中國電力版圖（2021版）

根據中電聯數據： ? 截至2021年底，全國發電裝機容量23.77億千瓦，包括：火電裝機容量13.0億千瓦，水電裝機容量3.9億千瓦，風電3.3億千瓦，太陽能發電裝機3.1億千瓦。全口徑非化石能源發電裝機容量11.2億千瓦。 ? 那這些裝機主要分布在哪些省份？截止2021年底，不同類型電力裝機的前十省份，如下表所示。 ? ? ? ? 具體情況如下。下文圖片均來源于中國電力知庫。 ? ? 1、全國總電力裝機布局圖 ? ? ? ? 2、全國太陽能裝機布局圖 ? 全國太陽能發電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ? ? 3、全國風電裝機布局圖 ? 全國風電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ? ? 4、全國水電裝機布局圖 ? 全國水電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ? ? 5、全國火電裝機布局圖 ? 全國火電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ? ? 6、全國核電裝機布局圖 ? 全國核電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ? ? ?

地面均價3.68元、整縣最高4.43元/W ，8.8GW光伏EPC項目中標結果出爐

與去年相比，今年光伏項目啟動速度明顯加快。去年一季度公布中標結果的EPC項目約3.5GW，而據北極星太陽能光伏網統計，2022年開年至今，共有約8.8GW光伏EPC項目公布中標結果，地面電站約6GW,分布式光伏項目約2.8GW，其中整縣項目約93MW。 地面大EPC均價3.68元/W，分布式項目均價4.2元/W 在前述8.8GW項目中，大EPC項目約有4.7GW，其中地面電站規模為3.7GW，分布式項目約1GW。 進入2022年，隨著組件價格由2元/W回落，光伏項目建設可行性提高。根據PVInfoLink的數據，1至2月份，182mm與210mm單面組件均價在1.88元/W。 從地面光伏電站EPC總承包中標價格來看，所統計的13個項目，中標均價在3.68元/W，最低中標價格為3.07元/W，最高中標價格為4.12元/W，該項目為廣西來賓市遷江鎮方慶-大里-趙村水庫85MW、平陽鎮北洛水庫40MW漁光互補項目，使用590W單晶組件，配套建設110kV升壓站。 ? 分布式項目對于組件、逆變器等產品容忍性較高，因此整體中標價格高于地面項目。在約1GW項目中，中標均價為4.2元/W，最低價格為3.29元/W，最高中標價格為6.89元/W。 在2月共有5個整縣（市、區）大EPC分布式項目公布中標結果，總規模約70MW，從中標價格來看，最低為3.4元/W，最高為4.43元/W，均價為3.9元/W。 從產品選型來看，南陽市鴨河工區第一批整區屋頂分布式光伏發電項目、湖南公司永州電廠祁陽整縣分布式光伏一期6.6MW項目以及國華投資河南公司獲嘉縣域光伏一期項目均明確采用540W及以上單晶組件。 ? 工程招標范圍則各有側重，南陽市鴨河工區整縣屋頂項目包含入戶談判、收資、代理合同簽訂、開發建設及與之相關的工程協調等，嘉縣域光伏一期項目EPC承包提及房屋及防水造成的損壞、破壞的修繕等。 而貴州電網整縣（六盤水、畢節）屋頂分布式總承包項目設置了限價，標段一最高限價4.47元/W，標段二最高限價4.3元/W。最終中國電建集團貴州工程有限公司分別以4.43和4.28元/W中標。 ? 注：上述根據公開信息統計，僅供參考 小EPC均價1.84元/W ，不含組件、逆變器最高3.87元/W 1-2月份，不含組件、逆變器等設備的小EPC項目共4.12GW公示中標結果，整體來看均價為1.84元/W，最高3.87元/W，最低0.83元/W。 ? 在上述4.12GW小EPC中標項目中，地面電站約2GW，中標企業除中能建、中電建兩巨頭外，還包含三峽集團、國家能源集團下屬公司，阿特斯、湖南紅太陽等民營企業。 從中標價格來看，不含組件、逆變器、主變等項目的中標均價為1.53元/W，最低為0.83元/W，該項目為大唐文山州丘北縣紅花山(150MW)項目，招標范圍不含組件、逆變器、主變、無功補償（帶預制艙）、箱式變壓器、升壓站高低壓開關柜、CIS（帶預制艙）、電纜及35kV電纜頭等,最終由中國電建集團昆明勘測設計研究院有限公司中標。 最高中標價格為3.87元/W，該項目為三峽能源蘭坪縣30MW高坪農光互補光伏發電項目EPC總承包，項目不含組件及逆變器采購，需建設一座35kV開關站，最終由三峽綠色發展有限公司中標。 分布式小項目平均中標價格為1.97元/W。不含組件和逆變器采購的項目共20個，平均中標價格為1.85元/W，最低1.28元/W，最高2.4元/W；而反觀不含組件采購的項目，平均中標價格為2.13元，最低1.22元/W，最高為3.43元/W。 整縣項目中，共有華能2個項目公布中標結果，分別為華能（漳州）古雷港經濟開發區整區屋頂10.27134MW分布式光伏項目和華能信都區整區一期10兆瓦分布式光伏發電項目，招標范圍均不含組件采購，中標價格分別為2.24元/W和1.77元/W，由中國電建和國網河北公司中標。 光伏電站EPC價格主要受組件、逆變器等關鍵設備的影響，從產業鏈價格走勢來看，硅料開年以來已連漲七輪，單晶致密料均價漲至243.6元/千克，182mm硅片漲至6.50元/片。而受終端需求疲軟的影響，目前大部分企業仍持觀望態度，部分企業計劃調節開工率，組件價格漲勢不明顯。

