光伏招标进展解读纪要
光伏招标进展解读纪要
要点：
1、量：1）组件：1月份至今定标11.53GW，还有12.2GW的项目开标未定标；2）EPC：1-3月EPC招标3.83GW，其中0.76GW计划630前并网。4月份新增GW项目EPC招标。
2、价：1）组件：1月1.3GW组件定标，价格在1.55元/W上下，加权平均价为1.56元/W（含运费），2月份无组件采购定标，3~4月定标价格一线企业在1.7以上，2线企业在1.65左右；其中3月2.5GW组件定标，加权平均价为1.57元/W（含运费），4月7.7GW组件定标，加权平均价为1.67元/W（含运费），4月份开标报价在1.62-1.9之间，开标价格越来越高，平均报价大约在1.72元/W。2）EPC：1~3月份大EPC项目（含组件、逆变器）加权中标价3.53元/W，同增约0.2元/W；小EPC项目1.86GW，中标价1.57元/W，同增约一毛钱；4月份1.5GW的地面电站EPC项目招标，预期整体平均价价格会比一季度高一点。
3、定标企业：除去中核南京1.3GW入围招标，隆基2.5GW以上，正泰2.1GW，晶澳1.5GW，腾辉、英利各1GW，环晟0.63GW，东方日升、天合、亿晶光电、中来等都有300MW左右。
4、中标组件尺寸分布：158占比5%，166占比16%，182和210占比79%（隆基、晶澳182规模4.6GW，东方日升和天合210合计433MW）。
5、收益率与组件价格：大部分央企全投资收益率在6%以上，不排除部分央企以全投资7%作为投资基准，此时全投资收益率会降到6%以下；保证7%的全投资收益组件价格1.75元/W，全投资收益率从7%下降到6%会带来0.25元的总投资涨价空间。
6、量预期：当前，地面电站的开标、定标合计规模为23.7GW，采购组件主要为今年的项目服务。除此之外，国家电投、华能、三峡等往年规模很大的主力央企尚未开展集采招标，三家预期在15GW以上；一些地方国企，也有大量项目等待开工。预计今年后续还会有超过20GW的组价开标。今年地面电站基本可以实现38GW左右的新增规模。因此，保底水平交流端55GW以上，直流端60GW；乐观预计户用12-13GW（考虑逆变器影响），工商业实现7~8GW（去年5.4GW），集中式38GW（同增5-6GW）。
7、招标节奏：一般组件集采4、5月份，EPC在7、8月份，后续组件招标约在5月左右开始。
8、运营商装机态度：运营商十四五规划出台，一般是分布在四年完成（最后一年超额完成），所以今年会有保底量，价格上涨情况下，运营商要坚持做到保底量。
一、1-4月组件和EPC开标情况
组件定标量：1月至今组件定标11.53GW。
组件中标价：
1）1月中标价比较低，最低的是隆基在中核的中标价仅1.48，最高的是新疆项目双面双玻1.7（运费较贵），其他在1.5左右。
2）2月仅广州发展两个项目定标，价格为1.52和1.58，均价在1.55左右，与中核开标价格相当。
3）硅料价格上涨推动行业涨幅，3、4月定标项目7.83GW，最低价是南网项目1.61，华电项目最低1.63（二线企业），其他价格都在1.7以上。3、4月定标价格都在1.7以上。
中标价的影响因素比较多：1）组件型号，主要是182和210，所有项目中有8GW，166占1.6GW，158仅0.5GW，210（182）与166和158大概每个型号差2-3分。2）与单双面相关，双面价格普遍贵8分左右，双面40%、单面60%。3、4月价格在1.7以上也与双面有关，3月份后开标价基本都是双面的。
中标企业：隆基2.5GW以上，正泰2.1GW，晶澳1.5GW，腾辉、英利各1GW，东方日升、天合、亿晶光电、中来都有300MW左右。
开标情况：定标项目11.53GW定标，还有12.2GW的项目开标未定标，大部分如中广核、中核的项目，集采量比较大，已经对应到项目上了。
开标价格：范围比较大，2、3月基本定标，4月份开标报价在1.62-1.9之间。最高的是昨天中广核报价1.9，最低的是中核项目报价1.6，但一般的报价都含运费，中东地区2-3分、西部地区6-7分，中核1.6的报价不含运费，加运费后1.62以上。开标价格越来越高。
