Q：今年Q4行業(yè)搶裝情況還存在嗎？
A：雖然光伏指標價格近期可能有所波動，但每年的Q4基本都是搶裝的時間段。我們這一個月到目前為止，這一周大概投了30GW的項目，基本上都在第Q4，因為從10月份到12月份，這三個月屬于光伏安裝并網(wǎng)的整體搶裝期，整個Q4基本都是搶裝的環(huán)節(jié)。
Q：預計今年全年國內(nèi)的光伏需求是什么樣的體量？
A：實際上今年光伏整體的增量基本在70-80GW左右。因為到9月份，已經(jīng)接近去年全年的光伏新增量，大數(shù)已經(jīng)到了53GW，去年全年是55GW左右。
Q：目前項目對全容量并網(wǎng)的考核沒有這么嚴格，會不會存在Q4整體的組件安裝量相對較少的情況？
A：分為兩個層面：
1）電網(wǎng)公司應并盡并的事情，全國的標準不一樣，有些地方只要開關站具備帶電水平，就可以往里接，接完之后發(fā)電單元陸續(xù)往里并就可以；但是有的地方，像河北要求光伏組件安裝70%-80%以上，才具備項目管理并的條件；有的地方對于全容量并網(wǎng)或者組件安裝有較大的比例要求。后來國家能源局意識到該問題，因為很多項目早投產(chǎn)，早發(fā)電，早能夠實現(xiàn)收益，所以出臺了相關文件，之后大多數(shù)項目跟當?shù)仉娋W(wǎng)公司做好對接，具備并網(wǎng)條件的項目第一時間去溝通、做工作。但是也還是有一些地方的電網(wǎng)還是按照原來系統(tǒng)內(nèi)部的要求。
2）目前項目分為幾個批次。有地方發(fā)的市場化或者是保障性并網(wǎng)的項目，因為它有明確的并網(wǎng)時間的節(jié)點，這樣的項目沒有辦法延到2023年Q1或者上半年。其他的比如發(fā)的競配項目，或者大基地項目，沒有并網(wǎng)時間的明確限制要求，或者電價已經(jīng)降到平價的項目，會有一定的時間往后延，因為全年的光伏組件供貨的量到今年8、9月份，好多組件的供貨廠家不能保證項目能夠完全供貨，供貨上就有一批項目已經(jīng)延伸到2023年Q1，或者明年的630。所以這些項目最后投產(chǎn)的時間就延到了明年。有一些大基地的項目，現(xiàn)在330、220包括到750之間的小站都已經(jīng)分攤到業(yè)主的固有投資里，但是剩下的通過750變電站，或者是特高壓往出送的，本身變電站的電力規(guī)劃就沒有納入或者送出工程建設較慢，再包括特高壓建設進度不是很理想，這些項目自動就會順延到了2023年。因為今年大基地的第一批項目是明確要求45GW年底投產(chǎn)，但是現(xiàn)在包括新疆、青海、甘肅的一些大基地項目，并網(wǎng)的時間基本都往后延了，主要是750的變電站、相關的特高壓建設進度不是很理想。
Q：明年Q1的國內(nèi)需求相對比較好？
A：對。今年有一批項目，從9月份開始，組件供貨量很難保證所有項目都能投產(chǎn)，有些項目已自動順延供貨到明年1月份，基本上331或630全部的組件才能夠到貨安裝完，所以明年上半年①有尾工的項目在繼續(xù)進行，②受到外部環(huán)境制約的這些項目基本上都要延伸到明年的Q1或者上半年投產(chǎn)。所以明年上半年的整體的增量還可以。
Q：有些組件沒有辦法在今年Q4完全交付掉的原因是什么？
A：從今年的8月份到9月份開始，組件硅料漲的比較猛，組件供貨已經(jīng)受到了非常嚴重制約。因為當時簽的合同是通過集采來控制整體價格，后來通過和主流廠家進行合同談判，要么鎖定價，但是保證不了供貨的量，要么保證供貨的量，價格按照市場進行調價，但是年初基本上框招價格已經(jīng)定了，價格如果漲得過快，有一些項目就執(zhí)行不了，很難實施。所以最后是保證基礎價格按照原來框招或者集采的價格走，但有一部分項目供貨周期延伸到了331或者630。
