先探讨一下4月19号公布的公开征求意见稿，然后探讨一下招投标的情况。其实公开征求意见稿2月底大家就看到了，但是那一版是审计征求意见，而4月这一版是审计征求反馈意见。一共收到了反馈300-400个。因此对上一版进行了删改，对于重合的进行了删除；另外，争议较大的删除了，比如通过减补换取新项目指标的这一条就被取消了。核心的三个机制值得关注：第一是消纳权重引导机制，第二是多元并网保障机制，第三是竞争性配置的机制；另外谈及了户用2021年补贴的情况，户用规模也是纳入保障性规模的；还强调了优化营商环境。

1）第一个机制：消纳权重引导机制。这是整个政策的核心，相当于是一个新的游戏规则，决定了我们的指标不再是国家能源局统一发，而是根据本省消纳权重和本省用电量计算，算出来的是保障性规模；超出保障性规模的是市场规模。

有一个非常重要的指标是消纳权重，2月5号国家能源局就下发了《2021年可再生能源建议消纳权重和2022、23年预期目标的函》，这里规定了2021-2023可再生能源消纳权重和非水可再生能源消纳权重，这个权重是根据2020年12月12日习近平主席提出的，到2030年风光装机12亿千瓦以上，非水可再生能源消费是25%左右。国家能源局把25%提到了25.9%，留有一定余地。

跟2020年的指标对比一下，每年是要提高1.47%的，每一个省都要比上一年提升1.47%。2021年全国是11%，每年提升1.47%，至2025年为16.5%。非水可再生是包含了风、光、生物质。根据2020年，风电发电量是4665亿千瓦时，光伏发电量是2605亿千瓦时，生物质发电量是1326亿千瓦时，占比电力消费比例分别为6%，3.4%，1.7%；风光相加为9.4%，如果再提高1.5%，正好是11%的水平。

如果是按照去年的装机情况，大量的风电光伏项目是在最后一个季度并网的，没有在当年产生发电量，所以今年的装机是为了实现明年的权重，明年的装机是为了实现后年的权重。2020年底，风电累计装机2.8亿千瓦，光伏累计装机2.53亿千瓦，按照去年风电2097小时，光伏1160小时来算，风电5900亿度发电量，光伏2900亿度发电量，合计8800多亿度发电量，按照11%倒推，就是80000亿度电。截止到2020年底的风光装机，可以保证2021年11%的目标。2021年要保证2022年12.5%的风光发电量。

十四五期间新增1.2亿千瓦，但是这是一个下限。以后各省的装机只有下限，没有上限，上限要考虑市场化规模。考虑各省区域发展条件不均衡，北京、上海、天津自身电力消耗大，要提升可再生能源消费难度较大，正考虑给分布式补贴，但也不会带来太大影响；因此可以省份之间互换保障规模，考虑将其他地方的规模纳入北京。

2020年之前，风光发展有两个天花板，一个是补贴总额，一个是电网消纳。现在补贴不存在了；而国网、南网也提出了自己的消纳空间，是基于本省用电量的增量和5%的弃电率，但是这个5%是基于2018年下发的《清洁能源行动计划》，将来5%可能不再是国家对电网的约束条件了。电网自此成为了服务提供商。从去年年底的并网量来看，电网的态度是转变的，2020年底的抢装得到了电网的支持。

随着风电光伏渗透率提高，我们也想了很多办法来消纳风电和光伏，包括之前也提出了抽水蓄能的规划建设、加配储能、火电灵活性改造，都是为了配合高比例的风电光伏渗透率；但当风电光伏渗透率高到一定程度后，调峰调频的成本是高于风电光伏的成本的，到那个时候弃电率提高，电力投资主体也是可以接受的，弃电率每提高一个点都可以释放大量的新增装机空间来。

2）第二个机制：多元并网的保障机制。前面提到根据消纳权重算出来的是保障规模，超出这个规模是市场配额。保障规模是电网支持想办法消纳的，不需要业主配储能，这是国家的要求，执行层面也可能会有一定偏差。市场化规模要自己想办法来消纳，比如华能通过火电厂深度改造之后，提高调峰调频的能力，就可以在周边建风电光伏。竞争性配置争的是电网配置的权利。

3）第三个机制：竞争性配置。前面提到了未来的保障并网规模都是各省自己定的，竞争性配置规则也是各省自行决定的。对于2021年保障性的项目，实行指导电价加竞争性配置。在昨天公开的文件里，国家能源局并没有给各省指明拿什么去竞争性配置，可能是想给各省能源局发挥空间。

