根据国家 能源局数据，截至2022年底，我国光伏累计装机容量达392GW。 梳理45家主流光伏电站开发商去年底累计装机数据，合计规模达224GW，占比近六成。

　　在落实“双碳”目标的第一个五年周期，央国企光伏装机曲线持续攀升，但各家速度不一，民营同样步履不同，光伏电站装机榜不断更迭。

　　凭借强大的开发能力以及充足动能，央国企已然成为下游电站开发的绝对主力。仅“五大六小”发电集团，2022年底光伏累计装机规模合计达155GW，同比增长43%，占比四成。

　　国家电投仍是断层式领先，截至2022年底光伏累计装机已达53GW，风光合计超96GW，清洁能源总装机占比早已提前达成“十四五”目标，进一步提升至65.87%。

　　而不同于2021年，国家电投之外仅三峡集团跻身10GW “光伏俱乐部”，2022年中核集团、华能 、国家能源集团、中广核、华电纷纷涌入。特别是华能、国家能源集团、华电三大电力央企，2022年光伏累计装机同比增长80%以上，超越三峡集团、中核集团，成为2022年TOP4光伏电站开发商。

　　“五大六小”中，目前光伏累计装机略显缓慢的为华润电力，2022年仅新增387MW。但据其透露，2022年新核准及备案了约6.67GW风电及18.26GW光伏项目，2023年光伏力争并网7GW。

　　对比各发电集团“十四五”新能源装机目标，仅国家电投、中核集团达到年均装机目标。不过随着上游产业链价格下滑以及大基地项目陆续并网，今年上半年各集团新能源呈井喷之势。如国家电投披露，截至今年6月底，光伏、风电累计装机分别达到67.8GW、48.4GW，上半年风光新增超过20GW；华能上半年新能源并网超10GW；华电1~6月风光新增投产6.41GW，为去年同期的15倍。

　　“五大六小”电力央企外，光伏装机同步飙升的还有中国电建、中国能建两大设计院，特别是中国能建，2022年光伏累计装机量同比增长217%。据中国能建披露，2022年获取风光新能源开发指标16.24GW，同比增长39.8%，累计获得风光新能源开发指标30.13GW。此前，中国能建计划“十四五”投产新能源装机20GW，明确提出“五年再造一个高质量发展的新能建”发展规划。中国电建则欲分拆控股子公司电建新能源上市，2022年电建新能源新增建设指标、新增投资立项、新增开工项目、累计投产装机规模等四项指标均突破10GW。

　　地方国企军团，京能集团一马当先，旗下京能国际、京能清洁能源两大平台去年底光伏累计装机超8GW。截至2022年底，京能集团清洁能源发电装机超20GW。此外，广东能源集团、山高新能源、广州发展等地方国企2022年光伏累计装机均稳步上升。

　　下游电站开发，民企“瘦身”不在少数，如昔日“一哥”协鑫新能源，截至2022年底，其持有光伏电站规模仅剩840MW。此外，江山控股、顺风清洁能源等多家民企累计光伏装机同比下滑。

　　不过，持有优质光伏电站资源的民企也不在少数。“领头羊”当属正泰新能源，截至2022年底，其持有光伏电站规模12.2GW，其中户用光伏电站近10GW。据正泰披露，2022年其在甘肃、内蒙、湖北、江苏等地区储备开发项目10GW+。

　　此外，累计规模超过3GW的还有信义光能、天合光能、晶科科技、通威。其中，天合光能截至2022年底持有光伏电站规模4.2GW，同比增长1137%，成为2022年累计装机增幅最大的企业。

　　令人眼前一亮的还有晶澳科技。截至2022年底，晶澳科技持有的光伏电站规模963MW，同比增长175%。晶澳科技构建“一体两翼”业务体系架构，作为其中重要一翼，智慧能源事业部聚焦集中式地面电站、工商业分布式电站、户用光伏储能电站三大业务。同时，国内有多个在建平价光伏电站项目，规模约240MW，预计于2023年上半年陆续并网发电。

