一直陸陸續續有新老朋友來，大家也蠻關心A叔的近況,可能大家都知道我的經歷，現在當然早過了財務自由的階段，這兩年過著炒炒股票，打打德州，偶爾澳門一日游，膩了就去海上漂幾天的日子。
股市沒有神，我說的也不盡然全對。公號取名的時忘了告知小友助理，用A叔就好不要用神。所以以后大家留言，客氣的話叫我聲A哥或A叔就很好。
這里主要分享心得和交流邏輯，股市是一個自我修煉的地方，前輩們也最多給你們一些提醒，讓你們少走點彎路，最大的敵人還是你們自己。而你會發現其實最終能幫你的也只有你自己，我不行！養家不行！小趙也不行！
—————博觀而約取，厚積而薄發—————
隨著進入平價時代，2021年月度光伏裝機量相較于2020年更加平穩，沒有出現明顯的搶裝情況。今年1-8月，國內光伏新增裝機約22.05GW，其中戶用同比增長137%，工商業同比增長36%，地面電站裝機同比下降12%。
戶用市場
2021年帶補貼的戶用光伏指標由6GW增長到16.5GW，推動了戶用光伏的大力發展。同時，受整縣推進政策帶動，戶用光伏的開發主體也由以自然人為主轉變為企業租賃農戶屋頂形式開發為主，利好戶用光伏的快速增長。現有企業投資模式下，專家測算收益率預期在9-10%之間。專家預計，今年11月之前，月度戶用裝機量在1.8-2GW之間，最后一個月可能出現搶裝情況，全年預計新增裝機18GW。
地面電站
2021年是地面光伏電站去補貼的第一年，受到組件價格上漲的影響，今年1-8月地面光伏電站裝機量同比下降。根據專家對投資企業進行的摸底調查，大家對1.8元/W的價格是可以接受的，對開發商來說更難以接受的是組件價格的不斷調整，因為價格的談判會影響地面電站的裝置進程。
從定標量來看，地面電站整體的開工量跟去年是相當的，但是成本上漲（包括組件、鋼材、水泥等）可能會影響施工的進度。以組件價格1.8元/W并配備2小時10%儲能，總投資4.4元/W測算，全國僅45%的地區可以實現6%的項目收益率，主要集中在東三省地區及廣東、福建等東南部電價較高的地區。
工商業分布式
工商業分布式的裝機數據較難追蹤，但專家認為今年9-12月可以實現每月1GW左右的裝機量，全年總裝機量應該可以達到8GW。目前全國的工商業光伏裝機主要分布在東南部地區，包括浙江、江蘇、山東、廣東等地。
目前工商業主要有兩種并網模式 – 自發自用余電上網及全額上網。自發自用余電上網模式的自用部分一般都是跟企業以合同能源管理的模式進行的，以工商業/大
工業電網電價折扣形式，在現在能耗雙控比價嚴格的情況下對企業節能也是一個利好。根據專家對東部10省3市進行的測算，自發自用的項目收益率若能以工商業電價優惠1毛錢，則收益率達到10%以上，大工業電價優惠一毛錢，則收益率能達到8%以上。 而由于電網上網電價較低，僅3-4毛錢的水平，因此全額上網模式的收益比較低。
政策方面，峰谷電價政策的推行有助于工商業分布式項目，尤其是自發自用項目的收益率提高。尤其是在能耗雙控的背景下，各地需要考核可再生能源的權重，部分地區，如北京上海，由于土地資源有限無法發展地面光伏和風電，給分布式光伏提供了特殊補貼以提高自己本地非水可再生能源的占有率。
自發自用分布式在2020年的裝機量由2017、2018年的15-16GW下降到只有5GW的原因主要是因為全額上網項目在2021年之前有補貼，專家認為沒有補貼之后目前只能做自發自用。而在組件價格下降至1.5-1.6元/W之后，全額上網項目也能取得較高的收益率，到時工商業分布式裝機會得到進一步增長。同時，整縣推進政策有利于增大工商業分布式項目規模，降低融資成本，促進工商業項目發展。
整體來看，專家對今年全年裝機預期下調5-6GW至50-53GW，其中工商業分布式與預期相當，戶用好于預期（17GW），地面電站低于預期：帶補貼項目結轉了10GW，但實際上僅并網了6GW不到，下調3GW；平價上網項目結轉50GW，預計可以完成60%，即26-27GW。在碳達峰碳中和的背景下，全球的需求量比較大，今年前9個月的出口也是穩中有升。預計全年出口量90-95GW，全年海外新增裝機110-115GW，即全球新增裝機160-170GW。
專家認為2022年國內光伏裝機會有較大的增長，可以保證70-80GW左右的裝機量。海外的增長在20%左右。按照220GW全球組件需求測算，明年整個光伏產業鏈最緊的環節還是在硅料。雖然按照目前已經開工的項目測算，2022年硅料產量
