光伏整县推进市场解读会议纪要

会议嘉宾 ：央企运营专家

【嘉宾发言】

1. 国内整县开发推进现状：

我们作为央企现在有三四个整县、一个整市项目在推进中。中国目前整县推进的现状是一共有977个市辖区，1300多个县，393个县级市，117个自治县，49个旗，3个自治旗，1个特区，2个林区，合计2800多个市和县。到2030年中国有要碳达峰的目标，要新增1200GW的装机，新能源要占整体25%，这是非常非常大的一个容量，到目前为止已经公告推进在700个左右，占到了县的大约一半，大约一半多一点点。签约的投资方基本上是大型的国企、央企，尤其是以国字头、省字头等能源企业占比比较大。原则上现在整县推进的标的电站大概分成四个部分。

第一是成片的可用地、坡、水面，这些可以建设集中光伏电站的资源。

第二是每个县的园区或者单列的工商业屋顶。

第三部分是企事业单位、政府机关、学校、医院等和政府投资相关的一些屋顶以及附属的空地。

第四是农户和部分县市里面的别墅区，一些小区的附属地。

现状是签约的占到了整体县一半多一点，但是现在看虽然签了七百个左右，但实际执行的真正开始的并不多。

2. 整县开发中主要的问题：

一是投资和管控的问题。资金是公司投资方投的，现在看资金量非常非常大，如果一个县只有一个企业参与的话，其实有且只有国字头公司能供得上，因为一是资金成本利率比较低，二是体量。但同时国营企业对于股权投资、固定资产投资管控是比较严，尤其是在涉及到风险、安全等方面特别重视。比如刚刚提到的四个市场，也就是企事业单位和政府、机关、农户，其中第三、第四部分市场其实是投资非常非常分散的，点越分散其实是发生安全隐患的机率就越大，也就是潜在风险就越大。所以投资方更加倾向于投资一二两个市场，第一个市场是成片的林地、可用地、坡面、水面。第二个市场是园区、整体区给他们做分布式。

第二个是投资方和政府的分歧。国营的投资方都希望投一和二两部分市场，第一个体量大，第二个省心、点少，但是政府迫于压力倾向于完成整县，不能只投一、二，需要同时兼顾到三和四。所以这个是央企也好，省国字头的企业也好，可能推进的相对缓慢的最重要的一点。

第三个是政策和产权一些法规的一些不完全吻合。工商业屋顶和农户屋顶产权归属都不是政府，尤其是居民屋顶，目前光伏大潮下，接受光伏的人越来越多，所以大家能接触到光伏的投资方也好、建设方都很多。但是政府强推一个企业，必然引起群众舆论性的反对。前段时间不良地区一些私企，主要是民营企业，利用农户借贷，农户莫名其妙背上一身的债，这个问题也是喧嚣的很，目前不可能去置之不理的。怎么样协调是一个很大的问题，政府到底担当什么样的角色、有没有权力代替工商业主或者居民选择合作方，这是一个值得大家思考的问题。

3. 未来变化及导向：

第一是以后可能会形成一家为主、多家为辅的综合机制。类似于工程总包，政府不需要对十家、八家、一百家能源投资企业负责，跟他去沟通，不止锁定一家，这个感觉是基于市场的原则他可以和下边地方一些能源企业投资方、建设方做沟通，但是必须负责到底。既保证了整县推进的原则性问题，也保证了地方的一些沟通灵活性问题。

第二是形势的一个转变。光伏电站基本上分为集中式和分布式，分布式就分成了两大类，一种和建筑相结合，一种和非建筑相结合。建筑相结合里面又分了两类，BAPV、BIPV。住建部和发改委现在文件是鼓励BIPV和BAPV的形式出现，基本上对于像刚才上面讲的第三点和第四点，对于医院、政府大楼、学校，房顶不大，但是侧面、立面很大，利用传统分布式光伏不太划算，这些房屋屋顶不规范，可利用面积或者是利用率相对来说比较低，那些薄膜类或者是像钙碳矿，在房屋的立面做电站可能会有一个巨大的空间。

第三是储能的进入。因为新能源的为什么推进的慢很多种原因，第一是成本，第二是不稳定性，不管风能也好还是光能也好，其实不是稳定的。储能将成为重要参与者，尤其现在储能形式非常非常多，有锂电池、钠离子电池、氢能等等。

