组件价格战，是光伏制造全行业阶段性产能过剩下的一种必然结果，也是新能源取代化石能源的必然要求。
然而，光伏制造业让出来的利润，并没有完全转化为光伏电站装机成本的同比下降。因为，电站们还要面对强配储能的压力。
一、组件大降价，电站成本反大增
2022年，国内集中式光伏电站的组件招标均价在1.92元/W（未加权）。2023年光伏主材全面降价，最近两次集中采购的中标均价已低至1.3元/W。组件一项就降了0.62元/W，降幅32%。
对于任何制造业而言，短短半年整体性降价30%以上，都是令人难以置信的。莫说光伏组件这样TOB的工业品，哪怕就是靠降价促销的汽车、手机这样的消费品，也很难在半年内、全行业实现这样一个降幅。
讲真心话，笔者有点为光伏制造企业鸣不平。光伏供应链体系，资金密集、能源资源消耗高、技术门槛高、管理运营要求也很高，本应该享有更合理的利润。硅料企业去年虽然赚到了大钱，其实也是三年才开张，开张吃一年，不能只看到贼吃肉，看不到贼挨揍。
现在，在全行业大扩产所造成的阶段性产能过剩压力下，在集采招标僧多粥少的现实需求挤压下，利润已经薄如刀片。从产业链分工角度，下游电站相比搞制造业轻松多了，就连电站运维这活儿也都全部外包。
正如一位光伏大佬所说，光伏制造业利润回归制造属性，价格回到正常区间、哪怕略低于正常水平，都是可以接受的。因为，这是光伏新能源替代化石能源、硅基能源取代碳基能源的必然要求。
然而，笔者却发现，光伏制造业辛辛苦苦降本节省下来的利润，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。
国际能源网/光伏头条（PV-2005）最近对6月份第5周（6月26日-6月30日）光伏EPC招/中标项目进了不完全统计，当周招标规模合计3114.09MW，中标规模合计2209.84MW，招中标规模合计5323.93MW。
在价格方面，有些让人不淡定：分布式大EPC均价为3.79元/W，集中式大EPC均价为4.54元/W。
来源：国际能源网
和2022年的平均中标价格，综合对比下来，是这样：
分布式大EPC降价0.35元/W；
分布式小EPC降价0.32元/W；
集中式大EPC反而涨价0.6元/W；
集中式小EPC降价0.01元/W。
如果说只看单周的招标价格没有代表性的话，那么，从国际能源网/光伏头条统计的结题来看会更加一目了然。整个2023年上半年，集中式EPC价格一直在上涨，分布式EPC价格也只是略降！
来源：国际能源网
按照常理，组件每W降了0.62元，对应EP成本，至少每W也要下降0.62元才正常。组件企业现在有的已经在亏本报价了，但集中式大EPC的价格却不降反涨。那么，多出来的钱，花到哪儿去了？这事要问强配储能。
二、强配储能，存在哪些问题
光伏电站强配储能以及储能利用率偏低甚至建而不用的问题，已经不是一天两天了。强配储能的问题得以公开化，离不开中国电力企业联合会的一份调查报告。
2022年11月14日，中电联发布《新能源配储能运行情况调研报告》。这份调研报告在充分肯定成绩的同时，也指出了问题所在，统计数据有些触目惊心。报告指出：
从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。
从储能等效利用系数看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。
报告进一步总结，新能源配储能主要存在以下六大问题：
一是新能源配储能利用率低。新能源配储能调用频次、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。
二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证。新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。风电配储和光伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性。分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用。
三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道。新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术。当前新能源配储能的投资成本主要由新能源企业内部消化，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大的经营压力。
四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，储能的诸多市场和价格规则仍有待落地；储能商业模式不稳定，回报机制不清晰，政策变动对收益影响较大。比如近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较大影响，不利于投资决策。
五是新型储能安全管理仍需加强。国外以及国内的储能起火事故说明，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展的关键影响因素。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。据统计，2022年1～8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。
六是新型储能运维难度大。电化学电芯数量庞大，储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级，维护难度极大；储能电站运维涉及到电气、化学、控制等多专业，当前运维粗放，运检维修人员专业性有待提升。
知情人士表示，这篇调研报告得到主管部门高度重视，相关部门正在研究叫停新能源强制配储政策，优化储能调度运行机制，切实让储能发挥出价值。
值得深思的是，一刀切式的提出强制性要求其实最容易，但从市场真实需求出发、从能源转型的根本与关键出发，真正解决问题才最难。
三、各地出台政策，继续强配储能
笔者认为，中电联的这份调研报告，为中国新能源行业的健康发展做了很大贡献。其实，有问题并不可怕，解决就是了，就怕没有发现问题，或者发现了不敢说，这才是最大的问题。
2022年，我国新型储能以7.3GW/15.9GWh的新增规模再创新高。远景副总裁田庆军认为，过去两年依靠新能源强配政策，储能实现爆发性增长，然而强配模式下的储能是沉默资产，导致市场一味追求低价、劣币驱逐良币，这对于储能行业短期利好、但长期利空。
田庆军建议，应适当解耦新能源和储能，按节点细化储能配备要求，同时明确储能独立市场主体地位，允许新能源配储转为独立储能参与现货市场，实现储能资源灵活流通，激发市场活力和推动高质量储能转型。
最近，各地出台的新能源政策显示，新能源配储能在继续强化。笔者希望强配储能的同时，制定行之有效的保障举措，避免建而不用。
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有关事项的通知》，要求能源发电项目应在项目首次并网前完成储能电站配置工作，并配合电网公司完成并网调试和验收；电网公司核实确认新能源发电项目配置储能满足容量要求、与核准（备案）文件一致、已完成项目工程竣工验收和电力工程质量监督等条件后予以并网。对未按要求配置储能的新能源发电项目，电网公司原则上不予调度，不收购其电力电量。
6月11日，河南发布《关于加快新型储能发展的实施意见》要求，2021年及以后河南省年度风光开发方案中的新能源项目，要严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，储能投运时间不能晚于新能源项目投运时间；如未投运，电网不得调度及收购其电力电量。鼓励已并网的存量新能源项目，按照不低于装机功率的10%、时长不少于2小时的要求配置新型储能设施。同一调度区域内，优先消纳储能配置比高、时长长的新能源项目电力电量。
各省市新能源配储能政策汇总
