Q：今年Q4行业抢装情况还存在吗？

A：虽然光伏指标价格近期可能有所波动，但每年的Q4基本都是抢装的时间段。我们这一个月到目前为止，这一周大概投了30GW的项目，基本上都在第Q4，因为从10月份到12月份，这三个月属于光伏安装并网的整体抢装期，整个Q4基本都是抢装的环节。

Q：预计今年全年国内的光伏需求是什么样的体量？

A：实际上今年光伏整体的增量基本在70-80GW左右。因为到9月份，已经接近去年全年的光伏新增量，大数已经到了53GW，去年全年是55GW左右。

Q：目前项目对全容量并网的考核没有这么严格，会不会存在Q4整体的组件安装量相对较少的情况？

A：分为两个层面：

1）电网公司应并尽并的事情，全国的标准不一样，有些地方只要开关站具备带电水平，就可以往里接，接完之后发电单元陆续往里并就可以；但是有的地方，像河北要求光伏组件安装70%-80%以上，才具备项目管理并的条件；有的地方对于全容量并网或者组件安装有较大的比例要求。后来国家能源局意识到该问题，因为很多项目早投产，早发电，早能够实现收益，所以出台了相关文件，之后大多数项目跟当地电网公司做好对接，具备并网条件的项目第一时间去沟通、做工作。但是也还是有一些地方的电网还是按照原来系统内部的要求。

2）目前项目分为几个批次。有地方发的市场化或者是保障性并网的项目，因为它有明确的并网时间的节点，这样的项目没有办法延到2023年Q1或者上半年。其他的比如发的竞配项目，或者大基地项目，没有并网时间的明确限制要求，或者电价已经降到平价的项目，会有一定的时间往后延，因为全年的光伏组件供货的量到今年8、9月份，好多组件的供货厂家不能保证项目能够完全供货，供货上就有一批项目已经延伸到2023年Q1，或者明年的630。所以这些项目最后投产的时间就延到了明年。有一些大基地的项目，现在330、220包括到750之间的小站都已经分摊到业主的固有投资里，但是剩下的通过750变电站，或者是特高压往出送的，本身变电站的电力规划就没有纳入或者送出工程建设较慢，再包括特高压建设进度不是很理想，这些项目自动就会顺延到了2023年。因为今年大基地的第一批项目是明确要求45GW年底投产，但是现在包括新疆、青海、甘肃的一些大基地项目，并网的时间基本都往后延了，主要是750的变电站、相关的特高压建设进度不是很理想。

Q：明年Q1的国内需求相对比较好？

A：对。今年有一批项目，从9月份开始，组件供货量很难保证所有项目都能投产，有些项目已自动顺延供货到明年1月份，基本上331或630全部的组件才能够到货安装完，所以明年上半年①有尾工的项目在继续进行，②受到外部环境制约的这些项目基本上都要延伸到明年的Q1或者上半年投产。所以明年上半年的整体的增量还可以。

Q：有些组件没有办法在今年Q4完全交付掉的原因是什么？

A：从今年的8月份到9月份开始，组件硅料涨的比较猛，组件供货已经受到了非常严重制约。因为当时签的合同是通过集采来控制整体价格，后来通过和主流厂家进行合同谈判，要么锁定价，但是保证不了供货的量，要么保证供货的量，价格按照市场进行调价，但是年初基本上框招价格已经定了，价格如果涨得过快，有一些项目就执行不了，很难实施。所以最后是保证基础价格按照原来框招或者集采的价格走，但有一部分项目供货周期延伸到了331或者630。

