专家介绍：
22 年12 月份公司在谈一个组件的采购协议，评标结果已经出了，还需要向领导请示，平均价格在 1块7毛5的水平，较一直提的组件价格 1块 9毛 5降低 2毛钱，收益率会提升 1个点左右的水平。对于装机的影响，组件价格不管是什么水平，对于集团的装机规划都不会产生影响，也就是说组件价格低了不会调高规划目标。因为21 年及22 年规划目标实际上都没完成，22 年开工目标是 2400~2500万千瓦，23 年预期开工目标是 3000万千瓦，22 年装机确保 1500万千瓦争取 1800万千瓦的并网，预计 23年装机并网目标是 1800万千瓦争取 2000万千瓦。装机投产这两年跟规划目标都是滞后的， 21年装机目标是确保 1300万千瓦，争取 1500万千瓦，但是全年 1000万千瓦的投产，虽然是历史最高，但是还没有达到目标值；22 年装机预计并网容量会较目标少 200万千瓦。十四五集团做 8000万千瓦的新能源目标没变，也会有投资者说 21-22 年都没完成规划目标，十四五会不会也完不成 8000 万千瓦的规划目标，个人认为 24-25 年基于一批及二批基地项目的建设，会有较大规模的释放，十四五规划预计还是能够完成。
问答环节：
Q：各大集团要完成十四五规划，23-25 年完成的年均装机投产任务都需要较 21-22 年翻倍，现在集团下调规划目标的压力大吗？
A：我们集团 8000 万千瓦目标比较宏伟，实现难度也很大，总规划拆到每一年实际上是 1600 万千瓦，但前两年累计是差了 900 万千瓦。不过略有偏差也是允许的，8000 万千瓦新增装机的目标跟清洁能源装机占比 50% 任务有关。
个人对于未来新增装机还是比较乐观的，这是基于当前实际在手建设及储备资源的量，五大发电集团截至到 11 月份在建风电 4000 多万千瓦，光伏 7500 万千瓦，加在一起大约是 1.2 亿千瓦，比去年同期多 2000~3000 万千瓦，五大在全国整体装机比例是 50%的比例。在手资源量五大风电核准量 4900 万，年底会超 5000 万， 较去年同期是翻了一倍。21 年全年光伏在手备案量是 1.7 亿，22 年 11 月底已经接近 1.6 亿，五大完成任务会有翘尾效应，22 年底在手资源量肯定会超过 21 年全年的量。受组件价格影响，虽然 21 年拿了 1.7 亿千瓦光伏资源量，但 22 年并网量不会达到国家能源局说的 1.08 亿千瓦。但是现在组件价格下来之后，如果地方政府不追加储能等其他要求，那么光伏收益率也会提高，21-22 年 3.4 亿的资源量会对后续光伏投产量会有明显支撑。
Q：国家现在既有 50%的清洁能源占比考核，又要求煤电大干快上，那是不是意味着未来清洁能源装机规划还要上调？
A：国家说是一方面，企业做是另一方面。从我们集团来说，我们不会轻易接盘国家提出的这么大煤电任务，当然外面说国家给集团 1600 万的煤电装机要求，但是从公司内部来说不会有那么多，首先我们的储备的项目点就没那么多，而且煤电前期规划时间要求是非常长的，有的火电前期工作可能会达到 8 年之久才开工。对于 3 个 8000 万目标，国家能源集团会比较激进，前一阶段有新闻提国家能源集团招 13 台百万千瓦机组的主机，但我们集团不会有那么多。但是我们在一个基地上是拿了 1600 万千瓦资源，其中 400 万煤电，800 万光 伏，400 万风电。此外，我们陇东基地是 200 万煤电，400 万新能源。我想强调的是如果国家要求就只干 200 万千瓦的煤电，没其他的项目配套，我们是不会做的。我们在做煤电的同时，至少会 3 倍于煤电装机的新能源容量配比。