我们2016年也组织过省级的竞价，根据企业对省内的贡献，开发企业实力，前期工作完成程度，来分配指标。同时也担心各省把额外的需求加在指标分配评判里面，因此提出了优化营商环境的需求。

保障性规模享受的是一个电网优先消纳的权利，电价跟市电也是不一样的。无论是保障性并网还是市场化规模，它的发电量都是分为两部分的：一部分是保障性并网电量，一部分是市场化电量。保障性收购小时数内的，要通过竞价，价格不超过国家发改委的指导价，跟各省脱硫煤价格差不多，或者更低。根据2016、2017年竞价来看，省内竞价价格不会下来很多，可能会贴近脱硫煤价格。市场化规模由于要自己想办法做消纳，可能价格会稍高一点。

前面提到了，竞争性配置为了防止各省增加各种附加条件。有些省份提出了优化营商条件、深化招商引资、引进新能源产业，增加了新能源投资企业无形的成本压力，配套产能、土地税费都是问题。有12、13个省份明确说了什么情况不要交土地税费，有些省份没有说。这次提出要减轻投资企业的负担。

另外，户用这块，2021年还是有补贴，补贴定3分钱/W，3亿元补贴的总量，就是10GW。去年有6GW的指标，由于1个月缓冲期，最后装到了10.1GW，主要在山东河北河南（山东占45%，河北23%，河南12%）。今年10GW的指标，可以冲刺到14GW。今年在山东河北调研发现，山东河北部分经销商反馈一季度收单量超过了去年全年的户用安装量。

一季度光伏新增并网5.4GW，比去年同比增长37%；工商业分布式增长较大，尤其是自投工商业分布式（能源控，碳排放控导致企业自己投资分布式的积极性提高），总规模来看与2019年一季度相当，3.83GW已经EPC竞标了，有0.76GW在630之前并网，3GW以上的项目在630后，大EPC（含组件和逆变器）加权平均价格在3.53元/W，比去年同期多出了2毛钱，小EPC竞标量为1.86GW，加权平均价格在1.57元/W，比去年同期多1毛。

1-3月份，组件采购11.8GW的采购，最大的是华电的单，这11.8GW里面7.65GW开标了但公布中标人，最低均价1.67元/W，最高均价1.75元/W，整体均价1.61-1.79元/W，有4.1GW确定了中标，多晶中标均价在1.37-1.48元/W，均价1.415元/W，单晶均价在1.47-1.796元/W；昨天华电的中标，隆基中了1.5GW，1.73元/W，晶澳中了1.5GW，1.7元/W，正泰中了2GW，1.63元/W。以后可能会做一些变动，以现在的价格与PVinfoLINK对比，如果将来执行的时候，假设PVinfolink涨价了，价格可能也会跟着上浮一点点。

1、政策方面，每年风电+光伏新增的下限是120GW，上限根据市场定。120GW这个数字，政策制定部门怎么看？市场化占新增装机比例的展望？

今年可能到不了120GW，增长的过程由少到多。每个省自己来定风电多少，光伏多少，根据资源和情况决定。大家都是按1.47%年增长来定的，本身用电越大，压力越大，所以东部新增压力较大。东部地区，海风比较有潜力但成本高，陆上风电和光伏土地成本较高。尽管风电光伏发电量最后可能相当，但风电装机量可能会没有光伏多，全国来说可能4：6。

市场化的比例是多少不好说。假如各省抢指标的话，市场化规模可能会大超预期。统计各集团的目标和各省的规模，各集团的目标是大于各省的需求规模的，对于市场化是很乐观的。

2、各个组件厂的报价差异比较大，中标的价格是带一定资源附加的吗？

一二线企业开工率差异比较大，在当今的电池片价格下，1.63元/W的价格只能有微利，主要是为了保开工率。海外的订单是比较好的。4月的组件开工率比3月提高。

3、华电的招标设置了价格上限吗？

华电本应该是3月2号开标的，但拖了很久，因为不想接受很高的价格，但后来不断涨价也就接受了。各个央企都有比较大的规划，每年都规划了装机量的上下限，只能接受高价格。

4、除了华电以外的几个招标的单子的价格相比华电的价格是怎样的？

1月份的两个开标价格都较低，大概在1.5元左右，最高的是1.7元因为是双面双玻的。2月份没有公开中标。3月初有两个公开的中标价格，一个是广东发展公布了1GW的中标价格分别为1.52元和1.58元，这一项目主要是今年年底和明年上半年，并且明年上半年的供货比例更大一些，是为了做一个分摊；中核南京、粤水电、龙源电力、南网能源也都做了开标，南网能源的开标价格最低，1.61元，其他几个都是1.7元以上。