Q：组件的价格是什么样水平？

A：目前会出现下降的趋势。我们在11月份有几个一体化项目，招的时候在1.88-1.91元的水平，8-9月份开始批次签的项目基本是维持年初框招的价格1.85元，这些项目执行到明年的Q1，因为有的项目今年年底才能供货25%，剩下75%的供货都在明年的331或者630之前。这些项目的组件合同里没有调价的条款，基本到明年Q1左右的价格是按照1.85元或年底招标的1.9元左右的水平。最近硅料的价格降的比较多，最高峰325左右，现在慢慢已经降到260。最开始光伏组件价格上涨，主要原因是出口的项目比较多，上半年大部分的组件和逆变器基本上都已经出口，所以造成价格涨的比较猛。现在基本上国外的市场项目差不多了，它转向国内市场的时候，产能全部释放，现在整个光伏行业的产能严重过剩，但降价的空间目前也是才刚刚开始，到明年Q1价格会开始下降，但Q1整体还没有招，因为大型电子集团或者地方大型企业要Q2才能开始2023年整体的框招，到3月份左右这些价格才释放出来，也就是在1.8元左右的价格，基本上降价的幅度也就5分钱左右，到Q1降幅不会太大，真正能有明显的价格下降要到Q2末或者Q3，但组件价格下降不会断崖式下降到20年下半年或者21年上半年1.4-1.5元的水平。

Q：现在整体价格降了很多，整体项目的经济性降到达到什么样水平对于公司总的需求财政会有最直接的帮助？

A：分为几个批次的项目，大基地项目、保障性并网或者市场化集中式的地面光伏电站项目、屋顶分布式。今年完全光伏大基地的项目在组件高位1.85-1.9元之间的水平，我们基本上是到6%或者6.5%的水平，还是能承受的。风光大基地配合的比较好，基本在15%左右。唯一组件价格涨的比较高、受到影响比较大的是保障性并网、市场化并网的光伏项目，以及纯户用的分布式光伏项目，因为党政机关和工商业本身的电价比较高，自发作用比例比较高，所以对组件承受的能力比较强，户用的分布式光伏项目对于组件价格承受力比较低。保障性或者市场化并网的光伏项目受到地方的高比例储能配比，以及非技术的投资原因，电网公司的送出工程配套跟不上，导致企业自建，这些成本都叠加上去后，这部分项目会受到影响。目前看光伏组件价格会有持续平稳往下降的空间，所以后续的大基地项目、保障性并网，还有整线剩下的原来在边界点上的项目，开发进度会有大幅度提升。因为这一年来看，从1.8到1.95元的水平我们都经历过，这些项目能够算出来的、能够达动开工条件的项目基本上都开了，剩下的受到了各方面的因素，光伏组件的价格、储能和送出的纯投资增加成本等，在组件价格下降后，这些项目也能够达到开工条件会陆续开。

Q：明年光伏装机预期多少？

A：光伏项目对于光伏组件价格敏感性，光伏组件价格占项目整体投资50%-60%，占的比例很大，但大多数项目如农光互补或地面光伏项目等，其土地流转、高比例储能配比、送出工程等，制约项目经济行，可能土建价格变一变边界条件就过不去了，目前看这些价格下降后，这些项目还可以执行。

能够看到后续价格下来后，明年项目各个省保障性指标或市场化指标，包括国家大基地第二批指标等下来后，基本五大电力集团到手约8000万至一亿左右指标。

今年项目有转化率问题，到明年Q1或明年630前，每家电力集团具备开工条件的项目约3000-4000万指标，叠加年底整体建设推进速度，及其他条件影响，明年增长量要比2022年多，基本达到100GW水平。我们能看到大基地第一批项目，原则要求明年年底全投产，这些项目就算外线送工程建设有一定制约，但至少因为第一批大基地建设条件落实非常好，这些项目影响较小。第二批大基地如目前批准的大多数项目，预计明年年底投产，剩下各个发电集团单独牵头的17-18GW项目，最近批准5-6个，这些项目明年年底基本实现投产并网要求。

近两年增速较快的分布式项目，目前也快达50GW水平，所以明年总计约100GW装机量。

Q：预测Q1光伏需求，整体体量规模？

A：保守看，明年Q1预计装机20-30GW，虽然每家都说投产15-20GW，但是整体光伏组件有很多敏感性因素限制，不会像大家设想一样投产。2023年Q1投产30GW主要以分布式为主。

Q：今年Q1国内投产规模？

A：今年Q1投了30GW，因为今年Q1分布式项目投产较多，到目前为止能够看见分布式大约是集中式2倍。分布式2021-2022年急速增长，分布式并网空间基本占50%，甚至部分地区到达80%，屋顶分布式接入比较饱和，因为目前大型工商业等分布式项目基本都做了，剩下可能随着新厂房的建设，包括新用电增量主题产生后，这些项目才会陆陆续续才会增加，其他大型工商业项目、分布式项目基本都干完了。