　　而民企光伏电站开发模式，多以滚动开发模式为主，建成售出增加现金流。如天合光能2022年光伏电站累计规模在大幅增加的同时，售出电站规模同样高达4GW多；正泰新能源2021年开启“高科技、轻资产、平台化、服务型”战略部署，2022年售出207座电站，总装机容量4.14GW。

　　作为资金密集型行业，以及行业热潮下高涨的非技术成本，均在加剧民企投资开发终端电站的难度。但民企无疑仍旧探索不止，或加大与央国企的合作，或在庞大且分散的分布式光伏市场上尽展所长。

　　国家能源局发布的《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》中指出：“利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可选择‘自发自用、余电上网’或‘全额上网’中的一种模式。‘全额上网’项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。”据此，分布式光伏电站的上网售电有以下两种方式：一种方式是选择‘自发自用、余电上网’，通过合同能源管理方式跟屋顶业主签约，将所发电量按照居民、工商业电价等类型销售；另一种方式是能选择‘全额上网’享受当地光伏电站标杆电价。

　　当前还有一种分布式光伏的售电形式，即隔墙售电。隔墙售电”即分布式发电市场化交易，即允许分布式发电通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者，而不是先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回;这一模式可以让能源消费者成为“生产投资型消费者”，同时还可以促进电网企业向平台化服务的战略转型。

　　浙江省第十三届人民代表大会常务委员会第三十八次会议通过了《浙江省电力条例》，《条例》提出分布式发电企业可以与周边用户按照规定直接交易，自2023年1月1日起试行。浙江“隔墙售电”进入实质化阶段。他的意义，是更好的促进新能源消纳，为光伏业主投资方带来更好的收益，同时我们要看到，但隔墙售电仍然是一种财务或金融上的合同约定，而且要考虑当电的电力政策，这需要经过电力主管部门的批准方可运行。

　　分布式光伏电站的产地选取，一般都是选取闲置的，可以利用的屋面或者钢结构面。充分利用空间使闲置的资产产生经济效益。

　　工业领域厂房：特别是在用电量比较大、网购电价比较贵的工厂，通常厂房屋顶面积很大，屋顶开阔平整，适合安装光伏阵列；并且由于用电负荷较大，分布式光伏并网系统可以做到就地消纳，抵消一部分网购电量，从而节省用户的电费。

　　商业建筑：与工业园区的作用效果类似，不同之处在于商业建筑多为水泥屋顶，更有利与安装光伏阵列，但是往往对建筑美观性有要求，按照商厦、写字楼、酒店、会议中心、度假村等服务业的特点，用户负荷特性一般表现为白天较高，夜间较低，能够较好的匹配光伏发电特性。

　　农业设施：农村有大量的可用屋顶，包括自有住宅屋顶、疏菜大棚、鱼塘等，农村往往处在公共电网的未稍，电能质量较差，在农村建设分布式光伏系统可提高用电保障和电能质量。

　　市政等公共建筑物：由于管理规范统一，用户负荷和商业行为相对可靠，安装积极性高，市政等公共建筑物也适合分布式光伏的集中连片建设。

　　边远农牧区及海岛：由于距离电网遥远，我国西藏、青海、新疆、内蒙古、甘肃、四川等省份的边远农牧区以及我国沿海岛屿还有数百万无电人口，离网型光伏系统或与其它能源互补微网发电系统非常适合在这些地区。

　　(1)光伏发电的成本，也就是每度电多少钱，不能简单地根据装机成本分析，它与如下几大因素有关：

　　1)装机成本：不同的屋面成本不同，一般混凝土屋面装机成本比彩钢瓦屋面装机成本高。

　　由于这几大因素每个因素都有其独立的变化性，相互的影响也十分明显。例如，同样的装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。

　　(2)目前国务院已经行文国家电网，要求支持分布式并网，国家电网也积极给予支持。光伏电站的设计寿命在20年以上，所以一个光伏电站的赢利周期在10年到15年间。

　　(3)分布式光伏系统原则上不需要太多维护，基本维护工作是组件板面的清洁工作。

　　屋顶分布式光伏发电项目不同于地面电站项目，不需要办理土地、规划等手续，但屋顶分布式也有其自有的特点，如荷载、合作模式、用电负荷等，在项目开发时需要着重注意。一些情况直接影响到电站建设的规模和发电收益，前期考察时需要采集的信息主要有以下几点：

