑比例 20%，相对 2016 年的 4.97%提升 15.03 pct，成果显著，我们预计 2021 年装配式建筑占比可提升至 25%， 对应面积 7.9 亿平。
装配式建筑以混凝土和钢结构为主，2020 年混凝土结构新增建筑 4.3 亿平，在装配 式建筑中占比 68.3%，钢结构新增建筑 1.9 亿平，占比 30.2%，占据装配式市场绝 大部分的份额。 考虑到钢结构装配式建筑与 BIPV 产品的天生适配性，市场成熟后 BIPV 在该领域 渗透率可达 50%以上。按照年均新增建筑面积 20~30 亿平、装配式建筑 30%渗透 率目标、钢结构 30%市占率进行计算，对应装机规模 3~4.5GW。
标准化程度不高在一定程度上制约了装配式建筑发展，目前住建部正在积极牵头进 行相关标准的制定，预计 2021 年底前将看到显著成效。
2020 年 8 月，住建部发布《钢结构住宅主要构件尺寸指南》，引导生产企业与设 计单位、施工单位就构件和部品部件的常用尺寸进行协调统一。 2021 年 4 月，《装配式住宅设计选型标准（征求意见稿）》发布，是住建部组织中 国建筑标准设计研究院等单位共同起草的行业标准，对结构系统、外围护系统、 设备与管线系统、内装修系统做出标准性规定。
另外《装配式混凝土结构住宅主要构件尺寸指南》、《住宅装配化装修主要部品部 件尺寸指南》正在编制中。
3.2 行业空间取之不尽用之不竭
尽管行业标准存在滞后，但是需求市场已做好准备随时为行业打开庞大空间。经测 算，我们认为 BIPV 在项目收益上已具备大规模建设的可行性，在行业空间方面的 潜力同样十分庞大。 我国存量建筑可进行屋顶改造的 BIPV 总装机空间达 662~745GW，预计 2021 年 BIPV 装机 0.9~1.2GW，2025 年 26.4~41.3GW，2030 年 54.6~75.4GW，一般情 境下复合增长率 2021~25 年 130%，2021~30 年 56.8%。
3.2.1 屋顶 BIPV 面积渗透率预测
由于 BIPV 幕墙产品的使用领域较为灵活，难以进行较为准确的定量测算，且屋顶 是主要的应用场景，因此接下来的测算主要针对 BIPV 屋顶。 住建部每年发布的《城乡建设统计年鉴》将城市、县城的建筑用地分为八种类型， 分别为居住用地、公共管理与公共服务用地、商业服务业设施用地、工业用地、物 流仓储用地、道路交通设施用地、公用设施用地、绿地与广场用地，且这八种类型 用地面积的比例基本稳定。
建制镇用地类型划分为三种，分别为住宅用地、公共建筑、生产性建筑，其中住宅 用地占比最大，约为 65%。三种用地类型的比例同样维持基本稳定。这方便了我们 针对 BIPV 的应用场景，将上述建筑用地进行进一步的分类。
不同应用场景对 BIPV 项目盈利的影响，主要在于电价差异，因此我们将上述不同 地区间略显复杂的建筑用地分类方式简化为三类：住宅、工商业及公共建筑、其他， 其中工商业及公共建筑包括城镇的公共管理与公共服务用地、商业服务业设施用地、 工业用地、物流仓储用地、道路交通设施用地、公用设施用地，以及建制镇的公共 建筑、生产性建筑。
对存量建筑进行 BIPV 屋顶改造以及对新建建筑配置 BIPV 屋顶，在项目成本和市 场接受度上存在差异，因此我们在计算市场空间时，将存量建筑和新增建筑分开独 立分析。 过去五年住宅和工商业及公共建筑用地每年平均新增 20 亿平，且有缓慢增长的趋 势，其中住宅占比约 40%。
由于我国存量建筑数量庞大，尽管存量改造 BIPV 成本相对新建略高，但依然是我 国未来中短期内 BIPV 的主要增量市场。2019 年我国城镇住宅面积 305 亿平，工 商业及公共建筑用地 469 亿平。过去五年工商业及公共建筑用地增速相对稳定，平 均增速约 3%。
3.2.2 屋顶 BIPV 装机规模预测
当前头部组件厂的屋顶BIPV组件产品单位面积STC功率（即在光照强度1000W/M、 电池温度 25℃、大气质量 1.5 的标准环境下的峰值发电功率）200W 左右，NOCT 功率（即在光照强度 800W/M、电池温度 20℃、大气质量 1.5、风速 1m/s 的标准 环境下测算得到的发电功率）150W 左右。