目前这两年增长较多，如户用、党政机关等(党政机关今年陆陆续续接入，户用今年增速快)国家批的整县试点项目，原本设想整体规划是20-40万，但实际投5-10万，10万的分布式线都比较小、属于极限水平，投入10万后需要进行大面积、主变容量扩充，或是整体电网架构升级改造，后续项目才能陆陆续续并网，10千伏接入成本较高，如组件价格下降，或者其他成本下降，经济性才可行，才会继续建设。因为当地电网消纳环境，基本都是400V接入，基本都快接满了，通过10千伏的接入，经济性较低。

Q：国内并网项目容量范围？

A：并网容量确认，实际上因为很多地方要求不一样，所以各个地方可能有不同。

大多数具备并网条件的，目前都能接，近期省份，如四川、广东、山东、河南、湖北等地方，基本只要升压站或开关站、或屋顶分布式已经安装完、具备并网条件，办完手续就可以接进入，青海等西北地区要求比较严格，要求要装机50%以上，才能够办接网手续。明年Q1会有很多项目可能年底就做了部分发电单元并网，剩下大部分发电单元或组件安装都在Q1，部分可能到明年630之前。

Q：Q1需求20GW是新项目？不包括Q4的项目？

A：指的是新项目，不包括今年部分并网的项目。统计数据都会统计到今年，20-30GW完全是按照新增项目统计。

Q：Q1补装需求量？

A：自从补贴电价完全退坡后，剩下平价项目除非有特殊限制要求，基本上在组件供货比较难情况下，都会选择先并网一部分，把任务形象进度完成，剩下陆陆续续到明年630之前完成。也有部分项目，包括我们自己，比如今年拿了20-30万，但开了5万并网，会在高价上先把5万并网，剩下部分等条件落实后，或是价格确定后，再把剩下10-15万装机。本质是算经济性问题。

今年大部分时间都在应对国家能源局电价补贴核查上，2020-2021年以前项目，对于全容量并网和全容量并网确认看的比较重，因为有电价补贴。目前市场上完全平价项目，或者比平价还低的市场化竞价项目，基本能把经济性算过去，如果没有地方特殊要求，都是平稳建设周期。

Q：现在上游原材料价格波动较大，是否要求之前签的偏高订单改价？

A：在招标时候，每个标段执行过程当中，都会碰见市场价格波动情况，之前组件厂家提出，要么涨价，要么放慢供货节奏。但目前出现价格回落情况，一般都是之前合同有调价空间，若市场行情波动5%以上，我们开始调价，因为和几大电力集团都会有长期合作，如果组件价格降幅大家本着继续合作共赢方式，会适当在价格上降低，而且业主方也会要求继续降低。实际得看价格波动范围，如331之前，组件价格从1.93降到1.89，这种降幅不会调。如果降幅变大，如从1.93降到1.8及以下，这种情况都会比较恰当协商降价。

Q：今年开工的项目，招标进展如何？近期会启动还是晚点招标，等价格再下降点？

A：实际今年开的项目，基本都是每年Q1能够完成，今年执行的项目都是去年1月份招标，2月底公式定标价格。则今年招标需要等到明年1月份出结果，现在春节临近，1月份启动工作，预计2月-3月才会出2023年集采招标结果，与往年一样的节奏。

看目前价格，此前有的电力集团2023-2025长协采购价格约1.89左右，比年初扩招还要高。在目前组件价格往下降趋势走，因为有调价环节，到明年Q1扩招时，可能会降价，但价格不会突然下降过多，无论市场产能过剩、产能紧缺，基本只有这十几家供应商，大多数招标时，会通过库存量、订单量等方式，把产能释放出来。

Q：降价超5%以后，是什么样的调价机制？

A：5%调价机制，是大型电力集团框架协议的不成文规定，有时候招标文件里也会着重标出来。当市场行情变动超过5%时，买方可以申请调价、供货方也可以申请调价，属于不成文规定。到目前看，调价基本已成定局。

