Q1：光伏和风电的差异主要来自哪里？
A1：光伏和风电的差异主要体现在以下几个方面：
- 政策影响方面：新政策出台后，对光伏的影响远大于风电。风电本身具有签订中长协的能力，而光伏基本没有在现货市场和中长协市场进行竞价的能力，所以新政策实行后，光伏受到的影响更大，这也导致了光伏抢装潮比风电更严重。
- 项目建设周期方面：光伏的基建周期较快，其建设整体为模块化建设，只要管理和投入能跟上，就能提高投产时间；而风电项目即使扩大设备施工面，提升速度也是有限的，所以在项目周期上，光伏比风电更短，这使得光伏在时间节奏上能更快地进行抢装。
- 出力特性方面：光伏的出力特性特别集中，市场能较容易预测其出力时间段，例如中午时间段电价最低，而光伏在这个时间段出力集中，并且缺乏调节能力，在24小时范围内签订长协全日曲线的能力基本没有。而风电从全国范围来看，不同地区风大的时间段不同，其出力曲线不是那么集中，且无论早上、白天还是晚上都有出力，牵曲线的能力相对较强。
Q2：能否具体介绍下为什么风电愿意签长协而光伏几乎没有？
A2：风电愿意签长协而光伏几乎没有，主要是从它们的出力特性来判断的。
- 光伏方面：
- 光伏的出力特性集中，市场主体（如火电或用户主体）在与光伏企业签中长协时，能够预测其出力时间段，所以会打压价格。
- 光伏基本没有在24小时范围内签订长协全日曲线的能力，缺乏调节能力，在市场中处于不利地位。
- 风电方面：
- 从全国范围看，不同地区风大的时间不同，例如有的地方上午风大，东北地区可能晚上风大，其出力曲线不是很集中。
- 风电无论早上、白天还是晚上都有出力，相对于光伏来说，牵曲线的能力更强。
- 在这种政策环境下，风电参与电力市场的能力显著强于光伏。
Q3：新能源入市后项目收益率会有何变化？能否举些典型例子？以及全面入市后,光伏分布式、集中式,风电陆风、海风收益率情况如何？
A3：- 新能源入市后项目收益率变化及典型例子：
- 目前由于政策出台后，项目模型正在调整，新的项目投资较少，所以还未看出收益率上有明显区别。从24年开始做准备，从收益率角度看，风电大概会下降1个点到1.5个点左右（现在约8左右），光伏会下降1.5 - 2个点左右（现在大概6.5 - 7个点左右的全投资收益水平）。未来，光伏大概率会向6左右逼近，风电大概率会在7左右。但由于新项目报上来的还不多，目前没有特别典型的案例支撑。
- 不同类型新能源收益率情况：
- 海风方面：其收益率变化因素较大，虽然参与电力市场压力不大，且沿海经济发达省份对海风电价有保护措施，但目前其造价水平处于不可控阶段（普遍在40 - 50公里以外，四五十米的水深范围，造价较高），只要技术没有显著突破，整体造价持续上升，收益率会有所下降。
- 陆上风电方面：如果利用小时数能在2600小时以上，其经济性比海风要好。例如在辽宁地区，海上风电风速利用小时数相较于陆风提升幅度不明显（陆风有两千五六百小时，海风可能三千小时左右），陆风更占优势；但在浙江、广东这些陆风资源缺乏或者地方政府不允许开发陆风的省份，只能开发海风，并且会对海风收益率做适当调整，不过相对于三北地区的光伏，其未来资产持续收益能力还是要强一些，但收益率也会向6趋近。
- 光伏方面：
- 集中式光伏：目前光伏能干地面的规模比较大（5万、10万的项目基本集中于三北地区），在未来竞争环境下，收益率会有所下降。
- 分布式光伏：分布式光伏出台了新政策，目前工商业分布式光伏竞争较激烈（因为用能大户有限），整体收益率水平在竞争环境下会有所下降，但工商业分布式的抗风险能力相对三北地区的集中光伏要好一些；户用分布式光伏目前基本处于停滞状态。