在我国电价水平下，在采用工商业电价的建筑上实施 BIPV 项目的收益率较高，住 宅由于电价较低、分布式电站规模较小，盈利能力偏弱，且平房屋顶大多位于农村 地区，未来短期内对于 BIPV 的主观接受度较低，我们在下面的 BIPV 装机空间测 算中暂时将住宅摘除，只考虑工商业及公共建筑。
考虑不同组件产品之间的功率差异，我们选取 STC 标准下 125~200W/平区间范围 对 BIPV 装机规模进行测算，并假设屋顶 BIPV 有效面积利用率为 85%。
新增建筑：在我国存量建筑结构基础上，具有 BIPV 改造条件的屋顶面积比例 15~20%，而当前新增建筑中配置 BIPV 产品的比例 1~1.5%，因此我们选取 1.2~20%的 BIPV 渗透率区间，对未来十年配置 BIPV 规模进行预测，预计新增 建筑 2021 年 BIPV 装机规模 0.9~1.2GW，2025 年 9.7~12.5GW，2030 年 19.3~24.5GW。
存量建筑：存量建筑由于既有建筑结构较为复杂，改造成本较高，实际上很难达 到理论 15~20%的改造比例，我们选取 0.1~2%的 BIPV 渗透率区间，对未来十年 对屋顶进行 BIPV 改造的装机规模进行预测，预计存量建筑 2021 年 BIPV 改造 装机规模可几乎忽略不计，2025 年 14.3~18.7GW，2030 年 44.1~55.8GW。
综上，我们设定高、中、低三种情境，对新增建筑屋顶配置 BIPV 和存量建筑屋顶 BIPV 改造两种应用场景进行综合分析，对 BIPV 年新增总装机规模做出预测。预计 2021 年 BIPV 装机 0.9~1.2GW，2025 年 26.4~41.3GW，一般情境下 2021~25 年 复合增长率 130%，2030 年 54.6~75.4GW，一般情境下 2021~30 年复合增长率 56.8%。
结合之前从政策目标方向对 2030 年光伏装机规模的测算结果来看，假设 2025 年、 2030 年分布式光伏装机占比分别达到 40%、45%，则 2025 年分布式装机中 BIPV 占比约 75%，2030 年占比 94%，占据几乎全部分布式市场。
在减排目标指引下，分布式规模或将成为我国未来光伏装机空间的最大变量。根据 非化石能耗占比和能源消费总量确定的 2030 年光伏当年新增装机规模为 150~160GW，按照分布式占比 45%计算，2030 年分布式装机 68~72GW，与新增 BIPV 渗透率 15%+存量 BIPV 改造率 1%的测算结果基本一致。
到 2030 年工商业及公共建筑面积预计可达 650 亿平，届时 BIPV 市场成熟度以及 标准完善程度，可用于 BIPV 屋顶改造的存量建筑面积基本固定。考虑 40~45%的 建筑用地密度、200W/平组件功率、85%屋顶面积利用率，则长期来看，我国存量 建筑可进行屋顶改造的 BIPV 总装机空间达 662~745GW，应用场景空间不会成为 行业发展的限制因素。
3.3 收益水平具备吸引力
3.3.1 BIPV 项目成本拆分
对于建筑业主来市，BIPV 项目成本主要包括两部分：决策阶段的信息成本、施工阶 段的设备和建设系统成本。与集中地面电站相区别的是，BIPV 屋顶系统一体化程 度较强，一般由钢结构企业或者组件厂承包系统安装，即设备方在出售产品的同时， 实际上出售的是系统产品，因此需要将厂商利润包含在建筑业主需承担的项目成本 中。
由于 BAPV 项目相对成熟，样本数据较齐全，我们选择对天津市某正在运行的BAPV 项目成本进行拆分，将设备方面与 BIPV 相区别的环节进行增减替换，并根据当前 各项目环节实际成本进行调整，得出近期 BIPV 项目单位投资成本在 5.97 元/W 左 右。
3.3.2 BIPV 项目一般性收益测算