报价过程：一二线企业报价差距很大，一线企业报价平均会比二线高5分左右。4月份开标未定标的项目平均报价1.7以上，最低1.704、最高1.798，广东电力第二批招标均价1.798。
央企态度：华电价格在3月24日开标，之前1个多月都没有定，他们认为价格太高、接受不了，要跟企业谈一下，但随着后续开标价格越来越高，一周前定标了。
行业预期：行业普遍预期下半年价格会比现在更高一些，虽然上半年有11.5GW定标、12.2GW开标，但主要的组件供应在下半年，下半年生产供应会略微紧张，尤其四季度。
央企压力：与央企了解下，其实大家对价格上涨还是有意见的，他们也认为压力很大。1）一方面辅材价格也在涨，铜带动电缆上涨、钢铁水泥价格上涨、路桥费价格也在上涨，之前路桥费1-2毛，最近成交价也到了4毛左右。2）前段时间国家能源局的文件特别强调要当地省份优化营商环境，这里指当期政府要求强制配产能，企业想获得光伏项目就要在当地配套一些可以解决当地就业和税收的产能，这也是企业的负担。3）土地价格也在上涨，广东今年一亩地年租金上涨了500元以上。4）电网还要推储能。运营商成本上涨的压力比较大。
保底预期：基本各家的十四五规划都提出来了，十四五要完成多大的量也提出来了，这些量要分在五年甚至四年（最后一年超额完成），所以今年会有保底量。他们会有一个范围，成本便宜的话会卡着上限走，压力比较大的话会卡着保底水平走。初步调研情况来看，目前保底水平交流端55GW以上，直流端60GW。
EPC招标量：1-3月有3.83GW开展了EPC招标，其中0.76GW计划630前并网，大部分630之后并网。
EPC招标价：
1）大EPC项目（含组件、逆变器）加权中标价3.53元/W，去年同期3.3元/W，涨了0.23元/W；
2）小EPC项目（不含组件、逆变器）1.86GW，中标价1.57元/W，去年同期1.45-1.46元/W，贵了一毛钱。一季度组件价格1.65以下，成本相对去年还没有大幅上涨，所以基本是组件贵了1毛、小ECP的BOS成本也贵了一毛。
3）4月份超过5.5GW的地面电站EPC项目开标，整体价格会比一季度高一点。
2021年以来主要央企国企招标23.7GW
二、Q&A
Q：华电的招标项目比较波折，开标较早但定标较晚，我们看到定标价格与组件厂商报价基本相当，甚至晶澳的定标价格比报价涨了一些，华电的心理变化是怎样的？
A：晶澳价格与当时一样，隆基、正泰比当时报价低了一点点。
当时华电觉得价格难以接受，毕竟中核汇能1月份开标价格那么低，华电开标后价格这么高；他们当时想再与组件企业谈一下，希望通过第二轮谈判价格再往下走一走，但越等价格越高，由于有些项目要抢630并网，不能再等了。
Q：最近一些项目高点报价已经到了1.9，这些报价是怎么考虑的？当时华电项目报价1.7运营商已经比较难接受了，后续运营商会怎么考虑这些价格？
A：我感觉1.9的价格肯定不会中标。我与报价1.9的企业沟通过，他们主要担心利润问题。去年几个大企业里利润最好的是隆基，主要是硅片盈利比较好，晶科的流水没有比隆基低多少但利润低很多，主要就是因为组件占比更大，包括后来像东方日升、中利腾辉等一些企业的四季度报表都很难看，就是因为前期投标价比较低但必须硬着头皮做，不能违约（否则会进央企黑名单，后续招标不能再参加），虽然前期中标价1.4后面可能按照1.6执行，但四季度仍然没有净利。这些企业担心后期硅料价格继续涨、成本更高，所以不敢报太低的价格，怕后期没有办法执行。
其实一二线企业报价差异非常大，比如华电项目中，隆基、晶澳以1.7以上的价格中标，但中标量只有3GW，二线企业以1.63、1.65价格中标的有4GW，量相对比较大。昨天中核、中广核、广东电力、广东能源一共开标了6.2GW，最低价格有1.7以下的，未来可能二线企业中标的比例会相对多一些。不会取最高价，但会考虑价格相对低的，会兼顾考虑供应和价格。
Q：刚刚提到今年交流端和直流端保底量分别为55GW和60GW，能否做一下拆分？主要是哪些企业、什么类型的项目？