Q：組件的價格是什么樣水平？
A：目前會出現(xiàn)下降的趨勢。我們在11月份有幾個一體化項目，招的時候在1.88-1.91元的水平，8-9月份開始批次簽的項目基本是維持年初框招的價格1.85元，這些項目執(zhí)行到明年的Q1，因為有的項目今年年底才能供貨25%，剩下75%的供貨都在明年的331或者630之前。這些項目的組件合同里沒有調價的條款，基本到明年Q1左右的價格是按照1.85元或年底招標的1.9元左右的水平。最近硅料的價格降的比較多，最高峰325左右，現(xiàn)在慢慢已經(jīng)降到260。最開始光伏組件價格上漲，主要原因是出口的項目比較多，上半年大部分的組件和逆變器基本上都已經(jīng)出口，所以造成價格漲的比較猛?，F(xiàn)在基本上國外的市場項目差不多了，它轉向國內(nèi)市場的時候，產(chǎn)能全部釋放，現(xiàn)在整個光伏行業(yè)的產(chǎn)能嚴重過剩，但降價的空間目前也是才剛剛開始，到明年Q1價格會開始下降，但Q1整體還沒有招，因為大型電子集團或者地方大型企業(yè)要Q2才能開始2023年整體的框招，到3月份左右這些價格才釋放出來，也就是在1.8元左右的價格，基本上降價的幅度也就5分錢左右，到Q1降幅不會太大，真正能有明顯的價格下降要到Q2末或者Q3，但組件價格下降不會斷崖式下降到20年下半年或者21年上半年1.4-1.5元的水平。
Q：現(xiàn)在整體價格降了很多，整體項目的經(jīng)濟性降到達到什么樣水平對于公司總的需求財政會有最直接的幫助？
A：分為幾個批次的項目，大基地項目、保障性并網(wǎng)或者市場化集中式的地面光伏電站項目、屋頂分布式。今年完全光伏大基地的項目在組件高位1.85-1.9元之間的水平，我們基本上是到6%或者6.5%的水平，還是能承受的。風光大基地配合的比較好，基本在15%左右。唯一組件價格漲的比較高、受到影響比較大的是保障性并網(wǎng)、市場化并網(wǎng)的光伏項目，以及純戶用的分布式光伏項目，因為黨政機關和工商業(yè)本身的電價比較高，自發(fā)作用比例比較高，所以對組件承受的能力比較強，戶用的分布式光伏項目對于組件價格承受力比較低。保障性或者市場化并網(wǎng)的光伏項目受到地方的高比例儲能配比，以及非技術的投資原因，電網(wǎng)公司的送出工程配套跟不上，導致企業(yè)自建，這些成本都疊加上去后，這部分項目會受到影響。目前看光伏組件價格會有持續(xù)平穩(wěn)往下降的空間，所以后續(xù)的大基地項目、保障性并網(wǎng)，還有整線剩下的原來在邊界點上的項目，開發(fā)進度會有大幅度提升。因為這一年來看，從1.8到1.95元的水平我們都經(jīng)歷過，這些項目能夠算出來的、能夠達動開工條件的項目基本上都開了，剩下的受到了各方面的因素，光伏組件的價格、儲能和送出的純投資增加成本等，在組件價格下降后，這些項目也能夠達到開工條件會陸續(xù)開。
Q：明年光伏裝機預期多少？
A：光伏項目對于光伏組件價格敏感性，光伏組件價格占項目整體投資50%-60%，占的比例很大，但大多數(shù)項目如農(nóng)光互補或地面光伏項目等，其土地流轉、高比例儲能配比、送出工程等，制約項目經(jīng)濟行，可能土建價格變一變邊界條件就過不去了，目前看這些價格下降后，這些項目還可以執(zhí)行。
能夠看到后續(xù)價格下來后，明年項目各個省保障性指標或市場化指標，包括國家大基地第二批指標等下來后，基本五大電力集團到手約8000萬至一億左右指標。