根据以上信息和假设条件，我们对国内不同地区建设 BIPV 项目的内部收益率 IRR 和投资回收期进行测算。由于分布式项目个人业主资金成本相对较高，相应地对内 部收益率要求较高，我们将可接受的 IRR 确定为 10%以上。 考虑到当前组件价格较高，若回落至 1.4~1.5 元/W 相对合理的价格水平，则对应系 统成本相对目前基准成本下降 10%左右。
在当前价格水平下，不考虑补贴情况，全国平均 BIPV 屋顶项目的投资回收期 9~10 年，若组件价格回落至 1.4~1.5 元/W 的合理水平，则全国平均投资回收期将下降至 8~8.5 年。
3.3.3 倾斜角偏离对项目收益的影响
由于 BIPV 项目在安装组件产品时需考虑建筑本身结构要求（包括建筑场地条件、 建筑功能、建筑规模等），作为屋顶建材时倾角较小，铺设角度较为平缓，而作为幕 墙建材时倾角较大，甚至达到完全直立的状态，因此往往无法从单纯发电效率的角 度达到理想目标。
在我国南向光照条件最佳，东西次之，所以光伏幕墙通常会选择安装东、西、南三 面，个别建筑出于外观形状特殊性（无法准确区分朝向）、外形美观统一等原因，会 选择四面安装；工商业屋顶、采光顶等一般倾斜角度较小，会选择全面积安装。
4. 碳：政策优先级不断提高
从 2020 年起，“30·60 碳中和碳达峰”的目标执行力空前强硬，建筑行业作为碳 排量占全国总量比例 20%以上的部门，面临较大减排压力。
碳减排不会直接刺激建筑行业增加 BIPV 配置比例，但催生政策要求的可能性很大。 光伏一直以来都是在国家政策指引下发展的新兴产业，历史上推出相关政策的时间 节点上，都为光伏行业带来了巨大冲击。我们认为未来短期内国家推出政策对光伏 建筑一体化做出强制性要求的可能性很大。
4.1 市场：政策牵引下起舞
目前投资 BIPV 所获得的收益并不足以推动大规模的 BIPV 项目落地，同时政府支 持性以及强制性政策在应用范围和政策力度方面稍显薄弱。光伏建筑的缺点基本表 现在技术成熟度低、政策不稳定、开发成本高、在已有建筑中应用的比例低。主要 原因是缺少更明确、范围更广的政策指引，产业链协同尚不成熟，整体规模较小。
4.1.1 复盘历史政策对分布式光伏的激励
BIPV 市场起步较早，但规模十分有限，早年间分布式光伏中 BAPV 占比达到 9 成， 其余由 BIPV 和工厂空地分布式大致平分。
2009 年，“太阳能屋顶计划”与“金太阳”示范项目启动，发出了我国分布式光伏 万亿征程的第一枪。2009 年 3 月，“太阳能屋顶计划”启动并于当年开展 111 个太 阳能光电建筑应用示范项目，装机容量 91MW。根据《太阳能光电建筑应用财政补 助资金管理暂行办法》，2009 年全国补贴标准 20 元/W，另外部分地区还叠加地补。
“金太阳”示范工程共实施了 4 年，项目规模总计接近 3GW，2009 年设计装机总 规模 642MW，实际批复约 300MW，其余部分转至 2010 年，2010 年新增 272MW， 2011 年新增 600MW，2012 年新增 17.09GW。2009 年发布的《暂行办法》中提 及补贴标准为光伏发电系统及配套输配电工程总投资的 50%，偏远无电地区的独立 光伏发电系统补助比例为 70%。2011 年起采取定额补贴 9 元/W，后来因组件价格 下降调整为 8 元/W，2012 年定额补贴 7 元/W，后降至 5.5 元/W。
2013 年，补贴形式由装机规模补贴转向度电补贴。2013~17 年分布式电价补贴标 准为 0.42 元/kWh，期限原则上为 20 年。
2013~18 年分布式实际补贴力度不断加大。随着光伏分布式电站成本的下降， 2013~17 年补贴相对成本的比例不断增加，2018 年分布式度电补贴标准开始下降， 但由于降本速度快于补贴下降速度，所以 2018 年补贴力度占成本比例仍在增加。 2019 年户用分布式补贴可覆盖成本的比例仍高达 35%，实际力度高于 2014 年及之前的水平。 另外由于工商业分布式在规模化成本较低，相同度电补贴标准下工商业分布式更具 优势。2019 年之后，户用分布式补贴可以覆盖成本的比例反超工商业。
