风光基地解读电话会议

光伏整体市场

地面开工：截止5月20日地面开工规模36.3GW，每月6GW，5月近10GW（去年只有今年的1/3），预计6月整体并网10GW+，其中地面占5GW

630要求：现在无630电价变化节点，6月抢装现象不明显，不会有虚并网（先并网后安装），但会存在任务性630并网。

招标定标：截止5月20日光伏组件招标量达60GW，同比200%+，1月20GW，2月7.2GW，3月6.1GW，4月16.2GW；定标量达56.2GW ，同比180%+，1月2GW，2月9GW，3月30.9GW，4月3.8GW。

需求判断：1）国内装机80-90GW：地面电站40-50GW，工商业15-16GW，户用30GW+；2）海外需求150GW+，欧洲、巴西需求突出。

大基地

总量：21年11月第一批97GW，22年初宣布第二批455GW（十四五200GW，十五五255GW）；

十四五：总计350-400GW（第一批97GW+200GW+七大流域+五省海风70GW），加上各省规划，十四五风光总规模600GW+。

开工情况：1）第一批大基地97GW（其中光伏53GW），目前开工85GW，22年并网部分45GW（其中光伏26GW），平均规模200MW。

开工原因：1）资金支持：21年11月碳减排支持工具3-3.5%利率，22年4月可再生能源补贴500亿给到五大。2）造价低，22年风机便宜，风电预计超预期。光伏价格高，有不确定性。

价格：大EPC成本3-4元，小EPC成本3块左右。（5.1-5.4元的项目归属于多期项目，储能、变压、治沙成本在该期确认）

回报率：1）自己开发项目5.5-6%，买的项目基本上7%往上要求。2）组件上涨0.1元=收益率下降0.35%。1.9元涨到2元，收益率从6%下降到5.65%

配储要求：15%-25%。

问题：1)送出和消纳（所有大基地都是建立在资源不好的地方）；2）农光互补&渔光互补将来要面临一些政策性障碍。

第二批要求变化：更多是一个基地分配一家企业，有煤电的配套资源更有优势，配套清洁高效煤电（40%比例煤电用于调峰）；或大企业牵头，带小企业做

特高压：输送能力由十四五2.4亿到十五五的3.7亿，21年底国网投运33条特高压（主要承担一期和二期大基地），十四五新增19条线路，预计部分十四五部分十五五投产。大基地围绕部分存量特高压线路及煤电去选址。

跟踪支架（例：沙漠戈壁型）：30%固定可调，50-60%平单轴跟踪，少量斜单轴跟踪。

分布式

市场空间：21年底全国42GW户用，243万套，目标农村渗透率20%（整县推进）。东部重点10省农村家庭1.4亿户，预计市场空间2700万套。

户用模式：整县推进后，未来投资方主要是央企，施工方还是企业。采取公司加村镇加农户的模式，来给农户租金配一定比例储能。

户用租赁模式占比：20年30%，21年70-80%。山东经销商较强，21年50%租赁，河南河北几乎都是租赁。

收益率：户用8-9%，工商业9-10%。工商业irr高于户用是因为：户用多为全额上网，电价低，且22年取消了3分钱的补贴；工商业自发自用，工商业电价高，收益好

分布式调峰：是发展趋势，如同之前的地面电站，只要量增加，都会参与调峰

电网问题解决：老旧电网加装汇流、配储能：1）户用常规220/380V，其中380V难消纳，需要加装汇流升压到10kV，才能接受电网调度。2）10kV要加监控设备，1套100万，需要成规模后加装，分摊成本。

 【正文】

先简单介绍国内整体情况，我们各项数据都表现非常好，动力来源一个是大基地项目的推进，另外分布式市场增长比较强劲。2022年1~4月，国内新增光伏装机16.9GW，同比增长132%。2020、2021年，1~4月份装机在全年中占比分别为11%、13%，按这个水平看，今年装机还是可以期待的，今年占比前四个月应该不止13%的水平。分布式增长173%仍然非常快，分布式主要动力来自工商业，工商业增长比户用增长速度更快一些，后面会具体介绍工商业增长主要动力来源。地面电站同比增长72%，也就是1.7倍，这是整体装机数据。

再来看组件采购数据，我统计的是1月-5月20日的数据，跟踪到的，光伏组件招标量达到60GW，去年同期不到20GW，为去年同期3.3倍；组件定标量达到56.2GW ，为去年同期2.8倍。

