【招商证券】BIPV行业深度报告（二）：建筑光伏投资收益优，建筑企业拓展BIPV优势明显

敬请阅读末页的重要说明 证券 研究报告 | 行业 深度报告 2022 年 02 月 16 日 推荐 （维持） 建筑光伏投资收益优，建筑企业拓展 BIPV 优势明显 中游制造 /建筑工程  建筑光伏投资成本逐渐降低 。 过去 10 年光伏组件价格的下降带来国内建筑光 伏建设成本的显著降低， 2012~2020 年国内分布式光伏的安装成本下降了 70%以上， 2021 年国内分布式光伏 EPC 项目报价平均在 4 元 /瓦左右。建设 成本的降低促进了国内建筑光伏市场的发展，根据我们的预测， 2021~2025 年国内建筑光伏新增市场将在 6200 亿元以上。在两类建筑光伏的主要形式 中， BIPV 的初期建设成本比 BAPV 要高 10%~25%左右，但其易维护、寿命 长、无需中途更换彩钢瓦屋顶的特点使得其后续运营成本显著低于 BAPV。  建筑光伏项目投资收益优。 按照目前市场水平，在光伏项目运营 25 年，年光 照时间 1000 小时的假设下，我们预计全部以自有资金投资且发电自发自用的 光伏屋顶项目投资回收期在 5~6 年，其中 BIPV 的 IRR 可达 16.36%， BAPV 项目的 IRR 也有 15.25%；贷款投资的光伏屋顶项目回收期在 7~8 年，其中 BIPV 项目 IRR 在 35%以上， BAPV 项目 IRR 也 超过 34%。实际建筑光伏项 目的运营收益还受到许多其他因素影响，若项目所在地区光照时间较长或未 来初期投资成本进一步降低， BIPV 屋顶项目的 IRR 有望达到 20%以上。此 外，假若 2022 年 CCER 重启，建筑光伏有可能为业主带来额外的碳交易潜 在收益，建筑光伏项目的投资回收期有望进一步缩短，收益率继续提升。  建筑光伏尤其是 BIPV 行业的跨学科特性促使光伏组件企业与建筑工程企业 积极合作。 作为建筑与光伏的交叉行业，建筑光伏体现出高定制化特征，对 参与企业的光伏组件设计开发和传统建材的设计施工能力都提出了较高要 求。传统光伏企业缺少建筑施工经验与技术，难以匹配传统建筑工程行业对 产品的防水、防火及抗风等指标的需求，短期内不易独立进入建筑工程市场； 另一方面，传统建筑工程业务的整体利润率较低，而建筑光伏产品的高附加 值带来的额外收益正吸引国内建筑工程企业积极介入建筑光伏行业。上游光 伏组件厂商与中游建筑工程企业的合作成为普遍现象，产业链的整合升级正 在积极推进。  投资建议： 目前国内 BAPV 相对成熟， BIPV 有 待发展。 “双碳”背景下，随 着“整县推进”等建筑节能政策的执行以及 BIPV 相关标准不断成熟，建筑光 伏投资收益将不断提高，国内建筑光伏市场将快速兴起。鉴于建筑光伏尤其 是 BIPV 行业对光伏技术和建筑施工技术都有较高要求，我们预计建筑工程企 业将在行业内扮演重要角色。 具体来说，光伏屋顶推荐金属围护龙头森特股 份，推荐钢结构工程龙头精工钢构，建议关注东南网架；光伏立面推荐幕墙 龙头江河集团，建议关注中国建筑兴业；建议关注光伏支架企业中信博（电 新覆盖）、清源股份（电新覆盖） 。综上，维持行业“推荐”评级。  风险提示： 政策支 持力度不及预期、光伏项目收益不及预期、 BIPV 推广不及 预期、行业标准建立不及预期、 行业影响因素考虑不充分 。 重点公司主要财务指标 股价 20EPS 21EPS 22EPS 21PE 22PE PB 评级 精工钢构 4.79 0.32 0.35 0.52 13.7 9.3 1.3 强烈推荐 -A 江河集团 6.47 0.82 -0.88 0.84 -7.4 7.7 0.9 强烈推荐 -A 森特股份 41.31 0.34 0.06 0.61 742.3 67.9 8.2 审慎推荐 -A 资料来源： 公司数据、 招商证券 行业规模 占比 % 股票家数 （ 只 ） 143 3.1 总市值 （ 亿元 ） 18453 2.2 流通市值 （ 亿元 ） 15214 2.2 行业指数 % 1m 6m 12m 绝对表现 2.6 14.9 35.1 相对表现 5.2 21.9 55.9 资料来源： 公司 数据、 招商证券 相关 报告 1、《建筑钢铁行业周报 — “稳增长” 的建筑钢铁行情可能已进入第二阶 段》 2022-02-13 2、《建筑光伏风口已至， BIPV 市场 