考虑减去补贴后的分布式电站实际投资成本，在补贴退坡的作用下，出现两个现象：
2019 年之后电站成本开始回升，在 2021 年组件价格高位的情况下，工商业分布 式成本已接近 2015 年水平。
在同期户用补贴相对较高的加持下，户用分布式和工商业分布式的成本逐渐接近， 甚至出现户用分布式成本低于工商业的情况。从度电成本出发，可以更明显地看出，2019 年之后，户用分布式的成本要略低于工 商业分布式。
实际上，即使不考虑补贴的加持，户用和工商业的度电成本也已十分接近。2019~21 年，无补贴度电成本户用高于工商业的差额，已由早年间的 15~20%缩小至 5%以 内。
4.1.2 政策的连续性加快
2020 年起部分地区开始出现单独针对 BIPV 的补贴政策。
2020 年 11 月，北京率先发布对 BIPV 的特殊扶持政策：北京地区全部实现光伏 建筑一体化应用（光伏组件作为建筑构件）的项目，补贴标准为 0.4 元/kWh（含 税），补贴时间为 5 年，折现后相当于投资补贴户用 1.9 元/W，工商业 1.6 元/W； 其他分布式补贴标准为 0.3 元/kWh，相当于投资补贴户用 1.5 元/W，工商业 1.2 元/W。
2021 年 3 月，南京发布《南京市绿色建筑示范项目管理办法》，BIPV 等绿色建 筑享受 20~30 元每平米补贴。我们对 BIPV 实际案例进行总结，考虑角度、间距 损失等问题，屋顶建筑面积每平米可安装 BIPV 实际功率约 80~100W/平，相当 于投资补贴户用 0.53~0.7 元/W，工商业 0.2~0.38 元/W。
BIPV 支持性政策具象化程度显著提高，从简单的“鼓励”两字，向着分支细化、 目标具体化、模式多元化转变。针对 BIPV 的全国统一补贴政策尚未出现，但具体 的目标性政策已经发布。
4.1.3 政策对装机规模的影响
2011 年我国 BIPV 建筑累计装机容量 535.6MW，2018 年 1.1GW，复合增速 11%。 2020 年国内 BIPV 装机量 Top6 企业新增装机 709MW，存量累计超过 2GW，建设 规模明显提速。
2016 年起，集中式光伏电站补贴开始退坡，我国分布式装机规模开始扩大，2017 年装机规模出现量级式大幅提升，分布式装机规模达到 19.4GW，同比增长 360%， 占比达到全年光伏装机总规模的 36.6%。
2021 年光伏进入平价时代，户用分布式保留 0.03 元/kWh 补贴力度。2021 年 1~5 月，分布式光伏装机 2.81GW，同比增长 63.4%，渗透率达到 52.7%，同期集中式 电站装机 2.52GW，同比增长 13%。分布式的活力逐渐被激发。
国家对光伏的扶持在政策由集中式向分布式偏移，并看好屋顶分布式的长远发展。 2021 年 6 月 23 日国家能源局发布《国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋 顶分布式光伏开发试点方案的通知》，其中提到：我国建筑屋顶资源丰富、分布广泛， 开发建设屋顶分布式光伏潜力巨大，引导整县申报屋顶分布式光伏开发试点，并对 申报整县的屋顶总面积可安装分布式光伏的比例做出规定，党政机关不低于 50%。 学校、医院、村委会等公共建筑不低于 40%，工商业不低于 30%，农村不低于 20%。
建筑作为碳排大户同样受到具备减排目标的海外国家的重视，外国的经验与这也促 进了近几年我国光伏建筑行业的高速发展。
4.2 非化石消费指标引导装机预测
政策目标在光伏此类新兴产业的发展节奏方面占据举足轻重的地位。目前已明确的、 可作为规模指引的政策目标主要有两个：
短期：2021 年风电光伏保障性并网规模不低于 90GW；
中长期：2030 年能源消费总量控制在 60 亿 tce 以内，同时非化石能源消费占比 在 2030 年达到 25%；
我们根据以上两个目标，对风电光伏 2030 年装机规模进行反向推算，。