项目也是大规模开工的，今年1~5月20日：跟踪到的，地面电站开工规模36.3GW，去年1-5月开工量只有它的1/3不到，分布式去年1-5月也就一个月几十MW的规模，但是今年前3个月Q1基本上一个月1GW，到4-5月份基本上一个月2GW。其实地面电站也是，前3个月一个月6GW，估计5月接近10GW。整体来看按这个规模每月开工6GW，全年理论上70-80GW开工，但这里面很大规模是明年并网的，比如前不久刚开工2GW的光伏智商型项目，今年可能只并网500MW，1.5GW都在明年了，但组件采购包括施工都是今年实施的，可以看到地面电站开工量比较大。我们地面电站如果一年能开工70-80GW规模的话，今年并网40-50GW应该可以预期。分布式一个月开工1-2GW，工商业分布式不含户用全年可以开工15-16GW，这是跟踪到的，分布式还有跟踪不到的，大概只跟踪到1/3。工商业全年并网15-16GW也可以预期的。

今年年初，中电联对全年新增发电装机的预期：总规模220GW，光伏90GW、风电50GW、水电20GW、火电50GW、核电2.3GW。中电联也对投资做了预测，预计光伏全年同比+202%。前两天，国家能源局电力司司长预计全年同比翻三倍。1-2月投资同比+154%，1-4月同比+205%，所以全年同比+202%可预期。总体看，国内上半年是去年同期2-3倍。出口增加较快。Q1印度增加较多。4月印度会减少很多，1-4月同比+90%。Q1出口41GW，如果除去印度10GW，就是30GW。按前两年经验，Q1出口，占全年20%左右。可推算全年150GW以上水平。欧洲和巴西需求突出。因为需求一直很好，导致价格一直上涨。去年Q1价格1.56元（组件中标价），今年涨了3毛到1.86元-1.87元水平。国内方面，Q1是比较淡的，冻土期。4月份开始施工后，5月开始市场价格有明显上涨。5月上半月，有6GW组件竞标项目，开标时间在4月底，所以5月价格和4月差不多，没有明显上涨。我统计了1-4月有大量地面电站开工，也统计了预期并网时间，预计23年迎来小高潮。4月份我只跟踪到300MW，而实际上是有1.97GW地面电站并网。地面这块超过5GW，加分布式，预计6月整体并网规模10GW+。因此，5-6月国内组件需求预计旺盛，组件企业都在满产状态。

但是到4月底，组件盈利并不是很好。硅片盈利较厚。电池盈利差，组件利润较薄。一体化企业也只有2毛利润，相当于10%。五一假期后，组件价格迎来快速上涨。

4月底投标价1.85，5月上半月也有很多在1.9以内，常规PERC540单面。但是假期后迅速攀升。5月11日，报价1.91元。5月17日，在1.95元+。5月20日，1.98元。涨的相当快。跟去年走势相近。但现在价格预计是年度高点，大多数买家很难接受该价格。

大基地方面，去年11月发了97GW，今年年初规划了4.5亿。发改委何立峰主任提到了4.5亿会分两批，200GW在十四五，255GW在十五五期间。除此以外，还有南部的七大流域水风光基地，以及规划，加起来大基地在十四五期间400GW。十四五风光总量650GW。

去年光伏发了53GW，今年光伏并网26GW，总量已开工85GW。今年风光总体并网45GW。我预计风机今年便宜，风电企业会提前，今年量可能会大一些。光伏价格较高，不确定能不能完成。但国家对大基地较重视，央企的计划性也较强。大基地西北部各方面成本较低，施工成本也低。而去年11月到现在，单个项目平均规模已达200MW，整体项目规模较大，可摊薄成本。EPC的成本相比普通项目也较低。普通项目大部分4元，大基地在3元左右。而5.1-5.4元的，储能、变压，多期项目都由该期承担，包括一些治沙工程。小EPC（不含组件和逆变器）8毛-1块2，加组件和逆变器要加2块-2块1，总计3块左右。

何立峰说的4.5亿千瓦至少是包含第二批和第三批，主要在黄河几字弯区域，还有新疆、青海戈壁沙漠。几字弯区域四大沙地规划284GW，新疆青海规划130GW，塌陷区40GW。

