电站回收成本

，国内招标规模就已经超过200兆瓦时。 回收机制尚不清晰 在政策和市场环境的促进下，不少企业对储能持积极态度，但由于成本较高、盈利模式并不清晰，产业内也有不少担忧情绪。 普星聚能研究显示，目前
年至今，国网江苏电力已经开展了两批电网侧储能项目建设工作。第一批总规模为101兆瓦/202兆瓦时的镇江电网侧储能电站集群已建成投运。第二批在南京、盐城、苏州市及其下辖地区建设9个储能电站，总规模为

万平方千米，假定利用 0.1%荒漠面积建设光伏电站，发电量 可达全球能源消耗量的 1.7 倍。在局部地区，土地资源稀缺是影响光伏建设成本和限制光 伏装机的重要条件。但从全球总量看，光伏开发空间广阔
，利润空间有望提升;下游光伏电站方面，我们需要关注的重点是消纳及土地问题 的解决，电网调度、调峰能力建设是解决消纳问题的关键，而土地问题则关乎行业长期发 展空间。远期来看，光伏+储能综合用电成本

之一，非技术成本的影响同样不容忽视。相关企业负责人透露，电站开发、土地、接入、并网验收、融资等成本居高不下等问题不仅存在于光伏项目中，储能项目也无法避免。此外，光伏是依靠国家财政补贴实现规模化应用和降本增效的

%～20%的储能，新能源项目投资成本势必进一步增加，企业的投资收益率难以得到保障，如按照内蒙古此前发布的《2020年光伏发电项目竞争配置方案(征求意见稿)》中提到的2020年拟定1.4吉瓦光伏电站支持
，风机造价、风电项目千瓦造价下降空间非常有限，再增配储能，其投资回收压力骤增，按20%的储能设置配套粗略测算，风电场的千瓦造价将增加200～300元。由此可见，配储能的新能源项目经济性主要受到储能成本

不同，错误的梯级利用不仅带来效率方面的问题，更严重的是存在安全隐患。而且，相关法规的确缺失，可能会导致储能电池出现像铅蓄电池一样的回收乱象。 五是运营问题。储能的运营问题主要在于储能的容量和成本
激励或者补贴政策，发电成本就会大大提高。再考虑到设备的衰减和老化问题，成本的回收会更加困难。 因此，目前在没有明确且足够的政策补贴时，电化学储能难以大规模地投入使用。 未来需要四大支点 尽管

、业主搬迁、商业模式复杂，以及配套电站投资回收期较长这些先天不足是影响光伏装机量扩大的主要因素，而BIPV将光伏系统与屋顶合二为一，则克服了BAPV模式运营弊端。 国外来看，经过3年的投入开发，特斯拉
特斯拉相关产品不同，隆顶主要面向工商业屋顶，使用寿命也是25年，寿命与性能上优于传统分布式电站与厂房屋顶的组合。如按1000平米的屋顶计算，隆顶的成本为110万元，较BAPV屋顶省去14%，税前投资内部

突如其来的涨价打乱了光伏市场的发展步伐。光伏产业链涨价将会给市场、企业带来怎样的影响?制造端涨价，下游光伏电站应用端是否会为此买单? 张世国分析，涨价冲击了产业项目的成本，使部分光伏平价上网项目
国内光伏市场异动情况，预计供应链各环节将受到企业一体化布局影响。对于组件企业而言，当前硅片、电池片环节的产线投资成本与回收期不断缩短，适当的一体化布局能减少外购产品的依赖，有效解决上游大幅涨价导致组件

。 公司始终以客户为中心，紧扣市场需求，优化产品结构，在科技研发、高效产品推广、工艺改进、精益生产和成本控制等方面不断提升核心竞争力。 (二)光伏电站业务 公司全资公司日升香港、日升电力，专注拓展海内外电站

，未来还可以向24%效率提升，但将会是投入大、提效小的局面，和过去通过较少的投入，就可以获得比较明显的效率提升不同了。 光伏发电正处在普遍平价的前夜，光伏电站更低的度电成本意味着更高的投资收益，这也倒逼
整个光伏制造业，来提供更低度电成本的电池、组件产品。对下游电站来说，电池、组件转换效率的提升，对降低度电成本至关重要。 从2015年起，提升电池、组件的转换效率就成为光伏行业的中心逻辑。其背后，是