今年項目有轉化率問題，到明年Q1或明年630前，每家電力集團具備開工條件的項目約3000-4000萬指標，疊加年底整體建設推進速度，及其他條件影響，明年增長量要比2022年多，基本達到100GW水平。我們能看到大基地第一批項目，原則要求明年年底全投產(chǎn)，這些項目就算外線送工程建設有一定制約，但至少因為第一批大基地建設條件落實非常好，這些項目影響較小。第二批大基地如目前批準的大多數(shù)項目，預計明年年底投產(chǎn)，剩下各個發(fā)電集團單獨牽頭的17-18GW項目，最近批準5-6個，這些項目明年年底基本實現(xiàn)投產(chǎn)并網(wǎng)要求。
近兩年增速較快的分布式項目，目前也快達50GW水平，所以明年總計約100GW裝機量。
Q：預測Q1光伏需求，整體體量規(guī)模？
A：保守看，明年Q1預計裝機20-30GW，雖然每家都說投產(chǎn)15-20GW，但是整體光伏組件有很多敏感性因素限制，不會像大家設想一樣投產(chǎn)。2023年Q1投產(chǎn)30GW主要以分布式為主。
Q：今年Q1國內(nèi)投產(chǎn)規(guī)模？
A：今年Q1投了30GW，因為今年Q1分布式項目投產(chǎn)較多，到目前為止能夠看見分布式大約是集中式2倍。分布式2021-2022年急速增長，分布式并網(wǎng)空間基本占50%，甚至部分地區(qū)到達80%，屋頂分布式接入比較飽和，因為目前大型工商業(yè)等分布式項目基本都做了，剩下可能隨著新廠房的建設，包括新用電增量主題產(chǎn)生后，這些項目才會陸陸續(xù)續(xù)才會增加，其他大型工商業(yè)項目、分布式項目基本都干完了。
目前這兩年增長較多，如戶用、黨政機關等(黨政機關今年陸陸續(xù)續(xù)接入，戶用今年增速快)國家批的整縣試點項目，原本設想整體規(guī)劃是20-40萬，但實際投5-10萬，10萬的分布式線都比較小、屬于極限水平，投入10萬后需要進行大面積、主變?nèi)萘繑U充，或是整體電網(wǎng)架構升級改造，后續(xù)項目才能陸陸續(xù)續(xù)并網(wǎng)，10千伏接入成本較高，如組件價格下降，或者其他成本下降，經(jīng)濟性才可行，才會繼續(xù)建設。因為當?shù)仉娋W(wǎng)消納環(huán)境，基本都是400V接入，基本都快接滿了，通過10千伏的接入，經(jīng)濟性較低。
Q：國內(nèi)并網(wǎng)項目容量范圍？
A：并網(wǎng)容量確認，實際上因為很多地方要求不一樣，所以各個地方可能有不同。
大多數(shù)具備并網(wǎng)條件的，目前都能接，近期省份，如四川、廣東、山東、河南、湖北等地方，基本只要升壓站或開關站、或屋頂分布式已經(jīng)安裝完、具備并網(wǎng)條件，辦完手續(xù)就可以接進入，青海等西北地區(qū)要求比較嚴格，要求要裝機50%以上，才能夠辦接網(wǎng)手續(xù)。明年Q1會有很多項目可能年底就做了部分發(fā)電單元并網(wǎng)，剩下大部分發(fā)電單元或組件安裝都在Q1，部分可能到明年630之前。
Q：Q1需求20GW是新項目？不包括Q4的項目？
A：指的是新項目，不包括今年部分并網(wǎng)的項目。統(tǒng)計數(shù)據(jù)都會統(tǒng)計到今年，20-30GW完全是按照新增項目統(tǒng)計。
Q：Q1補裝需求量？
A：自從補貼電價完全退坡后，剩下平價項目除非有特殊限制要求，基本上在組件供貨比較難情況下，都會選擇先并網(wǎng)一部分，把任務形象進度完成，剩下陸陸續(xù)續(xù)到明年630之前完成。也有部分項目，包括我們自己，比如今年拿了20-30萬，但開了5萬并網(wǎng)，會在高價上先把5萬并網(wǎng)，剩下部分等條件落實后，或是價格確定后，再把剩下10-15萬裝機。本質是算經(jīng)濟性問題。
