一、 投资要点1、 集采招标启动时间：2月底3月初， 预计会有所动作， 只有这样的节奏才能够满足下半年交货。

上半年也会投产和推进，但这部分 的设备供应是在2022年之前的合同落实。

2、 电站建设起量：(1)缓建量：集团2022年15GW目标存在7-8GW缓建项目，2023年就需要对这部分项目抢装，考虑五大四小集团规划接近， 因此预计整体行业缓建项目规模大概在30GW-SOGW 。

(2)并网时间：时间点非刚性，2023年之内没有强烈约束。

6月30号是一个比较关注的时间点， 到7月份的时候要做上半年的盘点。

如果满足条件， 会抢在上半年做完。

3、 交付高峰期：通常每年投产高峰在下半年， 上半年进行土建、 征地各种工作，下半年安装调试并网，组件交付以北方地面电站比较集中的清况来看， 如果不考虑去年供给不足的情况6、 7月份现场要货的高峰可能会提前到3、 4月份出现。

4、IRR情况：4块的时候已经触及到投资底线，资本金收益率在6.5-7%，如果降10%到3.6元IRR可能8.5-9%。

5、新产品价格定价机制：如果同样容量的光伏电站可以提升1%的电量， 电站愿意在采购组件时多花2%的投入。

二、 问答环节1.2023年集采招标的启动时间， 国央企有没有可预期的时间点， 另外招 标量是否有比较大变动？

>春节前：接下来两周，各大集团将召开年度工作会，可以关注各家公众年度会 和 18集的定计划、定目标的时间。

►春节后：到了 2 月中旬以后 所有的工作恢复正常 定下来的发展目传递给相 加寺。

月底、3 月份这段时间， 应该是有所动作的，只 有这样的节奏才能够满足货大概 定要在落实下来。

上半年也会投产和推进， 但这部分的设备供应是在2022 年之前合同应该差不多落实招标具体 的订单以往已经采购的规模、3) 现场的推进速度这些都有关系。

总的来讲，各集团上规 场上的幅度比较大，肯定会释放出采购热情。

>对于规模比较乐观，至少有这么几个因素：(1) 前两年项目获取漫电集团在 求是比较强烈的，对于双碳目标都定了—个比较宏伟的新增规模目标。

2022 年实际上总体上不是太满意 跟十四五期间的要求是滞2) 前两年项目建设慢， 在 2021 年、2022 年就拿到指标的， 拿到手续核准指标的项目建设速度和愿景之间有所滞后。

►但是 2022 年清况已经大幅度改善，沙 戈荒这些概念释放出了挺多的指集团手 年因为价以及供应的节奏跟不上，导 致投产的结果没有预期那么高。

所以2023 年赶的时间 在 202板块发展的量比较看好。

►发展规模：能 源局 2023 年工作会释放信号 2023 年风光要新增预计 伏要发用， 2022 年分布式占据了较大份额， 2023 年地面光伏需要接棒， 预计伏 SOGW 2 100GW 是否包括2022 年缓建项目？

是保守 100G因此认为 100GW 属千保守目标， 实际存在较大向上弹性。

3缓 建项目今年抢装的截止日期？

项目量大概在多少？

集团 2022 年要完成光伏装机规模有 半被延后 原本是15GW 左右缓建项目量在 ， 年就需要对这部分项目抢装，考虑五大四 小集团规划接近，因此预计整体行业缓建项目规模大概在30GW – SOGW 。

初的时 涨价等影响， 会推到今年， 有需要补回来。

但是时间点不是刚性的， 2023 年之内相对来说可以调剂 没有强烈约束 6 月 30 号是 个比较关注的时间点，到 7 月份的时候要做上半年的盘点。

如果满足条件， 会抢在上半年 做完。

年还有 依然生假如供应商和投资商就价格方面谈的比较融洽，就可以继续生效，需要双约和现货 面对新况，如果作废后重新招标也是不理想的局面，会影响项目开工建设进展， 预计继续生效的比例比较高5之前进行招标或者中标的订单的交付价格情况未？

来如果重新议价，在 和电站商2022 年下半年年底赶工保投产， 大规格组件到了2 块每瓦， 供应商表示供不应求，要交付的订单太多谁给的价格更好才能拿到货，当初签合同有这么高 变通拿1.8 5-1.9 元每瓦的区间都有， 抢货难度很大。

需要在原 点， 202供应商话语权很大，发电商要在很短时间完成任务，所以选择让步，协商价格接近当时的现货价如果供应商和发电商话语权相当，基本是合同价和现货价格除以 ，目前清况来看，可能给组件厂上留出相对现货可达到0.1 元/W 的空间。

6.EPC 金额是多少？

电站利润是否会有所改善？

电站利润会有明显改善 去年价格高点（组件接近2 元/W) 测算基本上地面大规模沙戈荒项目上 EPC 在 4 元/ W， 整个项目的 IRR 就触碰到了底 线（比如 6.5%的资本金内部收益率）。