空间广阔 — BIPV 行业深度报告（一）》 2022-02-10 3、《建筑钢铁行业周报 — 需求有望 快速回暖，钢价有望显著上涨》 2022-02-06 岳恒宇 S1090521050002 yuehengyu@cmschina.com.cn 唐笑 S1090521050001 tangxiao2@cmschina.com.cn 贾宏坤 研究助理 jiahongkun@cmschina.com.cn -40 -20 0 20 40 Feb/21 Jun/21 Sep/21 Jan/22 (%) 建筑工程 沪深 300 BIPV 行业深度报告（二） 敬请阅读末页的重要说明 2 行业 深度报告 正文 目录 一、经济性不断改善，建筑光伏投资前景广阔 5 1、分布式光伏项目成本显著下降 5 （ 1）规模化及技术进步推动光伏成本不断下降 5 （ 2） BIPV 相较 BAPV，项目运营成本方面具优势 . 6 2、投资收益可观，吸引业主引入建筑光伏设备 7 （ 1）建筑光伏的直接收益测算 . 7 （ 2）未来碳交易市场存在潜在收益 10 二、积极布局建筑光伏，建筑工程企业抢占市场先机 12 1、建筑光伏定制化需求高，建筑施工企业将扮演重要角色 . 12 2、金属屋顶围护企业 14 （ 1）森特股份：金属围护龙头，携手隆基进军 BIPV 行业 . 14 （ 2）精工钢构：早期布局建筑光伏业务，钢结构龙头有望进一步开拓 BIPV 市场 . 16 （ 3）东南网架：“绿色建筑＋ BIPV”战略转型推进中 . 17 3、幕墙立面企业 . 19 （ 1）江河集团：全球幕墙领军企业，有望开拓光伏幕墙市场 . 19 （ 2）中国建筑兴业：携手龙焱探索 BIPV 幕墙领域 20 4、光伏支架企业 . 22 （ 1）中信博：厚积薄发，快速成长的光伏支架企业 . 22 （ 2）清源股份：澳洲户用光伏支架龙头，大力开发国内光伏市场 23 三、投资建议 25 四、风险提示 25 图表 目录 图 1 2010~2020 年全球光伏 LCOE 走势（ $/kWh） 5 图 2 2012~2020 年国内户用 /工商业光伏安装成本（元 /W） 5 图 3 目前国内碳排放权交易模式 . 11 图 4 全国碳排放权市场每日 CEA 成交量（万吨）及交易价格（元） . 11 图 5 建筑光伏产业链主要参与方 . 12 图 6 森特项目案例 --北京大兴国际机场 14 敬请阅读末页的重要说明 3 行业 深度报告 图 7 森特项目案例 --雄安高铁站 . 14 图 8 森特抗风揭防渗漏屋面系统 . 15 图 9 森特 CenterLok®屋面系 统 . 15 图 10 隆基 BIPV 产品结构图示 . 15 图 11 森特承接腾讯数据中心 26.17MW BIPV 项目 . 15 图 12 森特股份 2017~2021Q3 营收走势（亿元） 16 图 13 森特股份主营业务构成 16 图 14 精工钢构 2020 年主营业务构成 . 16 图 15 精工钢构全专业 BIM 建模及技术咨询服务 16 图 16 精工钢构 BAPV（左）和 BIPV（右）图示 17 图 17 广州火车南站 BIPV 光伏项目 17 图 18 精工钢构营收走势（亿元） . 17 图 19 精工钢构承接合同金额走势（亿元） . 17 图 20 东南网架多腔体装 配式钢结构建筑系统技术 18 图 21 东南网架 2020 年营收结构 . 18 图 22 东南网架 BIPV 车库分布式光伏发电项目展示的多种建筑光伏技术 . 18 图 23 东南网架 2016~2021 营收走势（亿元） . 19 图 24 东南网架 2016~2021 归母净利走势（亿元） 19 图 25 江河承接菲律宾 Exquadra 玻璃单元幕墙工程 . 19 图 26 江河承接沙特 CMA 大楼玻璃 -不锈钢幕墙工程 19 图 27 中清能拥有丰富的光伏项目建设经验 . 20 图 28 江河日出东方凯宾 斯基酒店光伏幕墙项目 . 20 图 29 江河集团营营业收入走势（亿元） 20 图 30 江河集团中标项目金额走势（亿元） . 20 图 31 中建兴业全球项目分布 21 图 32 中建兴业 BIM 技术应用 . 