能源消费总量：2021~2025 年参考历史能耗增速，假设五年内平均增速相对 2020 年增速降低 0.22 pct；2026~30 年增速按照 25%的目标，求取复合增长率得到 1.47%。
非化石可再生能耗占比：2020 年非化石能源消费占比 15.9%，为达到 2030 年 25%的目标，则 2021~30 年占比复合增速 4.63%。由此得出的结果，符合 2025 年非化石可再生能耗占比 20%左右的目标。
可再生能源发电煤耗：风电光伏能源目前仅应用于电力系统中，按照电力能耗平 均占总能耗比例 23%、2020 可再生能源发电量 25,816 亿 kWh 计算，2020 年可 再生能源发电的度电煤耗约为 69.6 g/kWh。根据历史数据假设可再生能源度电煤 耗逐年下降 0.5g/kWh。
风光发电量：由于水电、核电属于相对成熟的可再生能源发电方式，生物质能发 电量占比很小，我们通过对以上三种发电方式的发电量增速做出假设，用可再生 能源发电总量减去以上三种发电量的方式来估算未来每年风电、光伏的发电量。
根据为达到政策目标的风电光伏发电量需求计算结果，进一步推算装机规模。2020 年光伏发电量在风光中占比为 35.45%，假设光伏发电量在风光中占比 2025 年达 到 43%，2030 年达到 47%，以五年为界限计算光伏装机的年复合增长率。此外， 2021 年的风电光伏装机规模，按照总量 90GW，光伏、风电分别 55GW、35GW 进 行反向设定基准。
4.3 BIPV 是建筑碳减排超强助力
BIPV 是目前建筑行业减少碳排放最具性价比途径，顺应经济周期，平衡碳减排与 保持经济高速发展之间的关系，具有路径明晰、技术成熟、可持续性收益的优点。 参考上文对 BIPV 装机规模的一般性预测结果，在 2030 年碳达峰的目标指引下， 到 2025 年 BIPV 减排量可覆盖建筑行业当年 23%的减排目标，2028 年之后可覆盖 当年全部减排目标。
4.3.1 建筑行业距碳达峰目标有十年差距
2000 年全国建筑碳排放总量仅为 6.68 亿 tCO2，2018 年达到 21.1 亿 tCO2，占全 国碳排放的 21.9%，根据能源消耗量与碳排放量换算系数，以及建筑行业在全国碳 排总量的占比趋势进行计算，预计 2020 年达到 21.9 亿 tCO2，复合增速 6.1%。
4.3.2 BIPV 减排潜力巨大
工商业及公共建筑有诸多具备可操作性的减排环节，包括前期的建筑选址、节能设 计方案、节能技术材料，运行阶段激励使用者使用低资源消耗的节能设备、形成节 约资源的办公、生活习惯等。当公共建筑的使用者和所有权人不一致时，通过运行 阶段实现减排会相对复杂。
目前国家推动的节能改造措施主要针对公共建筑，主要包括两部分工作， 一是节约 型校园建设，另一个是公共建筑节能改造重点城市，两部分工作都着眼于园区、 城 市级建设，其中规定高校建筑节能改造示范应不低于 20 万平方米， 单位面积能耗 应下降 20%以上；公共建筑重点改造城市每个城市改造任务量为 400 万平米， 改 造后综合节能率在 20%以上。
我国公共建筑能耗水平较国际先进水平差距较大，有很大的提升空间。以耗电量为 例，大型公共建筑与国家机关办公建筑每平米年耗电量是欧洲和亚洲等发达国家相 同类型建筑的 1.5~2 倍。
无论是从减排空间和成本的经济层面，还是从操作简易、执行有力的实践层面来看， 在前期建造阶段使用节能技术是实现建筑实现减排最有效的途径。
随着建筑面积年均 20~30 亿平方米的增长，目前建筑部门碳排放及能源消耗量仍 在逐年小幅增长，碳排放量年均增长 0.6 亿 t CO2，即采取减排措施带来的碳排放 量减少量占年总排放量比例为 10~39%，能源消耗年均增长亿 0.5 亿 tce，即采取 节能措施带来的能源消耗减少量占年总能耗比例为 4~9%。
2017 年电力消耗在建筑能源总消耗中占比 49%，且该比例逐年小幅增长，假设“十 四五”期间电力占总能耗比例为 50~55%。与此同时，可再生能源在建筑能耗结构 中全部贡献给电力。近五年来，公共建筑在建筑总碳排放量中占比 37~38%，且该 比例较为稳定。
