工商业光伏：充分受益电价市场化，2022年迎需求拐点

“自发自用、余电上网”模式工商业分布式光伏的自用部分对应工商业用电电价，约为燃煤基准价的1.3-2倍，是收益率最高的光伏装机形式。补贴政策及商业模式问题制约工商业光伏过去三年的发展，我们认为全面平价时代下，电力市场化、碳排放双控及整县分布式推进有望为工商业光伏发展带来边际改善，看好工商业光伏2022年迎需求拐点。

摘要

“自发自用，余电上网”模式工商业光伏收益率最高，政策及模式问题制约过去三年发展。工商业用电需求较大，更加适合自发自用模式，收益率高于户用及地面电站。工商业光伏2017-2018年需求较好，2019-2021年表现不佳，我们认为主要由于：1）2019年起度电补贴工商业光伏低于户用光伏；2）2019年光伏标杆上网电价由固定电价改为竞争性电价，影响电站收益率；3）从商业模式来看，工商业开发更依赖于优质屋顶资源，推广开发周期较长，格局相较户用光伏更加区域化。

全面平价时代下，电力市场化、碳排放双控及整县分布式推进有望为工商业光伏发展带来边际改善，看好2022年迎需求拐点。我们认为：1）进入全面平价时代，2022年户用光伏补贴理论上将取消，大多数省份已达到发电侧光伏平价，工商业光伏发展不受国家补贴政策影响；2）电力供需紧张推动国内电力市场化，工商业用户需参加市场化电力交易，用电电价上浮推高工商业分布式收益率；能耗双控向碳排放双控转变，光伏发电使用不纳入能耗总量，有望提振工商业光伏需求；3）整县分布式推进政策下发，央企入局投资分布式，有望为非户用分布式可开发市场扩容。

工商业及公共机构屋顶理论装机空间近1000GW，看好光伏民企、电力央企、电网公司、燃气公司、自投业主共享广阔市场。1）工商业光伏装机空间广阔，我们测算工商业及公共机构屋顶理论装机空间近1000GW，年新建屋顶带来的理论装机空间在50GW左右，工商业光伏存在需求预期差；2）分布式发展初期，我们看好电力央企（投资）、光伏民企（开发/投资）、电网公司、燃气公司及存在自投需求的屋顶业主共享广阔工商业光伏市场。

风险

电力市场化推进不及预期，电价浮动对项目可融资性、流动性的影响，整县分布式推进政策不及预期，市场竞争格局恶化。

正文

收益率最高的光伏装机形式

受补贴政策等影响近三年发展不佳

“自发自用，余电上网”模式工商业光伏是收益率最高的光伏装机形式

工商业用电需求占比大。工业用电占据我国大部分的用电需求，2016-2021年我国工业用电量占全社会用电量的比例在66%-70%，若考虑商业用电，则工商业整体用电比例占比超80%，而居民用电需求相对较小。工业厂房可以实现对屋顶光伏装机发电的大比例消纳，适合“自发自用，余电上网”模式。根据叶兴庆等人的文章和住建部公布数据，我国农村2020年人均年用电量在854千瓦时（考虑部分生产用电），或对应单位建筑面积年用电量25千瓦时，同时根据中电联，我们估算工业厂房的单位建筑面积年用电量在725千瓦时左右。工业厂房屋顶的光伏装机功率密度约为125瓦/平米，全年单位屋顶面积发电量在150千瓦时左右，考虑发用电的错配，工厂可以消纳大部分的屋顶光伏发电。相比之下，尽管农户屋顶装机功率密度略低，但农民用电需求较低，因此更多采用全额上网模式。

图表：2016-2021年我国用电结构

资料来源：国家能源局，国家统计局，中金公司研究部

图表：2020年农村用电及工业用电强度对比

资料来源：住建部，中电联，《新发展阶段农业农村现代化的内涵特征和评价体系》，中金公司研究部

“自发自用，余电上网”模式的工商业光伏是收益率最高的光伏装机形式。自2021年起，集中式光伏及全额上网的户用光伏收入端对应的均为燃煤基准价，而“自发自用、余电上网”模式的工商业光伏的自用部分对应的是工商业用电电价，约为燃煤基准价的1.3-2倍，工商业光伏收入端电价水平最高。系统造价方面，集中式的土地和并网成本高于分布式，工商业和户用造价水平较为接近。综合来看工商业光伏是收益率最高的光伏装机形式，我们测算其他假设相同，全投资IRR：工商业分布式>户用分布式>集中式电站。