明年Q2开始，基本会按照市场行情去定，现在调价方式很多，我们入围的几家供应商基本都会选择在运费或者是供货周期进行调整，主体价格变化不大。

Q：运费如何调整？

A:因为有运距，每个厂发货地不一样，100-500公里是一个运费水平。到厂价是含运费，按照基础价格，如1.85，加上一毛钱或几分钱运费。框采价格是出厂价格，如1.85。500公里以内距离，按照到厂价执行，500公里以外，运费按照9厘至一分钱/W计算。超过500公里距离，出厂价为1.85，到场价格可能是1.86。

Q：今年一季度国内需求是30GW是什么口径？

A：地面加屋顶分布式整体并网的量，实际上全容量投产的量要比这少。往年一季度算下来平均是10-20GW，但明年能够到20-30GW的水平，今年一季度15-16GW左右。

Q：明年Q1基本上不调价，即使组件价格下降，还是按照1.85元执行是吧？

A：对，因为目前的组件合同基本上都是前三季度的，最晚的是2022年9月签的，合同价格都是锁定到明年331或者630，到今年年底供25%，剩下75%分为明年3个月或者6个月整体供完。在降幅不是很大的情况下，基本不会调价。一般行业内通用的标准5%，超过5%会申请调价。

Q：1.9元的IRR是6%-6.5%，这个是算上10%乘以2小时储能去算的是吧？

A：对，实际上我们目前算的叫资本金内部收益率20%-30%，是算整体项目投资的30%，按照所有成本的30%的资本内部收益率要过6%-6.5%。分布式光伏项目的资本金内部收入率要往上调，因为这两年执行下来的屋顶分布式的抗风险能力比较弱，所以大家想把地面集中式光伏电站的资本金内部收益率上调1个点或1.5个点左右。

Q：风电明年的装机节奏预测会怎么样？

A：从十四五的空间或者往后延，风电项目装机增长不会出现像之前十二五或者十三五的大幅度装机增长，目前能插的地方差不多已经全插满了，剩下的戈壁或建设条件还适宜的地方，只能进行一些分散式风电开发。东部沿海目前已经延伸到50-100海里左右的水平，海上风电的量是一定的。大基地的项目第一批可能还有四六的比例，第二批大基地大多数是光伏项目，在沙壳荒地、戈壁、新疆的地质条件比较好的还能建风电，剩下的大型5.0以上的对安全性的基础要求非常高，而且基本都是混打的，所以能给风电留下的空间已经很小了。

Q：不同季度的采购量、采购周期以及付款周期是什么样的？

A：风电项目从核准到开工，基本9个月要具备开工的条件；光伏项目比较简单，只要锁定用例和接入系统，基本上3-6个月可以开工。比如年初定2500万开工，实际上一季度、二季度都要开工，剩下的才是陆续的一些没有落实边界条件的项目，才去完善它的开工、立项、投资决策、开工决策等手续，到三四季度才开，实际上三、四季度才开工的项目基本上不太具备年底投产的条件。年底投产新增的项目基本都是每年的一、二季度去开工的项目，上半年拿到建设规模指标的项目，基本上半年完成备案，下半年完善手续，到明年的一、二季度开工，三、四季度投产，这是比较合理的节奏。每年的框采规模，首先是已经拿到了内部发起或者内部立项的项目，为了简化流程，拿到内部发起的项目就可以招标，这样到年底集团或者公司会让把这些项目统计出来，先把这些已经具备条件的项目进行框招和集采，这些项目的量比较靠谱，剩下的陆续在框招和集采的基础上去进行新的适配，第一批框招的规模是用实打实的项目堆起来的，剩下新增适配的项目基本上都是陆续落实的项目。

框招之后，一般有一个月的时间进行合同谈判，要把合同定好签完，之后才开始进行预付款。我们是分为预付款、投料款、到货款。每年供需形式不太一样，所以每年的节奏变化很多，原来基本上是10%-30%的预付款，中间投料款、到货款、验收款和最后的质保金等。2022年市场条件比较紧张，基本上10%预付款，中间所有的环节全部省略，85%的投料款先付完，设备组件从厂里发出来，剩下5%的质保金基本都用质保函替代。基本节奏是一季度完成框招，4月份合同签完，二季度末陆续开始供货，基本上每年5月份后开始供货，三、四季度开始大面积安装。