21 图 33 龙焱科技 BIPV 相关光伏组件 21 图 34 中建兴业承建的天津周大福金融中心幕墙项目 21 图 35 中国建筑兴业营收走势（亿港元） 21 图 36 中国建筑兴业新签合同 金额走势（亿港元） 21 图 37 中信博天智 II 跟踪系统 22 图 38 中信博无线同步可调光伏支架 . 22 敬请阅读末页的重要说明 4 行业 深度报告 图 39 中信博营收结构变化（亿元） . 22 图 40 中信博“双顶” BIPV 结 构 23 图 41 “双顶” BIPV 优势 . 23 图 42 中信博营业收入走势（亿元） . 23 图 43 中信博归母净利润走势（亿元） 23 图 44 清源股份智能微电网解 决方案结构图（左）及实物图（右） . 24 图 45 清源股份主营业务结构（亿元） 24 图 46 清源股份平单轴地面跟踪系统 . 24 图 47 清源股份适用彩钢瓦屋顶的支架系统 . 24 图 48 清源股份营业收入 走势（亿元） 25 图 49 清源股份整体及不同业务的毛利率变化（ %） . 25 表 1： 2020 年国内分布式光伏建设成本构成（元 /瓦） 5 表 2：截止“十四五”国内建筑光伏市场规模测算 6 表 3： BAPV 和 BIPV 光伏屋顶主要投资成本区别 . 6 表 4：工商业建筑光伏屋顶投资收益主要假设 . 7 表 5： BAPV/BIPV 项目投资回收期与收益率测算（万元） . 7 表 6：工商业建筑光伏项目余量上网比例对投资收益的影响 8 表 7：国内某工商业建筑耗电量数据与可安装 BIPV 光伏发电量比较 9 表 8： BIPV 项目投资收益受光 照时间的影响（全部自发自用） . 9 表 9：初始建设成本降低对 BIPV 光伏屋顶投资收益的影响（全部自发自用） 9 表 10：国内部分地方政府对分布式光伏的补贴政策整理 . 10 表 11：每瓦建筑光伏装机的年均碳交易收益（元） 12 表 12： BIPV 组件与建筑结合的应用需求 13 表 13：部分光伏组件企业与建筑企业的建筑光伏合作内容整理 13 敬请阅读末页的重要说明 5 行业 深度报告 一、 经济性不断改善，建筑光伏投资前景广阔 随着光伏组件价格的 不断下降，分布式光伏项目的投资成本在不断降低，推动着越来越多的建筑光伏项目开始投资落 地，预计 2021~2025 年国内建筑光伏新增市场规模将超过 6200 亿元。按照目前市场水平， 预计 全部以自有资金投 资且自发自用的 建筑光伏项目 投资回收期在 5~6 年 ；其中 BIPV 项目 IRR 超过 16%， BAPV 项目 IRR 也在 15%以上 。 若投资方可以贷款进行项目建设，将获得更高的项目收益率。如果 未来初期投资成本进一步降低 或在 光照时间较长 的 地区建设 ， BIPV 屋顶项目的 IRR 有望达到 20%以上。此外， 假若 2022 年 CCER 重启，建筑光伏有可能为业主带来 额外的碳交易潜在收益，建筑光伏项目的投资回收期有望进一步缩短，收益率继续提升。 1、 分布式光伏项目成本显著下降 （ 1） 规模化及技术进步推动光伏成本不断下降 光伏电站建设的基本成本可以主要分为初始建设成本和运行维护成本两部分。 其中初始建设成本是光伏电站的主要成 本部分，对于分布式光伏而言，其主要包括光伏组件、逆变器、电缆、支架等设备采购价格以及施工、调试、后续保 险等安装费用。 随着光伏产业的飞速发展和规模扩大，光伏项目的成本正在不断降低。根据 IRENA 的统计， 2010~2020 年 全 球光伏 的 平准化度电成本 (LCOE)由 2010 年的 0.38 美元 /kWh 下降至 2020 年的 0.06 美元 /kWh，十年间下降幅度高 达 85%。 在我国 ， 2012-2020 年间户用屋顶光伏项目和工商业屋顶光伏项目 安装成本均下降了 70%以上 。 图 1 2010~2020 年全球 光伏 LCOE 走势（ $/kWh） 图 2 2012~2020 年国内户用 /工商业光伏安装成本（元 /W） 资料来源： IRENA、 招商证券 资料来源： IRENA、 招商证券 （汇率： 6.5￥ /$） 分布式光伏安装成本的降低主要是得益于光伏组件价格的大幅下降。跟据 IRENA 数据，从 2013 年到 2020 年国内光 伏组件平均价格下降了 66%， 2020 年国内分布式光伏的安装成本约为 4.40 元 /W。未来随着光伏组件价格的进一步 下降，建设成本有望进一步降低。 