除了沙漠，还有水风光一体化基地，具体规模要等到明年才知道，现在在资源摸排阶段。

之所以造价较高，但大基地还在推进，是因为大基地造价比普通项目低，而且有低成本资金支持。去年11月，央行推出了碳减排支持工具，利率较低，央行放给商业银行，到项目上，在3-3.5%左右。4 月底的时候，我们央行拨付了一部分可再生资源补贴，大概是 500 亿。主要是给五大，这样的话他们可以有钱来进行再投资的，就是会有一些资金方面的一些支持。另外的话，个人觉得我们就是怎么说，大家也可以从一些央企来开展大基地的表态中看出，我们大基地的开工对于稳定宏观经济还是创造就业岗位都做出非常大的贡献的。这也是我们央企来开大基地项目的一个非常重要的原因。其实在刚才说大基地很多的一些优势，但是我觉得大基地最大的问题就是送出和消纳。因为我们所有大基地都是建立在资源不好的地方，内蒙、青海，新疆的地方。

前几天也看到无论是全国的农业，就农光互补项目，还是渔光互补项目，将来要面临一些政策性障碍。所以我们东南部沿海是很难搞的，也就是我们负责区是很难在开发新建电站项目，可能重点是在搞这个屋顶光伏电站。那我们的大型电站项目可能更多是在一些没有负荷地方来做，那这样的话它就要求拉送出，今年我们做大基地的时候有一个什么特点呢？它就是要以清洁高效、先进节能煤电为支撑，以稳定安全可靠的特高压输电线路为载体，要有这两个来配套的，所以叫三位一体。所以其实大家也可以看到我们之前的这个资金也提出来了，我们今年在大基地会配到很多的清洁高效煤电，也会上一波煤电的，上这波煤电主要是为了配合大基地项目做支撑的。所以在今年的时候，这个在今年初我们国网董事长也说我们在十四五十五五期间会把国网的跨省输电能力，提高50%，从 2.4 提高到 3.7 亿的输送能力。那其实到去年底的时候，我们国网已经投运的 33条特高压。这33条特高压主要是承担了一期和二期大基地，比如说我们刚才说的 97GW的第一批大基地项目，基本上都是靠我们现有的特高压线路。那现有线路。如果配比的新能源达不到 50% 的话，可能要腾一些煤电来用新能源顶替上。另外的话，我们国家在十四五期间还会规划了19条线路，会在十四五期间陆续的建设部分在十四五投部分在十五五投产。比如说我们刚才说的陕西湖北线路他就投了，就是应该是在今年的 4 月份就投了，他就配套 6 GW的项目。其他策划项目也会陆续投，为我们刚才提到的大基地做一些支撑。

我们第二批大基地的话，其实在去年 12 月底已经上报完成了，但是名单一直是没有发下来。据我了解的话，其实我们整体的思路跟第一批可能会有一些变化。第一个就是我们第一批的分配方案基本上是省里拿到基地分给很多很多企业。一个基地可能会有几家至十几家企业来做。但第二批的话可能更多是一个基地一家企业。

哪些企业能够拿到这些项目呢？就是要有煤电的配套资源，如果这个基地周边有煤电配套资源的话，那其实你就很有优势。但是煤电配套大家都知道22- 24 年投产的新的煤电项目肯定是不行的，所以一般是要既有的煤电，所以现在既有煤电量比较大的一个企业，它们会更优势一些。另外的话在我们的第二批的文件里提到了先立后扩，就是我们的煤电配套资源和外送通道建成之后就是我们才能新能源项目才能投产。那基本上我看了一下，就是我们的煤电配套的规模基本上是按照我们跟新能源按照 40% 的这个比例来配煤电的调峰能力的资源的。

其实我们现有大基地项目无论是之前发97GW ，还是未来要发的200GW ，都是纳到我们保障性规模来管理的。他所有的要求包括配储的要求都是按照我们的保障性规模来管理的。比如说我们新疆今年发的，就是去年底发的 2022 年的3.5GW的保障性规模。里面就有3GW是我们去年的大基地项目，只有 0.5 GW是非大基地项目，那这些项目的话也是配 15%-25% 的储能，跟我们新疆的当季的保障性规模配储能要求也是一样的。

所以就导致一个问题，就是比如说我们第一批大基地比较多的，以及未来大基地较多的，那内蒙，甘肃宁夏，陕西这地方，它可能就是就有很多大基地项目，那这样的话它给普通项目的不少了，除了去年有一部分保障型规模之外，那未来 4 年就包括今年那都不再会有保障性规模，全部的都是市场规模，保障性规模可以全部都给大基地，包括我们甘肃酒泉，也没有保障规模。西部很多省份都会面临这样类似的情况。