A：户用：去年能源局指标6GW，实际有10.1GW纳入补贴；今年公示了有3分钱的补贴，一般情况下有3亿补贴，正常情况下指标10GW，其实市场可以冲到14-15GW。但现在80kW以下逆变器的元器件供应比较紧张，尤其上半年，下半年可能会有一些替代方案，全年缓解一下，全年大概12-13GW，相对去年有2-3GW增量。
工商业：去年比较少，只有5.4GW，前期调研的时候发现很多大商反应今年的询单量翻番了，去年他们主动开发的一些客户当时不是特别着急，今年会主动咨询，主要因为能源、碳减排的双控压力，主动找经销商谈判。今年工商业增长2-3GW是可以预期的。
分布式：今年可能会有5GW的增量。分为两部分，一部分是去年竞价项目的完成，另一部分是去年和今年的两批平价项目，以及各省政府招标的平价项目。1）竞价项目：去年竞价项目25.98GW，去年完成并网15GW，留到今年约11GW，考虑到完成率的话今年可能能完成9-10GW；2）平价项目：储备量比较大，第一批14.78GW、第二批33GW、去年9月又补了8GW，整体56GW，刨除19-20年并网的及计划21年之后并网的，可能可以落地36GW；除此之外，云南之前招了3GW，还有江西公示了6GW，广西、贵州也有项目，整体平价上网储备量较大，按照35%完成率可能会有29GW，加上基地项目。全年分布式约38GW，与去年项目有5-6GW的增量。
当然这是相对乐观的情况，价格偏高可能会影响一定积极性，增量可能没有想象的那么大。不排除下半年出厂价1.8，加运费后1.85，如果真是这样的话基本达到19年组件价格水平，大家做起来压力会非常大，可能只能做一些今年必须完成的任务，大概55GW。
Q：今年工商业项目有一定增量，原因是双控压力下有企业会寻求新能源项目投资，企业会用什么样的行为做新能源，会有什么好处？
A：主要动力：1）整体收益不错，2）可以节省能耗指标。
工商业项目更多的是自投，不是以前那种光伏企业去人家屋顶投。
现在很多企业发现做光伏项目的收益比较好，认为可以带来一定的经济效益，也是行业认知度提高的原因。
之前内蒙有文件要求部分企业停产，就是因为能耗超过国家要求，国家要求单位GDP能耗逐年下降，去年48.2亿吨标准煤，2030年控制在60亿左右，所以每年的增量都要被控制，这种情况下企业压力比较大。如果用光伏的话自用电量不算在能耗中，文件指出光伏项目、直供电、自建项目都不算能耗，这是企业的动力。很多企业对碳减排收益也有预期。
Q：业主方在测算项目收益率时，是否考虑碳金融的低息，和即将落地的碳交易补偿？
A：央企内部会有财务模型，目前不考虑碳金融收益，他们甚至认为未来的绿证收益相对可以预期，但碳减排收益的可能性不大。
现在只要求了火力发电厂的碳排，当时有2000多家进了重点监测名单，从他们的角度反映，只有10%左右落后产能的火电厂达不到要求，大部分可以达到要求，碳减排压力也不是特别大。
减排这部分是生态环境部在管理，绿证是发改委、生态能源局管理，所以将来绿证落实的可能性更大。
前段时间中电建（EPC央企）的内部文件中，将无补贴平价上网项目的资本收益率降低到7%，则全投资收益率在6%以下。之前国家能源集团筹集了一笔资金，成本要求也是资本金收益率7%。前段时间大部分央企全投资收益率还是在6%以上，也不排除部分央企将资本金降到7%。
各种成本都在涨，只能不断下调收益率预期，但目前财务计算中还是没有计算绿证收入，因为政策还没有落地。
Q：华电项目里一线企业之间价格差异的来源，是产品结构差异还是有别的原因呢？
A：可能更多是品牌溢价差异。因为大多数一线企业都有海外市场，而且海外市场占比80%左右，海外市场对价格承受力较高且比较注重品牌，即使价格贵一点也会比较认可。但二线企业更多依赖于国内市场，所以可以报相对低的价格。
Q：二线企业报价比较低，但其实一线企业成本管控能力更好，二线企业后续会不会出现违约情况？
A：不太可能出现。从去年的情况来看，一旦违约以后就再也不能投这个企业的标。大家会采取谈判的方式。我们听说过一个说法，后续价格会以中标价为基础进行浮动，以PVinfolink价格为标的，如果涨了3分执行价就可以涨3分，可以防止后续执行中遇到的问题。