5、除了华电以外，其他大型能源集团的招标情况，竞标进度如何？

EPC招标更能体现出进度。我们统计的都是大型地面电站的项目，从现在看，大部分项目上半年主要是完成去年竞价的量，地面电站的项目在下半年量会更多一点。

6、大唐等一些项目的进度如何？

之前中核汇能也招标了一些项目，但没有开标，现在要招一个大的5GW项目。4、5月份可能是大家集中集采的时间段。

7、华电的竞标是不是说明1.7元的价格基本被市场接受了？博弈是否快结束了？

每年的一季度都是淡季，今年同比还增长了些。华电的1.7元被接受的重要原因是每年都是有保底线的，比如说华能“十四五”期间每年要装20GW，所以每年的装机量都是需要有保证的。所以大家也在选择一些能够承受较高价格的项目来进行。

8、需求方面今年的装机量是不是不及预期的那么好？

通过跟一些企业的交流，今年至少会有55GW，正常情况能到60GW。户用会有3-4GW增量，工商业项目也会有2-3GW，地面电站也会相对去年有5GW左右的增量，加起来至少会有55GW。组件价格对于国内有一定影响，大约会有5GW的影响，价格没这么高的会装机更多。

海外市场中，欧美、日本市场对于价格的承受能力更强，中东市场电价太低了会对价格敏感一些，印度市场喜欢多晶，但印度2022年开始增加关税会刺激囤货。海外情况整体跟预期差不多，110GW左右。

今年全球预计会有170GW左右的装机，跟硅料的供应量也相匹配。

9、逆变器的涨价影响大吗？

逆变器的涨价对地面电站成本影响很小，逆变器只有1毛的成本，就算涨10%也问题不大。户用方面可能会受一定影响，但没有组件涨价的影响大。这与去年玻璃的情况类似。逆变器厂也都做了一定IGBT储备，不至于会影响今年的装机量，今年户用15GW就差不多了。

10、到2030年，12亿千瓦的光伏风电装机量跟25%的非水可再生能源占比这两个目标似乎有所差别？

不矛盾，12亿千瓦是个保守数字，是考虑到核电、水电等一些装机情况，因为如果这两类装机好的话会影响风电光伏装机量的。但25%的非水可再生能源是不包含水电和核电的，这是比较明确的政策了，这其中靠谱的就是风电和光伏了，大家预计会在16亿千瓦以上。

11、25%非水的目标出来之后，对于地方来说，如果满足了这一比例要求，后续的方向和安排应该是怎样的？

如果有些省发展情况好，那么可以适当提高下一年的指标，指标是动态调整的，能源局可以多加一点码。

12、组件一线企业1.7元多，二线企业价格跟一线企业对比是怎样？

从去年开始一直在统计报价情况，二线企业普遍比一线企业便宜3-5分钱，这是一个长期的情况。

13、组件的定价问题，是会依照PVinfolink的公布数据还是大家统计的为主？

大家经常引用它的原因是价格是比较公允的，可以反映市场整体变化情况的。虽然PVinfolink价格数据比较慢也比较保守，但大家普遍还是认可的。大家只是找一个标杆，通过PVinfolink的涨跌幅来控制自己的涨跌幅，避免后续的纠纷。

14、目前合理的IRR会是怎样的？

基本是在6-7%左右。通过交流了解到，国有资产保值增值是最大的目的，把将来市场化交易的风险考虑进去、融资成本考虑进去，大家还是要保证比较好的收益率。有个别的集团为了量可能不会卡全投资收益率，卡的是资本金收益率，资本金收益率在7%以上，而全投资收益率可能就到6%以下了，但这也是个别情况。

15、硅料的价格判断？

硅料企业认为他们去年太亏了，所以现在要赚回来。进口的瓦克料突破17欧元了，最近可能会突破145元的价格。硅料每涨10元，组件价格涨2.6分钱。每次硅料调整价格，中游企业也会自己消化一部分再推到下游，现在硅片企业还有些让利空间，但是硅片产能又跟不上电池片产能，并不能释放一定的利润给下游。现在不看好硅料会涨到150元以上，不然下游就会涨到1.8元了，5分钱的涨幅对下游来说可能会有1.2%的全投资收益率的下降，在现在的情况下1.2%的下降影响还是很大的。

现在大家也慢慢接受了这个价格的增长，而且4-5月份也即将迎来高峰期。

16、上游的整体价格如果往下调，现在签的组件价格会往下调吗？

有过这种情况。“531”之后就都往下调了。

我是你们的九点君，这里有故事、有观点、有态度。正文就这么多，没有聊到的，或者大家有什么想聊的，我们留言区见。