今年大部分時間都在應對國家能源局電價補貼核查上，2020-2021年以前項目，對于全容量并網(wǎng)和全容量并網(wǎng)確認看的比較重，因為有電價補貼。目前市場上完全平價項目，或者比平價還低的市場化競價項目，基本能把經(jīng)濟性算過去，如果沒有地方特殊要求，都是平穩(wěn)建設周期。
Q：現(xiàn)在上游原材料價格波動較大，是否要求之前簽的偏高訂單改價？
A：在招標時候，每個標段執(zhí)行過程當中，都會碰見市場價格波動情況，之前組件廠家提出，要么漲價，要么放慢供貨節(jié)奏。但目前出現(xiàn)價格回落情況，一般都是之前合同有調價空間，若市場行情波動5%以上，我們開始調價，因為和幾大電力集團都會有長期合作，如果組件價格降幅大家本著繼續(xù)合作共贏方式，會適當在價格上降低，而且業(yè)主方也會要求繼續(xù)降低。實際得看價格波動范圍，如331之前，組件價格從1.93降到1.89，這種降幅不會調。如果降幅變大，如從1.93降到1.8及以下，這種情況都會比較恰當協(xié)商降價。
Q：今年開工的項目，招標進展如何？近期會啟動還是晚點招標，等價格再下降點？
A：實際今年開的項目，基本都是每年Q1能夠完成，今年執(zhí)行的項目都是去年1月份招標，2月底公式定標價格。則今年招標需要等到明年1月份出結果，現(xiàn)在春節(jié)臨近，1月份啟動工作，預計2月-3月才會出2023年集采招標結果，與往年一樣的節(jié)奏。
看目前價格，此前有的電力集團2023-2025長協(xié)采購價格約1.89左右，比年初擴招還要高。在目前組件價格往下降趨勢走，因為有調價環(huán)節(jié)，到明年Q1擴招時，可能會降價，但價格不會突然下降過多，無論市場產(chǎn)能過剩、產(chǎn)能緊缺，基本只有這十幾家供應商，大多數(shù)招標時，會通過庫存量、訂單量等方式，把產(chǎn)能釋放出來。
Q：降價超5%以后，是什么樣的調價機制？
A：5%調價機制，是大型電力集團框架協(xié)議的不成文規(guī)定，有時候招標文件里也會著重標出來。當市場行情變動超過5%時，買方可以申請調價、供貨方也可以申請調價，屬于不成文規(guī)定。到目前看，調價基本已成定局。
明年Q2開始，基本會按照市場行情去定，現(xiàn)在調價方式很多，我們?nèi)雵膸准夜袒径紩x擇在運費或者是供貨周期進行調整，主體價格變化不大。
Q：運費如何調整？
A:因為有運距，每個廠發(fā)貨地不一樣，100-500公里是一個運費水平。到廠價是含運費，按照基礎價格，如1.85，加上一毛錢或幾分錢運費?？虿蓛r格是出廠價格，如1.85。500公里以內(nèi)距離，按照到廠價執(zhí)行，500公里以外，運費按照9厘至一分錢/W計算。超過500公里距離，出廠價為1.85，到場價格可能是1.86。
Q：今年一季度國內(nèi)需求是30GW是什么口徑？
A：地面加屋頂分布式整體并網(wǎng)的量，實際上全容量投產(chǎn)的量要比這少。往年一季度算下來平均是10-20GW，但明年能夠到20-30GW的水平，今年一季度15-16GW左右。
Q：明年Q1基本上不調價，即使組件價格下降，還是按照1.85元執(zhí)行是吧？
A：對，因為目前的組件合同基本上都是前三季度的，最晚的是2022年9月簽的，合同價格都是鎖定到明年331或者630，到今年年底供25%，剩下75%分為明年3個月或者6個月整體供完。在降幅不是很大的情況下，基本不會調價。一般行業(yè)內(nèi)通用的標準5%，超過5%會申請調價。
Q：1.9元的IRR是6%-6.5%，這個是算上10%乘以2小時儲能去算的是吧？
