光伏电站专家电话会纪要–20230112

Q：最近中国电建有26GW组件项目招标，大家投标价格区间很大，最低有1.5元以下，最高是1.8元以上，怎么看价格趋势？ 我们看均价在1.7元左右，整个组件价格下降是一个趋势，不同组件为什么会相差这么大，第一是看品牌，一线品牌价格还是比较高，是高于1.7元的平均价格。 大部分二线品牌价格比较低。 Q：P型和N型比，N型价格没有体现出优势，怎么看溢价情况？ N型主要是topcon，从技术层面是可以接受1-2毛的，但往往成交价是低于1毛，很多企业N型报价甚至比P型是持平的，没有溢价。是因为N型还是2022年才大量投产的，组件厂需要更大的市场空间来保证未来的产量，所以它是可以接受的。Q：当前时点集采报价和后续执行会不会有差异？ 组件厂不管报1.4还是1.8，都是认为今后一两年可以有能力去履约的。能源企业以现在价格锁定，原则上是按中标价去执行价格。 Q：电网建设很关键，西北大基地外送通道建设慢有对光伏装机造成障碍，今年电网建设有没有大的加速？ 肯定是有的，2021-2022年电网投资同比增长是非常大的，重点是中部地区，2023-2024年和原来几年也是翻天覆地的变化。 大基地电网的投资主要是特高压，是大通道的送出，这些建设难度比较大，涉及区域比较广，跨几个省，建设进度是很快的，只不过我们感受不到。 今后几年，中西部电网构架是能够得到很强提升的。 Q：硅料价格下行，组件在2023可能价格下降比较大，是否可以理解产业端不是组件端可以截留硅料下降的利润？ 组件厂可以截留一部分的，因为组件价格要看能源企业的接受度，项目投资可能接受组件间隔在1.7-1.8元，那么可能没有更大的诉求要低于这个价格。 现在能源企业在抢建设，抢资源，可以认为市场是比较流通的市场，组件厂商只要保证基本的利润，可以说是充分竞争，所以它会降价。 Q：对于硅片技术路线，电站有没有偏好差异？ 从技术路线，N型组件转换效率是高于P的，肯定是优先选择N型。 第二从尺寸上，我用大尺寸如果不考虑安装因素，肯定是比较愿意使用210的组件，施工成本也比较低，有更快建设周期，更大装机体量。但有一个特殊之处是分布式光伏，为了施工便利和布置灵活的，往往是用182组件。 Q：电站对于组件选择的依据是什么？ 不同发电企业角度不一样，我代表国有企业角度，肯定是优选一线品牌，电站运营期25年。对应新进入企业，也不一定没有机会，他们价格、服务各方面因素也可能拿到一些份额。Q：对于储能，峰谷电价差要达到什么水平收益率才可以？ 经验值在6毛左右。是2充2放。 Q：国内可以达到6毛峰谷电价差的地方多吗？东部沿海地区比较多。Q：预期国内地面电站对跟踪支架是什么态度？使用比例会提升吗？ 如果地形条件具备，对电站收益率是有很大提升，我们是愿意去选择它的。 但我们比较谨慎的，是因为跟踪支架是电子产品，在野外要考虑可靠性和运营管理费用。总体来说还是乐观态度。 Q：2023-2024年展望，地面电站跟踪支架渗透率可以到多少？ 我只能给大基地这块的范围，今后比例可能会提升到30-40%，会逐步实现。 Q：跟踪支架有哪些厂商做的比较好？ 可以让客户放心中信博属于市场份额绝对靠前的，还有爱康。中信博应该说地位还是比较厉害的。 Q：中信博和爱康会有差异吗？ 我们的选择角度，中信博是排第一，只能这样说。 Q：山东和河北都是把发电量高的时段定位谷价，这样对光伏电站收益率会产生影响分布式还是采用就地消纳，所以对分布式的收益率有很大影响。 而集中电站是保障并网，很大重点是煤电标杆价，煤电标杆价是固定价格，不会太影响。 Q：组件报价价差很大是为什么？ 不能绝对说低价组件质量就差，我们关注的是品牌，一线品牌价格是1.7-1.8元之间，是和极端1.4元组件价格相差很大的，1.4有可能是为了消耗库存，也可能是二线品牌，是市场因素影响。 Q：光伏装到一定量以后，配储什么比例才会不出现弃风弃光？ 这两年新能源装机大量提升，储能其实并没有跟上，储能配置不是说达到多少才不会弃风弃光，更多是电网安全度考虑的。 Q：什么时间点送出通道的建设会成为集中式发展的制约吗？2022年已经是在制约。 能源企业现在是能建尽建，是可以突破160GW的，现在只有160GW，从电网角度，他可以接受的新增量在160GW，所以目前还是制约因素。 2023-2024这种制约因素会逐步缓解。