Q：十四五 8000 万的新能源规划目标可以略有偏差，这个可以偏差的幅度是多少？
A：差个 200 万千瓦左右问题不大，但是差了 1000 万问题就很大了。
Q：这样算之后新能源装机目标压力还是很大，现在会按照之前两倍左右的去规划吗？
A：现在看 23-25 年还有 5700 万千瓦的新能源任务，即是说再扣除掉 200 万的余量，还剩 5500 万在这三年做完。但是我们是逐年爬坡的过程，也就是说最重的压力不会在 23 年，而是在 25 年。而 25 年正好是我们的基地项目落地时间，单体容量大的基地项目应该就在 24-25 年，会给之后目标有很大支撑。
Q：组件价格下来后收益率会提高，地方政府和电网会不会进一步要求提高我们的配储比例？
A：这个应该是必然趋势，但是目前还没看到有这种要求，不过 21-22 年储能配比在提升。
Q：储能要求提上来之后会不会导致我们的收益率还是维持在之前的水平？
A：现在这么关注组件价格一方面是平价，另外一方面是新能源未来会逐步参与市场化交易，当然现阶段打折还不是很严重，但未来如果电力供需紧张的环境过去之后，新能源要承担现货的成本会更高；第三是配储，储能是决定项目能不能并网的要素。市场环节对于新能源经营压力一直在提高，这些压力转换到我们能看到的就是组件价格要降低，我们关注风电最关注风机价格，虽然风机价格回落对风电项目收益率有很大帮助，但是如果市场环境不变这个贡献会更多。我们在采购组件的时候，上一个标在 2 块 1 毛几和 1 块 8 毛几的组件价格都有，有人会问我们集团能承受的组件价格是 1 块 9，为什么还会有 2 块 1 的组 件价格，我想强调的是 2 块 1 的组 件价格是用在工商业的。也就是说如果组件价格不降低，我们还会像前两年一样不建设那么多，会形成另外一种对于组件价格的倒逼机制。
Q：现在签了 1 块 7 毛 5，如果之后组件价格掉到 1 块 5 的水平我们会不会重新签？
A：一般不会，举风电的例子，我们之前签了风电主机的协议，但是现阶段不让他们供货，可能主机价格越来越便宜了，但是到那个时候我们也不会重新签订合同，而是说采用其他方式，比如换更大的机型等。组件也是 一样的道理，20 年的时候我们也是签了组件价格，是五大里面签的最贵的，但是其他集团在组件价格上涨的时候，组件厂商就不供货了，我们还在继续供货。而且因为合同是有法律效力的，基本上不会再重签，如果市场发生非常大的变化，为了确保双方的利益，会在之前的基础上再谈一些附加的协议。
Q：1 块 7 毛 5 的组件价格覆盖了 23 年多少比例的装机？
A：大概是 1/5 的装机水平。我们采购组件价格以及采购其他设备的逻辑并非是看市场行情，等价格更好的时候我再去招标，我们更多是保障项目收益率可以过，保证投资成本不会超过上级下达的目标，这时候就可以采购了。而且这个 1/5 并非是说后面还有一些项目还没买，而是我们在采购组件的时候就已经有明确对应的项目。有些我们可能会先以框架采购协议的方式先确定一个价格，在一定的时间长度内跟一些厂家签订一个协议，在市场价格快速上涨的时候我们怎么确定最后的价格，在市场价格快速降低的时候怎么确定最后的价格。我们只要满足集团要求的收益率就可以，至于说在这个收益率以上多少我们其实并不关心。或者说收益率并非是我们做投资决策需要考虑的东西，收益率是谁运营这个项目谁关心，因为可以降低他们的考核压力。
Q：我们是考核装机规模还是考核盈利？