【提问环节】

Q：国家从刚开始推进整县光伏的话，第一批大概有600多将近700个县市，今年11月份有一些城市它是有说开始暂停增光伏项目的备案，像今天市场也传出来整县光伏可能要暂停，所以说大家也比较担心说是不是可能过去推广的太快会带来各种各样的问题，这个问题您怎么看？您觉得未来整县光伏大概会朝一个什么样的方向发展？

A：大家可能都看到了整县推进的传闻，一开始政府引导向整县推进去做，出了很多的版本，一开始很激进，但是后来呢在国字头、省字头的企业，民营企业跑马圈地以后，再往下深入其实很难做。这涉及到我刚才说的三个问题，第一个是政府、企业、业主、法规这些东西怎么协调，其实并不是那么顺畅的。每个市场比如说农村的固定市场，整县推进光靠一个县政府、乡政府、镇政府去引导肯定是不够的，怎样把这些利益相互很权衡，寻找到一个平衡点这可能是一个问题。

从现在来看最少是有三点原因：

1. 市县如果不实行整县推进的话，政府应该完成不了双碳的指标，任由自由市场推进的话，政府的管控尤其是电网搭载管控其实是很难的，也就是说政府迫于双碳的压力和管控的压力比较大。

2.碳交易市场现在快速增长是一个必然，北京碳交易所交易量非常大，并且价格现在翻了快一倍。对于投资方来说，央企和国企投资的时候他可能很注重这一块。投资收益会发生核算模式的改变，这块怎么样让步给业主，以便于业主和政府相互平衡，这是其中一个非常重要的因素。

3.推进的结构顺序变化值得关注。现在先后顺序可能值得大家去关注，因为刚大致讲了整县推进光伏电站有四个市场，到底先推哪个市场后推哪个市场，这个可能是政府要和签约企业去权衡。

Q：整县推进，如果说有某家企业跟当地政府签了一个合作协议，在这个前提下其它企业还能不能在这个地区再去做一些光伏项目的开发？比如说在这个地区下的这种某个工业园区他去开发这个屋顶，这个有没有可行性呢？

A：整县推进从原来签约政策来看，一家企业如果签了一个县或者一个市，其它企业是不能引入的，但是这其实有违背整个法律法规的。但是如果是每一家，就像小区一样的，每家建的东西都不一样，很可能对于美观、管理、安全它都是一些隐患，后边很可能会去谈，可能会由一个大的国企或者是能源类企业把它整县推进谈下来，作为一个整包方。但是绝对不会像以前一样每一户每一个屋顶都是不同的企业在做，可能是一个小的片区整体分包出去。国家能源集团很可能把某个县区拿下来的话，工业园区可能是自己做，不同小区很可能跟地方一些企业做一些合作。这样政府会有抓手，所有的安全责任找国家能源局去谈的。但是国家能源局也会有效管控，比如整个县分成三个或者是六个，每个类型或者是每个片区去管控，这样对他们来说既达到了整县推进的这种意愿目标，又达到了管理或者叫差异化投资的一些目标。

Q：整县推进之后，分布式接入光伏电网之后，电网会需要做一些统一的改造吗？

A：这是电网的接入问题，不管是原来的普通电网也好，还是工业电网也好，还是农网也好，它需要自己的容量，如果它整体运行容量只有这么多，整县推进容量又太大，它肯定向上一级市网或者是省网申请，进入大的电网，这和整县推进其实没有太大关系的。

Q：会有一些必须要做的一些改造的一个步骤吗？

A：需要看它量级大不大，中部电网相对比较完善，西部用电量比较少，西部资源面积也比较多，可供开发的资源又比较大，所以整县停滞的时候，第一个目标要管控，要停止。西部一个村青海也好，西藏也好，甘肃也好，新疆也好，一个村可能有多少平方公里这个我不清楚，但是它可利用面积是非常非常大的，它发的电本身就是受控的。对于东部电网比较完备的是电网几乎不需要做任何的改造。