Q4：风速达到2600的陆风地区项目收益率大概是多少？江浙或广东海风项目收益率大概在什么水平？
A4：- 风速达到2600的陆风地区项目收益率：如果其非技术成本不是特别高，单看可比口径的单位造价，收益率肯定在10个点以上，基本在10个点左右。
- 江浙或广东海风项目收益率：
- 浙江：整体消纳水情况还可以，如果建设条件不是特别差，基本上能在7.5个点左右。
- 广东：由于最近空间价控较多，基本上是7个点不到的水平。
Q5：全国风机利用小时数大概在什么水平？分地区来看,各档分别有多少？平均2100小时利用小时数的陆风项目收益率能达到多少？
A5：- 全国风机利用小时数水平及地区分布：
- 从技术可行的利用小时数来说，松辽地区（东北）基本上能在2400 - 2600小时以上。24年新投项目平均利用小时只有2200小时，同期23年投的项目大概在2450个小时左右，整体呈下降趋势。
- 从资源角度看，东北和华北（如张家口、内蒙西部等地）基本上可以在2000 - 2600小时左右；其他地方（如陕西北部、山西等地）风电利用小时数可能在2000 - 2100小时左右。
- 平均2100小时利用小时数的陆风项目收益率：文档未提及此情况下的收益率，无法准确回答。
Q6：公司在做风电项目时对海风和陆风的态度如何？实际投资项目时真实状况是怎样的？
A6：- 公司对海风和陆风的态度：从投资态度上看，公司对于海上风电是不惜一切代价争取资源，除了大基地项目外，对海风的重视程度与大基地同等。虽然海风从经济性上可能部分不如整体资源比较好的地区的陆风，但从全生命周期看，海风的利用率整体有保证，电价有保证，特别是对于东部地区来说，对电价的容忍和接受程度相对较高，所以从资产价值角度，公司认为海风投资更有价值。
- 实际投资项目时的真实状况：24年平均陆上风电的税前全投资内部收益率大概8.1个百分点左右，海上风电因为24年没有决策的项目，所以没有相应数据。
Q7：在全面入市对项目收益率有打击的情况下,如何展望十五五新能源装机预期？如何解读？是否会转向不干新能源？是否会提升五大七小的市占率？
A7：- 十五五新能源装机预期展望及解读：
- 之前新能源装机速度过快，提前完成了目标（如将25年的目标提前到2030年就完成了12亿的目标）。国家可能希望每年有两个亿左右的装机增长水平，这样能维持较为合理的利用率水平，对电力市场冲击也不大。从实际市场发展来看，五大集团市场占有率在下降（从10%降到7%左右），随着电力市场政策发布，预计到十五五期间，中小型参与者参与电力市场能力变差，会逐步退出市场。如果按照每年新增2000万的计划来看，全国来看大概是两个亿左右的市场规模，五大集团有望恢复到10%左右的市场占有率。所以未来到十五五期间每年新增两个亿左右是国家希望看到的，也符合发电企业目前在手资源和投资能力计划。
- 是否会转向不干新能源：不会，虽然项目收益率下降，但这是为了维持合理的发展速度，并非不再发展新能源。
- 是否会提升五大七小的市占率：会，由于项目收益率下降，一些小企业会被清退，市场会有一个集中的过程，利好五大七小的市占率提升。
Q8：630之后的光伏今年是否会大幅下滑？如何判断？
A8：不能简单判断630之后的光伏今年是否会大幅下滑，需要分区域来看：
- 西北地区：新能源利用率是全国最低，市场化程度较高，对当地存量和增量项目的电价影响较小。但如果新能源装机继续保持高增速，新能源利用率会持续下降。
- 东北地区：新能源利用率将呈下降趋势。之前是新能源投资较好的目的地，但新政策出台后，增量项目的电价下降幅度较大，特别是黑龙江、蒙东等地的补贴项目和平价项目，由于没有保障利用小时数，将来下降幅度可能比存量项目大得多。