我国当前发电结构中，尽管可再生能源占比在不断扩大，但火电依旧占据主流地位。 2020 年火力发电量占比达到 67.9%，其中以燃煤发电为主，天然气占比很小，而 光伏占比仅 3.4%。与海外发达国家相比，可再生能源占比仍有较大差距。
根据不同地区资源禀赋的不同，有效利用小时数、技术设备、运行条件均有所差别。 火电中燃煤发电 CO2 排放量位于 756~1372 g/kWh 区间，其中褐煤 CO2 排放量相 对较大，燃油、天然气略小，可再生能源发电 CO2 排放量普遍显著小于火电，位于 2~237 g/kWh 区间。
取各发电类型碳排放量中值，并假设燃煤发电采用的是相对环保的硬煤，在 2020 年发电结构下，我国电力系统综合加权度电 CO2 排放当量为 612g/kWh，光伏发电 50g/kWh，仅为综合加权发电碳排量的 8.2%。
根据上文中测算得到的我国光伏装机总规模预测结果，以及 BIPV 在 2021 年、2025 年、2030 年 BIPV 装机规模预测结果，两者均取中情境数据，并假设分布式占比维 持 40%左右，对未来十年历年不同类型光伏电站的装机规模做出进一步预测。BIPV 电站规模将从 2022 年起逐渐打开行业空间，并于 2023~25 年进入大阶梯型增长阶 段。
4.4 碳交易市场：潜在净收益领域
在 BIPV 加持下，建筑是减排成本最低的行业之一。如果建筑行业可以纳入全国碳 交易市场，那么通过 BIPV 实现部分电力的自发自用，将富余的碳排放配额放到市 场上出售来增加额外收益。
4.4.1 建筑参与碳交易市场的可能性很高
建筑纳入碳交易市场的难点在于建筑物排放边界的划分，这一问题正在逐渐得到解 决。电力企业耗能模式相对单一，而建筑生命周期较长，包含建材生产与建筑运行 两个阶段，其中运行阶段碳排量占据绝大部分。
建立碳交易制度的重要技术前提之一是准确掌握管制建筑的能耗状况或历史排放 数据。“十二五” 期间，我国建筑节能工作取得长足进展， 我国在 33 个省市建设 能耗监测平台，累计对 9000 余栋建筑开展能耗监测。这是监管机构分配碳排放配 额的依据。
2007 年，住房和城乡建设部于在全国 22 个试点城市试行《建筑能耗统计报表制 度》，2010 年，正式将建筑能耗统计报表制度作为法定的常规制度推向全国。同年，住房城乡建设部印发的《公共建筑节能改造节能量核定导则》中，针对可 再生能源应用系统的核定计算做出了详细规定。2008 年， 住房和城乡建设部开始推行国家机关办公建筑和大型公共建筑能耗监 管，率先在北京、天津和深圳进行试点，实施能耗统计、能源审计和能效公示， 建立能耗分项计量和能耗采集传输平台。
建筑行业参与碳交易市场历史上有不少先例。目前已经有不少针对建筑碳排核算的 研究，且海外国家以及我国深圳试点已有将建筑纳入碳交易市场的实践经验，欧洲 碳市场是现代碳市场运行模式的先行者和创造者，与我国发展历程十分相似，建筑 行业在欧洲的实际经验可为我国提供借鉴。
2009 年，天津市建筑节能主管部门通过天津碳排放交易平台，联合瑞碳公司等专 业机构推动基于“强度控制与交易”的建筑能效交易制度。2010 年，天津建筑碳 排放交易市场正式启动，是我国首个自主开发的碳交易体系。
2010 年，日本东京都碳排放总量控制交易体系建立，是世界上第一个城市级的强 制排放交易体系。东京的排放源主要来自商业建筑，且主要来自于电力的使用， 便于统计监测，因此市场参与主体同样以商业建筑为主，包括 1100 家商业及政 府建筑及 300 家工业建筑和设施，占东京总建筑面积的 40%。目标是 2020 年 相对 2000 年减排 25%，其中工业建筑与公共建筑至少减排 17%。
2011 年 10 月，国家发改委下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准 北京、天津、上海、重庆、广东、湖北和深圳市开展区域碳排放权交易试点。 2012 年 6 月， 国家发改委正式印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，我 国碳交易市场建设进入政府实操阶段。