分布式市场我觉得发展这么快速，更多是有一个相关政策推动。比如说我们的去年的1+N政策提到了碳达峰十大行动里面很多就提到了采用分布式光伏。

那另外的话我们国管局也提到了我们未来的所有的公共建筑 50% 都要安装分布式光伏，以及在住建部里面也提到了我们建筑和光伏要，同时设计同时施工然后同时投入使用，鼓励我们的一体化建设的措施。那其实我之前也跟很多建筑设计院做了一些沟通，他们也是在积极地来加入他们业务领域。将来我觉得我们分布式光伏就可能会变成建筑设计院的一个业务板块，就是相应是一个专业来成立于我们建筑一部分。

那另外的话其实我们的就是户用光伏，我觉得今年的话它的发展的就是逻辑跟前两年也是有一个非常大的变化，因为在去年的时候我们推出整县推进，整县推进出来之后，我感觉我们市场就发生一个非常大的变化。未来的话我们原来我分布市场主要是民营企业在做，那未来的话肯定就是说可能投资方主要是央企虽然我们的实施单位还是民企也在投资方可能是央企。那就是前两天我们的领中办和伙伴也是联合下发了乡村振兴的这样一个乡村建设行动实施方案，里面也特别提到了实施乡村新建能源工程。

户用光伏我觉得今年的话，它的发展的逻辑跟前两年也是有一个非常大的变化，因为在去年的时候我们推出了整县推进出来之后，我感觉我们市场就发生一个非常大的变化。未来的话我们原来我分布式场主要是民营企业在做，那未来的话可能投资方主要是央企，虽然我们的实施单位还是民企但是投资方可能是央企。那就是前两天我们的中办伙伴也是联合下发了乡村振兴的这样一个乡村建设行动实施方案，里面也特别提到了实施乡村新建能源工程。

其实在 2021 年 12 月底的时候，我们的三部委就是我们的能源局、农业部和乡村振兴局一起提到未来的话，我们怎么改善乡农村的能源结构呢？就是我们要会采取公司加村镇加农户的模式，来给农户租金配一定比例储能的方式。其实这跟整县推进思路我觉得是一脉相承的，就说未来农村能源转型户用是会发挥非常大的作用。那它的模式主要也是类似整县推进的这种公司加村镇加农户的模式。所以就是你看今年以来像华能、国电投他们都开展大量的户用招标供应项目，先推进招标。

 2020 年的时候，租赁模式，给农民租金的模式，其实它还不是主流，大概只占到我们整体市场 30% 左右，再到去年的话，我们租赁模式就占到百分之七八十左右了。

去年市场你山东是发展比较早的户用市场，它的经销商的实力比较强，所以租赁模式只占一半的一个水平。但是河南河北它的租赁模式更多。河南它是发展最晚的一个户用市场，所以它租赁模式就占比非常高，几乎全部是租赁模式。所以今年大家就发现今年一季度时候，山东之前它的户用装机最多能占到全国45%。但是今年一季度河南成为第一装机大省，然后其次是河北再才是山东，这也说明了基本上租赁模式发展好的，今年的户用装机规模就会更大一些。这是一个模式带来的这个市场的一个区域位的一个转移。

按理说我们山东的户用项目收益会比河南河北都会好很多。因为他电价高，但是由于他的模式更多的是走经销商模式，就是老百姓自己全款贷款模式，所以就是反而租赁模式做得比较好的河南河北装机量会大一些。那前面我们提到了地面电站的话，我预计今年可能会做40-50GW的量，然后工商业可能也能做15-16GW。那也是年初的时候，因为租赁模式主要是平台公司在做，我跟几家大的平台企业沟通了一下，他们也给我反馈，基本上他们的今年的目标就是差不多就要翻一翻。翻一翻的话，去年我们就是总体的装机量是 21.6 GW ，那平台如果占到70-80%的话，也就是16-17GW 。那这样的话他们翻一翻基本上要 30 GW这样水平，再加上一些普通项目，我觉得今年的户用应该是可以在30GW+的一个规模。所以基本上分布式可以做到 45-50GW。

另外的话，今年以来很多的就是组件企业也非常重视户用这块，不仅仅投资商重视互用，我们组件销售也更加重视户用这块。像隆基晶澳都推出了，相当是给客户提供担保的一些优惠方案。那我觉得我们的能耗双控政策对于我们分布式工商业分布式发展其实是有非常大的一个推动作用的。那去年的话我们都知道在9-10月份的时候，很多地方因为能耗双控出现限制用电情况，能耗双控目的是为了减碳，不排碳的是不纳入考核。也就是说我们的新能源的用电量是不算到能耗总量控制目标之内的。同时可再生能源消纳以上的量也不算到我们能耗考核总量里面的。