运行维护成本方面， 主要 项目 包括组件清洗、组件支架及基础维护、设备计划性检修等 ， 目前国 内 光伏 项目 的运维成 本 大约为 0.04~0.07 元 /W/年， 预计 未来运行维护成本 将 基本保持稳定。 表 1： 2020 年国内分布式光伏建设成本构成（元 /瓦） 类别 项目 种类 成本 核心组件 光伏组件 单晶 /多晶 /薄膜 1.85 逆变器 组串 /微型 0.22 辅助材料 支架 不锈钢 /铝合金 0.11 并网箱 直流 /交流 0.37 电缆 直流 /交流 0.11 保护组件 0.06 0.000 0.050 0.100 0.150 0.200 0.250 0.300 0.350 0.400 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 户用光伏 工商业光伏 敬请阅读末页的重要说明 6 行业 深度报告 类别 项目 种类 成本 监测设备 监控平台 /数据采集 0.02 安装 安装费用 0.67 调试费用 0.06 非材料费用 押金 /保证金 0.44 融资成本 0.27 系统设计 0.04 其他费用 工程用电、用水等 0.19 总计 4.40 资料来源： IRENA、 PVIn-Link、招商证券 根据北极星光伏网统计信息， 2021 年国内分布式光伏 EPC 项目中标均价在 4 元 /瓦左右，其中 2021Q4 中标最高价 为 4.75 元 /瓦，最低价为 3.32 元 /瓦。预计未来 5 年分布式光伏报价将进一步下降，我们假设截止 2025 年国内建筑光 伏平均报价进一步下降至 3 元 /瓦，则截止“十四五”末国内建筑光伏 5 年内预计将有 6200 亿元以上的新增市场容量 。 表 2：截止“十四五”国内建筑光伏市场规模测算 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 屋顶装机量（ GW） 23.2 27.98 33.74 40.69 49.15 立面装机量（ GW） 1.14 1.34 1.84 2.64 3.64 单位造价（元 /瓦 ） 4 3.7 3.4 3.2 3 市场规模（亿元） 973.6 1084.8 1209.8 1386.7 1583.8 总计（亿元） 6238.73 资料来源：索比光伏网、招商证券 注：装机量的测算详见报告《建筑光伏风口已至， BIPV 市场空间广阔 — BIPV 行业深度报告（一）》 （ 2） BIPV 相较 BAPV，项目运营成本方面具优势 目前国内 BIPV 的初期建设成本相较 BAPV 价格要高 10%~25%左右。 主要差距在于 BIPV 配套的橡胶密封条、轻钢 檩条、铝合金压条等材料价格要高于 BAPV 配套的不锈钢支架、导轨等，此外 BIPV 项目若限于应用场景需选择碲化 镉或铜铟镓硒等薄膜光伏组件，则其光伏组件成本也将显著高于 BAPV 应用的单晶 /多晶硅组件。根据我们的测算， 目前国内 BAPV 屋顶项目成本预计在 500~600 元 /m2， BIPV 屋顶项目建设成本在 600~800 元 /m2。 表 3： BAPV 和 BIPV 光伏屋顶主要投资成本区别 BAPV BIPV 光伏组件 单晶硅 /多晶硅组件 单晶硅 /多晶硅 /薄膜组件 配套设备 支座（混凝土浇筑、不锈钢支架、 螺栓、导轨等） 轻钢檩条、橡胶密封条、保温棉等 建筑改造 原彩钢瓦屋顶拆除费用 资料来源：索比光伏网、招商证券整理 相较于短期的投资成本， BIPV 在 项目经营成本 上和 BAPV 相比更具优势。 首先 BIPV 屋面由于整合程度更高， 表面 平整无边，不易积灰 ，一方面避免了组件积灰对光伏板发电效率的影响，实际发电量更高，另一方面也节省了清扫的 成本，一般用配套的自动清扫机器人即可打扫，而 BAPV 大多只能人工清扫，维护成本较高；此外，市场普遍认为 BAPV 使用寿命在 20 年左右，但其配套的彩钢瓦屋顶使用寿命只有 10~15 年，意味着彩钢瓦屋顶需要中途更换 1~2 次，而更换屋顶势必需要对 BAPV 进行拆卸再安装，存在重复施工；另外， BIPV 屋顶的理论寿命 远长于 BAPV 屋顶， 也造成 BIPV 隐形均摊成本要低于 BAPV。 敬请阅读末页的重要说明 7 行业 深度报告 2、 投资 收益可观 ，吸引业主引入建筑光伏设备 （ 1） 建筑光伏的直接收益测算 我们针对典型工商业 BAPV/BIPV 光伏屋顶的投资经济性构建简单的模型并进行测算。 