- 华北地区：
- 12年以来，光伏利用率已出现快速下滑，风电利用率相对稳定。但华北地区市场化程度差异大，山东市场化程度低，新政策出台后，增量光伏项目存在电价大幅下降风险，特别是山东还有基地外送项目在28年左右投产，所以山东的增量光伏项目下降会比较明显。
- 河南、河北新能源装机前两年装得较快，还有外售项目，其增量和存量光伏项目都存在电价下降风险；山西整体电价将保持稳定，但增量项目的电价波动风险较大，虽然山西是电力市场运行最成熟的地区，其整体平均结算电价稳定，但波峰和波谷的差价会进一步拉大。
- 华东华南地区：在全国范围内条件较好，但在大趋势下，还是会有下降，不过电价波动幅度比东北、华北地区弱得多。但广西、海南、云南这些新能源装机幅度大且本地消纳不好的省份，其电价波动程度比华东华南其他区域影响要大一些。
- 华中地区：各省份差异较大，河南消纳困难，湖北、湖南相对宽松，新能源资源不好，基本上都是全额保障交纳，所以对这些地方影响不是特别大。
- 西南地区：之前水电多、调节能力强、消纳水平好，但全面入市后，虽然利用率有所保证，但价格会向水电靠拢，且由于签协议能力不如水电，新增量的新能源项目电价水平甚至比水电更低。
Q9：储能不强制配储了,现在对配储的预期如何？不强制配储政策下实操如何实现？今年和未来几年国内储能装机情况如何？超出预期的储能投资是否会使市场规模增大？
A9：- 对配储的预期：在现有强度之下，配储的要求会有所弱化，但强制配储不会因为政策出台而立即停止。在新能源收益有保障的地区，政府要从中分得利益，目前除了储能和要求干一些产业园外，还没有其他被广泛接受的分配方式，所以强制配储政策不会马上停止，但要求的强度不会像以前那么高。
- 不强制配储政策下的实操：操作方式较多。例如在22年左右，强制配储属于半隐形方式，国家虽出台政策不允许强制配储，但各地仍在执行。到23 - 24年，国家基本睁一只眼闭一只眼，允许地方做强制配储要求。政策之后，在资源竞争过程中可能会有一些打分项，比如产业带动、投资拉动、对当地招标的影响等方式。对于储能产业在当地占有一定份额的省份，强度不会明显下降。
- 今年和未来几年国内储能装机情况：
- 今年：今年投产的项目在核准备案时许诺地方政府的配储情况已确定，所以今年上储的量肯定不会下降。随着抢装潮的推进，今年的新增装机甚至可能超出一定预期。
- 未来：未来项目存在很大的分歧点和争议点，各地细则出台之后情况才会更明朗。
- 超出预期的储能投资对市场规模的影响：虽然不确定能增长多少，但今年的储能市场规模肯定不会下降。由于超出预期的增量所增加的储能投资，有使整体市场规模增大的可能性。
Q10：新能源如何参与电力市场？允许签年度、月度长协的比例是多少？是作为价格接受者还是可以主动参与？
A10：- 新能源参与电力市场的方式：如果新能源要参与电力市场且是报量报价的情况，新能源电站需要配一些储能，但目前调度不允许新能源场站自己调度充放。如果调度政策随着新能源入市政策调整，在报曲线时能将储能部分考虑在内，就会有投资储能的需求，但具体能投多少主要看政策。
- 长协签订比例：目前如果新能源要签署长协或者参与当日的现货，24小时的储能比例并不高，但文档未提及年度、月度长协具体的允许签订比例，无法准确回答。 - 价格参与角色：文档未明确提及新能源在电力市场是作为价格接受者还是可以主动参与，无法准确回答。
Q11：地方政府政策是否完全由地方政府抉择？导向如何？是否清楚？
A11：地方政府在政策制定上有非常大的决策权。大政策出台后，只能从原则和方向上进行引导，各地会根据当地的电力市场和经济形势制定差异较大的政策。
