要点总结

装机量：1）23年预计180-190GW，集中式和分布式基本55开，分布式可能略高一点。2）24年预计增长10-20%，如果官方公布的能够增加10%以上，就属于较好的预期；其中集中式的增速会更好。3）截至目前，大部分整县推进项目5432的比例并未完成。

成本与价格：1）组件价格下行是正常的市场行为，预计24H1价格会维持1块左右。2）目前电站中，组件+储能（2小时）占总成本的40%。3）N型的Topcon能够提升0.2%-0.3%左右的收益。

储能：1）电源侧储能从政策上看经济性仍然较差，甚至可能出现收益倒挂现象。2）锂电池储能主要看需求，纯依靠电网的调用获利，项目大概率会亏损，未来不乐观。

1、23年全年装机情况：

光伏一般到年底有装机高潮，主要体现在集中式光伏上。1-11月就有160多GW，所以协会将预期从160GW上调到180GW，但实际可能全年的装机总量在180-190GW，也就是12月至少还有20GW的装机体量。

2、2023年集中式/分布式的比例:

2023年基本属于55开，可能分布式比例略高于集中式，比例在50%-55%。随着消纳的改善、特高压配套等一系列的电网规划调整，2024年集中式可能会出现一定的增量超过分布式。

3、下游电站企业对产业链价格波动的看法：

产业链价格波动是正常的市场行为。一方面是企业加速布局N型新技术，导致目前产能相对过剩，所以为了抢夺市场出现一定下跌。同时，一些业主为降低采购成本，进行集采、签大订单以获取相对较低的价格。

现在随着组件价格的调整，项目收益相对符合预期，这进一步推动光伏市场的投资和发展。目前，多数项目按资本金收益率7%进行规划。

4、对后续组件价格的持续性怎么看？

从价格端来说，降价潮已经过了下半年的一个高值，因为一般下半年装机量较大。所以2024H1组件价格不会出现太大的增长，会维持在1块左右。

5、从电站角度看，2024年集中式、分布式的装机展望？

预计2024年装机量将在2023年基础上增长10%-20%。如果官方公布的能够增加10%以上，就属于较好的预期。

如果国家能源局规划按200GW水平，正常减去风电50GW，明年总体装机可接入容量大概为150GW。再考虑容配比放开和直流侧1:1.2的装机比例，明年国网往里面接入180GW没有问题。如果再考虑配储和其他比例的增幅，明年的大概光伏装机量为：在180GW基础上乘以装机的平均配储比例。

6、2024年，集中式和分布式哪个项目增速会更好？

2024年，集中式项目增速更好。一方面，国家正在逐步下发第一批、第二批和第三批风光大基地的指标。另一方面，各省也在规划一些大型基地，并设定了2025年的目标值，这都会推动集中式光伏项目的发展。此外，一些具备集中式光伏开发条件的省份，如内蒙古等正在开展原网荷储等项目，预计在明年下半年将有一定的投产量。

7、从业主方实证情况看，Topcon跟过去的P型、其他 N型相比，电站收益率的有多大差异？

N型的Topcon能够提升0.2%-0.3%左右的收益。之前N型比P型的价格高，现在基本不讨论这个价格因素。从发电量角度看，但N型组件相对于传统P型组件具有更高的转化效率，通常高出3%-5%。

8、过去配的储能在未来两年的收益能够体现出来吗？

现在配储有两种形式，一是电源侧储能，二是独立储能。

电源侧储能之前调用频率比较低，有三个重要因素。第一，容量较小。第二，缺乏相关政策指引。第三，经济性收益率较差。所以，又出台了独立储能政策，各省可以租赁独立储能的容量。但独立储能受储能电池价格较高，政策因素、调峰调频影响，现期收益未达到预期。

未来依托独立储能是一种趋势。第一，各省出台电源侧储能可转成独立储能政策，享受独立储能的相关政策补贴，增加了储能项目的收益广度。第二，独立储能的建设成本降低，企业可以租赁，价格也有所降低，降低了一半。

电源侧储能，从政策上看经济性仍然较差，甚至可能出现收益倒挂现象。例如，在光伏不发电时段，电网需要调动电源和储能，要从网上买电，购买电价可能高于光伏的平均标杆电价，导致收益差值倒挂。

9、之前在做整县推进时，承包县的任务都完成了吗？

截至目前，大部分整县推进项目5432的比例并未完成。这主要是由于渗透率未达到预期目标。之前政府机关50%，公共建筑40%，工商业30%，农村20%属于整县分布式，2023年第一批试点结束后，后续政策不会延续整县分布的形式。

2023年分布式光伏市场化逐渐放开，一些省份将其视为市场行为，充分发挥企业的投资能力和市场因素。

10、据说，河南、山东等地不允许户用光伏在白天部分时段并网？

这是电网端的行为。因为现在很多省份设置了分时电价，电网不希望用电曲线陡峭，所以削峰填谷、降低功率，采取了一定的限电措施，这可能会影响项目的一些收益。

现在很多项目，最后都需要电网落实，受理接入、并网以及后续的电费结算。

11、2023年储能的建设情况？

2023年电化学储能装机规模至少在17GW，基本都可以按两小时计算。其中一部分是电源的配储，也就是风电和光伏新增项目的配储电量，另一部分是电化学储能。

12、目前配储、独立储能、租赁储能、工商业户储、调峰调频等的大致比例有变化吗？

目前，配储在20%-30%，独立储能50%，调峰调频10%-20%，调峰调频可归类到独立储能电站里，工商业储能最多5%。

13、电源配储现在都可以直接用独立储能？

是的，一般电源侧储能可以租赁独立储能，每次租赁两年，签署容量的租赁协议。很多省份是允许的，包括山东、河南，有一些地方规定全省范围内容量可租，有一些市级储能范围内可租。

14、传言称，几大央企的电力集团说锂电储能收益率不行，24年开始不做锂电储能？

锂电池储能主要看需求。如果企业拿到项目，开工率比较高，需要配储，那么锂电池储能渗透率肯定会增长。如果企业集中式受制于电网消纳等因素，也没有外部的租赁市场，纯依靠电网的调用获利，项目大概率会亏损。

首先，2021年开始各省推行了独立储能，当时采购价较高，要2块/W，现在降到了1块/W。所以之前批次独立储能的经济性较低。

此外，独立储能的政策变动较大。以山东为例，之前做独立储能主要依靠电网的辅助服务、容量补偿、容量租赁，这块收益呈下行趋势。所以山东在2022年将调峰调频辅助服务全部改成了现货，实行峰谷价差，但也没有达到预期。

最后，容量租赁后，价格从300块/KW降到100-150块/KW。

综上，目前储能普遍租赁率较低，没有达到收益要求，虽然批复了很多独立储能示范项目，但没有实质性开工。因此，锂电池储能需要看后续实际状况推进，但也不乐观