假设光伏屋顶的投资方与用电 方为同一主体，且光伏发电全部自用。由于 BAPV 实际安装中光伏组件之间存在一定的空隙，实际有效发电面积将低 于相同条件的 BIPV，我们假设 BIPV 实际有效发电面积比例为 95%， BAPV 为 85%。项目建设期 0.25 年，运营期 25 年；光伏组件的发电效率在前五年衰减 5%，之后 以 0.5%/年的速度线性衰减， 25 年共衰减 14%；后续维护费用 方面， BAPV 0.06 元 /瓦 年， BIPV 0.04 元 /瓦 年，此外 BAPV 项目须在运营 15 年后更换一次彩钢瓦屋顶，成本按 300 元 /m2 测算；电价方面，我们取工业用电均价 0.73 元 /千瓦时（含税）。 表 4：工商业建筑光伏屋顶投资收益主要假设 初期 投资 假设 后续维护收益假设 融资假设 安装面积 2000m2 光照时间 1000h 融资比例 80% 实际覆盖比例 BAPV 85% BIPV 95% 维护成本 BAPV 0.06 元 /瓦 年 BIPV 0.04 元 /瓦 年 利率 6% 安装成本 BAPV 570 元 /m 2 BIPV 750 元 /m2 维修成本 BAPV 15 年后更换一次屋顶， 300 元 /m2 年限 5 年 安装时间 0.25 年 电价 自用 0.73 元 /kWh 上网 0.42 元 /kWh 付息方式 先息后本 运营时间 25 年 效率衰减 前 5 年每年减少 1% 后续每年减少 0.5% 发电效率 BAPV 175W/m 2 BIPV 200W/m2 资料来源：招商证券整理 据此假设安装 2000m2 的光伏屋顶，建成首年预计 BAPV 发电 29.8 万 kWh， BIPV 发电 38 万 kWh。若业主初期选择 全部以自有资金投资， BAPV 项目预计投资回收期 5.87 年， IRR=15.25%， BIPV 项目预计投资回收期 5.87 年， IRR=16.36%；若业主选择贷款投资，在贷款比例 80%，年利率 6%，贷款期限 5 年条件下， BAPV 项目预计投资回 收期 7.32 年， IRR=34.02%， BIPV 项目预计投资回收期 7.31 年， IRR=35.33%。 表 5： BAPV/BIPV 项目投资回收期与收益率测算（万元） BAPV 年限 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 现金流 --自有资金 -114 19.9 19.7 19.5 19.3 19.1 19.0 18.9 18.8 18.7 18.6 18.5 18.4 18.3 现金流 --贷款 -22.8 14.5 14.2 14.0 13.8 -77.6 19.0 18.9 18.8 18.7 18.6 18.5 18.4 18.3 收益 21.7 21.5 21.3 21.1 20.9 20.8 20.7 20.6 20.4 20.3 20.2 20.1 20.0 运维成本 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 利息 -5.5 -5.5 -5.5 -5.5 -96.7 0 0 0 0 0 0 0 0 年限 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 现金流 --自有资金 18.2 -41.9 18.0 17.9 17.8 17.7 17.6 17.5 17.4 17.3 17.2 17.1 现金流 --贷款 18.2 -41.9 18.0 17.9 17.8 17.7 17.6 17.5 17.4 17.3 17.2 17.1 收益 19.9 19.8 19.7 19.6 19.5 19.4 19.4 19.3 19.2 19.1 19.0 18.9 运维成本 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 -1.8 敬请阅读末页的重要说明 8 行业 深度报告 BAPV 利息 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 IRR--自有资金 15.25% 投资回收期 --自有资金 （年） 5.87 IRR--贷款 34.02% 投资回收期 --贷款 （年） 