Q：配储能的问题，现在不同的省份配储的比例不一样，整县推进的话未来会不会要求统一配这个储能呢？

A：现在每个省对于储能的要求在整体电站或者集中式电站，每个省不一样，每个省实际上发布的要求原则上不是太高，比如说安徽省10%一个小时，就是电量用量10%一个小时。安徽省10%和一个小时的要求，集中中标的其实基本上已经到了25%两个小时，基本上符合政府的要求了，符合政府的要求对于电站建设企业来说基本上10%左右的成本增加。原则上说，因为本地容量会非常非常大，但是国家发改委、供电总局对于电网销量引导性希望就地吸纳。分布式希望在当地消纳掉。这一块要不要做储能目前没有明确的文件，对于每个市的集中式电站现在基本上都有一个指导性意见的指标，但是没有强行规定。虽然没有强行规定，但是基本上在进到省市发改委去批的时候，省发改委他会按照配储能的比例从高到低去批。整县推进因为它的接弱点比较分散，所以配储能要求不如集中式电站那么急迫。

Q：央企之前在跑马圈地拿了很多项目。像国电投、三峡拿的项目会比较多一点。您能否介绍一下他们整县实际落地情况是怎么样呢？具体一个案例可以稍微简单介绍一下。

A：大体情况是，每一个大型企业能源类企业把地圈到以后，我刚才讲的四个电站的：一个是集中式，第二个是工商业屋顶园区式，第三个企事业机关、学校、医院，第四个是农户。其实大型企业基本上倾向于建设一和二，对于三和四目前他们在谈判过程中间，包括我们自己都不是特别愿意接触，尤其第三点企事业单位、政府机关、学校、医院，楼比较复杂，电价也不高，对于投资收益率不能保证。如果不能弱光发电的话，它的投资收益率是非常非常低的。整体来说基本上大家只是把它签下来，希望以一个次序去做，先做集中式园区的工商业，再做三和四企事业单位和农户，真正同步进行的目前几乎没有。

Q：今年有很多民企也做户用的光伏，结合前面的情况当地政府肯定想把一二三四打包一起做整县推广的，但是大型企业倾向于1跟2。我是不是可以认为3跟4可能是给民企带来更多的机会，结合刚才之前您的一个设想，政府也希望有一个抓手，不希望市场上主体太多。是不是就可以说以后市场确实有一个整县有一个大中企业来做，他更多会把三跟四切分出去，切分给一些民企做互用光伏？

A：原则上大家都这么倾向认为的，但现在从投资情况来看，因为工商业大型的屋顶动辄几万平方上十万平方的和民用的也就是几十平方来比，它的建设类型是不同的，包括它用的逆变器，包括它用的线路，包括它用的东西都是不一样的，这一块原则上仅仅从投资收益率来看，民用投资收益率会更高一点。比较符合民营企业去做，民营企业相对灵活性比较高，和村民、村长尤其是地方上打交道的会比较灵活，因为央企现在的管控和村民谈判有的时候真的不是那么特别的容易。原则上大家再去签整县推进的时候，虽然是签了，绝大部分的央企都是倾向于尤其是农村的和某个地方私营企业去做，基本转给他们做比较合适一些。

Q：以后光伏的维护虽然整县集中式规模也可能是有限，再加上这么多户用更加分散。央企自己做运维成本比较高，我想以后是不是像刚才说的当地的一些民企去做运维其实它是有很大优势的？

A：原则上其实如果是大型电站维护，央企是更有优势的。但是对户用维护点比较分散，央企管控模式和管理规定不是特别的细，这部分给民企去做更加合适。运维其实包括两个部分，第一部分正常电站运行和维护，保证电站正常的运行，这是第一个部分最基础的部分。第二个部分很可能会涉及到和方方面面打交道，比如说像农民这一块分成了地方的企业一些私企或者叫民企更加灵活，因为央企毕竟是现在整体的管控比较严格的，这一块机制不是特别的灵活。这里三和四的，三还好一些，属于政府类的维护，有一些是四运行维护更倾向于民营企业去维护。

Q：有没有做过测算，农户屋顶的规模在这里面有一个占比吗？

A：这个每一个地方它是不太一样的，其实现在每一个县规模也不是特别准，我们每个县基本上按照500户来算，当然有的村大有的村小，500户基本上按照50平方来算，一个村基本上在3万平方。3万平方按照现在的比例大概做到4兆到5兆的样子。