“自发自用，余电上网”模式的工商业光伏收益率对电价上涨的弹性相对较高。我们测算，控制其他条件，在发电电价及用电电价同样上调10%的情况下，集中式光伏、户用分布式和工商业光伏的全投资IRR分别上升1.4/1.5/1.9个百分点，工商业分布式光伏收益率对电价上涨的弹性相对较高。

图表：工商业光伏与户用、集中式光伏模式对比

资料来源：国家能源局，国家发改委，中金公司研究部

图表：2020年各省工商业用电电价与燃煤基准价

资料来源：各省发改委，中金公司研究部

图表：工商业光伏与户用、集中式光伏IRR对比

资料来源：CPIA，各省发改委，中金公司研究部

图表：电价上调10%后的收益率变化

资料来源：CPIA，各省发改委，中金公司研究部

2019年至2021年发展不佳，补贴政策及商业模式或为重要原因

工商业光伏装机2017-2018年迎来大发展，2019年至今发展不佳。2012年“双反”政策影响我国光伏制造业对欧美出口，我国开始大力培育国内光伏装机需求。2013-2016年我国光伏装机以规模大、上量快的地面电站为主，2017年集中式电站标杆上网电价退坡而分布式维持0.42元/千瓦时的度电补贴，刺激分布式装机需求占比提升，主要为工商业分布式和部分扶贫项目。2019/2020年户用光伏度电补贴较工商业分布式出现8/3分/千瓦时的溢价，户用光伏开始起量，而工商业分布式表现欠佳。2019/2020/2021年工商业分布式（非户用分布式）新增仅6.9/5.4/7.7GW，较2017/2018年的16.4/18.6GW大幅下滑。

工商业度电补贴下滑幅度较户用光伏更大：2019/2020/2021年“自发自用、余电上网”模式工商业的度电补贴分别为0.1/0.05/0元/千瓦时（vs户用光伏全发电量0.18/0.08/0.03元/千瓦时）。工商业光伏度电补贴下滑幅度较户用光伏更大，对装机需求带来一定影响。

普通电站标杆电价改为指导价，引入竞争性配置方式：2019年能源局发文将普通地面电站的上网标杆电价改为指导价，并提出“能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价”，竞价方式的上网电价较指导电价存在折扣，挤压工商业分布式电站收益率，一定程度打击了投资热情。

图表：2013-2021我国新增光伏装机结构

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

图表：户用/工商业光伏度电补贴对比

资料来源：国家发改委，中金公司研究部

从商业模式来看，工商业光伏存在优质屋顶资源有限和开发周期较长的问题。

工商业分布式光伏屋顶业主差异化较大，筛选标准相对较严：三方投资的“自发自用，余电上网”的工商业光伏，其模式一般为向屋顶业主收取折扣电费，因此屋顶业主的持续经营能力、征信情况、用电需求等因素对电站的收益率影响较大。诸如央国企、上市公司、500强等公司厂房屋顶是项目开发投资方的优先选择。以创维光伏工商业EMC业务模式开发标准为例，经营稳定性、可持续性是基础标准，政府及事业单位、央国企、上市公司、知名外资、民营龙头等是优先选择，且对于自发自用比例要求在70%以上。

图表：创维光伏工商业EMC业务模式开发标准

资料来源：创维光伏，中金公司研究部

注：一类地区指江苏、浙江、上海、广东、北京；二类地区指山东、河北（冀北）、河南（豫北）、安徽（皖北）、江西（赣州、南昌）、湖南（湘南）、湖北；福建（沿海）、海南、广西（钦北防）；三类地区指河北（冀南）、河南（豫南）、江西（其他区域）

工商业分布式项目开发周期较长、呈现更强的区域性：按照上述分析，工商业光伏的项目筛选更加严格，同时项目需要屋顶业主高管和开发企业高管之间对接决策，因此开发周期更长，从前期的市场推广、项目筛选、签订合同到建设安装并网，开发周期在3个月到1年以上不等；同时工商业光伏开发呈现更强的区域性，与户用光伏的渠道化和平台化开发模式差异较大。