A：我们是分开考核的，对于区域是我们每年下发一个装机目标，这里面又会分几个维度，主要就是前期资源要拿多少，开工多少，并网多少，这个是规划和基建口径的考虑。盈利是财务口径的考虑，比如说今年给的指标盈利 1000 万，那你也需要完成。也就是说对于装机这块盈利的考核压力是不大的。
Q：前两年各大发电集团都没完成目标，但今年大家看到组件价格降低，可能会上特别多的量，今年装机会不会超过电网能消纳的量？这种情况下，谁能上谁不能上怎么决定？
A：我们需要动态看待电网消纳极限，现在从国家给的保障性并网规模来看，电网确保能够消纳的量是 1 亿千 瓦，不过现在也会给市场化并网的部分。也就是说每年 1 亿千瓦以内电网并网是没有问题的，超过 1 亿，我们再想办法。现在我们在前期规划和项目角度来看，之前我们不会做的调节的项目我们现在都会陆续去做，比如说抽水蓄能我们也会去做。此外，之前也有提，现在让我们去做火电可以，但是必须得配新能源，这也就是说 我们可以自我调节，确保给电网输出一个稳定的曲线，这样也可以降低电网的消纳压力。当然，阶段性的消纳压力还会有，但是大范围的弃风弃电不会再有。这里面提到的阶段性消纳压力主要原因是通道问题，比如我们有的基地项目特高压一直没建，那我们只能就地消纳，但是因为是基地型项目，体量比较大，一旦就地消纳就对本地的电网承受能力提出很高的要求，这时候可能会产生消纳问题，但是这个通道终归还是会有的，所以这个阶段性问题还是会过去。
至于让谁上不让谁上，电网还是要坚持三公原则的，也就是公平公正公开，电网让这个发电公司接入不让其他公司接，只要手续齐全电网都要接纳。虽然现在有些电网确实接入会有些困难，但是这些都是有区域特点的。而且我认为即使新能源并网达到 1.5 亿千瓦，我们消纳都不会有问题。再加上我们燃机电厂的建设，项目自己备的这些储能未来都可以发挥效用。虽然现在备的这些储能都是摆设，电网也不调用，但是电网一旦调用就可以发挥灵活调节作用。电网现在不调用是因为不想给钱，因为一旦调用就得给钱，但是电网支付这些成本不好疏通出去，但是之后我们现货市场运行、辅助服务市场并入到现货市场，以及长周期现货市场的建设，这些问题会逐步消化。我觉得现阶段消纳问题不用担心，但是确实 24-25 年会有些问题浮现。
Q：我们算 IRR 算不算储能的成本？
A：我们是把储能算在内的，按照 1 块 7 毛 5 的价格，10%的配比 2 小时储能收益率应该是 7 出头。
Q：如果储能要求提高到 20%，2 小时，IRR 是多少？
A：我之前做过一个项目，不配储能和配 15%、2 小时的储能收益率差异是 1.8 个百分点。
Q：之前电网不愿意调度公司强制配储的储能，很多人觉得是因为质量不行，没法用，但是您刚才提到其实是因为电网不愿意花调度的费用。到底哪个影响因素更大一点？
A：还是费用的问题，公司强制配储的储能是可以用的，电网都会进行考核、检查的，而且我们这类企业最关注的就是安全稳定运行问题。
Q：不管公司怎么做，电网都不调度，公司储能提高到 15%有什么意义？
A：有些地区企业现在的储能设施电网会给明确的说法，也就是电网会明确一年调用多少时长，这是 22 年才新出现。主要是共享储能，也有个别是强制配储的。
Q：如果电网调度公司的储能，其实公司地面电站的收益率还能上涨，是这样吗？
A：有机会上涨。但是从公司测算的角度来看，公司做投资决策首先要保证兜底的原则，也就是说目前还没算收益。因为储能现在对于公司而言只有成本（建设成本、维修费、材料费以及更换电芯的成本等），对收益端是没有任何贡献的。
