1、最终装机需求往往大于测算，测算量能否认为是保底量？
明年预计装机120GW，更多是从当前的开工规模去做的推演。今年上半年实际风光大基地开工规模超过100、110GW。但今年由于硅料价格，产业链处于观望态度，今年全年预判到的一些项目留到了明年，明年第一批就有95GW，明年未开工项目都会落地。并且在硅料价格、电池片价格缓解趋势下，装机有一定弹性，120GW的预测是比较合理的。现在是 12 月初，再过一个半月，对于明年的预判会更准确一些。
2、现在大基地开工的100GW以上中包括流转的20GW吗？
不包括这20GW。储备项目上看，除了大基地，还算上平价项目流转、各省保障性规模等。因此光伏在建项目也会超过100GW，明年装机如果有120GW，集中式会有60GW，因而完成度还有进一步提升的空间。今年有80-90GW光伏装机项目，集中式有35-40GW。
3、今年年末有一些抢装趋势，明年如何看？
抢装往往和价格相关，但现在的抢装不是价格导致的，而是从权重、占比转型、供给量来看。从地方角度来说，分配的项目资源不开发的话就会回收，开工后迟迟不建也会影响后续资源分配。所以现在抢装更多的是希望项目如期完成，并为后续的建设打好基础。
4、关于新能源发电项目应并尽并、能并早并的政策，能否再解读一下？
其影响不能量化，更多是强调各方协调力度、统计相关项目规模并上报，更多是强调这方面原则。正面效应来讲，肯定是积极促进的。
里面有两个问题：1）全额保障性并网一直有电价有补贴、和全容量并网衔接，避免开工后固定电价政策的失效。2）虽然不用全容量并网，但是要配储能，不建储能就不能申请并网。从建设角度来说，配件问题不能解决。个人认为不一定要把全部配套储能建设完，部分模块化的建设完、租赁的形式也都可以。所以储能配光伏政策不会导致“不要求全额配网“的政策落空。
个人认为总的是积极的，出台以后还需要看地方的结果。
5、消纳问题？
1）个人认为是明年大概120GW，并不是明年消纳不了，130-150GW也能消纳。
2）但要关注持续性的问题，目标是2030年风光累计12亿千瓦以上，大概率2024年就突破11亿千瓦。
3）即使今年80-90GW，全国平均弃光率只有1.8%。并且今年电力消费增长慢，1-9月仅3%+。如果明年GDP增速是5%，明年电力消费增速会在6%以上。
4）部分地区还推出了煤电和新能源的实质性联营，把一些新能源资源向具有煤电企业项目的开发主体进行倾斜，让他们开展系统性的参与电力市场，来降低新能源消纳程度。个人认为明年超高压输电线路随着大基地的落地，也会进一步地增们全国资源消纳的能力。
结论：消纳问题不会卡住光伏装机的增长。
6、分布式今年可能45-50GW，明年60GW，增速不高？
分布式目前大家更多是线性推断，而不是自下而上的摸排，各个省、地方的摸排会在明年1月初才会开展。
目前对明年的总体判断更多是自上而下的。个人认为集中式和一般工商业的增速会更快一些。但分布式的未来发展，个人认为在未来的3-5年内，仍然会保持比较合理的速度。
7、今年大电站成本过高，所以大家做工商业，导致工商业成长快？
今年环境确实导致工商业加速了，但不完全是环境因素。个人一直认为工商业是要回升，历史上最开始只有工商业，没有户用。后来 2019-2020 年搞全国竞价，把工商业和地面电站捆在一起要求竞价。然后户用光伏给了单纯的价格补贴政策，导致户用光伏更快发展。并且一般工商业在发展过程当中面临的隔墙授电打不通，有些电费收不过来。
所以现在工商业的发展更快，是因为上述问题大部分都得以解决。并且现在出台的绿色消费体系的建设、增加绿色消费等等，都必须来自于可再生能源电力的替代。
去年 1439 号文要求煤电全部进入市场，基于电力市场的电力上限从 10% 上浮到20%，也就是说终端的工商业电价也在涨，所以工商业现在也得承担省里给他分配的消纳责任权重、考虑自己的用能成本。因此工商业现在也不是一个纯噱头，而是有经济性的收益。工商业明年的基数也会更大，增长还是可期的。
8、明年工商业的增长还是来自几个主要的工商业用电大省吗？
工商业的大省肯定相对增速要快一些。比如现在户用仍然集中在华北地区、山东周边为主的河南河北地区。
目前来看大省和外溢地区都有，其它地区的增长也没有问题，比如今年浙江的用电相对紧张。
9、户用如何看？
希望户用尽快从华北和华南地区往外走，后续还要再观察。我们看到很多新公司专门做户用，现在标的也已经开始逐步在资本市场上显现。个人了解到一些越来越大的正规企业也开始投入到户用中，户用的增长比较乐观。全国范围内来说，当前户用可以认为刚发展到中前场。
10、明年硅料降价后，市场的弹性有多大？
一旦形成供大于求后，价格会较快时间调整到位，但什么价格到位，还需要再观察。个人认为组件价格会回到1.8元以下，因为要保证一定收益率，现在市场一部分利益也需要新能源拉动。硅料降价后，更多是产业链价格落实到大家心理预期后，建设计划能够更快落地。各个环节的变化来看，行业内市占率高、话语权强、溢价高的企业的利润更高，上游利润会往下游疏导。
11、终端电价是否会下行？
会尽量保持平价项目的价格政策，地方可以享受平价小时数、因地制宜地给予设定，然后超出的部分去参与市场化交易。
但现在谈降价太早了，只要让保障的百分比有适当调整，让市场参与形成价格是比较好的。
12、利润分配方面，比如现在招标的项目已经招标过了，很多价格定在1.85毛左右，存量已经装包的项目预期不会再观望价格，而新增项目可能会观望一下价格，这些项目是否是这样处理？
按照合同商业规则，是这样处理的。但应该复盘一下以前抢装、或类似531政策出现之后，央企、国企对手中订单和下一步情况的变化，比如2018-2020年间大家是怎么处理的。
13、现在的背景和2018、2019年好像不一样，碳中和之后的竞争更激烈？
十四五没有提风电、光伏的目标，只提了风光发电量翻倍。对企业来说，传统意义上要保证新能源企业获得合理收益，但现在新能源获得合理收益已经成为了电源可持续性投资的重要来源，因为现在煤电和新能源的投资主体从上游母公司高度重合，传统煤电也要加大投资。所以降价也是为了让发电企业的利润得到改善，而不是仅为了建设的规模，规划角度上看不出一年要干2亿千瓦光伏。
明年十四五期间的光伏目标也会进行评估，会为下一步工作进行部署。个人认为大家不会为了双碳目标就去抢。SEVEN调研纪要