大概可以滿足250GW的組件需求，但供應仍然偏緊，且存在產業鏈結構不平衡的情況。
此外，能耗指標的限制和限電等不確定性因素可能會導致全球硅料供需形式較目前預測的情況更緊。專家認為隨著明年產能釋放硅料價格會走低，但不會大幅下降，低點應該在150-170元之間，仍然相對較高。
分布式占比方面，今年預期占到近50%的水平，整個十四五期間在35%左右。在今年之前很少有央企參與分布式，現在整縣推進政策的推動下，央企開始參與分布式項目。專家認為未來央企會是最終的分布式大項目持有方，正泰、天合等民企會在中間執行，但是因為民企的資金有限，做到一定量之后會打包出售給央企。
長遠來看，未來十年需要2萬億度非水可再生能源，主要是靠風光貢獻，也就是120-130GW的裝機。考慮到光伏的利用小時數偏低，按照風40GW，光伏80GW測算。
專家認為裝機的增長主要來自于三部分：
1）整縣推進可以保障每年分布式光伏新增30GW以上；
2）大基地項目，青玉直流、鄂爾多斯外送通道等已經開始統一招標，約20GW的裝機量；
3）各省保障性規模，按照1/3完成率測算，預計可完成20-30GW。
政策
綠電/綠證
今年9月7日啟動了第一批綠電交易，共17個省200多家市場主體參與完成了近80億綠電的交易。交易的買方主要是承諾用綠電的企業，包括一些外資企業、出口的企業等。賣方主要以平價上網的風電和光伏項目為主，因為補貼項目若參與綠電交易需要放棄補貼，損失較大。交易數據來看，光伏項目交易64.4億度，風電交易14.6億度，以光伏項目為主，綠電平均溢價大概在3-5分，高于煤電基準價2.7分錢。
整體而言，綠電交易可以帶來約2-3分錢的收益，提高收益率0.6-1個百分點。
此外，能耗雙控措施也推高了大家購買綠電的需求，購買的綠電可以不納入能耗總量考核，但是會納入能耗強度的考核。
據專家測算，電價每上升一分錢，能夠平衡大概8分-1毛錢的成本增加。但有一個
問題是，綠電交易常態化的節點不確定，而且綠電簽訂的是保證供應的長協，所以可能不是電站所有的發電量都會簽訂綠電交易（為避免出現發電量不足的情況）。目前沒有補貼的地面電站規模在20GW左右，會參與綠電。增量來看，預計今年新增平價項目20GW，十四五期間每年40-50GW左右。
CCER
目前CCER的政策仍不明朗，因此CCER可以給風光電站帶來的收益不明確。專家認為現在可以明確的是CCER和綠證的收益應該是無法兼得的。從國際上交易的情況來看，CCER的收益應該也大概是每度電2-3分錢，跟綠證的收益水平相似。運營商會如何選擇CCER和綠證還不太清楚，但就目前而言綠證的收益更加明確。
儲能市場
目前，儲能市場分為保障性規模和市場化規模兩個部分。保障性規模是根據非水可再生能源消納權重倒退出來的規模。據專家統計，已有至少14個省明文規定要求光伏項目配置一定比例的化學儲能。
按照儲能1.5元/Wh測算，配置10%兩小時的儲能會增加差不多3毛錢左右的初始投資額。根據儲能協會的統計，中國到2020年底化學儲能規模3.3GW，全球14GW。按照今年裝機量測算，風光儲能一共需要增加4.5GW的儲能，對儲能的刺激還是很大的。另一方面，儲能最近還是頻頻發生
安全事故，大家也需要在發展過程中做好安全措施。
市場化規模是要求企業自行消納的，可以靈活采取抽水蓄能、火電靈活性改造、光熱電站等多種手段。若以化學儲能配的話，需要以15-20%四小時來配，成本會比保障性規模高很多。
儲能建造成本方面，由于原材料成本的上漲，今年并沒有出現下降，目前在1.5元左右的水平，未來會進一步下降。目前儲能的讀點成本在0.45-0.5元之間，考慮到峰谷價差，專家認為在用戶側已經具備經濟性了，而發電側主要還要靠政策來推動。
能耗雙控
云南、江蘇等省份近期都出現了拉閘限電的情況。江蘇的光伏產業鏈上下游比較齊全，對整個光伏行業的影響比較大。能耗的力度決心非常大，不會很快過去，大家可能需要慢慢習慣這個節奏。展望未來，專家認為雙控一定是會嚴格執行，但是會采取差異化的措施。現在在比較緊急的情況下進行了比較粗的“一刀切”模式，之后會慢慢往差異化方向發展，但是區域性的整體能耗考核肯定還是不會放松的。