Q：1 块 7 毛 5 大概覆盖了公司 2023 年五分之一的量。不知道签的协议是不是已经包含了调价的条款，比如锚定电池片的价格，但是如果电池片跌到或者涨到一定程度的时候，其实双方是可以进行调价的？
A：现在招标结果还没有发布，所以现在还不太清楚。
Q：春节前大家都不开工，所以公司也没有进行采购，上游也没给公司供货。大概什么时候开始组件厂会批量给公司供货？
A：应该在 3 月份。从 2022 年开始，五大集团新能源的基础工作都开始的很早。因为 2021 年公司的完成的情况不是很好，所以在组件到货以前，公司还要完成相应的一些工作。
Q：如果组件厂给公司供货，最低也是按照 1 块 7 毛 5 的价格给公司供货？
A：对的。
Q：分布式之前热过两年，但突然之间进展放缓了。公司怎么看分布式光伏？
A：近三年来，分布式是公司现在光伏发展非常重要的支撑。公司以前做集中式，2021 年公司集中式占整个光伏板块公司的 80%，分布式只占 20%。从去年的情况来看，公司的分布式占到了 70%，集中式只有 30%， 已经完全反过来了。而且从项目量的角度来看，分布式的量很大。从目前公司管理的情况来看，公司为了激发整体的发展热情，可以跨省谈光伏分布式项目，比如江苏的公司可以去浙江谈光伏分布式项目。当分布式的网撒开了，可以扩大企业的业务地。集中式根本不可能这样做起来，集中式体量大，需要跟地方政府关系好，浙江的企业去找江苏的地方政府肯定行不通。
Q：公司做的分布式是工商业屋顶还是居民屋顶？还是其他的分布式？
A：公司都有做，但是还是工商业居多。
Q：公司会跟正泰、创维、中来这些公司合作吗？从它们那买分布式的资产吗？
A：会的。据我了解已经有一些框架协议了，而且框架协议的规模还不小。
Q：硅片价格跌了，分布式整个产业链的盈利可能比集中式还厚。有没有可能今年分布式放的量比我们想象的还大？
A：这个问题不太好回答。因为刚才提到它放的更大的量的逻辑是它产生的更厚的利润，但其实并不完全是这样。它的收益率区间比较宽，高的可能比集中式高很多，低的可能比集中式还低很多，所以高的过去了，但低的不一定放过去。还有一点，我们集团现在对于光伏除了收益率的要求以外，还有造价的要求。如果超过了造价水平，公司不投资，不能干这个项目。这对集中式而言很好，因为集中式造价容易控制。但是分布式不能控制造价，因为有很多中间商。这种情况可能对央企来说是限制，但是对于分布式行业是非常有利的。
Q：制约分布式的瓶颈在哪？是不是也是配网的消纳问题？
A：分布式分工商业和居民这两块。对工商业这块来说，制约分布式发展的主要是用电曲线以及企业能存活多久。对居民这块来说，首先最关键的一个问题是一块板子给多少租金。最早的时候它是按平米，现在是按照板子，而且价格涨得是非常多的。第二，是安全问题，在居民屋顶上的光伏是有一定安全风险的。第三，是认识的问题，地方政府以及中间商更多的将分布式作为盈利的手段，并没有顺应新能源的发展。
Q：如果今年光伏装机比较多，会不会挤压风电的装机？
A：首先从企业的角度来看，逻辑不是多干点光伏就少干点风电，多干点风电就少干点光伏，总量是没有定的，超额完成前期规划的目标是公司期待的，主要在于资源够不够。
Q：之前送出都是企业或者项目公司掏，现在好像明确要求是电网出钱，有专家提可能每瓦有 2 毛钱的成本下降。这个说法对吗？