就是说今年虽然就说大家可能把考核周期放长，但是各省我感觉都是采取外缩内紧的状态。比如山东省，它就是要求所有的项目，投一个新项目或改造一些项目增加了碳排放之后，你必须要减少一部分碳排放，才能有新项目投产。所以就是我们建设可再生能源项目也是实现减碳的非常重要措施。

我们地面电站项目和户用项目执行都是煤电基准价，差不多 3 毛多钱到 4 毛钱水平。但是我们的工商业项目电价都是比较高的，基本上都是在五六毛钱或者六七毛钱这个水平。因为我们从去年开始我们所有用户全部进市场了，有的地方你看浙江他极端情况下它工商业电价是达到 1 块9，整体也说了，我们工商电价还是比较高的，这样的话项目收益会比较好，所以它可以承受更高的项目成本。另外的话他通过合同能源管理的模式来开展的话，相当于是直接给企业减碳了，直接给企业减少碳排放，一方面是盈利比较好，另外一方面是相当于完成企业减碳目标。

那除此之外的话，各地为了促进工商业发展还是给了很多补贴的，其实我只是列了一小部分，其实最近也发了好多，特别是浙江，浙江发的是比较多的，它补贴还是比较好的，包括陕西等等。但是其实分布式发展也会面临一些问题，比如说像分布式做比较好，刚才提到山东，河北一些省份他会对我要求，包括河南也是开始要求我们分布式具备这样一些远程监控能力，要参与我们的这样一些就是电力调度，如果电力调度的话，可能就会产生一些限电的情况，另外的话就说有一些地方也开始要求加配储能，比如说之前的山东枣庄，包括河北，很多地方都开始要求分布式，特别是整县推进分布式要加储能方案，但有些地方虽然没有强制你一下备储能，也给储能一些补贴。所以我觉得未来的话我们的户用就可能会沿着类似山东的发展方向就集中汇流加远程控制加配置储能，可能会成为一个未来慢慢的发展的方向。

【Q&A】

Q：今年组件价格起来的核心原因以及现在国内项目对组件价格接受度？

A：今年组件价格起来原因就是我刚提到的，可能6月份短期内国内并网比较好导致5-6月需求比较好，Q1海外出口在印度需求拉动下，4-5月在欧洲需求拉动下，整体需求比较好，需求是价格上涨的根本原因。另外我感觉现在价格已经到今年相对比较高的高点了，去年基本到2块，国内组件招标就降到低点了，今年年初我和大企业聊过，我一直觉得今年组件价格差不多1.7-1.8元之间，但他们有过1.85-1.95元之间的准备，但整体最近我们硅料价格也涨不动了，基本上我和上游行业沟通了下，大家也比较担心下游价格接受度，每次价格上涨都要心理博弈一段时间，但到了2块就很难接受，到2块价格就往下走的。

曲线图很明显，2块以后去年Q4装得就比较少，后来掉到1.8元项目量就很大了。去年12月份装机量非常大，到了差不多接近20GW，即使这样组件价格还是会往下走，这也是大家2块接受不住，整体竞标价格高点的在1.9元水平。

其实大家接受以牺牲自己收益率为前提，因为今年成本比去年更高，包括配储能要求比去年更高，他们可能有相对比较便宜的资金，在原来计划性压力下可能会投一些项目，但不是没有底线的挑战都能接受的。

Q：下半年1.9元组件地面大电站能接受的，分布式到了1.95以上了？

A：对现在是这样的。但跟去年一样，10月-11月一个月就突然涨起来，然后又下来了，基本上是这样的状态，算的是加权平均价格，所有项目加权平均电价，算下来除了11月价格跳涨之外，很难再涨到1.9元以上了。

Q：大项目回报率的要求是几个点？

A：个别企业甚至还上调了收益率预期要求，自己开发项目内部会放松一下，5.5-6%的水平，如果是买的项目基本上7%往上的要求。不同项目风险程度不一样，觉得风险程度低会把收益率预期放低一些，但对于普通项目，就像收购民营企业项目收益率会抬高。