Q：现在民营大概分为两种创业模式，第一种屋顶的资产是在农户手里，农民用这个现金或者是金融贷的方式去买断，电全额上网，用上网的电费还贷。第二种可能是相对于规模大一些，自发自用，余额上网这种方式。这种方式有一些民企持有这个资产。想请问一下专家是怎么看待民企持有资产和农户持有这个屋顶这两种商业模式。另外之前您有说农民欠款的问题，农民莫名其妙就会有一个金融的风险在这里，专家您后期怎么看待这两种商业模式的发展？

A：事实上对于农村户用的一些否定基本上都是基于前面的几个月，就是几个月以来大家都会关注到问题，说的难听的报道是欺骗农民，让农民背上一些无妄之灾。说的好听点，在农民不知情情况下在做什么，这个是比较温和的。在开发农村屋顶情况下，有一些民营企业他们是无所不用其极的，虽然有足够的灵活性，但是绝对是缺少了央企、国企这种大型企业的规范性。和每个人、每个农户去谈判的时候，都是赤裸裸的现金或者是礼物去吸引人家，但是吸引完拿一部分钱走了，那部分资产就像您刚才讲的是金融贷，金融贷主体其实是农民。5%到10%保证金都在银行，其实他赚的利润可能一共是30%或者是20%，有10%留在银行，但是这一块远远不足以覆盖农民潜在的风险。他们做的电站其实规范性不行，因为它是一次性交易，拿完钱走人，所以他们在材料的选择，包括电缆包括组件，包括一些逆变器，都基本上选做完三个月内五个月内不出问题我就走了，这是一个风险。

对于农民来说，第一个是背债的风险，第二个是电站安全的风险。因为它是高压运营的，这上面很可能到夏天就会失火，线路就会老化，这对农民来说有两个风险。所以我们和央企讨论过程中间更加倾向于还是由大型企业来投，规范它的设计，规范它的接入，杜绝安全因素，然后和农民清清白白说好你是欠钱还是不欠钱，大额电站你可以选择持有或者不持有，都是两种方式，很可能后边都会有。但是很可能就不会以农民的金融贷，因为农民的金融贷说白了它的债务人是农户，央企自己再去开发这个东西的时候更加倾向于央企自己的钱，因为央企自己的钱相对于还是比较便宜的。这个其实是国家发改委也好，地方的发改委也好，更加倾向于引导农民去多用电。对于大型的用电型企业、高能耗企业是控制的，但是对于农民我们是倾向于让他多发电、多用电、就地消纳。

Q：因为农民的这些屋顶它规模比较小，如果说全部是央企去控制的话，它可能比较分散。有一些民企自己持有资产，不需要农民付钱，屋顶是归这个民企的，是不是这种商业模式可能对于整县推进对于农户这一块就是国企的接受度会更高，政府的接受度会更高，可不可以这么理解？

A：后边可能会由企业来持有的比例会增加，现在其实是在皖北、河南、苏北、山东的西北，这个大圈圈基本上已经出现了好几个类似的企业。安徽有几个地方性都是在企业持有，后边很可能会增加。

Q：从整体市场来看看民企发展，其实对于农户这一块可能民企集中度也会提升，因为他持有对资产要求需要有一定的资金规模，刚才您说对于技术上、安装上包括安全都有一定的要求，如果以持有资产商业模式来说，头部民企集中度会提升？

A：整个的设计不管是央企还是民企持有，都应该是规范的程度会高一些。其实整县推进其中一个目的也是这样，以前太分散了，现在去把它规范性的把标准建立起来，对于皖北怎么投，对于苏北怎么投，根据各个地方建筑特色怎么样设计、怎么样接入，对于电网怎么清电网，整县推进里面也有一个要求是这样的，统一企业推进，但是统一企业要标准化推进。

Q：现在市场风向或者政策是公司做了一二必须做三四，现在可能要求国企投入一些人力做农户这一块，可以这么理解吗？因为以前农户这一块可能90%以上都是民企在做，我不知道我理解的对不对？