从落实情况看，目前各省已感受到国家对新能源发展的控制意向。对于一些将新能源投资作为拉动经济主要手段的省份，如蒙西，以及可能的甘肃等地，由于缺乏新的经济增长点，会出台一些对新能源有保护性的措施。而其他各地出台的细则更多是促进新能源的市场化，这有助于降低当地用能成本，符合地方政府预期和需求，对政策执行有一定保障。
关于地方政府出台细则的节奏和时间点要求，政策上有25年底收官的要求，但主要还是会根据电力市场发展情况而定。像4 + 4这8家细则可能出得最快，后续第二批也会受电力市场发展影响，毕竟政策出台再快，没有电力市场配套也难以施行，可能电商发展快了，细则出台就会快一些。
Q12：如何看待26年风电和光伏？明年装机规模如何？是否可以理解为风电装机规模会持续上升？后续风电占比如何？某比例指的是哪一年？是否已发生变化？是否指公司内部？是否与之前提到的比例相关？25年核准情况如何？
A12：从26 - 27年来看，受新政影响较大，这两年是新能源发展节奏上最可能出现快速下滑的时期。一方面激励型项目普遍要在28年以后投产，新增地面式项目在三北地区负荷好、销量好的地方已无资源；另一方面新政策限制三北地区投集中式项目，所以这两年面临很大压力。
24年风电核准量相较于23年有50%的增长幅度，投产方面，24年相较于23年多投了二三百万，占幅百分之三四十左右。如果24年能把风电量进一步提高到近1000万，到26年维持在这个水平甚至略有提高，虽然光伏量会下降，但整体2000万的装机增长预期还是有可能保证的。
风电装机规模方面，24年各家普遍核准风电的量有提升，这部分量更多在25年转化为投产量，所以从行业来看，明年风电装机规模有持续上升的趋势。
关于风电占比，23年核准备案比例达到最低点，不到30%，24年回到近40%的水平。考虑到23 - 24年核准的大基地中风电光伏比例为1:2（1200万新能源中800万光伏、400万风电），在十五五期间，风电比例想超过50%难度较大，若风电与光伏能达到4:6的水平就比较符合预期。从投产量角度，目前是3:7，若能达到4:6左右较为理想。
23年投产比例约为1/3左右，这是指公司内部情况。24年投产比例仍在30%左右，并非达到4:6。25年投产计划接近4:6的水平，风电每年有占比提升的趋势。
Q13：如何看待今年风电合作？从投产角度来看是怎样的？如何看待后续海风规模和全行业海风增长？25 - 27年海风行业装机情况如何？是否能代表行业趋势？
A13：今年会进一步推动风电合作，力争在24年基础上有所增长。但风电资源开发不像光伏，不会出现特别快速的增长，更多期望在于国家大基地规划以及地方政府在资源分配时更多考虑风电，释放更多风电项目。例如新疆资源释放，松辽风电比例能达到50%且资源情况较好，海风方面，前两年新增项目进入平稳发展阶段。
从投产角度看，26 - 27年可能出现风电占比的反超，28 - 29年投的基地型项目光伏偏多。
对于海风规模和全行业海风增长，22 - 24年整体发展比较平稳，在做压力测试。省管海域资源基本分配完毕，中远海资源还有3 - 4亿左右。考虑国际形势变化，在做试探性发展，国家虽未批中远海规划，但批准了部分省份的发展。如果今年形势好，中远海的量会有所释放，后续十五五期间量可能更多。
25 - 27年海风行业装机方面，目前整体1500万左右，每年计划在300 - 500万的区间，相较于前两年每年100万左右有提升，但不会出现两倍到四倍这么快速的增长。虽然自身海风装机占比能在全国达到15% - 20%，但随着中远海资源分配时市场主体增多，占比可能没有原来那么高。虽然有一定代表性，但存在不确定性因素，如30 - 50公里范围内涉及多种复杂因素，不光是军事问题。