发展边际改善

工商业光伏2022年迎需求拐点

全面平价时代开启，工商业光伏需求不受国家补贴政策影响

2021年除户用光伏仍有3分度电补贴，集中式及工商业分布式光伏均已经取消国家补贴，迎来平价元年。2022年户用光伏国家补贴理论上将取消，未来三种光伏装机形式的发展不受国家补贴政策差异的影响。我们看好各类型光伏装机形式的竞争更加市场化。

图表：三类光伏装机形式补贴对比

资料来源：国家能源局，国家统计局，中金公司研究部

电力供需紧张推动国内电力市场化，工商业光伏有望充分受益

2021年全球呈现电力紧缺局面。海外：随2020年疫情后的经济复苏，2021年全球用电需求逐步修复；在能源转型大背景下，煤炭、天然气等化石能源供给受到压缩；主要的装机增量光伏、风电，以及其他可再生能源如水电的出力呈现不稳定性，受到极端天气等气候性影响。2021年英国、美国、巴西等主要海外经济体均出现电力短缺、电价上涨的现象。国内：需求端同样为疫情后经济及用电需求快速增长，极端天气推升用电负荷；供给端，来水和日照偏弱使得部分地区可再生能源电力供给受限，煤炭供给不足、煤价高企以及能耗管控抑制火电企业发电能力及意愿，各地出现了拉闸限电的情况。

电力供需紧张推动国内电力市场化。2021年7月起，随着电力供需形势紧张，各地逐渐取消市场化交易电价“暂不上浮”的规定，允许交易电价在燃煤标杆电价基础上向上浮动至10%。2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，同时有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。

图表：2021年以来我国电力市场化改革进程

资料来源：国家发改委，中金公司研究部

工商业电价市场化改革逐步落实，利好“自发自用，余电上网”模式工商业光伏。自2021年12月，工商业用电电价改为市场化或暂由电网企业代理购电。电网代理购电为工商业用户参与市场化交易的过渡方式，代购电价由月度集中竞价交易加权平均价格（2021年12月底前）及场内集中交易方式（2022年1月起）确定，反映市场化电价。以35kv一般工商业平段电价为例，我们梳理12月、1月代理购电价格各省基本呈上涨趋势，2月、3月环比呈现小幅波动。累计来看，相较改革前销售目录电价，3月工商业代购用户电价上浮3.6%（贵州省）~23.1%（四川省），中位数12.2%，反映工商业市场化电价上涨趋势。电价改革推高工商业用电价格，工商业分布式光伏将直接受益，我们测算10%的用电电价提升将提高全投资IRR近2个百分点。

图表：35kv一般工商业代购平段电价vs改革前平段销售电价

资料来源：国家电网，各省网公司，中金公司研究部 注：1）部分为35kv及以上/35kv-110kv；2）无分时电价的省份采用电度电价；3）除上海市为两部制电价，其余均为单一制电价；4）云南省及黑龙江省代购电价暂维持与原销售电价一致

能耗双控向碳排放双控转变，利好工商业分布式光伏装机需求。2021年12月中央政治局会议提出：要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。2022年1月24日，国务院印发《“十四五”节能减排综合工作方案的通知》，再次明确各地区“十四五”时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核，原料用能不纳入全国及地方能耗双控考核。

碳排放双控控制的是碳排放总量和强度，由“控能”向“控碳”转变。碳排放总量是指一定时间区域内能源活动（化石能源消费和电力调入）所产生的二氧化碳总量；碳排放强度是指单位生产总值的二氧化碳排放。相较能源消费总量和强度控制，碳排放双控考虑到可再生能源并不直接产生碳排放，将控能向控碳转变。

有望刺激电气化率和可再生能源消费提升，利好工商业分布式建设需求。2021年三季度末的能耗双控出现了限制终端能源消费与压缩产能的现象。我们认为能耗双控向碳排放双控转变，可再生能源消费不纳入能源消费总量，将刺激更多终端用能由化石能源向电能转变，提高电气化率，同时刺激用电结构中可再生能源占比的提升。在新增可再生能源项目中，分布式光伏具备建设门槛低、周期短、可自发自用的特点，我们看好工商业光伏需求提升。