　　（1）首要考虑当地的辐照情况、政策条件。应尽量选择辐照量大、阴雨天气少、污染程度小的地点开发光伏电站项目。另外，企业所在位置若靠近海边，需考虑防腐蚀措施；靠近沙漠，需考虑增加清洁频次或防风沙措施；地处东北，需要考虑设备防冻措施等。还要考虑当地政府对光伏行业的态度，是否有出台相关支持政策及措施。

　　（2）考虑企业实力及所经营行业考虑到屋顶业主的存续，优先选择企业实力较强，行业发展前景好的业主作为合作方。企业所经营的行业，对建设分布式光伏电站有一定的影响，如是否排放腐蚀性、油污等气体，是否产生大量烟尘等。

　　屋顶面积直接决定光伏发电项目的容量，是最基础的元素，屋面上是否存在附属物，如风楼、风机、附房、女儿墙等，设计时需要避开阴影影响;屋面朝向决定着光伏支架、组件、串列、汇流箱的布置原则，比如东西走向的屋面，背阴面的方阵是否需要设置倾角，组件串联时阴阳两面尽量避免互连光伏主流厂家，汇流箱及逆变器直流输入输出尽量为同一屋面朝向的阵列。

　　屋面材质基本分为彩钢瓦、陶瓷瓦、钢混等，其中彩钢瓦分为直立锁边型、咬口型(角驰式，龙骨呈菱形)型、卡扣型(暗扣式)型、固定件连接(明钉式，梯形凸起)型。前两种需要专用转接件，后两种需要打孔固定;陶瓷瓦屋面既可以使用专用转接件，也可以不与屋面固定，利用自重和屋面坡度附着其上;钢混结构屋面一般需要制作支架基础，基础与屋面可以生根也可以不生根，关键考虑屋面防水、抗风载能力、屋面设计荷载等因素。屋面的设计使用寿命决定光伏电站的使用寿命。

　　永久荷载也称恒荷载，指的是结构自重及灰尘荷载等，光伏电站安装在屋面后，需要运营20年，其自重归属于恒荷载，因此，在项目前期考察时，需要着重查看建筑设计说明中恒荷载的设计值，并落实除屋面自重外，是否额外增加其他荷载，如管道、吊置设备、屋面附属物等，并落实恒荷载是否有余量能够安装光伏电站。

　　可变荷载是考虑极限状况下暂时施加于屋面的荷载，分为风荷载、雪荷载、地震荷载、活荷载等，是不可以占用的。特殊情况下，活荷载可以作为分担光伏电站荷载的选项，但不可以占用过多，需要具体分析。

　　同一个厂区内，建筑数量越多，间距越大，意味着电气设施如电缆、逆变器、变压器等的投资增加，在项目投资收益评估时要考虑进去。

　　配电设备是光伏电站选择并网方案的根据之一，主要考查内容有：厂区变压器容量、变比、数量、母联、负荷比例等;厂区计量表位置、配电柜数量、母排规格、开关型号等。厂区是否配备相对独立的配电室，如没有，是否有空余房间或空地安放变配电设备；是否配电设备是否有空余间隔，如没有，是否可以压接母排；优先选择变压器总容量大，负荷比例大的用户。

　　分布式光伏发电项目定义中最核心的一条就是所发电量的自用比例，因此需要考察：企业月、日均用电量，白天用电量、用电高峰时段及比例。企业用电价格，白天用电加权价格或峰谷用电时钟。其他除上述因素外，还应考察电站建设期间设备采购运输成本、当地人工成本、运营维护难度、企业周边社情等。

　　开发模式主要是根据上述信息，以及与屋顶业主洽谈，确定项目的具体合作方式，目前主流的的开发模式主要有优惠电价模式、屋顶租赁模式、合资模式等，综合考虑投资收益、业主意愿等因素，确定最佳投资开发模式。总之，光伏电站是需要长期运营的项目，项目前期开发要从长远考虑，需要顾及到方方面面关系到项目后期运营收益的各种因素，需要把工作做到最细致处，通过数据采集，最后实现量化分析，最终确定项目是否可行。

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