一、Q&A

1、運營商對組件價格降幅的預期以及供需雙方博弈情況。

(1)對組件價格的預期：從產業鏈上下游來看，由于硅料持續性生產的特點(中途停產會導致過高成本)，預計未來國內硅料產能會持續擴張，23年產能將滿足約6億千瓦的光伏項目組件的需求(22年約3億千瓦)，因此硅料產能擴張將帶來組件價格的持續下跌。此外，由于硅料價格約占組件價格的60%左右，因此目前硅料110-120元/千克的價格對應組件價格約為1.5元。

(2)對新能源項目的影響：發電集團核心關注的是項目的收益率。22年由于組件價格高導致除了國家電投外的其它發電集團均未如期完成光伏的計劃投產目標。因此，23年五大電集團手中均有大量的待建項目(但項目建設進度會有所不同)。總體來看，五大電集團目前待建項目合計1.1億千瓦，其中光伏/風電分別為7000/4000萬千瓦。截至22年底，全國光伏裝機約4億千瓦，五大發電集團光伏裝機約1億千瓦(五大電集團光伏裝機占比全國光伏總裝機的約25%，剩余光伏裝機集中在地方民營企業)。

具體五大電22年光伏裝機完成情況如下：

綜上，23年五大發電集團的項目可分為存量項目和增量項目，其中存量光伏項目為22年開工但是延遲投產的項目(7000萬千瓦，此處開工以建筑澆筑第一桶混凝土為標準);增量項目為23年新開工項目，裝機節奏將根據組件價格進行自行控制(預計將等到23H2組件價格降至1.5元左右再進行開工投產)。

(3)組件價格供需雙方博弈情況：現在組件價格的形成并不是成本的真實反映，而是根據電價所倒推出的價格。主要原因是：①在前期電價有補貼階段，成本端組件等價格是通過電價進行倒推所得，因此才處于較高水平，而不是由于組件本身有較多的技術提升。②在電價進入平價時期，大量組件生產商也開始承擔新能源項目指標(地方政府會對在當地建廠的組件生產商匹配指標)，因此組件生產商會綜合考慮項目的建設進度、市場需求、項目基準收益率(行業基準收益率約為6-7%)等因素進行反推組件價格。

2、23Q1是否出現搶裝問題?

不存在搶裝現象。因為23Q1投產的需求主要來自22年所遺留的存量項目，23年實際增量項目將主要集中于23H2投產，主要原因是國有企業的考核體系是按照自然年為單位的。因此預計23年的實際增量項目將于3月后開始招標，H2開始有組件排產需求。所以五大發電集團在23Q1不存在搶裝的問題。

對于存量項目來說(目前發電集團存量項目建設進度約為50%左右)，是需要在23年盡早投產的，但是不能算是搶裝。

3、裝機節奏的加快是否會集中出現在23年的某個季度?

將主要集中在下半年。23Q1-2主要是完成22年的存量項目，Q4將主要是23年增量項目投產。但是需要注意的是，也并不是必須要在23Q1-2就全部完成22年遺留的存量項目，主要還是取決于收益率的要求。

4、年度考核對項目的裝機容量和收益率的考核是怎么進行權衡的?比如對于收益率分別為7%和8%項目，如果假設前者裝機容量只有后者的80%，會優先選擇哪個項目?

首先，需要滿足最低收益率要求。其次，在滿足最低收益率要求的基礎上，對利潤考核的權重系數大于對發展考核的權重系數。

5、五大發電集團“十四五”裝機規劃。

目前來看各大發電集團“十四五”裝機規劃均偏保守(以上均為發電集團2021年發布數據)。以國家電投為例，21年所發布的“十四五”規劃中總裝機容量目標為2.2億千瓦，但截至22年底，其總裝機容量已達2.11億千瓦(距離目標僅剩900萬千瓦)，因此各大發電集團之前的裝機規劃均偏保守。

而發電集團規劃裝機容量遠低于實際裝機容量的主要原因是風光大基地項目的開展。國家分別于21H2和22年啟動第一批和第二批風光大基地項目以及開展“沙戈荒”大基地項目，導致新能源項目的迅速放量，因此未來五大發電集團的年均裝機是遠超于規劃目標的。