分布式发电市场化交易（下称隔墙售电）或存推出预期，有望刺激分布式需求。隔墙售电指分布式发电项目单位（含个人）可与配电网内就近电力用户进行电力交易，可以降低发电企业的输配电成本，提高消纳率，提高发电收益，同时降低电力用户的用电成本。我们认为若隔墙售电政策落地，将提高分布式光伏的消纳率和收益率，刺激分布式光伏需求。

图表：我国分布式电力交易政策推进历程

资料来源：国家发改委，国家能源局，中金公司研究部

2021年末2022年初国家层面多次提及隔墙售电，我们认为政策推进或存在加速可能。2021年12月22日、2022年1月28日及2022年2月10日，国家能源局和国家发改委的三个文件《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》、《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》均提出要鼓励、支持、推动分布式发电市场化交易、就近交易（即隔墙售电），我们认为随着分布式光伏在整体装机中的占比提升和2021年整县分布式推进政策的推出，“隔墙售电”政策的推进或存在加速的可能。

过网费是两级输配电价相减，隔墙售电提升分布式光伏收益率。隔墙售电分三种交易模式：1）分布式发电项目与周边电力用户直接交易，向电网企业支付过网费，即隔墙售电；2）分布式发电项目委托电网代售，扣除过网费后发电收益归项目所有；3）电网企业按标杆上网电价收购。在前两种模式下，分布式发电企业支付给电网的过网费小于全额上网模式下的输配电价，从而增加发电端收益。我们以江苏省为例，计算1）全额上网模式；2）80%自发自用，余电上网模式；3）80%自发自用，剩余就近交易给电力用户三种模式下的工商业光伏全投资收益率水平。其他假设均控制一致，三种模式下工商业光伏全投资收益率分别为7.3%/11.8%/13.5%。

图表：分布式电力交易的三种模式

资料来源：国家发改委，林俐等《典型分布式发电市场化交易机制分析与建议》（2019），中金公司研究部

图表：用户用电价格组成部分

资料来源：国家发改委，林俐等《典型分布式发电市场化交易机制分析与建议》（2019），中金公司研究部

图表：全额上网、自发自用，余电上网、以及隔墙售电模式下工商业光伏收益率对比

资料来源：江苏省发改委，中金公司研究部

存量工商业及公共机构屋顶理论装机空间接近1000GW，存在需求预期差

除户用光伏之外，分布式光伏主要的场景是工业屋顶、商业屋顶以及公共机构屋顶，另外还包括交通路侧、鱼塘大棚等。我们根据住建部2020年的统计数据，参考Chen等人的测算方法，对我国工业、商业及公共机构屋顶光伏装机空间进行测算，并根据国家统计局的数据，对每年新增的屋顶装机空间进行测算。我们估算我国工业、商业及公共机构屋顶的光伏理论装机空间接近1000GW，年新增的工商业及公共机构屋顶带来光伏理论装机空间50GW左右。

存量理论装机空间测算：装机空间=屋顶面积*装机功率密度，屋顶面积=建筑用地面积*建筑密度。（假设屋顶面积=建筑基底面积）

新增理论装机空间测算：新增装机=屋顶面积*装机功率密度，屋顶面积=年竣工面积*建筑密度/容积率。（假设屋顶面积=建筑基底面积）

图表：我国工业、商业及公共机构屋顶的光伏理论装机空间

资料来源：住建部，国家统计局，中金公司研究部

图表：我国年新增工业、商业及公共机构屋顶的光伏理论装机空间

资料来源：住建部，国家统计局，中金公司研究部

碳达峰行动方案首提工商业、公共机构光伏装机渗透率目标。2021年10月26日，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案的通知》，指出深化可再生能源建筑应用，推广光伏发电与建筑一体化应用，提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑。到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。