A：對，實際上我們目前算的叫資本金內(nèi)部收益率20%-30%，是算整體項目投資的30%，按照所有成本的30%的資本內(nèi)部收益率要過6%-6.5%。分布式光伏項目的資本金內(nèi)部收入率要往上調，因為這兩年執(zhí)行下來的屋頂分布式的抗風險能力比較弱，所以大家想把地面集中式光伏電站的資本金內(nèi)部收益率上調1個點或1.5個點左右。
Q：風電明年的裝機節(jié)奏預測會怎么樣？
A：從十四五的空間或者往后延，風電項目裝機增長不會出現(xiàn)像之前十二五或者十三五的大幅度裝機增長，目前能插的地方差不多已經(jīng)全插滿了，剩下的戈壁或建設條件還適宜的地方，只能進行一些分散式風電開發(fā)。東部沿海目前已經(jīng)延伸到50-100海里左右的水平，海上風電的量是一定的。大基地的項目第一批可能還有四六的比例，第二批大基地大多數(shù)是光伏項目，在沙殼荒地、戈壁、新疆的地質條件比較好的還能建風電，剩下的大型5.0以上的對安全性的基礎要求非常高，而且基本都是混打的，所以能給風電留下的空間已經(jīng)很小了。
Q：不同季度的采購量、采購周期以及付款周期是什么樣的？
A：風電項目從核準到開工，基本9個月要具備開工的條件；光伏項目比較簡單，只要鎖定用例和接入系統(tǒng)，基本上3-6個月可以開工。比如年初定2500萬開工，實際上一季度、二季度都要開工，剩下的才是陸續(xù)的一些沒有落實邊界條件的項目，才去完善它的開工、立項、投資決策、開工決策等手續(xù)，到三四季度才開，實際上三、四季度才開工的項目基本上不太具備年底投產(chǎn)的條件。年底投產(chǎn)新增的項目基本都是每年的一、二季度去開工的項目，上半年拿到建設規(guī)模指標的項目，基本上半年完成備案，下半年完善手續(xù)，到明年的一、二季度開工，三、四季度投產(chǎn)，這是比較合理的節(jié)奏。每年的框采規(guī)模，首先是已經(jīng)拿到了內(nèi)部發(fā)起或者內(nèi)部立項的項目，為了簡化流程，拿到內(nèi)部發(fā)起的項目就可以招標，這樣到年底集團或者公司會讓把這些項目統(tǒng)計出來，先把這些已經(jīng)具備條件的項目進行框招和集采，這些項目的量比較靠譜，剩下的陸續(xù)在框招和集采的基礎上去進行新的適配，第一批框招的規(guī)模是用實打實的項目堆起來的，剩下新增適配的項目基本上都是陸續(xù)落實的項目。
框招之后，一般有一個月的時間進行合同談判，要把合同定好簽完，之后才開始進行預付款。我們是分為預付款、投料款、到貨款。每年供需形式不太一樣，所以每年的節(jié)奏變化很多，原來基本上是10%-30%的預付款，中間投料款、到貨款、驗收款和最后的質保金等。2022年市場條件比較緊張，基本上10%預付款，中間所有的環(huán)節(jié)全部省略，85%的投料款先付完，設備組件從廠里發(fā)出來，剩下5%的質保金基本都用質保函替代?；竟?jié)奏是一季度完成框招，4月份合同簽完，二季度末陸續(xù)開始供貨，基本上每年5月份后開始供貨，三、四季度開始大面積安裝。
Q：基本上是要2月底或者3月初會形成紙面合同價格對吧？
A：框招出來的價格基本是不含運費的實際價格。正常的評標過程中，每個項目基本都在里邊，每個項目配什么樣的水平，大家按照規(guī)模報價，后續(xù)再拿項目去往上適配，框招完價格基本就定了。
Q：每年第一季度框采規(guī)模會占全年總量的多少？
A：占全年50%左右。因為我們6月份后的適配項目和招的量差不多，今年最開始招了15GW，最后適配下來到了25GW、快30GW左右，基本把整體的量翻了一倍。
Q：如果今年50%量，3月份集采，產(chǎn)業(yè)鏈降價過程中，價格會不會殺的比較厲害？
