光伏交流专家纪要–20221108

Q4变化：从现在数据来看，前三季度新增52GW，分布式35GW，集中式17GW，分布式是前三季度主力；Q4全年装机高峰期，分布式预计新增15-20GW，集中式乐观点可能会突破35-40GW，正常来说也可以突破20多GW，整体来说全年地面45GW，全年可能在90GW，突破100GW也并不是完全不可能的，90GW问题不是太大；分布式可能会占55GW左右，工商业和户用可能均匀一些，1-9月就18.7GW，增长了 3倍，户用前9月17GW，增速很大程度来自分布式；不管是能耗双控，还是电力紧张，还有高耗能用电成本上升，给分布式做了背书，分布式认可度直线提升；2023年需求：大家都是比较乐观，我们也分享我们的看法不一定对，分拆看工商业、户用、集中式，今年集中式在新增装机中占比偏弱势，集中式规模100MW起，正常应该占到6-70%，地面被价格高影响，如果降到1.8或者1.85，集中式格局完全不一样的；各省已经明确的投资项目已经到300GW，集中式需求非常庞大，如果组件降一降需求就会启动了，明年集中式可能55-65GW；另外去年批的大基地承诺23年并网，一定程度给集中式新增规模带来助力，国家和省级都在积极推动基地项目；户用发展趋势有些变化，已经2年高速增长，到今年前9月17GW，每个月户用和工商业对比，户用装机规模还是比较起伏不是特别稳定，工商业占比会相对稳定每个月都是2GW左右，今年市场有些影响，户用三驾马车山东河南河北，山东增长没有那么明显了，今年第一已经不是山东了，中部省份逐渐起来了，陆续去了一些省份深度调研，福建、江西、湖南湖北、陕西、安徽，今年都明显出现增幅，领头省份没那么快了，但新兴省份在启动，大家会优选一些市场，新兴省份未来可能会越来越好，包括东三省市场资源比较好，但是做的也比较少，有很大潜力，户用拍一下规模可能35-40GW；工商业明年可能突破30GW；综合下来明年装机需求120GW是一个相对比较合理的水平，有其他因素可能会导致有些波动；产业链波动：硅片前两天公开报价降价，基本上也是打响了价格拐点号角，基本上按照逻辑硅片降价，代表硅片对硅料的信号，硅料已经开始供量，进入议价博弈周期了，11月份报价还处在拉扯过程 中，拐点应该也很快了；虽然硅片降了，电池现在挺难买到的，电池供需情况都会比较紧张，甚至买头部电池企业很难买到，组件可能也会进入一个往下走的通道当中，但是也不会有一个非常剧烈的价格下降；前段时间我们跟踪的国家电投3年长单，这种模式这一年很常见，采用以价换 量，跟投资企业锁定一些订单量，可以采购到价格好一些的组件，双方各让一步；但是在分布式，组件利润相对比较好，国外比国内比较好，分布式出货占比比较高的企业利润会更好；在Q4需求好的情况剧烈波动会比较难，不会再涨了，但是什么时候降得多，还要看明年Q1，而且现在电池还很紧张，要看2023年Q1才能有比较明显信号；招标规模：提升非常快，前9月招标到130GW，2021年全年才40-50GW，整体下游项目需求完全不需要担心，就要看产业链价格水平；消纳：行业中各方人有不同的看法，没有一个公开权威数据说明年电网到底有多少空间给新能源，电网角度肯定会比较保守，首要任务是电网安全，所以电网数据肯定偏保守，今年已经有压力了，但我们从行业来看，会对电网带来压力，很多地方都在挖掘新增调峰容量，来配合新能源，比如内蒙第一个发出文件，煤电进行灵活性改造，新增出来的调峰空间配置新能源，灵活改造企业优先配置新能源指标；今天贵州推动煤电新能源一体化，未来几年煤电灵活性改造一定是消纳增幅比较重要的来源；另外电化学储能方式，虽然各地都在要求配套储能，但很多地方都没摸索清楚，怎么去调度并且将新能源和储能融为一体，这也是近几年提高稳定性的方式与手段，另外系统成本下降，多出来的空间对弃光率的容忍度会提高一点，以前国家要求5%，部分省份的个别地区有弃光率高的现象，尤其在西北省份，有些地区超过10%，这也是为什么西北推动源网荷储、多能互补，可以就地解决消纳的模式，包括新疆、青海、山西第三批大基地申报都提出这样的模式，自带负荷的模式申报大基地，摸索出来的发展新能源并解决消纳的方式，行业中也在针对这种变化不断创新，深度挖掘，包括西南省份推出水风光互补，平滑发电曲线；问答：19-21年低价竞价项目并网约束及大基地年底是否并网：时间限制已经没有那么强的约束力了，现在需求并不来自某个文件的时间限制，19-20年的期限是20、21年，其实已经过期了，今年11-12月还是有高峰期，还是参与企业内部考核情况，比文件更有约束力，基地也有30GW硬性并网要求，央企都在赶工，目前产业链价格情况有一些项目可能部分；渔光互补与农光互补：现在没有特别准确答 