Q：基本上是要2月底或者3月初会形成纸面合同价格对吧？

A：框招出来的价格基本是不含运费的实际价格。正常的评标过程中，每个项目基本都在里边，每个项目配什么样的水平，大家按照规模报价，后续再拿项目去往上适配，框招完价格基本就定了。

Q：每年第一季度框采规模会占全年总量的多少？

A：占全年50%左右。因为我们6月份后的适配项目和招的量差不多，今年最开始招了15GW，最后适配下来到了25GW、快30GW左右，基本把整体的量翻了一倍。

Q：如果今年50%量，3月份集采，产业链降价过程中，价格会不会杀的比较厉害？

A：我们交流的几家，不会突然断崖式降价，中环和隆基价格数据，最低约1.78，不是太主流价格，光伏组件不能说是垄断行业，但是产能就这十几家，能够看到的降价空间，拿明年一季度招标举例，招标价格维持1.8左右，现在有调价机制，招标协议锁定只是当时市场价。

Q：降价超5%以后，假如是1.9元招标价格，5%约9分钱，假如价格从1.9降到1.7，降价的2毛钱，中间如何分配？

A：降价幅度超过5%，如目前1.85采购的总量，突然降价到1.8，不是说突然降价后，就要求全部降，基本都是大家协商降价幅度。可能最后较理想状态是双方各承担50%。

Q：是否会提前并网？

A：我们对于项目目标是能并尽并，早投产早收益，虽然大家手里拿到基本约1亿指标，但是我们目前关注转化率。最后谁转化率较高，现在批的项目受到影响较多，光伏组件价格只是占比较高的一个因素，我们目前好多大基地项目，真正投产不多，主要是送出工程或特高压影响整体进度，有时候不是想抢装就能实现的。

我们一般情况下就把项目和送出工程不分离，但是小的如330以下工程，基本形成较大共识，除非当地电网公司盈利条件非常好，电网项目已经批示完，那其余的基本都是把送出工程和项目分开。但凡送出工程能够跟整体项目同时同步完成，基本都是自建，现在为能早投产早发电，在经济指标算得过来情况下，送出工程允许企业自建的都自建。

Q：明年会上调收益率目标吗？

A：企业最终以盈利为目的，现在1.9元/W的大基地项目，完全配上风电收益率为15%左右，我们目的是能够产生效益最大化，除非项目各种便利条件都有，收益率算不过去只能下降到6-6.5%，可以满足最低底线也可以干、可以开工，其他连6-6.5%收益率都满足不了，就等待边界条件变化。

我们目前经济指标无论是8%、6.5%，都是有其定价条件。因为当时定价没有确定机制之前，大家定价都很高，8%资本内部收益率相对合理，到目前为止，国家相关标准里，投资的资本金内部收益率没有改，目前新能源发展能够匹配上各家电力集团。无论6%、6.5%，实际按照原来5%的银行贷款计算，资金收益率现在的6.5%相当原来3%-4%目前电价下降了、环境宽松，电价补贴没有，基本都是平价。6%、6.5%对于集中式并网项目较合理，其他如抗风险能力较弱的屋顶分布式项目，大家要把资金内部收益上调，屋顶分布式要比集中式光伏项目收益率高约1%，以增加抗风险能力。目前看我们资金内部收益率短期内不会再调。

Q：这是底线目标？如果收益率更高，大家还是会尽可能盈利？

A：最低银行贷款有的低过3%，目前基础上能够满足6.5%就可以，因为能够覆盖成本、且目前收益还可以。比6.5高，能够达到10%-15%，投资热情会增大。当年陆上风电项目，如福建的利用小时数非常高，全年可达8760小时，内部收益率可达30%-40%，相8%，项目投资热情肯定很高。

Q：跟踪支架在地面电站应用情况？

A：目前跟踪支架不是大家理解的全过程跟踪，在能看到地面保障性项目会有但比例不高，在大基地项目基本很少用跟踪支架。我们都是用手摇式，一季度或者半年摇一回，跟踪支架可使得发电量增长2%-3%，但跟踪支架转动过程中故障率比较高，维修费用抵了跟踪支架。

原标题：光伏需求到底怎么样？