项目∶以去年收尾的项目为主，今年正在集采招标，启动了4个多GW的EPC 招标。内蒙甘肃是主要招标的地方。招标量较为可观，最近是招标的高峰期，再晚招标的话时间太短了。
产业链∶三四月份排产的比例很高。四月和三月差别不是很大，不管是硅片、还是组件都维持在高开工率。江苏是光伏重点省份，由于疫情导致收货有问题，影响了原料供应。还有国际形势， 俄乌战争导致其他能源价格大涨。所以欧洲需求会比预计更高。很多机构把全球预期调高了，中性的预期都220、230GW了，好的会到240、250GW。在需求上涨和硅料新增产能投产速度慢于预期的情况下，硅料价格挺难降的。
组件价格的接受度情况∶ 虽然硅料、硅片价格不断调整，但是组件端价格没怎么动。基本上一线组件厂还是维持在1块85左右。每家企业价格策略不太一样，也有低价抢占市场份额的。每个省份的光照条件不一样，所以接受程度不一样。1块95的价格，配10%，2000小时，那么内蒙、东三省、北京、山东、广东是可以接受的。像山东，光照条件比较好，电价也比较高，他们就完全能接受。光照、电价、地价是三个主要因素。1块9上下，像陕西、江苏、安徽这样的中部地区。1块8及以下的地区，青海、贵州、云南，像一些光照条件特别差的地方，必须要1块8以下才能动工，比如江西、湖南、湖北，光照可能不到1000小时。
分布式市场∶对价格接受度高一些，1块9可以接受。
大部分地区1块85都能动工，接受度比我们之前预计的更高。这样看的话硅料价格下降没有那么乐观。硅料没有太大动力下降。看硅片环节能不能让利于组件。
头部企业要保利润，新进来的企业会在出货量上有所追求。最后还是要看组件端需求。电池的涨价是有限的，组件的接受度比较弱，因为辅材也有点涨价。现在需求坚挺和印度抢装有关系，现在抢装差不多要结束了，三月后面四月的样子。国内现在主要还是分布式，二季度之后主要看地面电站能不能拉起来。等拿到了2月份的装机情况，就能推断出一季度的情况了。我觉得2月份装机应该没有1季度好看。
Q∶今年淡季的时候开工率很好，但是去年计算过，请问为什么今年开工这么好?哪些环节发生了变化?A∶一季度需求好有相当一部分是因为印度抢装，因为一季度有春节，所以主要还是完善去年的项目为主。我们听到最近听到一个消息，要求央企6月份之前必须把补装去年的项目，要全容量并网。国家对于风光的装机催得比较紧，一是因为双碳，二是因为电力供应问题。这个消息还没有得到证实。第一我们是没有看到调低收益率的情况;第二我们觉得收益率很难调低了，去年很多新进入者进来，为了枪占市场已经把收益率调得很低了。电价模式的变化、很多非技术成本在增加，未来投资收益率会变成一个区间，而不是一个值。这对投资商来说就是风险，需要有一个合理的收益率区间，来应对未来的不确定风险。所以投资商会尽量控制成本。从我们角度来看，再调低收益率是不太现实的。除非是个别企业非理性地去枪占市场。我们聊的时候也发现很多业主已经很懂光伏了，现在还没有有补贴的时候那么明晰，那个时候补贴和电价是明确的，现在都是不确定的。A∶去年虽然都面临运力问题，但是组件出货还是增长的。最近海运费的情况还是有所缓解，去年年中相当长的时间运费都处于较高的位置上，组件出口还是有很大增幅。所以我觉得不会影响。Q∶国内招标N型溢价怎么样?很多个包价格波动很大，怎么看?A∶n型在推广阶段，在一些公开招标里的报价和p型差别不是很大。有一些比较低的比p型高还不到1手钱。在推广阶段，他们会用低价格来枪占市场份额。对于业主来说，有些业主能接受n型的溢价，像华能、华电、中核、国电投这种有实证数据的愿意接受n型溢价。因为他们的实证数据是n型比perc高10%的发电量。有一些业主没有那么强的动力选n型。但是现在能批量供应n型的企业比较少，他们对n型的供应。所以今年还是会以p型为主。受运费影响，每个项目标段价格会有点不一样，项目均价n型在1块97，p型在1块85。现在有一家头部的n型企业用低价去抢占市场。
A∶目前没有看到。工商业的招标很零碎，没有大型集采。我们目前跟进的没有看到大批量n型招标。Q∶今年的topcon推广得快一点。异质结说今年价格也能降到perc?A∶topcon相对比较靠谱，预计今年年底能做到和perc价格差不多。但是有一些问题，量产以后的良率的控制有难度，对企业来说有门槛。但这不是一个很难解决的问题，时间长了找到哪个环节的问题然后可以改进。异质结还是耗银量的问题，包括镀膜的工艺，最近没有听到有新的突破。目前还是以topcon为主。业主对异质结这个技术路线很乐观，他们觉得明年Q2异质结能看到一个很大的降幅。有实证数据的业主说异质结很适用于海南这种高温高湿高盐的地区，他们对长江以南使用异质结很乐观。异质结的发电量和理论比较接近，比perc有很高的增幅。
