近年来，国家出台了一系列政策推动分布式光伏产业发展，助力实现碳达峰、碳中和目标。

■ 2021年6月，国家能源局发布的《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》指出，拟在全国组织开展整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点工作；并明确了不同类型屋顶的光伏安装比例：党政机关50%，学校、医院、村委会等公共建筑40%，工商业屋顶30%，农村居民屋顶20%。9月14日，676个整县试点公布，至此轰轰烈烈的整县分布式光伏开发大潮正式拉开帷幕。

■ 2021年10月，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》指出，大力发展新能源，全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举。

■ 2022年1月，国家能源局等3部门发布的《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》指出，支持具备资源条件的地区，利用农户闲置土地和农房屋顶，建设分布式风电和光伏发电，配置一定比例储能，自发自用，就地消纳，余电上网，农户获取稳定的租金或电费收益。

分布式光伏造价低，收益率高，产业链涨价背景下经济性优势更加凸显。

■ 分布式光伏系统造价显著低于集中式电站。根据太阳能行业协会、西勘院的测算数据，以组件价格1.95元/W测算，集中式光伏电站单位投资成本为4.2元/W，分布式光伏电站单位投资成本为3.2元/W，分布式光伏系统造价显著低于集中式电站。

■ 分布式电站收益率丰厚，业主方对于价格敏感度更小。据测算，对比集中式电站4.2元/W单位投资成本和分布式电站3.2元/W单位投资成本，若均为全额上网，两者在项目全投资收益率（IRR）的差异为3个百分点，分布式光伏电站收益率显著高于集中式光伏电站。若考虑工商业分布式自发自用，余电上网，分布式收益率还将提高。

因此，分布式的业主方相比集中式对高价组件和较高EPC报价的容忍度都将更高，分布式光伏的利润空间更加丰厚，对于EPC方和业主方，双方在利益协调上也将有更充裕的空间。

我国分布式光伏自2016年步入发展快车道，凭借“自发自用、余电上网”的消纳优势，得到市场青睐，近两年更是表现突出。

根据国家能源局统计数据显示，2020年，全国光伏新增装机48.2GW，其中分布式光伏15.52GW，约占全部新增装机量的三分之一。

2021年前三个季度分布式光伏新增16.4GW，占比64%，大幅超过地面电站。如果叠加10月、11月户用4.8GW的新增容量，则2021年分布式光伏新增装机已超21GW，创下历年新高。

而随着整县推进，将快速打开分布式光伏发展空间。预计全国户用和工商业屋顶资源总体量为1000-1500GW，开发空间广阔，整县推进政策将激活分布式市场的发展。

“十三五”期间，我国分布式总计装机72.3GW，预计2021年分布式装机量为26GW左右，2022年将增至40GW，同比增速超50%，“十四五”期间分布式新增装机合计有望超250GW，年均新增50GW以上。

根据整县分布式光伏试点名单通知，2023年底前，试点地区各类屋顶安装光伏发电的比例均达到要求的，列为示范县，仅676个试点县整县推进规模在2023年底前就有望超170GW。

值得一提的是，央企参与意愿提升，将进一步为整县推进带来技术、资源、资金等多重支持。

整县推进与传统分布式光伏相比，最大的区别在于以县为推进单位，因此传统分布式光伏的规模多为千瓦(kW)级别，但采用整县推进的方式后仅单个县的打包规模往往会达到100MW以上。

在此基础上，考虑到整县推进后打包项目将产生规模效应，央企及规模较大的民企参与意愿将大幅提升。由于央企和大型民企技术储备较为深厚、资源整合能力较强，且央企在融资时还更容易获得金融机构支持，因此将为整县推进带来更多支持。