A：刚才讲一二其实是大家都是香饽饽，大家都在抢，三四刚才讲了因为企事业单位、学校、医院这些建筑的特点可能会去涉及到不仅仅是投普通的光伏，可能更多的去嵌入一些新的技术，BIPV做这些，在它的形式上更加丰富，不仅仅是一个很呆板工业化电站的量。BIPV可以做成多种多样，可以做成欧洲小镇、可以做成彩色梁桥，这些可以做得到的。第三个形式可能会采取变化的技术，引进新的技术，BIPV这些技术全部嵌入。第四个引入一些光热也好，很可能也会去多元化，不仅仅是现在的发电，可能会烧烧水，一些制冷，有一些新的功能在里面。第三第四央企、大型国企也会选择性去进入。当然不会像民企那么激进那么分散，它的考虑更加标准化、更加规范，也就是三和四其实也是在准备中。

Q：储能这一块有什么新的要求吗？一二三四的话对于储能的配备有不同要求吗？

A：目前没有，目前各个省市对于集中式有储能的要求，每个省市是不一样的，基本上要求是10%，一个小时到两个小时，分布属性没有规定。

光伏整县推进市场解读（二）会议纪要

会议嘉宾 ：民企新能源项目开发专家

【嘉宾发言】

公司光伏整县开发项目推进介绍：

公司在整县光伏推进的过程当中，按照国家给出的相应的政策，到目前为止没有接到有关于任何停止开发或者建设的内容。公司在衡阳的整县推进项目，总体运转和建设过程当中还是比较顺利的。现在项目情况以及问题：

一是在政府主导之下，公司把相应的区政府的屋顶开发这一块作为一个重头的项目。我们相应的设计人员以及我们的施工、改动方方面面，已经着手开展工作，也是相对来说比较顺利的，包括跟当地的电网公司的这样一个对接，以及发改委的这样一个备案，都比较顺利，目前为止初步确定的是50兆瓦。

二是在整区推进的过程当中，除了政府的屋顶之外，还有拓展到学校以及医院部分。需要满足条件就是三个方面，第一承载必须符合我们设计的标准和施工的标准；第二个方面就是相应的利润必须要满足公司和我们的业主方的要求；第三个方面肯定要满足当地政府和我们的业主方以及我们作为EPC成见方来说也是要多赢。

三是后续的建设过程中，工商业这一块我们开发的过程当中要考虑到工商业的业主，对建设之前首先要对工商业屋顶展开一系列的修补工作。按照国家整区整县推进的过程中是5、4、3，50%的是政府屋顶，40%是学校和医院的屋顶；30%是工商业的屋顶。在推进的过程当中，有些屋顶实际上他们在建制的过程当中，尤其是有些比较老的，承载力可能是达不到标准。另外电费结算也是跟业主结算这个方面，跟当地的工商业屋顶持有方，做了一些相应的对接和交流。

公司规划（湖北）：目前公司除了衡阳地区以外，在郴州，在长沙，还有在湖北，尤其是在湖北这一块，有500兆瓦远期构想。初步已经谈定了将近200兆瓦分布式屋顶光伏的开发。公司EPC项目开始的早，取消国网补贴之后这几年的项目实际测算利润率在8%-10%左右。公司希望在原有的市场和传统的基建工程项目保持既有份额的情况下，在2022年达到1GW的量。

公司优势：旗下有关于相关的设备类的企业，前端的设计的优化加设备的采购的优势，降低成本，EPC利润率相对于别的一些企业较高.

EPC开发过程中的问题：主要是组件成本居高不下。2022年情况会有所改善。第一方面是由于这块是由于国家政策导致相应的项目上马比较多，在2022年我们相信分布式屋顶光伏市场会越来越大。第二方面还有整县推进规模效应，有利于我们调节我们的成本，我们的采购成本各方面都在相应的调整往下走，使得整个我们公司利润率，尤其是在利润这一块，更具有吸引力。

【问答环节】

Q：整县开发，整个时长大概是多久？比如一个县里面大概是100兆瓦这样的一个体量，这个开发的时长大概是怎么样的？

A：衡阳项目签约的过程不长，相应的启动之后的工作稍微麻烦一些，尤其是遇到了一些相应的屋顶存在一些漏水或者是一些需要处理的防水的一些问题，使得我们这个工作要延后一些。

一般情况下是1兆瓦，2兆瓦屋顶，政府屋顶是作为主流开发的对象。工商业实际上屋顶开发的效果，最近过程相对来说体现的更好一些。虽然之前限电。他们对于开发的需求更迫切一些，所以时效更高，更短。另外我们发现实际中还受制于组件的价格上涨的问题。