2013 年 6 月，深圳将大型建筑物纳入碳交易试点市场，按照从公共建筑到居住 建筑，从大型建筑到一般建筑，纳入主体由少到多、逐步扩充。深圳是我国最早 启动的碳交易试点，确定 635 家企业和 200 个大型公共建筑纳入碳交易体系。建 筑业采用能耗限额或碳排放限额标准法，大部分免费逐年分配。对超额排放量， 按平均市场价格 3 倍处以罚款。
2019 年德国颁布法案，对建筑业和交通业碳排放定价做出规定，并从 2021 年起 实施，价格为每吨二氧化碳 10 欧元，并于 2025 年增至每吨 35 欧元。德国 DGNB （可持续建筑认证标准）体系对建筑碳排放量提出了计算方法，根据建筑在使用 过程中的能耗，区分不同能源种类，计算其一次性不可再生能源消耗量，然后折 算出相应的二氧化碳排放量。
2021 年 4 月 22 日，欧盟委员会主席冯德莱恩表示，欧洲将对建筑业与运输业提 供碳排放交易，为欧盟碳市场改革设定下阶段目标。
2021 年 5 月，生态环境部应对气候变化司近日向中国建筑材料联合会发出委托 函，正式委托中国建筑材料联合会开展建材行业纳入全国碳市场相关工作，表明 除电力之外的其他行业纳入全国碳交易市场的步伐已经迈出。
4.4.2 建筑碳交易收益空间测算
全国碳交易市场启动在即，全国性统一市场可以使得企业交易成本下降，价格机制 更加完善，成交量将大幅上升。近期碳交易成交价格大多位于 30~40 元/t，北京成 交价格较高 80 元/t 左右。
我们认为当前碳交易价格偏低，市场尚处于探索阶段，当前碳价水平对减排的实际 约束力有限，未来碳价将会随着减排量要求的提高、边际减排成本的提高而逐渐增 加。而目前价格偏低的市场环境下，将会对企业参与碳交易起到积极激励作用，碳 价偏低的这段时期是减排成本较低的企业主体的红利期。
假设将建筑行业纳入碳交易市场，我们对在不同碳价水平下，工商业及公共建筑部 门整体的碳交易收入做出预测。2025 年碳价达到 120 元/t 以上是一个较为合理的 预测，届时工商业及公共建筑部门的碳交易年收入空间将达 20 亿元以上。
回归到 BIPV 单体项目，由于配额限制，建筑主体高概率不会将全部减排量转换成 碳配额进行交易，我们选取碳价格和交易比例两个维度的变量，对 BIPV 项目的碳 交易收入做出测算。 如果建筑主体将减排量的 60%（相对合理的比例假设）投入到碳交易市场中，则单 位规模（1MW）的 BIPV 项目在 40、80、120、160、200 元/t 的价格水平下，碳 交易收入可达 1.6、3.1、4.7、6.2、7.8 万元/MW。
4.4.3 公共建筑实施碳交易机制优点
相比于居民建筑，公共建筑实施碳交易具有一定的优势：
建筑是减排成本最低的行业之一。
大型公共建筑产权相对明晰，对于存量建筑的节能改造、新增建筑的节能方案， 采取一致性措施的执行力较强，且碳收入的受益主体明确；
公共建筑的碳筑排放量较大，减排路径相对明确，试错成本低，节能潜力空间可 观，为达到双碳目标的贡献较大； MRV（碳排放的量化与数据质量保证的过程,包括监测 Monitoring、报告 Reporting、 核查 Verification）的基础相对较好。建立碳交易制度的重要技术前提是准确掌握 该行业的能耗状况或历史排放数据，监测方法简单易行。现有的大型公建能耗统 计制度和动态监测平台的实施为建立大型公建碳交易的方法学奠定了较好的基 础。
5. 政策支持力度动态分析
在行业标准制定方面，需要行业协会和头部厂商的引导，而在项目经济性的鼓励措 施方面，则需要国家和地方政府的扶持。
5.1.各种形式的补贴对项目收益影响测算
目前国家尚未制定统一的针对 BIPV 的补贴政策，各地方针对 BIPV，或者包括 BIPV 在内的分布式补贴，形式和维度多种多样，补贴发放年限也各不相同。上海采用度 电补贴的模式，北京、广州采取度电补贴与固定投资规模补贴相结合，南京采用面 积补贴、单位投资补贴以及单个项目固定补贴多种形式。