Q：目前80多GW大基地项目，今年并网25GW，是根据项目并网时间统计？

A：其实上报给国家能源局的时候都是提的并网计划的，按照计划走的。

Q：这个有要求的吗，时间会卡的很准吗？

A：其实今年一共53点几GW的并网项目，今年并网20多个GW，明年可能还有30多GW的量，这个样子。明年的量也很大，今年再加100GW，光伏肯定还超50%的，因为现在主要是沙漠和塌陷区，塌陷区做不了风电还是以光伏为主，而且23年为主并网，部分24年并网，所以我觉得23年光伏应该会超过50GW。

Q：今年40多GW大电站项目，大基地25，其他15以上？

A：发保障金规模，去年整个省份统计了一下，大概发80GW保障金规模，今年整个并网20GW往上吧，光伏备案制，与核准制不同，核准完基本上不出大意外都会投产，但光伏备案完了经常完不成，所以一般不以备案规模为基础，按EPC竞标量，竞标后不出意外一定会并网。虽然保障80GW，按以往是1/3。但今年还会再发。

Q：疫情对户用有影响吗？主流公司一加就30GW？

A：我问了8-10家大的平台公司都加了一下差不多30GW，实际上会超30GW，还有一些非组件公司的项目，也有一些小平台公司在做。我是按照35GW来预期的。

Q：组件涨价是否影响今年装机预期？

A：肯定影响装机热情，但由于硅料就这么多，生产组件就这么多，基数足够大，80-90GW一定是能实现的。今年各项数据都是去年2-3倍的水平，比如说投资，投资的话如果同比202%，去年55GW，乘三倍基本上160多GW，开工总能保障80GW以上并网。

Q：介绍户用三种模式，全款贷款租赁？

A：全款和贷款都是用户自己投资，但租赁是公司投资，这是最大区别，在2019年以前，全款贷款是最主流模式，占80-90%，我们从2019年开始慢慢出现租赁模式，到2020年发展比较繁盛了，到今年成主流在推送。19年前户用是收益非常高的买卖，比如2017年投的，4年就回本了，剩下的全是收益，20%以上，现在收益就8-9%左右，居民就不愿意投了。

Q：目前光伏基地跟踪式支架的使用情况如何？

A：以往来看大基地项目非常喜欢采用跟踪支架，跟踪支架使用率远高于普通项目。

Q：现在全球高通胀，我国也有输入型通胀，欧美等高电价因此可以接受高组件价格。另，国内现有绿色贷款支持，在此情况下，国内地面集中电站业主可能不得不接受组件价格的提高。不知您怎么看？

A：欧洲价格0.28欧元，折合人民币1.98元，非含税价，折算成国内含税价2.2以上。欧洲确实能接受比较高的价格。国内特别是一线企业70%-80%组件销往国外，全球70%多中国组件，国外购买能力确实影响组件价格，我没有特别看法。

Q：大电站配储强制性要求，电价上涨融资成本下降，1.9元价格是否能保证大电站5.5-6%的收益目标？

A：基本可以保证的。他们对大电站的收益预期相对友好。

Q：组件到1.9以上是不是就不太行了？

A：1毛会带来0.35%收益率下降，1.9元涨到2元的话，收益率从6%下降到5.65%，影响挺大的。

Q：户用、工商业收益率水平？户用7%，工商业9%？

A：我了解到的比你高一点，户用8-9%，工商业9-10%。单个户用在25-30KW，居民消纳不了，基本是全额上网，用煤电气水价进行并网，导致电价较低。以前有3分钱补贴，今年没补贴了。虽然造价略低，但收益也略受影响。工商业是自发自用，参考电价是工商业的5-7毛的电价，收益肯定比户用好。

Q：户用对一些地方的老旧电网造成了冲击？

A：很多地方加储能，汇流，远程监控。我们户用正常是220V，380V并网，但因为380V消纳不了，所以要求增加汇流升压到10KV，升高到上一个等级进行消纳。同时要求加配储能，减少对电网冲击。此外，河南河北户用大省，是要求户用可控的，一般10KV以上才能接受电网调度，这些都会增加户用的成本。上10KV要加监控设备，差不多100万以上，所以不到一定规模的话，单瓦成本分摊下来很高，这些都会增加户用成本。这还是渗透率问题，主要是这两个省装的多。

Q：户用边发展，电网边改造，这种情况会出现吗？

A：当然，配电网改造是建设新农村的重要举措，但发展太快了，山东配电网已经很坚强了，突然上量也跟不太上。东部10省3市，按20%渗透率，可能可以装到2000万套，实际上到去年只装到400万套，就算东部10个省，潜力还有2700万套，整体来说还是有空间的。

