2022年1~4月，国内新增光伏装机16.9GW，同比增长132%。2020、2021年，1~4月份装机在全年中占比分别为11%、13%，按这个水平看，今年装机还是可以期待的，今年占比前四个月应该不止13%的水平。分布式增长173%仍然非常快，分布式主要动力来自工商业，工商业增长比户用增长速度更快一些，后面会具体介绍工商业增长主要动力来源。地面电站同比增长72%，也就是1.7倍，这是整体装机数据。
再来看组件采购数据，我统计的是1月-5月20日的数据，跟踪到的，光伏组件招标量达到60GW，去年同期不到20GW，为去年同期3.3倍；组件定标量达到56.2GW ，为去年同期2.8倍。
光伏整体市场
地面开工：截止5月20日地面开工规模36.3GW，每月6GW，5月近10GW(去年只有今年的1/3)，预计6月整体并网10GW+，其中地面占5GW
630要求：现在无630电价变化节点，6月抢装现象不明显，不会有虚并网(先并网后安装)，但会存在任务性630并网。
招标定标：截止5月20日光伏组件招标量达60GW，同比200%+，1月20GW，2月7.2GW，3月6.1GW，4月16.2GW;定标量达56.2GW ，同比180%+，1月2GW，2月9GW，3月30.9GW，4月3.8GW。
需求判断：1)国内装机80-90GW：地面电站40-50GW，工商业15-16GW，户用30GW+;2)海外需求150GW+，欧洲、巴西需求突出。
大基地
总量：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：总计350-400GW(第一批97GW+200GW+七大流域+五省海风70GW)，加上各省规划，十四五风光总规模600GW+。
开工情况：1)第一批大基地97GW(其中光伏53GW)，目前开工85GW，22年并网部分45GW(其中光伏26GW)，平均规模200MW。
开工原因：1)资金支持：21年11月碳减排支持工具3-3.5%利率，22年4月可再生能源补贴500亿给到五大。2)造价低，22年风机便宜，风电预计超预期。光伏价格高，有不确定性。
价格：大EPC成本3-4元，小EPC成本3块左右。(5.1-5.4元的项目归属于多期项目，储能、变压、治沙成本在该期确认)
回报率：1)自己开发项目5.5-6%，买的项目基本上7%往上要求。2)组件上涨0.1元=收益率下降0.35%。1.9元涨到2元，收益率从6%下降到5.65%
配储要求：15%-25%。
问题：1)送出和消纳(所有大基地都是建立在资源不好的地方);2)农光互补&渔光互补将来要面临一些政策性障碍。
第二批要求变化：更多是一个基地分配一家企业，有煤电的配套资源更有优势，配套清洁高效煤电(40%比例煤电用于调峰);或大企业牵头，带小企业做
特高压：输送能力由十四五2.4亿到十五五的3.7亿，21年底国网投运33条特高压(主要承担一期和二期大基地)，十四五新增19条线路，预计部分十四五部分十五五投产。大基地围绕部分存量特高压线路及煤电去选址。
跟踪支架(例：沙漠戈壁型)：30%固定可调，50-60%平单轴跟踪，少量斜单轴跟踪。
分布式
市场空间：21年底全国42GW户用，243万套，目标农村渗透率20%(整县推进)。东部重点10省农村家庭1.4亿户，预计市场空间2700万套。
户用模式：整县推进后，未来投资方主要是央企，施工方还是企业。采取公司加村镇加农户的模式，来给农户租金配一定比例储能。
户用租赁模式占比：20年30%，21年70-80%。山东经销商较强，21年50%租赁，河南河北几乎都是租赁。
收益率：户用8-9%，工商业9-10%。工商业irr高于户用是因为：户用多为全额上网，电价低，且22年取消了3分钱的补贴;工商业自发自用，工商业电价高，收益好
分布式调峰：是发展趋势，如同之前的地面电站，只要量增加，都会参与调峰
电网问题解决：老旧电网加装汇流、配储能：1)户用常规220/380V，其中380V难消纳，需要加装汇流升压到10kV，才能接受电网调度。2)10kV要加监控设备，1套100万，需要成规模后加装，分摊成本。