7.32 BIPV 年限 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 现金流 --自有资金 -150 26.2 25.9 25.7 25.4 25.1 25.0 24.9 24.7 24.6 24.5 24.3 24.2 24.1 现金流 --贷款 -30.0 19.0 18.7 18.5 18.2 -102 25.0 24.9 24.7 24.6 24.5 24.3 24.2 24.1 收益 27.7 27.5 27.2 26.9 26.6 26.5 26.4 26.2 26.1 26.0 25.9 25.7 25.6 运维成本 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 利息 -7.2 -7.2 -7.2 -7.2 -127 0 0 0 0 0 0 0 0 年限 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 现金流 --自有资金 24.0 23.8 23.7 23.6 23.4 23.3 23.2 23.1 23.0 22.8 22.7 22.6 现金流 --贷款 24.0 23.8 23.7 23.6 23.4 23.3 23.2 23.1 23.0 22.8 22.7 22.6 收益 25.5 25.3 25.2 25.1 25.0 24.8 24.7 24.6 24.5 24.3 24.2 24.1 运维成本 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 -1.5 利息 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 IRR--自有资金 16.36% 投资回收期 --自有资金（年） 5.95 IRR--贷款 35.33% 投资回收期 --贷款（年） 7.31 资料来源：招商证券测算 发电自用比例越高，投资收益越好。 前文测算中我们假设业主将光伏发电全部自用。 若业主 不能将发电量全部消纳， 或光伏投资方与建筑业主并非同一主体，则需将项目的部分或全部发电量并网出售。由于目前光伏余量上网出售的价 格普遍低于工业用电价格，随着余量上网比例的提高，屋顶光伏项目的收益率也会有相应的降低。我们假设光伏余量 上网折合所得税后价格为 0.42 元 /kWh，则若余量上网比例 20%，自有资金投资光伏项目回收期将延长至 6~7 年， IRR 降至 13%~14%左右；贷款投资光伏项目回收期将延长至 8 年左右， BAPV 项目 IRR 降至 25.16%， BIPV 项目 IRR 降至 27.44%。若光伏投资方并非建筑业主，选择将发 电量全部并网出售，则 自有 资金 投资 BIPV 的 IRR 仅有 7.58%， 贷款投资 BIPV 项目的 IRR 也只有 8.62%。 表 6：工商业建筑光伏项目余量上网比例对投资收益的影响 上网比例 自有资金投资 贷款投资 （ 80%） BAPV BIPV BAPV BIPV 内部收益率 投资回收期 内部收益率 投资回收期 内部收益率 投资回收期 内部收益率 投资回收期 20% 13.36% 6.49 14.69% 6.46 25.16% 8.09 27.44% 8.06 40% 11.39% 7.25 13.00% 7.30 18.17% 9.04 21.24% 8.97 60% 9.32% 8.21 11.26% 8.10 12.62% 10.25 16.30% 10.12 80% 7.11% 9.46 9.46% 9.28 7.99% 11.83 12.20% 11.60 100% 4.71% 11.17 7.58% 10.86 3.90% 13.97 8.62% 13.58 资料来源：招商证券整理 预计未来建筑光伏项目 发电 上网比例较低。 根据目前国内工商业建筑的耗电情况，建筑光伏项目发电量还不足以覆盖 敬请阅读末页的重要说明 9 行业 深度报告 建筑本身的用电量。以某国内典型四层商业建筑为例，占地面积 3.43 万平方米，每月耗电量约为 161 万 kWh，假设 对其屋顶进行 BIPV 光伏改造，预计每月发电量仅为 48 万 kWh 左右。因此，目前建筑光伏的发电量基本可以由建筑 本身消耗完毕，无需并网出售。