组件大幅降价,电站成本大幅增加

组件价格战是光伏制造业产能过剩的必然结果，也是新能源取代化石能源的必然要求。

然而，光伏制造业的利润并没有完全转化为光伏电站安装成本的同比下降。因为电站也面临着强大的储能压力。

组件大幅降价，电站成本大幅增加

来源：光伏盒

2022年，国内集中式光伏电站组件招标均价为1.92元/元W(不加权)。2023年光伏主要材料价格全面下调，最近两次集中采购的中标均价已低至1.3元/元W。一个组件降低了0.62元//W，降幅32%。

对于任何制造业来说，在短短半年内，整体降价超过30%是不可思议的。更不用说像光伏组件这样的TOB工业产品了，即使是汽车、手机等通过降价促销的消费品，也很难在半年内和整个行业实现这样的降价。

说实话，赶碳号对光伏制造企业来说有点不公平。光伏供应链系统资金密集，能源资源消耗高，技术门槛高，管理和运营要求高，应享受更合理的利润。虽然硅企业去年赚了很多钱，但实际上只开了三年。如果他们开始吃一年，他们不仅可以看到小偷吃肉，还可以看到小偷挨打。

目前，在整个行业扩张造成的阶段性产能过剩压力下，在招标僧多粥少的实际需求挤压下，利润像刀片一样薄。从产业链分工的角度来看，下游电站比制造业容易得多，甚至电站的运行和维护工作都是外包的。

正如一位光伏老板所说，光伏制造业的利润回归制造业属性，即使价格回到正常范围，略低于正常水平，也是可以接受的。因为这是光伏新能源取代化石能源和硅基能源取代碳基能源的必然要求。

但赶碳号发现，光伏制造业辛辛苦苦降本节省的利润，这部分商业价值并没有完全兑现为下游光伏电站的装机降本。

来源：光伏盒

国际能源网/光伏头条（PV-2005)最近对6月份第5周(6月26日至6月30日)光伏EPC招标/中标项目进行了不完全统计，当周招标总规模为3114.09MW，中标总规模为2209.84MW，中标总规模为5323.93MW。

就价格而言，有些人并不平静：分布式大EPC平均价格为3.79元/W，集中式大EPC均价4.54元/W。

资料来源：国际能源网

与2022年的平均中标价格相比，如下:

分布式大EPC降价0.35元////W；分布式小EPC降价0.32元///W；相反，集中式大EPC的价格为0.6元//W；集中式小EPC降价0.01元//W。

如果只看一周的招标价格没有代表性，从国际能源网/光伏头条的统计结论来看会更加清晰。2023年上半年，集中式EPC价格一直在上涨，分布式EPC价格只是略有下降！

资料来源：国际能源网

根据常识，组件每W降低0.62元，与EP成本相对应，至少每W降低0.62元是正常的。现在一些组件企业已经在亏损报价，但集中式大型EPC的价格并没有下降，而是上涨了。那么，多余的钱花在哪里呢？这件事需要强大的储能。

二、储能强有哪些问题？

光伏电站储能强、储能利用率低甚至建设不需要一两天的问题。没有中国电力企业联合会的调查报告，就不能公开强大的储能问题。2022年11月14日，中国电力联合会发布了《新能源储能运行调查报告》。研究报告充分肯定了结果，但也指出了问题，统计数据有些令人震惊。报告指出：

从储能运行策略来看，新能源储存最多在弃电期间每天充放运行，个别项目只调用部分储能单元，甚至基本不调用。

从储能等效利用系数来看，电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源储能系数仅为6.1%，火电厂储能15.3%，电网储能14.8%，用户储能28.3%。报告进一步总结了以下六个主要问题:

一是新能源配储能利用率低。新能源配储能调用频率、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。

二是没有科学论证新能源配储能的规模和类型。新型储能种类繁多，功能不同，技术成熟度和经济性差异较大。多地采取“一刀切”部分地区将储能配置标准作为新能源建设的先决条件。风电储能和光伏储能在储能利用和弃风弃光解决方案上存在明显差异，同质化配置储能要求不科学。分散配置不能反映规模效益，存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用。

第三，新能源储存成本高，缺乏指导渠道。新能源储存成本高于火电灵活性改造、抽水储能等技术。目前，新能源储能的投资成本主要由新能源企业内部消化，锂离子电池叠加成本上升，给新能源企业带来了巨大的业务压力。

第四，新的储能商业模式和电价机制有待进一步完善。新能源储能收入主要来自电能转换和辅助服务，许多储能市场和价格规则仍有待实施；储能商业模式不稳定，回报机制不明确，政策变化对收入影响较大。例如，最近山东省储能容量补偿标准大幅下降，企业收入受到很大影响，不利于投资决策。

五是新型储能安全管理仍需加强。国外和国内储能火灾事故表明，安全问题是影响新型储能规模健康稳定发展的关键因素。在高成本压力下，部分项目选择性能差、投资成本低的储能产品，增加了安全隐患。据统计，2022年1～8月，国家电化学储能项目非计划停机329次。需要进一步提高电化学储能的安全标准和管理规范。

第六，新的储能操作和维护非常困难。电化学电池数量大，储能项目电池单体数量达到1万甚至数十万，维护困难；储能电站运行维护涉及电气、化学、控制等专业，目前运行维护广泛，运行维护人员专业性有待提高。

知情人士表示，研究报告受到主管部门的高度重视，相关部门正在研究停止新能源强制储存政策，优化储能调度运行机制，有效发挥储能的价值。

值得思考的是，一刀切地提出强制性要求实际上是最容易的，但从真正的市场需求和能源转型的根本和关键出发，真正解决问题是最困难的。

三、各地出台政策，继续加强储能配置

“赶碳”认为，中国电联的研究报告为中国新能源产业的健康发展做出了巨大贡献。事实上，有问题并不可怕。如果你解决了，你害怕你没有发现问题或不敢说。这是最大的问题。

2022年，我国新型储能将达到7.3GW/15.9GWh的新规模再创新高。愿景副总裁田庆军认为，在过去两年中，依靠强大的新能源配置政策，储能实现了爆炸性增长。然而，强配置模式下的储能是沉默的资产，导致市场盲目追求低价和劣币驱逐良币，这对储能行业有利，但长期不利。

田庆军建议适当解耦新能源和储能，根据节点细化储能设备要求，明确储能独立市场的主体地位，允许新能源储能转化为独立储能，参与现货市场，实现储能资源的灵活流通，激发市场活力，促进高质量储能转型。

近日，各地出台的新能源政策显示，新能源配储能不断加强。赶碳号希望在强配储能的同时，制定有效的保障措施，避免建设而不使用。

6月7日，广东省能源局发布《关于新能源发电项目配置储能相关事项的通知》，要求能源发电项目在项目首次并网前完成储能电站配置，配合电网公司完成并网调试验收；电网公司核实确认新能源发电项目配置储能符合容量要求，与批准（备案）文件一致，完成项目竣工验收和电力工程质量监督。电网公司原则上不会对未按要求配置储能的新能源发电项目进行调度，也不会收购其电力。

6月11日，河南省发布《关于加快新能源储存发展的实施意见》，要求河南省2021年及以后年度景观开发方案中的新能源项目应严格按照开发方案中承诺的储能比例配置储能设施，储能运行时间不得晚于新能源项目运行时间；如果未投入使用，电网不得调度和收购其电力。根据不低于装机功率的10%，鼓励已并网的股票新能源项目、新型储能设施的配置时间不少于2小时。在同一调度区域，储能配置比高、持续时间长的新能源项目电力优先。

总结各省市新能源配储能政策

END