总体顺利的话，从7月份签约以来到现在，5、6个月时间了，所以后续的这个50兆瓦可能开发的就是要缓慢一些的原因就在于，一方面我们最近湖南地区大雪，天气原因，还有一些就是由于组件刚才说的，组件涨价的原因。

Q：从签约到现在5、6个月，那后续整个完成大概是多久？

A：天气好的情况下，实际上由于我们屋顶分布式光伏这一块，单体太小，我们做一个1兆瓦屋顶的话，大概是在半个月时间就能搞的，不是太复杂。

Q：如果是民企这种开发企业，签整县的话大概能赚多少钱？我刚刚听到您讲有8—10个点，还是什么样的情况？

A：对，如果按照整个投资额来算，两三毛钱是没问题的。8—10个点纯利。

Q：就是说在整县开发的过程中，有没有遇到一些什么隐性成本？

A：这部分相应的成本都已经打到我们的生产成本管理费用中。而且，按照我们开发的过程来说，每一个环节都有一定的余量，包括我们对于组件涨价这块也考虑进去了。EPC价格也是随着上涨的。

Q：有一些光伏屋顶开发对一些屋顶有什么特别的要求？会对成本上有一些增加吗？

A：最主要指的是对于工商业务领域，它因为企业的基本情况，包括他们的赢利情况不同而导致他们的诉求也就不同，因为面临着不同的屋顶方，不同的诉求，所以电费有的要求打9折，有的要求8折，当然，最低也就8折左右，再低的话，在测算的过程当中，我们就决定暂时暂缓。因为过程需要谈判，现在是整个区，基本上维持在一个平衡的状态下，8.5折左右。

Q：刚才您说的整县开发您这边可以有8—10个点的利润，是当前这个组件价格，比如说1.9元左右的这个时候的测算吗？

A：EPC的利润是随着我们的业主这一块给出的价格测算出来的，因为业主他是不会无视它的组件价格的上涨或者是下跌，我们这个利润基本上是固定的，指的是我们业主给我们合作多年的，对我们有信心的这样一个报价，不是所有的企业都能拿到这样一个利润。

Q：您这边也做过比如说100兆瓦集中式的光伏电站，对EPC这种集中式的跟整县的可能就是分布式的，户用的比较多一点，整县的，那同样是100兆瓦，他们的收益率的差别有多大呢？

A：收益率肯定是集中式的比不上分布式的，它的收益率肯定要高于集中式地面光伏的收益率，但是整个收益的这个总额来算，地面光伏要高于我的分布式光伏。因为做分布式光伏投入人力、物力、财力，相应的情况下比地面集中式开发的这样一个投入来说，有过之而无不及，只多不少，因为我的项目它是分散的，不同于地面集中开发。

集中开发有它的优势，但地面集中开发它受制于三个条件，1.电网接入；2.指标，就是当年在某一个区域内，某一个省份或者某一个区域内，它的相应的指标的数量的多寡3.土地，由于前期经过这些年的持续开发以后，无序开发以后，使得我们成片成片的能达到规模效应的项目资源变少。

集中开发的限制使得我们转投到集中式开发这一块以外的，比如像屋顶分布式，自发自用，余额上网，采用这种方式收益率按照我们业主方给定的，当然各个业主不一样，有的可能收益率低到了6个点、7个点，这样一个层级，有的还坚持在8个点、10个点，折合成我们现在这样一个所谓的收益来算，实际上使得我们的EPC价格也在接近于无限增值的状态。实际上我们在这一块只是作为我们业主方的支撑单位，他们把相应的项目立项、过会，通过以后，决定投资，设定项目公司，我们通过招标的程序进入到它的招标体系，选定合格的中标方，我们在这个过程当中，获取我们应有的相应的利润。

对于集中式光伏的招标和屋顶分布式光伏的招标，无论是哪一类的只要我们的成本和收益能够成正比，能够满足我刚才说的8—10个点，我们就愿意投入我们相应的人力、物力完成指标。