新增屋顶及存量改造带来装机空间，工商业光伏存在需求预期差。我们按照上述装机空间测算以及50%的渗透率目标，2025年新增厂房带来工商业光伏装机增量需求或为18GW，新增商业及公共机构屋顶带来装机增量需求或为3GW、4GW左右，增量装机较为可观。同时我国当前约有近80亿平米存量工商业及公共机构屋顶，假设可改造比例为50%，则存量屋顶改造光伏安装空间接近500GW，假设10年改造完毕则对应年近50GW的改造装机需求。2019/2020/2021年我国工商业光伏新增装机仅6.9/5.4/7.7GW，我们认为工商业光伏存在需求预期差。

同时分布式光伏还存在如写字楼玻璃幕墙，路侧光伏，大棚鱼塘等场景，当前还处于发展前期，具备较为广阔的装机空间。1月18日，国务院印发《“十四五”现代综合交通运输体系发展规划的通知》，鼓励在交通枢纽场站以及公路、铁路等沿线合理布局光伏发电及储能设施。我们认为随着政策、法律和建筑标准等逐步推出，上述应用场景将贡献更多分布式光伏装机需求。

参与主体：电力央国企、光伏民企、电网公司、

燃气公司、部分自投企业共享广阔工商业光伏市场

电力央国企：十四五装机目标宏伟，入局投资分布式

新能源装机目标叠加整县分布式推进政策，央企入局投资分布式。我们梳理主要电力央企十四五期间新能源装机目标约500GW，或对应年均近50GW的光伏装机需求，考虑到集中式电站并非完全由央企投资开发（仍有民企、三方投资），央企部分新增光伏需求需要分布式装机来满足，由此带来分布式光伏电站的投资需求。同时随2021年6月整县分布式光伏推进政策下发，央企从此前专注于集中式电站投资运营，入局投资分布式光伏。

图表：十四五期间电力央企新能源装机目标

资料来源：风能专委会，公司公告，中金公司研究部

注：国家电力投资集团目标为中金根据国电投十四五规划估算；三峡集团和中广核集团的当前装机为2019年底数据，其余均为2020年底数据

“十四五”期间装机目标相对刚性。根据国资委《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，中央企业到2025年，较2020年，单位产值能耗下降15%、单位产值碳排下降18%；到2030年，较2005年，单位产值碳排下降65%以上。同时，到2025年，中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上，与我们统计的主要电力央企2025年目标大致相符。国资委对央企提出明确可再生能源装机占比要求，我们认为十四五央国企的装机目标相对刚性，2021年12月我国光伏名义并网量超预期亦能一定程度印证装机目标的相对刚性。

国企较民企在融资成本方面具备优势，有望为工商业市场扩容。我们选取正泰电器、协鑫新能源、晶科科技、信义能源与五大四小电力上市央企进行对比。平均来看，近三年民企融资成本高于电力央企融资成本1.1-2.3个百分点。我们认为低融资成本带来相对较低的必要收益率，有望带来可开发市场的扩容，如公共机构屋顶（电价和消纳水平相对较低）和部分全额上网工商业光伏项目。

图表：整县分布式推进三类屋顶对比

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

光伏民企：开发、运营、轻资产多模式并存

正泰电器：公司主营低压电器及光伏业务，光伏业务主要为集中式、户用及工商业光伏电站的开发建设运营，光伏组件制造。截至2021年三季度末，公司持有集中式电站1.48GW，分布式电站5.7GW，我们估计其中工商业光伏装机在1GW+水平。公司2022年1月1日公告将512MW工商业电站的控股权出售给国电电力子公司。

晶科科技：公司主营集中式、分布式光伏电站的开发建设运营，截至2021年三季度末，公司持有2GW集中式电站及828MW工商业光伏电站。公司积极参与整县推进，截至目前公司已经公告的和多省地方政府签订了整县分布式开发协议，协议开发量达3.2GW。

林洋能源：林洋能源主营用电信息采集（电表及软件等）、光伏电站运营及EPC、储能业务。截至2021年三季度末，公司持有1.6GW光伏电站，其中约300MW为工商业光伏。目前公司公告已和多省地方政府签订了整县分布式开发协议，协议开发量达670MW。

芯能科技：公司专注“自发自用，余电上网”模式工商业分布式光伏运营，截至2021年6月，公司工商业分布式光伏持有量564MW，累计开发量超1GW，另有在建、拟建和拟签订合同的自持分布式光伏电站约 178MW。