案，土地资源对中东部影响挺大，中东部基本都是符合项目，因为这些土地都是混合的，渔光和农光还是因地制宜，现在土地特别强调红线，大家不敢担违规风险，也有很多本身就是荒地，但是画到农用，这个一直是征求意见稿，我们也在等正式文件，很多项目也在等到底能不能做；渔光这块文件出台的时候很多省很快就推到执行层面，偏南方的中东部省份很多都在水面上，这些项目也是看当地执行层面的规则，水利部也是说不能一刀切，生态功能区是不能建的，其他地区是看地方水利部门，比如山西推林光互补，四川云南地方也会有一些支持，还是有一些空间可以做的；但我是觉得林光互补存在意义不大，没有太大相辅相成作用，但是渔光农光是有互相增进的价值的；未来主力还是在西北，中东部本身农业大省，一些盐碱地、滩涂地、山东海上光伏会探索一些特殊应用，但总体中东部肯定没有西北部那么可观；3年长协价格：价格不是锁死的，是有下浮机制的，企业承诺有1、2%最高5%的下浮机制，如果价格波动非常剧烈，也会参考基准进行协商，可以理解为随行就市；双方先提前锁定一下量，价格会根据市场调整，也不会压榨太多，双方协商；多能互补趋势：有水、火优势省份会更好，比如青海有非常多水电装机，拿到的新能源项目就很多，单独新能源开发商在一些区域优势没那么明显；中东部会有差异，因为中东部本身由电力缺口，可能跟西北又开发不一样；可再生补贴核查：核查的是以往有补贴存量项目，补贴缺口过大减少补贴缺口，历史遗留问题解决，另一方面也是企业合规自查，之前一些企业做的不太规范，也是有一些问题的，进行内部核查，把自己合规性卡的更严，但也并不是完全停滞，合规项目没有大问题还在推进，收紧的并不是力度，而是条件，对行业来说也会合理合规正常发展；项目转让也有很多规避方式，直接以央国企名义开发，并不存在转让，已经是合规的了；而且央国企越来越多自开发项目；内蒙改造：内蒙在今年年初就启动了火电灵活性改造，但这并不是明年没有空间了才改造，是几条路一起走，现在还有空间，但同时也会灵活性改造，未来再看启动源网荷储，而且也不是一改造就有空间，还要时间，比如跟火电企业谈，一步步由多到少去，很多是提前去做工作的；降价趋势是否会观望：第一在央企考核当中，会考核并网装机情况，但不考核收益率提升，只要收益率过线就可以做，另一方面投资商经历这两年教训，到4季度大家都启动，组件肯定会涨价的，如果投资以民营为主，可能会为了收益率等一等，但现在主体显然不是这个样子的；分布式也不是这个状态，组件这一年价格还装了这么多，能推动就会推动，开发人员项目量是有考核的，收益率是没有考核的；进口硅料价格是否下降：今天还没来的了解硅料价格，周一周二问了下还是300出头比较稳定，今天还没有跟踪；部分并网：看地方电网要求，这也是前几年比较常见的现象；全部并网时间并没有明确要求，地方电网一般不会出一个时间要求什么时候必须全并网，但开发商一般都希望缩短周期；硅片降价持续期：硅片随着硅料有调整，硅料下降通道硅片就会下降通道，现在硅片产能非常大，各家扩产很多，可能明年最大；卡脖子环节：粒子、石英砂可能会紧张，但跟化工企业聊，好像会紧张但不会成为瓶颈；流程：组件大型一种就是集采，集采首先投标，大家报价，根据价格和商务评判标准，有的优选三家，有的多一些签订框架协议，框架有5家，等到要供货的时候5家一个个谈，谈妥了再签订订单；另一种如果是带着项目招标，那就会更明确，第一次投标就把价格锁定签合同后面供货了；这两年价格变化快，有可能投标和合同价格不一样；保障利用小时数：基本不执行了；平价示范项目是有保障时间的；