我们预计 短期内大部分 建筑光伏项目 可能 主要以 自用为主。 表 7：国内某工商业建筑耗电量数据与可安装 BIPV 光伏发电量比较 耗电量数据 发电 量估算 建筑面积 8.6 万平米 屋顶面积 3.43 万平米 每日工作时间 12 小时 屋顶 安装比例 70% 商场部分耗电量 98 万 kWh/月 发电功率 200 瓦 /平米 超市部分耗电量 63 万 kWh/月 每月发电时间 100 小时 总耗电量 161 万 kWh/月 发电量 48.02 万 kWh/月 资料来源：《 商业建筑负荷计算统计及实际负荷用电要求 — 李寒星、王芳》、招商证券 光伏项目所在地的年均有效光照时间会直接决定光伏发电量，是影响光伏屋顶收益的重要因素。 根据 北极星 光伏网数 据，国内年均有效光照时间最长的新疆西藏地区有效时间可达 1600 小时以上，而最短的重庆地区只有 700 小时左右， 根据我们的计算，以 BIPV 光伏屋顶为例，若当地年均有效光照时间为 800 小时 ，自有资金投资回收期为 7.49 年， IRR=12.39%；贷款投资回收期为 9.35 年， IRR=19.36%。若年均有效光照时间为 1300 小时，自有资金投资回收期 为 4.42 年， IRR 可达 22.07%；贷款投资回收期为 5.51 年， IRR 超过 70%。 表 8： BIPV 项目投资收益受光照时间的影响（全部自发自用） 年均光照时间（ h） 自有资金投资 贷款投资 （ 80%） 内部收益率 回收期（年） 内部收益率 回收期（年） 800 12.39% 7.49 19.36% 9.35 900 14.40% 6.58 26.22% 8.21 1000 16.36% 5.87 35.33% 7.32 1100 18.28% 5.29 46.79% 6.60 1200 20.19% 4.82 59.45% 6.00 1300 22.07% 4.42 72.06% 5.51 资料来源： 北极星 光伏网、招商证券整理 未来随着光伏组件价格的进一步下降，光伏屋顶投资收益有望进一步提高。 根据我们上文估计， 2025 年国内 建筑光 伏 的投资成本有望下降至 3 元 /瓦即 600 元 /m2。据此计算，假设未来国内工商业用电价格不变，则到 2025 年自有资 金投资的 BIPV 光伏屋顶项目投资回收期可以降至 4.67 年，内部收益率预计可以达到 20%以上；贷款投资的 BIPV 光伏屋顶项目投资回收期预计 为 5.82 年，内部收益率超过 60%。 表 9：初始建设成本降低对 BIPV 光伏屋顶投资收益的影响（全部自发自用） 成本（元 /W） 自有资金投资 贷款投资 （ 80%） 内部收益率 回收期（年） 内部收益率 回收期（年） 4.0 15.21% 6.27 29.65% 7.82 3.7 16.60% 5.79 36.67% 7.21 3.4 18.23% 5.31 46.44% 6.62 3.2 19.47% 4.99 54.63% 6.22 3.0 20.87% 4.67 64.05% 5.82 资料来源：招商证券整理 政府补贴有望带来额外经济收益。 目前国内光伏项目的中央财政补贴 自 2022 年起 全部退出，但各地方政府仍有对户 用分布式光伏的针对性补贴政策。根据我们的不完全整理，除广州、深圳仍在对光伏并网的电价进行补贴外，目前国 内地方政府的补贴方向主要集中在对初期装机投资的一次性补贴。地方政府的补贴支持将显著缩短建筑光伏投资的回 收期并进一步提高项目的内部收益率。 敬请阅读末页的重要说明 10 行业 深度报告 表 10：国内部分地方政府对分布式光伏的补贴政策整理 发布时间 省市 文件名称 政策内容 2020-05 上海 《上海市建筑节能和绿色建筑示范项目专项扶持办法》 将超低能耗建筑示范项目作为新增补贴项目类型，建筑面积要求0.2 万平方米以上，补贴标准为每平方米 300 元 2021-05 北京 《关于进一步支持光伏发电系统推广应用的通知》 一般工商业电价、大工业电价或农业生产电价的项目，及个人利 用自有产权宅基地建设的户用光伏发电项目，补贴标准为每千瓦 时 0.3 元 (含税 )。