Q∶大家都预期硅料价格下降，产业最终利润会分配给组件更多，还是下游的业主?A∶讨论利润分配的前提是硅料价格快速下降，但是我觉得硅料价格很难快速下降。大家之前预期会降到150、130这样，我们觉得很难降到150。我更倾向于动荡下降，这样的话不会有太大的利润分配问题，还是看各个环节的供需关系。像最近硅片的供应不够，可能就会流入硅片端。如果大幅下降的话，上游很难把利润留下来，组件端可能可以。很难判断利润分配是什么样。因为上游产能都比较大，所以很难留下利润，但是组件端可能能留下一部分。而且今年需求如果真的到240的话，硅料没有动力大幅降价。Q∶知道2月份的数据，有什么方法可以推断出1季度数据?过往几年3月份较于1、2月份量比较大，今年也是吗?A∶因为1月份数据已经出来了。但是有数据统计延迟的问题，因为去年抢装的有一些在1月份才统计进来。意外因素比较多。2月份就回归正常了。2月份数据出来后就知道是很好。Q∶国内大型地面电站的组件价格和户用的会有差别吗?A∶分布式的会更高。多出来的利润是在组件端自己手里的。等20年年报出来可以看到，厂商利润高的企业一定是分布式市场好的企业。A∶ 合理的格局是地面电站的占比大于分布式。一个电站是100MW起，分布式一个县一般只要50MW，多的也就200MW。去年分布式大于地面是因为分布式高价抢组件的能力较好。今年具体是谁高，要看供应端的情况。当前组件的价格下，分布式没有能力达到50GW。分布式是在爆发，但需要一个过程，而且基于几个前提，比如组件降到一定水平，比如1块5以下。分布式一定不会仅限于屋顶上去建的，分布式一定要开拓更多的应用场景。要等十四五末期才能达到这样的水平。除非今年组件价格还是在1块85以上，那么地面电站可能没有能力动工，分布式就还是会超过地面。但是我觉得这种情况不会发生。大基地项目可能要到十四五之后了。因为大基地项目要特高压，送端和收端要达成一致，就是。所以两方在扯皮，导致特高压的进度没有我们想得那么快。所以一些风光要到十四五以后。Q∶跟踪支架国内的接受度怎么样?包括增发电量的认可度?A∶大家对跟踪支架能增发电量的认可度很高。但是有一些消纳不了的地区没有动力做跟踪支架。我觉得基地项目对跟踪支架会是一个机会。Q∶从去年看，隆基在分布式上好像慢了一些。今年以来有没有隆基、晶澳中标数据?A∶分布式领域做得比较好的企业是天合，天合是头部占比最高的组件厂商。大家在17、18年的时候都在分布式有布局，但是18年的531政策后，很多企业放弃了渠道。隆基是把渠道维护得比较好的。只是天合的速度和规模更有优势一些。晶科最近也很积极，晶科今年有一个比较大的目标，要冲击组件出货龙头的地位。A∶没有特别明确的模式。这是一种系统，而不是一个组件产品。真正的BIPV是可以和建筑一起施工一起使用的产品，需要融入到整个建筑之中。各个厂都有推出BIPV的组件，大部分是常规组件改造而成。Q∶隆基一两个月前公布要做IBC，想知道国内外IBC产业进度如何?A∶只有爱旭和隆基在做，因为他们这是p型的IBC，国外之前是n型的IBC。像隆基做得这些方向，都是没有问题的。还是要看隆基的产业能力。目前成本有点高，但是有降本的潜力。IBC的工艺比较复杂，量产还是有一定挑战的。n型是比较受限于硅料和硅片的，而且n型对硅片要求比较高。所以隆基可能也是因为这个问题，还要开发p型的。现在的硅料和硅片配套可能跟不上n 型。Q∶topcon目前只有晶科中标，其他厂商有这种能力吗?有多久的差距?A∶几家头部还没有想好投哪个方向。晶科应该是投入最大的，其他几家都不到GW。头部企业都还比较谨慎。头部企业在两种方向都做了技术储备，建产线其实特别快，但是关键是量产后的成本、良率控制问题。业主对组件没有选择权的，组件端供什么，业主就用什么。主要还是看组件对电池片的选择，哪种电池片多了以后下游就用哪个。现在为什么n型没有那么多，是因为n型供给不够，只能用p型。Q∶22年电站储能配套、调用、成本传导、收益率情况;电网的消纳能力?A∶此前投运的储能电站，按10%*2h配套，小的储能电站基本上没有被电网调用，取决于业主电站规模及与电网的关系，强配储能只是增加装机成本、没有明确的盈利模式;各地（山东、青海）在试点共享储能模式，第三方投资，通过收取容量租赁费、申请调峰调频补贴回收投资， 不增加业主的初始电站投资，算在后期运费费用里∶目前社会资本认 可共享储能的盈利模式. 也有申请独立储能电站，通过峰谷电价套利。目前新能源比例电网完全可以承受，电网要求电源侧配置储能主要基于风险考虑。
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