2022年1~4月，國內新增光伏裝機16.9GW，同比增長132%。2020、2021年，1~4月份裝機在全年中占比分別為11%、13%，按這個水平看，今年裝機還是可以期待的，今年占比前四個月應該不止13%的水平。分布式增長173%仍然非?？?，分布式主要動力來自工商業，工商業增長比戶用增長速度更快一些，后面會具體介紹工商業增長主要動力來源。地面電站同比增長72%，也就是1.7倍，這是整體裝機數據。

　　再來看組件采購數據，我統計的是1月-5月20日的數據，跟蹤到的，光伏組件招標量達到60GW，去年同期不到20GW，為去年同期3.3倍；組件定標量達到56.2GW ，為去年同期2.8倍。

　　光伏整體市場

　　地面開工：截止5月20日地面開工規模36.3GW，每月6GW，5月近10GW(去年只有今年的1/3)，預計6月整體并網10GW+，其中地面占5GW

　　630要求：現在無630電價變化節點，6月搶裝現象不明顯，不會有虛并網(先并網后安裝)，但會存在任務性630并網。

　　招標定標：截止5月20日光伏組件招標量達60GW，同比200%+，1月20GW，2月7.2GW，3月6.1GW，4月16.2GW;定標量達56.2GW ，同比180%+，1月2GW，2月9GW，3月30.9GW，4月3.8GW。

　　需求判斷：1)國內裝機80-90GW：地面電站40-50GW，工商業15-16GW，戶用30GW+;2)海外需求150GW+，歐洲、巴西需求突出。

　　大基地

　　總量：21年11月第一批97GW，22年初宣布第二批455GW(十四五200GW，十五五255GW);

　　十四五：總計350-400GW(第一批97GW+200GW+七大流域+五省海風70GW)，加上各省規劃，十四五風光總規模600GW+。

　　開工情況：1)第一批大基地97GW(其中光伏53GW)，目前開工85GW，22年并網部分45GW(其中光伏26GW)，平均規模200MW。

　　開工原因：1)資金支持：21年11月碳減排支持工具3-3.5%利率，22年4月可再生能源補貼500億給到五大。2)造價低，22年風機便宜，風電預計超預期。光伏價格高，有不確定性。

　　價格：大EPC成本3-4元，小EPC成本3塊左右。(5.1-5.4元的項目歸屬于多期項目，儲能、變壓、治沙成本在該期確認)

　　回報率：1)自己開發項目5.5-6%，買的項目基本上7%往上要求。2)組件上漲0.1元=收益率下降0.35%。1.9元漲到2元，收益率從6%下降到5.65%

　　配儲要求：15%-25%。

　　問題：1)送出和消納(所有大基地都是建立在資源不好的地方);2)農光互補&漁光互補將來要面臨一些政策性障礙。

　　第二批要求變化：更多是一個基地分配一家企業，有煤電的配套資源更有優勢，配套清潔高效煤電(40%比例煤電用于調峰);或大企業牽頭，帶小企業做

　　特高壓：輸送能力由十四五2.4億到十五五的3.7億，21年底國網投運33條特高壓(主要承擔一期和二期大基地)，十四五新增19條線路，預計部分十四五部分十五五投產。大基地圍繞部分存量特高壓線路及煤電去選址。

　　跟蹤支架(例：沙漠戈壁型)：30%固定可調，50-60%平單軸跟蹤，少量斜單軸跟蹤。

　　分布式

　　市場空間：21年底全國42GW戶用，243萬套，目標農村滲透率20%(整縣推進)。東部重點10省農村家庭1.4億戶，預計市場空間2700萬套。

　　戶用模式：整縣推進后，未來投資方主要是央企，施工方還是企業。采取公司加村鎮加農戶的模式，來給農戶租金配一定比例儲能。

　　戶用租賃模式占比：20年30%，21年70-80%。山東經銷商較強，21年50%租賃，河南河北幾乎都是租賃。

　　收益率：戶用8-9%，工商業9-10%。工商業irr高于戶用是因為：戶用多為全額上網，電價低，且22年取消了3分錢的補貼;工商業自發自用，工商業電價高，收益好

　　分布式調峰：是發展趨勢，如同之前的地面電站，只要量增加，都會參與調峰

　　電網問題解決：老舊電網加裝匯流、配儲能：1)戶用常規220/380V，其中380V難消納，需要加裝匯流升壓到10kV，才能接受電網調度。2)10kV要加監控設備，1套100萬，需要成規模后加裝，分攤成本。