A：各地不一样。公司在各地都有自建线路的项目，在南方电网管辖的区域内少一些。在北方比如内蒙，公司都是自建送出线路，基本上都是垫资建设。按照国家的要求，公司先垫资建设，一定时间内电网公司回购，但是真正实现回购的是凤毛麟角。不确定每瓦是否有 2 毛钱的成本下降，因为 110 千伏线路、35 千伏线路、220 千伏线路造价是不同的，而且公司送出线路有 10 公里、 20 公里、 25 公里等。
Q：能源局之前说 2023 年可再生能源要装 160gw 新增装机，这是不是就是今年风电和光伏的新增装机规划？
A：应该是的。可能也把生物质算在内的，不过占比很小。
Q：电网现在可能可以容纳 100gw 左右，是不是就代表着今年现货交易在某个时段电价可能是会非常便宜， 或者便宜的占比会越来越高？
A：是有可能的。最近在推进新能源分布式光伏去参加辅助服务，这代表是大家在想办法。
Q：今年用电价格会涨吗？
A：用电价格不知道，不过煤电标杆是不会动的。
Q：今年公司如果实现了 160 gw 的目标，到 2024 年，如果公司还想要更好的新增装机的增长，需要怎么解决？是不是 80gw 的火电必须得投产，或者是电网开始调度储能的电？
A：还是需要大抽蓄开始干，不过大抽蓄时间比较长。需要解决的是送出通道，公司 2、3 批基地很多都是依靠通道。通道快的话基本上两年就可以落地。从公司的角度来看， 8000 万的煤电不是那么重要。
Q：公司 2023 年的新增装机是不依靠大基地的， 2024、2025 年大概率就得通过大基地的量增长，对吧？
A：第一批基地在 2023 年增量上是要体现的。
Q：今年一共 160gw，第一批大基地 100gw，不就是 60%-70% 的量都是大基地了吗？
A：2022 年也并网了一部分，比如公司一批基地并网了一半。
Q：今年很多省份都把中午调成了谷电，也就是把分布式发电最多的时间调成了谷电。这对分布式回报率有很大的杀伤？
A：对的。好在刚调成谷电，在现阶段的项目上还没有体现出来这个政策。
Q：要是真这样执行下去，老项目会亏损吗? 这对公司上的新项目是一个很大的挑战吗？
A：会有较大影响。但因为公司做决策只能基于历史经验和现在的实际情况，对未来的预期是无法准确判准的。
Q：现在有一些二线厂商最低的组件价格只有 1.45 元，公司不去买这些便宜的组件是因为什么？
A：首先，公司在新能源设备采购的时候有两个原则，一是评分原则，除此之外还有一些跟公司一直以来合作不错的厂商也会在公司的名录。公司并不是完全不考虑这些二线厂家的。其次，在组件特别高的时候，公司通过 OEM 的方式，代工的方式来降低组件的价格。最后，有一些组件厂家，公司去买它的组件是因为它有一些公司可以合作开发的项目。以上就是公司的采购逻辑。
Q：以现在的原材料价格，OEM 做出来的组件可能真的成本就不到 1.45 元，因此那些项目的盈利会很好?
A：是的。但公司会考虑是否做 OEM，OEM 是为了降组件价格，但当组件价格已经降下来的时候，二线厂家的生产能力已经满产了，公司不能再通过他们的生产线来生产组件了。
Q：现在电力企业备案的光伏项目都很多，以前可能因为组件价格高，企业也没想着大规模的把备案转化成投产了，但是现在组件价格低了，这些备案都是有可行性的。现在把这些备案项目转化成投产最大的一道坎儿是什么？
A：最大的一道坎应该是地方政府的管理。从公司的角度来说，这个项目通过测算是可行的，企业就愿意投。至于地方接不接，还要看地方政府管理，包括用地、用水、施工等。因为备案的时候地方不会跟企业谈这一部分，开工的时候才会考虑这些。
Q：地方政府的规划如果完成不了，会不会有什么问题？
A：应该不会有什么问题。省级规划可能还有一些约束力，地市级规划约束力就很小。