A：我們交流的幾家，不會突然斷崖式降價，中環(huán)和隆基價格數(shù)據(jù)，最低約1.78，不是太主流價格，光伏組件不能說是壟斷行業(yè)，但是產(chǎn)能就這十幾家，能夠看到的降價空間，拿明年一季度招標舉例，招標價格維持1.8左右，現(xiàn)在有調價機制，招標協(xié)議鎖定只是當時市場價。
Q：降價超5%以后，假如是1.9元招標價格，5%約9分錢，假如價格從1.9降到1.7，降價的2毛錢，中間如何分配？
A：降價幅度超過5%，如目前1.85采購的總量，突然降價到1.8，不是說突然降價后，就要求全部降，基本都是大家協(xié)商降價幅度。可能最后較理想狀態(tài)是雙方各承擔50%。
Q：是否會提前并網(wǎng)？
A：我們對于項目目標是能并盡并，早投產(chǎn)早收益，雖然大家手里拿到基本約1億指標，但是我們目前關注轉化率。最后誰轉化率較高，現(xiàn)在批的項目受到影響較多，光伏組件價格只是占比較高的一個因素，我們目前好多大基地項目，真正投產(chǎn)不多，主要是送出工程或特高壓影響整體進度，有時候不是想搶裝就能實現(xiàn)的。
我們一般情況下就把項目和送出工程不分離，但是小的如330以下工程，基本形成較大共識，除非當?shù)仉娋W(wǎng)公司盈利條件非常好，電網(wǎng)項目已經(jīng)批示完，那其余的基本都是把送出工程和項目分開。但凡送出工程能夠跟整體項目同時同步完成，基本都是自建，現(xiàn)在為能早投產(chǎn)早發(fā)電，在經(jīng)濟指標算得過來情況下，送出工程允許企業(yè)自建的都自建。
Q：明年會上調收益率目標嗎？
A：企業(yè)最終以盈利為目的，現(xiàn)在1.9元/W的大基地項目，完全配上風電收益率為15%左右，我們目的是能夠產(chǎn)生效益最大化，除非項目各種便利條件都有，收益率算不過去只能下降到6-6.5%，可以滿足最低底線也可以干、可以開工，其他連6-6.5%收益率都滿足不了，就等待邊界條件變化。
我們目前經(jīng)濟指標無論是8%、6.5%，都是有其定價條件。因為當時定價沒有確定機制之前，大家定價都很高，8%資本內(nèi)部收益率相對合理，到目前為止，國家相關標準里，投資的資本金內(nèi)部收益率沒有改，目前新能源發(fā)展能夠匹配上各家電力集團。無論6%、6.5%，實際按照原來5%的銀行貸款計算，資金收益率現(xiàn)在的6.5%相當原來3%-4%目前電價下降了、環(huán)境寬松，電價補貼沒有，基本都是平價。6%、6.5%對于集中式并網(wǎng)項目較合理，其他如抗風險能力較弱的屋頂分布式項目，大家要把資金內(nèi)部收益上調，屋頂分布式要比集中式光伏項目收益率高約1%，以增加抗風險能力。目前看我們資金內(nèi)部收益率短期內(nèi)不會再調。
Q：這是底線目標？如果收益率更高，大家還是會盡可能盈利？
A：最低銀行貸款有的低過3%，目前基礎上能夠滿足6.5%就可以，因為能夠覆蓋成本、且目前收益還可以。比6.5高，能夠達到10%-15%，投資熱情會增大。當年陸上風電項目，如福建的利用小時數(shù)非常高，全年可達8760小時，內(nèi)部收益率可達30%-40%，相8%，項目投資熱情肯定很高。
Q：跟蹤支架在地面電站應用情況？
A：目前跟蹤支架不是大家理解的全過程跟蹤，在能看到地面保障性項目會有但比例不高，在大基地項目基本很少用跟蹤支架。我們都是用手搖式，一季度或者半年搖一回，跟蹤支架可使得發(fā)電量增長2%-3%，但跟蹤支架轉動過程中故障率比較高，維修費用抵了跟蹤支架。
原標題：光伏需求到底怎么樣？
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