Q：专注于做户用的，可能就比较只是在当地区域有一些优势？很难建立一个跨区域的或者跨省的一些优势呢？

A：公司大部分情况是跟随业主的（即上游招标），我们会相应推荐。第二点跨区域，比如说我们在衡阳地区开发，实际上我们衡阳市委一直在等着我们把盐湖区做好的同时扩展到整个衡阳市，并不是说只能限定我们业主在盐湖区这个开发。而且衡阳地区，只有5个企业与衡阳签订了相应的整区推进光伏分布式开发的这样一个协议。它有排他性，但也有相应推广性。

Q：合作开发比如在前期拿到资源，在前期阶段就绑定一些合作开发的企业，还有一些建完了以后去再出售给一些有收购意向的企业，公司 更多的是采用哪种方式？

A：公司多采用第一种方式，也就是我们在开发之前就有了意向性的收购单位，也就是俗称叫兜底方。前期开发的时候，在2018年5.31政策出来之前，我们采取的是以70%的股本进入，我们的兜底方是30%，也就是合理的利用了相应的业主方的这样一个政策，使得在开发之后，建设之后，没有后顾之忧，使得我们顺利的把相应这样一个建成的合格的光伏发电的这样一些项目能够顺利的出售给我们的股底方。

第二种模式也有，开发的过程当中自己持有一段时间以后，之后寻找我们的这个购买方，这个过程相比较而言，是比较长的，因为存在一些不确定性因素太多，导致我们集团公司到目前为止，开发的项目当中，经过多轮谈判了以后，还留有两个小项目，但是都不大，而且相比较而言，到目前为止，意向的签约单位已经有了初步的这样的回购或收购的意向了。

相比较而言，我个人认为还是按照公司原有的一个模式，也就是开发、建设的同步之前就确定了我们的收购指向，这样有利于我们的顺利交接。

Q：整县制推进的方式里主要采取的是哪种？或者是哪种占比比较高？

A：我们整县推进整个开发的过程当中，相应的政府部门，多半会选择央企、国企，也就是通俗意义上的五大六小或者五大四小这类的发电类的企业，这些企业在确定签订相应的开发协议之后，同时，在当地开设相应的项目公司，并注入相应的开发资金，达到这些条件以后，才引入我们EPC单位进行相关后续的开发建设和运营的这样一个工作。

因此就不存在刚才您讲的第二种情况的出现，也就是说，我们是在它的项目平台公司下面，做相应的EPC。

Q：您提到在湖北500兆瓦的规划，那这个东西是已经明确投资方了吗？还是已经有央企拿到了？

A：是的，央企拿到了，通过产业落地，拿到了1GW的这样一个整体规划，但是前期是500兆瓦，分两期做。而且是有产业落地的这样一个交换条件的，所以，在这一块过程中我们只是配合它第一做相应的可研，然后收支过程之后，再给它相应的EPC建设。

Q：整县制的规模扩大和以前的分散式、分布式的光伏去比，这个利润率有没有提高？

A：第一点利润率肯定是有相应的提高了。第二点，在这种过程当中因为规模出来以后，相应的成本降低的原因在于我们采购成本降低了，我们的施工的成本也做了相应的降低，使得我们整体的利润点提高了。另外节省了时间成本。

Q：对于开发企业来说，整县选择给哪个企业来做，主要的决策依据是什么呢？

A：不是开发企业做选择，是业主通过合作模式选择。

第一，整区整县的推进过程当中，真正的开发的不是业主方，实际上开发是当地的这个具有开发资源的这种企业来做。

第二，建设也就是有权投资或者是有投资能力的这些企业，也就是刚才说的五大四小这类企业。

合作模式1: 一旦五大四小央企、国企进入以后，它选择的作为EPC开发或者建设的企业，它是在短名单里面的，也就是经过常年合作有一定的经验、配合默契，并且有一定的竞争力的企业通过组织招标以后才能确定。

合作模式2: 通过双方，尤其是像我们跟一类企业，像国电投这类的企业合作的过程当中我们是有相应的框架合同作为约定，他们会优先选择像我们这种具备一定的设计、施工、管理、运营和运维的施工企业作为首选目标。

Q：对于民营的企业来说，那它的就是一个核心的优势是什么呢？

A：体现在三方面：1.灵敏度；2.施工灵活度（根据业主要求）；3.实务方面优于国资背景的一些企业，而且是我们不拒大小，不管是1兆瓦还是0.5兆瓦，还是5兆瓦。另外就是一定的垫付资金的能力。