Q：暂时还不会看到负面影响？

A：局部会有的。像山东占到45%了，就会导致你说的这种情况。

Q：400万套，2700万套，什么概念？

A：安装区域很集中的，我数了前十个省份，按国家统计局口径，农村人口家庭户数，再把它乘以20%，每户25-30KW，单户电力负荷5KW左右，基本上20%也就差不多了。

Q：按照每户所需用电量，算一个数吗？

A：20%是整线推进的数据，整线推进提到农村覆盖率20%。按第六次人口普查数据，全国4.18亿家庭，2.7亿户农村人口。按20%覆盖率，5400万套。重点10个东部省份，总户数应该是1.37亿户。按20%，是2700万套。到去年年底，全国差不多42GW户用，243万套，这个数据我记错了。按240多玩套来算，这个空间还挺大的。

Q：近期欧洲组件价格，存在分歧？接受度如何？

A：不太清楚。

Q：硅料6月协定价格走势？

A：从这两年走势看，硅片价格会先跌下来。因为硅片产能大于硅料。如果硅片不跌价，其他会存在抢硅料情况，所以硅料价格难往下走。近期硅料价格处在僵持阶段，现在硅片有一定库存，如果库存释放，可能会导致硅片价格下行。硅片价格会比硅料早半个月变。

Q：个别省份的分布式调峰？

A：这一定是个发展趋势。最早的时候，地面电站也不参与调峰，因为量少。但起量以后就会参与。分布式也是一样的。

Q：石英、坩埚比较缺，硅片6月会涨价？

A：现在硅料价格不是成本原因，就是供求关系影响。硅片有一定库存，主要是担心库存压力。我们4-5月产量都是高于电池片，而且比电池利润高一些。之前听到一些企业反馈，我们硅棒切的不及时，导致硅片紧张。现在随着物流恢复，个人觉得硅片涨价可能性不大。

Q：从今明年招标情况，跟踪支架能给一个定量和趋势的数据吗？

A：我倒没有特别多的定量数据。我跟支架这块跟踪的不多。我印象中我们达拉特旗项目，一个领跑者项目，就是典型的沙漠戈壁型的夏季项目，他当时基本上 100% 采用的跟踪支架，采用的大概 30% 固定可调，50-60%采用的是平单轴跟踪，还有少量的采用斜单轴跟踪，就没有采用固定式的。所以我觉得在这种沙漠戈壁大基础项目的话，跟踪支架使用率是特别跟那个空气通透度比较好。我们在有一个叫直射比，就是它直接辐射和总辐射的比例，直射比高的地方，它是特别适合用于我们的这个平单轴跟踪的。基本上我们刚才说了我们很多的像内蒙，我们静态基地里面，内蒙占比很高，包括第二批里面它就都在黄河瓷湾区域，也是直射比比较高的地方，我觉得还是比较适合。但定量的数据我确实没有。

Q：现在并网很多，会不会像去年一样也并网很多，但很多都不会装，然后会推到后面。所以组件端的需求6月环比5月是什么样？

A：五六月份应该都挺好的。因为现在都是比如刚才给大家看了都是百兆瓦级的项目，所以大家一般都是分期并网。比如说我刚才提到的那个蒙西的光伏治沙项目，他就是分期分批并网。他是说我 6 月底我并网多少，他都有这样的一些计划，包括那个到了 12 月底并网多少有这样的计划的。原来我们抢 630 是因为 630 是一个电价变化节点，现在 630 不再实际变化节点了，大家不会为抢电价而抢630，比如去年 630 都很不明显。那我觉得今年的话应该是大家主动的一个行为，不会有像你提到的虚并网。

Q：现在组件价格在高位，需求往上的话也不会好太多？

A：其实我感觉我们 6 月份并网项目可能组件价格并不一定很高。刚才提到了，如果你要6 月份并网的话，你的组件采购肯定早就完成了。比如说可能都是在 4 月份之前完成的项目采购了，所以基本上还是按照一块 8 毛多钱的组件来供的，反而是未来几个月的组件就并网的项目，可能组件价格要高起来。

Q：21年底有很多没有安装的，当时大家都预期22Q1会补装，现在看有这个情况吗，上半年都装完了？

A：对，包括为什么一月份一下并网7GW那么多，我觉得就是有些是虚的，有些是当时确实没有抢上，那就算到今年一月份了。当时想抢没抢上，所以一下并了7GW。今年到 4 月份一共并了 16GW。一月份就接近一半了，主要是有去年抢的那些那部分，你刚才提到那部分。

