智通財經APP獲悉，國金證券發佈研究報告稱，在分佈式成本大幅下降的背景下，該行認爲可以通過集中匯流、高比例配儲、參與市場化交易、支付火電調峯成本、甚至以高比例棄光等形式，打開分佈式光伏更廣闊的消納空間，從而支撐裝機量持續增長。該行預計2024年國內新增分佈式裝機120GWac，同比增長25%，有望帶動國內新增裝機及全球組件需求超預期(預計2024年全球組件需求650-700GWdc)。推薦受益於需求超預期、24年盈利增長確定性強的光伏產業鏈各環節龍頭、工商業儲能領先企業。
相關標的：阿特斯(688472.SH)、陽光電源(300274.SZ)、福斯特(603806.SH)、福萊特(601865.SH)、盛弘股份(300693.SZ)等。
國金證券觀點如下：
成本大幅下降、經濟性提升是分佈式需求在高基數下仍看漲的核心邏輯。
近年我國分佈式光伏裝機快速增長，2023年前三季度分佈式光伏新增裝機67.1GW，同比增長90%，佔光伏新增裝機比例52%，截至2023年三季度末，分佈式光伏累計裝機225.3GW，佔光伏總裝機比例達43%。隨着裝機及電量佔比提升，前期分佈式安裝較多的山東、河南等省份陸續出現併網空間受限、消納能力不足等問題，引發市場對國內分佈式需求增長持續性的擔憂。2023年光伏組件價格大幅下降帶動系統成本下降，光伏組件價格較高點已下降1.08元/W，對應組件價格、系統成本降幅55%、28%。按照利用小時數1200小時，測算典型東部地區分佈式系統LCOE已下降至0.17元/kWh，該行認爲這部分成本下降可通過多種方式打開分佈式光伏廣闊的消納空間，支撐裝機量持續增長。
集中匯流解決接入空間不足。
隨分佈式裝機滲透率提升，部分地區陸續出現過電壓、反送電等問題，從各省份已經發布的分佈式光伏接網承載力評估情況來看，部分地區出現分佈式光伏接網困難情況。目前山東部分地區通過“集中匯流”模式，將一定區域內光伏項目集中匯流升壓後接入高壓併網點，實現臺區和線路增容，雖一定程度上增加分佈式項目開發成本，但有效解決了低壓端承載力不足的問題，且後續可通過配置共享儲能進一步提升併網及消納能力。隨着“集中匯流”模式成熟推廣，有望提高低壓電網承載能力，緩解部分地區併網空間不足的問題。
經濟性提升爲分佈式採用分時電價、後續參與電力市場化交易、甚至提高棄光率提供了較大操作空間，助力解決消納問題。
目前分佈式裝機量較高省份多在光伏主要出力時段設置低谷甚至深谷電價，有助於轉移該時段其他靈活性發電資源、提升消納能力，而且在光伏LCOE持續下降的背景下，對工商業分佈式項目收益率影響可控(測算山東地區工商業分佈式IRR仍可達18.64%，投資回收期5年)。隨着電力市場化改革推進，中長期看，分佈式光伏逐步參與電力市場交易是新型電改的必經之路，該行以山東地區爲例，定量測算了上網電價(假設參與市場化交易後電價下降)、利用小時數(假設棄光比例提升)下降對工商業及戶用分佈式項目IRR的影響：1)對工商業項目(自發自用、餘電上網模式)，因“自發自用”部分具有電價優勢，在當前系統成本下，可在上網電價大幅下降/棄光率顯著提升的背景下仍具有較高的收益率;2)對戶用項目(全額上網模式)而言，在平均上網電價下降至0.32元/kWh、或棄光率提升至20%時仍具有可接受的收益率。
峯谷價差拉大顯著提升工商業儲能經濟性，隔牆售電、虛擬電廠提供多樣化解決方案。
2023年以來多個省份開始對分佈式光伏要求配儲，當前國內工商業儲能主要受經濟性驅動，峯谷價差套利是國內工商業儲能最主要的盈利來源。該行按照當前工商業儲能建設成本1.3元/Wh測算，國內大部分“兩充兩放”省市的稅後全投資IRR可達到8%以上，山東作爲唯一一個具備經濟性的“一充一放”省份，項目稅後全投資IRR可達到9.83%。此外，隨着隔牆售電、虛擬電廠等模式發展推進，有望進一步提升電網調節能力，幫助緩解新能源消納問題。
風險提示：電網投資不及預期風險，儲能、泛靈活性資源降本不及預期風險，政策不及預期風險。