22年五大發電集團實際投產裝機如下：

6、大基地項目的推進節奏。

目前第一批大基地裝機還沒有開始放量。

大基地項目可以分為三個維度：(1)風光大基地項目(第一、二、三批)：由國家發改委經濟運行局推進;(2)“沙戈荒”大基地：由國家發改委基礎產業司推進;(3)補充項目：由國家能源局推進。

在風光大基地項目放量后，各大發電集團的裝機規劃也會有相應調整。此外，24-25年風電和光伏的裝機比例也將發生變化。17-21年主要以風電為主，21年風電/光伏裝機分別為3.3/3.1億千瓦。22年風電和光伏裝機比例出現改變，截至22年11月底，風電/光伏裝機分別為3.5/3.7億千瓦。預計22年12月光伏新增裝機3000萬千瓦;截至22年底全年風電/光伏裝機分別為3.8/4億千瓦。并且根據22年12月的全國能源會議所提出到23年，風電/光伏裝機分別為4.3/4.9億千瓦(23年風電/光伏增量分別為5000/9000萬千瓦)，光伏將逐漸成為新能源的主力。

7、五大發電集團光伏裝機(1億千瓦)中集中式和分布式占比。

集中式占比95%以上，分布式多數是由小企業進行投資。

8、如果將各大發電集團的大基地項目全部納入考慮，那么目前各家新能源儲備裝機/潛在裝機的規模是多少?

依據項目核準/備案數作為統一口徑進行測算，五大發電集團合計新能源項目備案規模為2.4億千瓦，其中風電/光伏分別為0.5/1.9億千瓦。儲備項目的有效期一般為2年。

9、如果假設“十四五”期間五大發電集團新增新能源裝機4億千瓦(假設年均新增7500萬千瓦)。在21-22年裝機未達標的情況下，未來幾年裝機壓力是否會比較大?

是的，而且目前來看“十四五”規劃的裝機目標是相對保守的。

10、不考慮儲能等因素，按照當前進度來預計“十四五”期間五大發電集團可以實現的實際裝機量是多少?

目前在手新能源項目來源中大基地項目與地方省內競配項目約各占50%，未來隨著大基地項目的放量，省內項目裝機占比將逐漸下降。對五大發電集團來說，未來指標來源將主要來自大基地項目(大基地項目主要分配給國有企業)，因此可以從大基地項目來推算集團的裝機規模。

預計全國“十四五”期間合計約8億千瓦。

(1)大基地項目：合計約6億千瓦，其中“沙戈荒”大基地2億千瓦+第一批大基地1億千瓦+第二批0.5億千瓦+第三批1億千瓦+第四批1億千瓦。

(2)地方省內競配項目：2億千瓦(根據總量和大基地項目裝機倒算所得)。

11、21年大基地項目中五大發電集團和其它企業占比分別是多少?

沒有具體數據，因為基地項目都是一對一的下發，沒有公開披露具體分配到單個集團的指標。

12、五大電目前的資源獲取情況及瓶頸因素。假設目前在手的非基地項目21年規模(風電+光伏)約為1.5億千瓦，未來三年內每年新增約1、0.7、0.5億千瓦，合計約2億千瓦;大基地項目約6.5億千瓦。是否可以估算未來全部在手資源規模約為1.5+2+6.5=10億千瓦?

趨勢上沒有問題，但需要注意的是占有資源的規模和實際投產的規模是存在差距的。假設企業獲得核準的項目規模為1億千瓦，實際投產規模可能只有4000-5000萬千瓦。從項目核準到最終并網，最終項目轉換率大概在60%-70%，主要涉及的核心問題有土地跟電網。

土地：涉及到保護區、國家土地三調(第三次全國國土調查)完土地性質的變化等，相對來講地方項目受影響較少(顛覆性因素較少，地方性轉換率或在80%以上)，集體項目前期工作深度更深(大基地項目顛覆性因素更多)，以公司內蒙項目為例，因在植被調研時發現國家二級保護植物，好幾十萬光伏項目無法在該地建設。國土資源部可能會提出加大對新能源用地的支持(待落實)，土地問題解決有望使裝機投建加速。

電網：紅線(即規劃部門審批通過的用地控制線)內由發電企業來建設，紅線外的送出由電網公司建設，但實際上電網公司建設速度與項目建設速度不能完全匹配，因此在2012年國家允許在電網企業沒有建時由發電企業自建，并給予一定補貼(50km以內1分錢/度、50-100km2分錢/度，100km以上3分錢/度)，補貼在2018年之后取消，并要求電網企業進行相關線路的回購。雖然國家要求電網進行回購，但實際上大部分都沒有回購。雖然現在發電企業依舊可以自建，但成本可能會偏高(可以幾家集團合建來分攤成本)，并且未來電網是否會回購還存在不確定性。

13、目前陸上和海上項目競爭性配置的區別?