Q：现在原材料涨价都很多，有说组件厂可能6月会减产，您怎么看？

A：现在了解情况来看的话， 6 月份的排产计划还是往上走的，还是比五月份高的。从我初步了解其几家企业情况来看，6月份排产是高于 5 月份的。因为刚才我提到了大家 6 月份可能主要是供一些以前中标的一些项目。因为 6 月份要并网，但是我觉得不排除因为 6 月底要并网，它可能更多是在 6 月份上半个月来供，有可能会在就是说下旬最后一周来压一压，有可能会出现这个情况。举个例子，比如说 5 月份上半个月，大家都看到我们的胶膜还有背板，还有玻璃都在涨价。然后组件企业立马减少了辅材采购。大家可能也听说到一些辅材企业被大的组件企业给砍单了。我感觉他的主要目的确实也就是压一下辅材价格，那据我了解的话，辅材可能价格也并没有涨得起来。现在长得这么高，我觉得就是630 完成了下游的供应之后，我觉得不排除组件企业可能压一压上游。

Q：您怎么看Q2的盈利情况，一体化企业4月份利润环比有所下滑。

A：现在来看的话，我感觉四月份确实是有一个明显的下降，但是五月份应该会恢复一些，因为价格已经上去了，五月份会有一些恢复。我觉得 6 月份可能会保持跟 5 月份差不多，就是类似一个僵持状态。乐观的话，我觉得如果硅片降点价的话可能会更好一些。但是对于一体化企业来讲的话，只有硅料降价，一体化企业的利润才会变好。我刚才提到了，我觉得 到 6 月底的话可能硅料不会降价。辅材下降的可能性也不大。现在辅材的原材料价格，确实是在上涨一个状态，我感觉就是说基本上应该是跟 5 月份持平的状态。

Q：所以最好情况，一体化企业Q2单瓦盈利环比能做平，如果硅料下不来，单瓦盈利环比还得往下走。因为他交付了一些地面电站，都是高价的成本低价出货对吧？为了保这个客户关系。

A：对，但是后期的话，过段时间以后其实也会出现低价成本高价出。比如说这段时间中的标 5 月底 6 月初中的一块九毛五的标，它可能过段时间交付，它成本又降下来了。会反应在三季度。

Q：五月份我看这个定标的量还非常高的。如果是集中式的项目，它在定标之后价格是锁定的吗？还是说有一些也是波动的，也会跟着市场价格进行波动？

A：今年很多的这个招标里面都出现过，在往年由于价格剧烈变动导致的情况还是就挺多的。所以今年部分的项目里面就采取您说的措施。当价格上涨幅度达到多少的时候，比如说涨幅超过 5 分钱，那我就采取一个浮动价格，它会比如说绑定几个第三方，比如绑定 PVinfolink 或 solarzoom 的，它当时报价和供货时的报价的一个差价来作为我的投标基准价和供货价格的差价。还挺多项目采取的。有您说的这种情况，但是一些锁定价格确实是有些锁定价格，我听，有些企组间企业跟我讲说，他们可能会这些特别低价，但是他们会延迟供货，会拖一拖，使劲往后拖供货。

Q：所以这个价格是要交货的时候才会确定是把？

A：比如说我投的是一块 8 毛 5 的标，然后当时的那个pvinfolink 报价是 1 块9。然后后来我供货时pvinfolink 的报价将一块 9 毛5，那我的供货价值也会从一块 8毛5再加。

Q：那6月份pvinfolink 价格会在1块9以上，这样会不会有下游客户接受不了，然后也会有相应的延迟？

A：我觉得这也有可能。前两天不是水利部出了一个文件，可以水面湖河道建设光伏项目。有一些企业反馈，就是一个项目就暂时停工了，等待政策进一步明确，我觉得都会造成一些停工的。但整体的话我觉得就是我们基数足够大，肯定会有一些项目受影响的，但是大的方向不会影响。

Q：6月份预期并网10GW，这10GW会实质的反应到组件端吗？还是只是一部分？

A：我觉得是比较实质。

Q：之前有些央企也说有任务，630 之前要并完，地方政府的一些要求也有一些任务性的，这种抢并网的任务有吗？

A：有这个，但是我觉得这个情况不是特别多。