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。