创维集团：公司是家电企业跨界光伏，主要光伏业务为户用光伏开发销售及工商业光伏的开发销售和投资管理。2021年前三季度光伏收入21.9亿元，2022年涉足工商业分布式业务，主要模式为投资、直接销售和融资租赁模式。

图表：各家光伏民企商业模式和工商业光伏开发情况

资料来源：公司公告，中金公司研究部

南网能源：南方工商业分布式光伏运营龙头

公司是南方电网旗下上市公司，主要业务为投资运营分布式光伏电站、建筑节能、生物质及农光互补电站运营等，公司涉足工商业分布式光伏投资运营业务较早，截至2021年中，分布式光伏项目逾180个，总装机容量约934MW，同时2021年底公司已经决策拟开展的光伏装机为402MW（含少量地面电站），项目储备充足。公司分布式光伏的运营模式主要为：根据工业企业屋顶资源情况和光照资源特点，向客户提供分布式光伏系统的设计、投资建设、运维等服务，最终以折扣电价销售给工业企业并将剩余电量销售给电网公司的方式获取节能收益。

图表：南网能源历年累计分布式光伏装机量

资料来源：南网能源公司公告，中金公司研究部

燃气公司：利用原有客户资源，转型智慧能源服务商

港华智慧能源：燃气公司转型智慧能源服务商，十四五装机目标强劲。根据公司资料，公司主营中国城市燃气分销业务，拥有对园区及工业客户长期服务经验，在城市燃气行业内拥有较高的工商业客户比例。公司借助燃气工商业客户资源，开展工商业光伏投资运营业务，2025年目标累计运营15GW工商业光伏。目前公司已从母公司中华煤气注入分布式光伏及其他智慧能源资产。

图表：港华智慧能源工商业光伏十四五目标

资料来源：公司公告，中金公司研究部

业主自投：工商业光伏自投需求提升

工商业屋顶业主自投需求提升。“自发自用，余电上网”模式工商业光伏具备稳定且较高的收益率，吸引屋顶业主自投。随着2020年末我国碳中和目标的提出，以及2021年能耗双控、电力紧缺现象的发生，自建分布式光伏可以低成本满足部分用电需求，减缓限电压力；降低企业能耗和碳排放；同时还可以享受分布式光伏发电带来其他可能的产权收益，促进企业自身能源转型。我们看到如部分高耗能企业海螺水泥、塔牌集团、旗滨集团在自有厂房建设屋顶光伏；互联网企业京东、阿里等在物流园区建设屋顶光伏；以及部分非电力的央企等均开始自建分布式光伏。我们看好在双碳目标及碳排放双控背景下，工商业屋顶业主自投需求提升。

图表：部分业主自投工商业光伏规划

资料来源：公司公告，中金公司研究部

图表：工商业分布式光伏主线图

资料来源：图中列示公司公告，国家能源局，中金公司研究部

风险

电力市场化进程不及预期。当前工商业用电已经进行市场化改革，但仍处于部分使用代购电方式的过渡阶段，我国电力市场化交易机制、基础设施等仍不发达，隔墙售电等政策推进仍在路上，若电力市场化进程不及预期，可能对工商业光伏发展造成不利影响。

电价市场化浮动或影响工商业光伏项目的可融资性和资产流动性。工商业电价在销售目录电价时期相对固定，电站未来收益可预测性较强，而电价市场化将使得电价成为浮动指标，增加了电站未来收益的不确定性，或降低电站的可融资性及资产的流动性。

市场参与主体多元化，竞争格局恶化风险。随分布式光伏政策推出，电价改革和能耗双控，更多主体参与工商业光伏业务。当前参与主体已有光伏民企，电力央企，电网企业，燃气公司，以及部分存自建需求的企业。我们认为当前属于各主体共享广阔工商业光伏市场的阶段，若参与主体持续多元化，则竞争格局可能恶化。

整县推进分布式光伏政策进展不达预期。我们认为整县推进分布式光伏政策对分布式光伏行业发展起到提高效率、优化模式和规范化的作用，若整县推进政策进展不及预期，则可能对工商业光伏发展造成一定不利影响。