学校、社会福利场所等执行居民电价的非居民用 户项目，补贴标准提高至每千瓦时 0.4 元 (含税 ) 2021-03 南京 《南京市绿色建筑示范项目管理办法》 太阳能光伏项目按照不超过 500 元 /kW 予以补助，原则上单个可再生能源建筑应用示范项目补助金额最高不超过 200 万元 2021-05 广州 《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》 对分布式光伏发电的投资方按照发电量，以非公共机构 0.15 元 / 千瓦时、公共机构 0.3 元 /千瓦时给予补贴，单个项目最高享受补 贴时间为 5 年 2021-06 吉林 《吉林省建筑节能奖补资金管理办法》 超低能耗建筑项目按建筑面积每平方米奖补 600 元，单个项目补助限额最多不超过 300 万元 2021-11 西安 《西安市光伏建筑一体化应用示范项目补助资金申报指南》 新建建筑同步设计、施工、验收使用的光伏建筑一体化项目，按 装机容量给予建设单位 0.3元 /瓦的工程补助，单个项目不超过 100 万元；既有建筑改造项目按装机容量给予建设单位 0.2 元 /瓦的工 程补助，单个项目不超过 50 万元 2022-01 深圳 《分布式光伏发电项目管理操作指引（征求意见稿）》 常规光伏 2022 年、 2023 年并网发电的项目补贴标准为 0.3 元 /千 瓦时， 2024 年、 2025 年并网发电的项目补贴标准为 0.2 元 /千瓦 时， 2026 年并网发电的项目补贴标准为 0.1 元 /千瓦时；光伏建筑 一体化（ BIPV）项目补贴标准为常规光伏项目的 1.2 倍 资料来源：各地方政府官网、招商证券 （ 2） 未来碳交易市场 存在 潜在收益 建筑光伏未来有望进入碳交易市场。 在全球加速碳中和进程，中国提出“ 2030 年前碳达峰、 2060 年前碳中和 ”的背 景下，碳交易成为不可或缺的市场化机制。 我国现阶段碳排放权交易产品 包括 碳配额（ CEA）、核证自愿减排量（ CCER） 两部分，其中 CEA 主要在全国碳排放交易市场进行交易，目前仅有电力相关企业参与；而 CCER 项目自 2017 年停 止审批后有望在 2022 年重新开放申请。未来随着对 建筑的能耗状况 和 历史排放数据 监测的逐步完善， 在 CCER 重新 开始审批 后，投资了建筑光伏的业主有机会核算所经营的光伏项目碳减排量并将其送上 CCER 交易市场以获得额外 收益。 敬请阅读末页的重要说明 11 行业 深度报告 图 3 目前国内 碳排放权交易 模式 资料来源：招商证券 制图 未来碳交易市场价格预计将进一步提升。 我国自 2013 年开始试点碳排放交易，在北京、上海、重庆、广东等地设立 了 7 个地方性碳交易市场 。在经过几年的试点交易后， 2021 年 7 月 全国碳排放权 市场正式开市。 虽然目前仅 有 电力 行业企业被纳入市场，但预计未来石化、建材、钢铁、有色、航空等行业的企业也将逐步纳入。 碳交易市场开放后， 一段时间内市场上的交易活跃度并不高， CEA 价格也一度有所下跌。直到 2021 年 12 月后国内 CEA 价格开始逐渐上 升， 2022 年 1 月末交易价格已经达到 58 元 /吨左右。但 对比海外市场， 目前国内碳交易价格仍然偏低。 欧洲 2021 年 碳价大幅提升， 12 月碳交易价格突破了 90 欧元 /吨 ；美国自拜登上台后碳排放的综合成本定价为 51 美元 /吨，目前海 外碳价是国内碳排放交易价格的几倍至十几倍。以此看来，国内碳交易价格有望继续上升。 碳交易价格受政策导向影响明显。 长期来看，为保证更好的减排效果，生态环境部多位专家表示需要通过碳市场交易 逐年收紧碳排放配额约束或提高碳市场基准线标准。同时，为实现经济政策的公平性，针对未达到碳排放纳入门槛的 企业，未来有可能开征碳税，与碳交易机制双轮驱动促进市场化减排。若全国碳排放配额继续逐步收紧、排放基准逐 渐提高，再加上征收碳税的影响，国内碳交易活跃度势必进一步增加，交易价格将继续提升。 图 4 全国碳排放权市场每日 CEA 成交量（万吨）及交易价格（元） 资料来源： iFind、 招商证券 我们按照光伏发电碳排放 30g/kWh，传统火电碳排放 900g/kWh 测算，预计 1MW 光伏装机每年将节省 870t 碳排放 量（年光照时间 1000h）。 由于 CCER 项目申请需经过严格的测算及审批，业主不一定能够将全部减排量投入碳交易 市场。我们测算了不同交易比例以及碳价下，每瓦建筑光伏装机每年可能带来的碳交易收益。假设交易比例 60%，未 来国内碳交易价格增长