陸上項目競配：目前陸上基本上按照燃煤基準價，也就是平價項目，因此考核標準側重為建設主體在當地已有裝機情況、區域稅收貢獻、項目收益率情況等常規指標，平價項目可進一步分為保障性并網和市場化并網，兩者的區別主要在于：

(1)國家每年都會下達各省消納指標，這部分是保障性并網;各個省份超出這一指標的項目就是市場化并網;

(2)保障性并網的調峰責任在電網公司，保障性項目建設不需要考慮配儲;市場化項目建設需要自己配備儲能，因此出現了很多地方上強配儲能的情況，比例在5%-30%不等，所在區域新能源較多，配儲比例要求較高。(保障性并網占比可能在40%)

海上項目競配：仍以電價作為重點考核標準。與陸上考核側重點不同的原因在于，陸上價格機制基本形成，設備和造價可變要素少，但海上風電可變要素仍然很多，例如離岸距離、裝機結構等，行業仍處于價格機制探索期。

注：以下是我們整理的保障性并網和市場化并網的鏈接，可供參考：

各省(區、市)完成年度非水電最低消納責任權重所必需的新增并網項目為保障性并網項目，由電網企業實行保障性并網。

對于保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目，可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業予以并網。

并網條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、新型儲能、可調節負荷等靈活調節能力。

保障性并網和市場化并網只是并網條件有差異，兩類項目在并網后執行同等的消納政策。

14、未來分布式光伏未來的發展情況。

目前五大發電集團的光伏裝機(1億千瓦)中約95%都是集中式。分布式光伏主要以地方企業和民營企業為主。

15、如果未來考慮到并網因素和出現搶組件情況的話，發電集團是否會往前調整裝機節奏?

(1)組件：目前全國組件產能可以滿足約6億千瓦的光伏項目的需求(22年約3億千瓦)，因此不會出現搶組件的現象。

(2)并網：并網不會對裝機節奏產生影響，因為并網線路都是項目規劃時就已提前確定好的，因此投產早晚不影響能否接入電網。

16、未來隨大基地項目逐漸增多，特高壓建設會是阻礙項目并網的要素嗎?

一種是基于已有線路和特高壓的余量，只需要配備相應的火電調峰;還有一種是需要新建特高壓，目前沙戈荒基地里面大概10條線，需要同期建設電源項目和特高壓項目，同時會在申請方案中明確對應的火電項目(已有的、需要改造的)，且特高壓建設周期5-6年，火電建設周期3年，建設周期較長，可能是影響大基地項目建設的瓶頸。目前第一批9700萬千瓦已配上了相應的火電和送出通道。

17、國家能源局發布的裝機預期如何解讀?歷史情況來看，國家能源局預期會偏高還是偏保守?

無論是剛才提到的光伏裝機累計規模4.9億千瓦的目標，還是年凈新增9000萬千瓦的目標，行業內認為均偏保守;如果用地問題能解決，裝機規模還會更大，每年或能到1.2-1.3億千瓦。

18、組件價格較低使項目收益率較高，國家會采取相應手段進行糾正嗎?您估計時間點在什么時候?是否會影響建設主體建設熱情?

年前組件2元/w，最近招標1.8元/w，目前以收益率6.5%為基準能建盡建，估計不會影響建設熱情。組件價格如果預期很低，使項目收益率較高，估計國家會采用市場化的形式使項目收益率穩定在合理區間，可能會采取競配量價等形式。

19、新能源存量項目補貼核查，如何進行會計上的處理，是直接計提減值嗎?還是對公司的電費會產生影響?

問題種類較多，一類是分期并網的項目，具體按照實際并網時間扣減還是進行其他處罰，還未定論;還有一類是涉及違規作假的項目，受到處罰的預期比較明確。