价差
。 对于电站开发者而言，占到初始投资45%的组件选择是决定电站收益成败的关键性因素。就国内地面电站而言，如需实现相同的LCOE，组件功率每上升10W，各款组件的合理价差为0.04元/W;而分布式光伏
满足单晶硅片的需求，而国内一些更小一些的企业比率会更低。随着单晶占比继续提升，硅料供应的结构性矛盾将会十分突出，不同品质的硅料的价差将会拉大。新增硅料产能出来以前，硅料环节的市场格局将会对单晶硅片不利
产线，虽然我们测算单晶硅片有充足理由比多晶硅片卖贵1元/pc。但实际市场情况可能是单晶硅片与多晶硅片的价差会逐步缩小到0.5元以内。这对单晶企业的利润是不利的。
国外贸易战影响全球市场需求的担忧。中国
在可承受的范围之内。受调查影响，美国市场光伏组件价格升高，已经与中国、东南亚市场的价格已经拉开了差距，价差在0.1美元左右，这意味着中国企业海外产能在承受30%的关税之后，仍然在美国市场有竞争力
~4/pc的水平，以反应目前金刚线切多晶电池片的价格。也由于多晶硅片跌价较剧烈，单晶硅片与金刚线切多晶硅片的价差扩大到了RMB 0.8/pc。
电池片
由于组件对电池的需求量下降，使电池业者必须抛售
价格大跌，单、多晶电池的价差再度拉大，因此未来须关注主要厂商的单晶电池片价格策略。不过，因将近年关，已经有小型厂家开始放假;这波电池抛售完之后，电池片整体预期会开始减产，产能要到3月才会回复。
组件
单
输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差，平均每千瓦时减少将近1分钱。而目前该减少的1分钱具体用途发改委没有任何明确指出，记者认为很有可能将这1分钱价差让利给用电企业，以达到帮助企业将成本的目的
装机规模914.1MW，国内新增投运项目装机规模121MW。
目前，国内的商业模式还没有理清楚，仅仅是简单的依靠电价差。以阳光电源在英国参与的一个项目为例，盈利简单的说有三个来源，调频收入70%，调峰
收入20%，容量费收入10%。阳光电源股份有限公司储能事业部总经理吴家貌在上述会议上谈到。
诚然，目前储能盈利较多的依赖峰谷电价差，但是在不同省份和地区，这种模式应用的空间也不同。在江苏省，因为
统计，截止到2017年用户侧储能装机占到了全部装机的59%。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。
CNESA高级研究员岳芬介绍道，现在大部分地区的峰谷价差还不是特别合理
领域成本收益开始接近平衡点，例如江苏、广东、北京等省市，利用当地峰谷电价差的优势，已经实现了无补贴的储能商业化推广;青海、山西等省份则在发电侧光储项目、火电联合调频项目上开始实现储能的规模化突破等。
、单晶PERC电池片成交量依然较少，虽大多厂商表示价格已见持稳，仍有部分厂商持续跌价，成交价差较大，单晶PERC电池片价格大致落在每瓦1.7 – 1.8元人民币、0.225 – 0.235元美金左右
太阳能并离网储能系统广泛应用于工厂、商业等峰谷价差较大、或者经常停电的场所。系统由太阳电池组件组成的光伏方阵、汇流箱，太阳能并离网一体机、蓄电池组、风力发电机、负载、电网等构成。光伏方阵在有光照的
大环境冷清，常规单晶、单晶PERC电池片成交量依然较少，虽大多厂商表示价格已见持稳，仍有部分厂商持续跌价，成交价差较大，单晶PERC电池片价格大致落在每瓦1.7 1.8元人民币、0.225