如果光资源条件在平均水平， 利用小时数也取平均数，测算下来资本金收益率就是比较低的位置。

如果组件就不敢继 PC 的价现在价格波动比较频繁，现在如果能达到 3.6 块每瓦，比 如在原来4 块钱基础上降10% 对收益率的影响就非常明显 对千光伏电站的开发 投刺激作 也是在成本更低的方向。

所以整体上光伏电站的建设黄金时期在2023 年， 现在格水平已8 2023 年上游价格降的比较厉害 下游装机需求和价格之间有比较强的关系？

因 有一些因素在里面。

会不会到了一定的量之后，因为消纳或者接入的问题就会产瓶颈？

国央企的逻辑是：如果 EPC 价格高导致不管IRR 还是投产以后年度ROE，或者其他利润指标不太乐观上电站的热情会受到很明显的遏制不太敢 大规模放量；但是如果 价格降低，为了实现目标就会加班加点尽快上量，除非放量带来的消纳规划又变成新的约束，所以靠价格变化造成的 会无限增 上量的大。

9.从中期维度看，能 源局发布消息 2030 年风电光伏发电量占比要超过 20%， 之前看到消息称 2030 年有1 2 亿风光电装机， 感觉边界约束条件比较宽松，达到边界条件后中国对于风光发展诉求的变化？

标，都是 25 年就在此基础上往上做的动力肯定和达不到目标的动力不同，但是现在来看整高涨，不 的是电距离输送踉不上，发出来的电消纳条件踉不上，出现明显弃风弃光，这些现象的出现是制约上呈的重要原因还是得看源网荷储特高压火电灵造、储能格上在 块 8 等大体上， 在原来高点上组件价格下降15%， 大概0.3 元/W， 到了这个点之后对于投资的释放有很明显的促进作用 EPC 价格会在原来水平上降左右， 原来的 EPC， 如果到了3.5-3.6 块每瓦， 整体项目收益就很乐观， 对于组件来钱，对千 目收益改善。

新组件产品出来，电站端怎么定价 如果发电增益，比 如同样容量的光伏电站可以提升1%的电量， 这样的红电站愿意 逻辑是：EPC 节约—个点， 如果电量不变， 相当于组件两个点。

具体的， 整个电站项目的造价构成中50%是组件 所以组件如果涨2 个点 对千总体造价只拉升了 个点。

边际贡献都是按照现在价格的百分比，因为电 量如果能提升1% ， 带来整体产业链价值提升1% ， 因此电站愿意把利润给到组件商， 对于组件价格弹性是 2%。

1 2关于发电量的增益对于整体的成本的摊，薄怎么 计算让利的水平？

要想提 率来贡变压器等等没有什么可以挖掘的，所以组件效率的提升，最后带来整体电 站发电量的增加对组件的估值是同步提升而且提升的比例要高千电量比例。

逻 的价格地方效率没有影响，采购价格也没有影响，红利最终都日到组件上面来。

财务模型里最重要的是总投资、总发电量和电价，再加上贷款利率水平。

现在假定利率不变电价也不变就剩下两个变量一个是发电量会有变 考察点 收益如变，电量增加一个点，投资也可以同步的增加一个点。

最终收益率还是维 来的水平 所以能大水平是， 当电量有1%的增益的时候， 在投资概算里边， 也只有一个点的上浮空间。

如果都交给了组件 就相当于组件涨了2 个点的价格 都是极端的清况，实际在操作过程中，可能还有市场上的博弈。

份对组 需求量会放大不少，春节因素使得现场施工处于低谷期，现场工人需要回家加上冬天气候有影响 1 4 月现场进度比较缓漫 订货来看采购招标为了半年以后交货 ， 2、3 月份采购招标商务谈判工作量和积性极会比较高 ， 需要为未来施工高峰做准备。

现场要货是因为去年拿不到组件，等到现场具备施工条件，产能又具备条就要回 也会开始随着这些条件都具备，以后肯定要把过去缺口给添上。

年投产高 工作，装调试并网，组件交付以北方地面电站比较集中的清况来看，如果不考虑去年供给不足的清况 6 7 月份现场要货的高峰可能会提前到 3 4 月地项目 有变化这个量影响不大？

2022 年大基地项目批下来分解到发电商手里规模不少，要 达到今年批下 较乐观在手项目比较丰富充足。

如果产业链供应充足，价格下降，就会带来2023的装机热 15 EPC 价格降了10% 降到 3 6 元 对应电站内部收益率多少？

块的时候已经触及到底线，资本金收益率在 ，如果降 到3.6 元，I RR 可以增加1.5 个点甚至是2 个点，原 来是7%， 现在可能8.5-9%。

16会 出现上游产业链价格会因为下游的收益率达到比较高的值， 就达到新的平衡的清况吗？

从历史的经验来看，挺难。

很多时候供应商为了拿到订单，主动开始竞争。

风电是非常典型的例子， 开发商早就觉得这个价格完全能满足IRR， 希望后面风电厂商多投入技术创新、把质量搞好、将来让电站更稳定的运行，价搞的质 开发商一直是这样的心态，但是生产商订单，产所以就看光伏厂商之间有没有很好的协商机制，如果有，完全可以在一个合理的区间，大家降低竞争烈度整个产业维持—个比较健康的生态但就在于， 导致竞对整个产业不好。