Q：央企投资收益率6%对应组件可以接受的价格是什么水平？
A：我们测算过不同收益率对应的每千瓦年收益，EPC价格差不多，影响项目收益的主要是资源和发电小时数，即千瓦年收益。保证7%的全投资收益需要组件价格1.75，1毛钱会带来0.4PCT下降，即全投资收益率6%会带来0.25元的空间。但这些空间不止组件，还有强制储能（2毛）等其他成本，当时测算时的价格是不配储能的。
Q：目前招标组件的尺寸分布如何，今年和明年的组件占比会怎样？
A：定标11.5GW中，158占比5%，166占比16%，182和210占比79%。158和166更多是上半年的供货，210的8GW更多是下半年的供货，明年会全面切换到182和210。
这里的统计口径是210和182以上一起统计，因为一般要求535W以上，182和210都能满足要求，如果隆基中标就是182，东方日升中标就是210。具体来看隆基中标2.5GW，东方日升和天合合计430MW。
Q：今年的装机量预测是否会因缺芯严重下调？产业链普遍认为缺芯会持续多长时间？
A：目前主流企业都缺80Kw以下的小功率端，主要是户用，工商业大功率逆变器影响不大。户用如果不受限制的话预期14-15GW，考虑到逆变器供应限制后预期12-13GW；不会影响大电站。逆变器企业也在积极准备替代方案，比如国产替代，但替代方案要在下半年逐步落实，明年会有比较好的情况，对上半年影响比较大，下半年也会受影响，具体要看替代方案的落实情况。
Q：600W的大功率组件发电有增益吗，开发商什么态度？
A：目前为止招标特别强调590W以上的只有中核汇能昨天开标的项目，其他都没有这么高的规格要求。具体从发电量情况来看，更注重的是组件转换效率，电池片和组件质量的影响更大，组件的绝对功率没有特别的意义。
大功率组件可能会分摊封装成本，比如目前接线盒18块一个，600W组件和400W组件都要相同数量的接线盒，大功率就能分摊成本。更多是降本角度，对发电量不会有大的影响。
Q：隆基和东方日升天合定标差距是由于价格，还是电厂有对一线品牌更青睐的考虑？
A：隆基和他们中标量的差距主要来自两个，一个是前段时间中核1.3GW项目隆基一家中了917MW，还有就是华电项目隆基中了1.5GW，再加上一些小单。
整体还是价格因素。隆基价格报价比较低，当时都是1.52、1.48的价格，最低1.48。当然这个可能没办法执行，可能需要重新谈。
Q：5月份的排产数据有改善吗？
A：组件端似乎没有特别多改善。
Q：目前二线企业报价比较低，一线企业价格较好，但好多一线企业也是处在微利状态，二线企业为何能报价这么低？
A：可能是为了保住市场份额，如果不报这么低就拿不到单子。
硅料价格110的时候，不含税成本约1.43，现在价格130，成本差不多1.5（不含税），考虑到税收抵扣，1.65左右的价格可以勉强保本。
华电7GW项目中，天合、东方日升报价都在1.7及以下，比隆基低一点点。
Q：考虑储能成本，7%权益收益率对应的均衡组件价格？
A：不考虑储能，7%倒算组件价格1.75，我觉得大家能忍受的价格水平是1.7-1.75，1.75再往上会是他们相对比较难忍受的价格。
现在涨到这种价格水平，昨天很多项目开标，他们说还是要坚持做到保底量，尽管价格比较高。因为风电光伏要做一定量，风电一下子上不来，光伏还是要保一定量。
Q：五大四小等其他央企还没有开标，他们后续启动的节奏大概是怎样的？
A：目前的招标量主要是华电7GW、中核6.3GW、大唐5GW，这些基本都是地面电站，现在开了20多GW，预期地面电站30Gw+，还有国电投、华能、三峡的量，以及江西赣能、山东水发等很多地方国企拿到的量也不少，今年30GW是可以起来的。
招标节奏不太清楚。如果今年年底要完成，5月份左右要开始，一般组件集采4、5月份，EPC在7、8月份
作者：调研纪要-
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来源：雪球
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