价差
常规单晶或者270W常规多晶组件价格进行对比，但却仅考虑到其高效率带来的增益，认为300W单晶PERC组件与常规285W组件之间的合理价差应为 0.1元/W，与270W常规多晶价差为0.2元/W,却
，300W单晶PERC组件相较于270W常规多晶组件每瓦的溢价=0.09*2元+0.012元+0.18元，合计0.372元。
相较于大家对0.2元/W的价差认知， 300W单晶PERC组件比270W常规
，主要还是高效组件和普通组件拉开档次，高效组件的占比逐年提高。
但就目前的性价比来讲，单晶的性价比较高，现在单多晶的主流产品差相差10W，至少也保持7、8分钱的价差，才是一个合理价差。如果是特别复杂
的应用场景，比如水上光伏，可能要保持一毛多的价差才是合理价差。
如今价差已经是2、3分钱，在这种情况下，单晶的优势比较明显，如果单晶产能又足够，单晶还是会有向上涨的趋势的。这也是为什么目前光伏的扩产
光伏产品的价格为何差距那么大?5元、6元、7元、8元一瓦都有? 在这个没有硝烟的战场上，作为消费者的我们该如何选择光伏产品?为什么看上去差不多的太阳能板和逆变器，不同商家的报价差距那么大?下面
/pc、USD 0.535/pc，继续维持USD 0.08-0.1/pc的价差。由于单多晶龙头厂皆有调降动作，也带动其他厂商跟进。随着市场需求量有所回升，价格调降的同时订单量也确实有所上涨，预期跌势
21%和14%。 同时，不同区域间光热电价的差距在扩大。这种扩大体现在两方面：一是智利与阿联酋等光热装机规模较小的国家光热项目之间的电价差距，二是这些国家与美国等光热装机量规模较大的国家之间的电价差
目前用户侧储能最广泛应用的一种商业模式，这种模式的利润来源主要有两个：利用峰谷价差实现套利和电费管理。江苏、北京、广东成为2017年国内储能项目规划建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多
，用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，拥有较大的套利空间。此外在投资+运营等模式下，这些已经做成的项目也多由储能企业自己持有，使用储能装置的企业只需付出服务费用而不必承担风险。
而在可再生能源并网领域
接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。 过网费的核算基于不同电压等级之间的输配电价差。 根据省级输配电价表，可以得到每一个电压等级
，且电池的循环寿命达到5000次的时候，用电者购买设备的成本才会产生盈利，才会自觉储电。南方电网的这一结论，是建立在深圳峰谷电价差0.6元/千瓦时的基础上的。若以此为标准，特斯拉Powerwall的
累计降价0.65 元/pcs，降幅高达12.5%。单多晶价差达到0.55元/pcs 的关卡，面对下游需求疲软，目前硅片厂商库存压力较大，龙头企业带头降价再次触动行业脆弱的心理防线。在补贴周期拉长及
可再生能源并网、辅助服务和用户侧等领域。其中，用户侧领域的功率规模最大，超过70MW。
节省用电成本的方法有很多种，选择用户侧储能的企业正在不断增多。但用户侧储能，不仅仅是节约电费。利用峰谷电价差在谷时
。
目前用户侧储能收益主要来自于峰谷电价差套利，因为大多数项目分布在峰谷电价差较大的江苏、北京等省市。电池以锂电池和铅炭电池为主，投资回收期在5-8年不等。尽管商业模式简单明了，但投资回收期仍然较长