为了方便分析对比各地补贴力度，以及对未来国内其他地区可能采取的补贴措施进 行预测，并分析当地项目收益的影响，我们把上述补贴政策中涉及到 BIPV 的条目 筛选出来，度电补贴按照补贴发放年限逐年贴现、面积补贴按照单位装机规模所需 屋顶面积，全部换算为单位投资补贴，进行横向对比。
在研究的四个样本城市中：
北京对 BIPV 补贴力度最大，对于实现光伏建筑一体化的建筑，单位投资补贴达 1.88 元/W，可覆盖项目投资成本的 31.5%，缩短投资回收期 2.7 年；
南京涉及 BIPV 项目的补贴条目最多、划分最细，但补贴不可重复申领，单个 BIPV 可获得单位投资补贴 0.12~0.59 元/W，覆盖成本比例 2~9.9%，缩短回收期 0.2~1.2 年。
我们认为在双碳目标指引以及分布式光伏快速发展的大趋势下，其他地区陆续推出 补贴政策的可能性较大。除去北京地区对 BIPV 补贴标准较高之外，其他地方补贴 力度大致在 0.2~0.6 元/W 区间内，参考该区间，设定高中低三种补贴环境，单 W 补贴分别 0.2、0.6、1 元/W，BIPV 屋顶项目投资回收期可缩短 0.4、1.2、1.9 年。
以目前我国各地已发布政策确定的补贴力度，对缩短回收期的影响绝大部分在 2 年 以内，考虑补贴实施的可行性，基本位于 0.5~1.5 年区间。
5.2. 碳交易给业主带来潜在额外收益测算
BIPV 作为建筑的构成部分，发电带来的碳减排量可转换为碳配额在碳交易市场上 进行出售，由此获得的交易收入可作为 BIPV 项目收益的一部分，贴现折算到项目 建设初期对投资成本的减免。此外值得注意的一点是，虽然单个 BIPV 项目只能享 受一项地方补贴政策，但补贴可以与碳交易收入相叠加，获得额外收益。
上文中我们计算过 BIPV 项目可以为业主带来的碳交易收入，进一步将其折算成单W 收益的维度，我们认为减排量参与交易的比例在 40~80%的可能性较大。与此同 时，在碳配额供给丰盈的市场发展初期，交易价格相对较低，交易意愿也相应积极； 随着减排进行，减排成本上升，推动碳价格上涨，交易情绪趋缓。
5.3. 总结
目前采用较多的补贴形式主要有是三种：系统投资补贴、度电补贴、单位面积补贴； 另外单独考虑碳交易对项目收益影响的可能性，可以算作第四种补贴形式。
系统投资补贴一次性付清，对项目的激励作用最为直接，也最方便进行收益换算。 我们分析以上除系统投资补贴外的其他三种形式补贴，对 BIPV 项目收益效果的影 响进行总结归纳：
度电补贴：是一种方便统计，且对激励业主采用高效率组件产品有积极作用的补 贴形式，逐年发放的模式对政府财政压力也相对较小，发放年限 5~20 年不等。 缩短发放年限，同时适当提高度电补贴额度的模式，对业主的激励作用更强。我 们认为未来可能会采取的补贴措施以发放 5~10 年、补贴力度 0.05~0.2 元/W 为 主，可覆盖成本比例 5~25%。
单位面积补贴：根据建筑面积补贴发放补贴的特点与投资规模补贴相类似，补贴 金额一次性发放，对业主激励作用更直接。同时由于以建筑面积为计量单位，存 量建筑屋顶改造更适合这种补贴模式。因此我们在这种模式下考虑BIPV和BAPV 改造情境下补贴对项目收益的影响。 采用光伏屋顶的绿色建筑一般评级较高，可获得区间范围内较高的补贴标准，获 得 60~100 元/平的可能性较大，在此区间内，对应相当于电站单位投资补贴 0.35~0.59 元/W，可覆盖投资成本比例 6~10%。
碳交易：碳交易作为一种附加的隐性收益模式，使得 BIPV 电站为业主带来净收 益成为可能。但碳价格、交易规模、未来政策的不确定性较强，同时也具备超预 期的潜力。按照我们较保守的预期，碳交易可为业主带来的额外收入，可覆盖项 目成本比例达到 3~10%
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库官网】。