Q：整县屋顶分布在推进和开发的过程中，在签订租赁合同的过程中，屋顶租金是怎么考虑的呢？如果是一家一家去谈，这个工程量可能太大，您这边是有什么建议或者是好的工作模式？

A：整区整县推进以后政府部门给出了一定的相应的屋顶的这样一个租赁价格，具体的屋顶还有具体的不同，尤其是有些屋顶存在漏水的问题，还有一些是存在加固的问题。这样我们会把这样一个情况折合到里面，一起加固权衡以后进行测算，从而在电费的这样一个折扣当中进行体现出来。

屋顶租赁这部分价格都差不多，但是电费折算可能就会与他们的实际的屋顶的不同而采取不同的折扣方式。

Q：作为投资方过会测算这个投资收益的时候，平均租金有没有一个大概的价位区间？以多少为合适？

A：因为各地区不一样。实际上租金在投资整个光伏发电的过程当中它占的比例并不大。电费折扣这一块还有一定的这个差别。即使加电费业主测算过程当中为了满足我们的收益率能够通过，只能这样测算，对应这样的要求，签订相应的协议。因为远低于当初被限电的情况下，每度电的柴油发电成本。他们更关心用电成本。

Q：对同一个公司来说同时开发东部和西部，每度电的利润是相当的，因为刚才您说的可能利润它是一个比较稳定的数字，它是不是有一个地区上的抑制呢？就是它在地区之间会不会有一个差别？

A：有差别。多种原因，比如在湖南地区，有效发电时数大概是850—900光照，到了青海是1800个小时，这是一个差别；第二个差别，在湖南他们的度电成本，上网的价格是在0.45元，也就是煤电标杆定价，0.45元，余额上网，那个余额那部分就是0.45元，到了青海是0.25元吧，到了西藏是0.15元/度电。还有投资环境各方面都有关系。

Q：在实际的推进的过程中，比如户用发电可能工商业，可能更倾向于自发自用，那么可能一些农民，可能会选择就是全额上网，那么这个比例大概是多少？就是发出来的电跟上网的电的比例大概是多少？

A：第一个方面指的是农民，也就是我们的所谓的农村那边的屋顶，大部分都是余额上网，其实在那一块做的收益率非常非常低，而且我们在整个建设的过程当中，都集中于在工商业多一些，然后在整村整镇推广的效果要差一些。

另一方面，政府屋顶开发这一块公司倾注的时间和精力更多一些，因为它有整区推进的概念存在；第二硬件，现在建设的屋顶光伏来说，区政府的BIPV的这样的光伏来说，它的一年的用电量大概在一百万，我们的这样一个发电量大概在一百万度电，所以它是完全可消纳的；工商业这一块他们倾向于用自发自用的项目，实际上也要分几种情况来看，大部分情况下企业发展的好，用电、耗电比较大的这种企业，实际上它是不够用的。

目前为止，肯定是优先选择那些需求量大的、意愿更强烈的，能够满足我们业主的这样一个要求的，能够清晰的测算出相应的收益率这样的企业的屋顶的项目，为首选。

Q：这几个地区开发的过程当中，在电网的并网这边它的是怎么一个协商的流程？然后有没有遇到并网方面容量的一些问题？

A：项目一旦立项，当地成立项目公司以后，首先就是要给当地的发改委相应的材料，背书到当地的发改委以后，获得当地发改委的备案证，也就是颁发的备案证以后，我们会马上请当地的电网公司的或者电力部门的相关的这样一个职能部门到现场进行复核，复核之后给出相应的审核意见，然后允许我们接入他们的这样一个电网，这样的一个过程以后，我们就可以进行开工建设了；到目前为止我们没有受到任何方面的所谓的人为的干扰和阻拦，尤其在这样的一个大政策背景下。

Q：因为之前有些地区报出来，因为这个电网并网的消纳的问题，所以有的地方可能有这种暂停的情况，我们现在暂时没有遇到？

A：我们没有，因为我们这个整区整县推进的。当地政府是欢迎的。当地的电网公司对这样一些小的，会影响它调度方面的这样一个所谓的新能源开发项目，电力部门里面是能负荷过来的，所以他们不会过于阻碍或者有不利的政策出台。

Q：从这个流程来看，前期基本上已经确定了能不能并网？是这样一个流程？

A：是的。