中國電力版圖（2021版）

根據中電聯數據： ? 截至2021年底，全國發電裝機容量23.77億千瓦，包括：火電裝機容量13.0億千瓦，水電裝機容量3.9億千瓦，風電3.3億千瓦，太陽能發電裝機3.1億千瓦。全口徑非化石能源發電裝機容量11.2億千瓦。 ? 那這些裝機主要分布在哪些省份？截止2021年底，不同類型電力裝機的前十省份，如下表所示。 ? ? ? 具體情況如下。下文圖片均來源于中國電力知庫。 ? ? 1、全國總電力裝機布局圖 ? ? ? ? 2、全國太陽能裝機布局圖 ? 全國太陽能發電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ? ? 3、全國風電裝機布局圖 ? 全國風電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ? ? 4、全國水電裝機布局圖 ? 全國水電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ? ? 5、全國火電裝機布局圖 ? 全國火電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ? ? 6、全國核電裝機布局圖 ? 全國核電裝機容量分布圖如下所示。 ? ? ?

新能源發展要快更要穩

推動新能源能并盡并、多發滿發，創建新能源發展的協同機制以及突破重點工程已成為我國又快又穩創建新能源發展體系的重要支點。 我國先后出臺“雙碳”工作指導意見和行動方案后，我國到2030年實現非化石能源在一次能源消費中的占比達到25%的目標是明確的。不僅有目標，而且有行動。2021年我國已經開始了在戈壁、荒漠上馬億千瓦級新能源裝機項目建設。新能源發展步伐進一步加快的同時，我國采取系列措施克服新能源供應方面的短板，聚焦新能源供應穩定性，能源發展呈現快與穩結合的態勢。這一點從2021年出臺的系列政策可以得到驗證。一是積極推動新能源發電項目能并盡并、多發滿發，旨在最大限度利用已建設的新能源發電項目產能。 國家能源局2021年10月出臺《關于積極推動新能源發電項目能并盡并、多發滿發有關工作的通知》，要求各電網企業按照“能并盡并”原則，對具備并網條件的風電、光伏發電項目，切實采取有效措施保障及時并網。要求電網企業按照“多發滿發”原則嚴格落實優先發電制度，加強科學調度，進一步提高電力供應能力。同時要求各單位加大統籌協調力度，加快風電、光伏發電項目配套接網工程建設，與新能源發電項目建設做好充分銜接，保障同步投運。 二是高度重視與新能源發電相關聯的各類環節協同作戰，發揮好體系集成之力，進一步增強新能源供應穩定性。 強調源網荷儲與多能源協同。國家能源局出臺《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，鼓勵相關主體探索構建源網荷儲高度融合的新型電力系統發展路徑，融合的范圍包括區域（省）級、市（縣）級、園區（居民區）級“源網荷儲一體化”等多種模式。國家能源局還出臺了《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出到2025年全國統一電力市場體系初步形成，到2030年基本建成。統一電力市場的形成之后，局部地區出現電力供應緊張現象可通過區域協同得以解決。 三是聚焦煤炭與新能源融合以及以抽水蓄能為代表的重點工程突破。2021年中央經濟工作會強調煤電的兜底保供作用的同時，還強調大力推動煤電機組靈活性水平提升，推進火電由主體基荷電源向調節型電源轉變，同時提出通過新能源+煤電途徑充分利用現有資源，提高新能源消納水平。這一表述和論斷是基于我國能源供需國情的重要決策，對今后能源優化轉型具有積極影響。 與此同時，以儲能為核心的新能源配套技術在相關政策文件中也受到高度重視，旨在通過新能源體系自身建設完善整體能源體系供應。2021年全國抽水蓄能電站累計裝機規模達到3479萬千瓦,新型儲能累計裝機超過400萬千瓦,新增電能替代電量大約1700億千瓦時，取得顯著成績。 在此基礎上，能源局出臺《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，提出建立健全“新能源+儲能”項目激勵機制；同時出臺《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，提出到2035年，形成滿足新能源高比例大規模發展需求的，技術先進、管理優質、國際競爭力強的抽水蓄能現代化產業，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業的發展目標。目前的抽水蓄能項目具備大規模實施的條件，應先行發展起來。但這一舉措傳遞出了未來發展多元儲能體系的信號。 推動新能源能并盡并、多發滿發，創建新能源發展的協同機制以及突破重點工程已成為我國又快又穩創建新能源發展體系的重要支點。2021年出現的能源短缺及能源價格上揚是創建又快又穩發展機制的重要推動誘因，是重要的政策出臺及調整“催化劑”。這些新的政策決定了當前及今后一個時期我國能源發展改革的方向，值得高度關注，需要大力落實。

碳中和的隱形“風口”，SiC產業鏈迎來光伏市場發展機遇

隨著整個光伏市場景氣發展，做為光伏系統大腦的光伏逆變器市場也迎來了發展風口，逆變器在光伏系統中承擔著整個系統的交直流轉換、功率控制、并離網切換等重要功能。 光伏逆變器是可以將光伏(PV)太陽能板產生的可變直流電壓轉換為市電頻率交流電(AC)的逆變器，可以反饋回商用輸電系統，或是供離網的電網使用。光伏逆變器中機構件成本占比最高，為25%。 光伏逆變器成本占比情況 預計到2025年全球逆變器需求達到455GW，其中國內逆變器需求143GW，海外逆變器需求312GW;逆變器市場規模832億元，其中國內逆變器市場規模159億元，海外逆變器市場規模將達673億元。 碳化硅器件是光伏逆變器降本的良好途徑 目前，國內光伏產業正在邁入 “大組件、大逆變器、大跨度支架、大組串” 這樣的 “大時代”。其中，大組串節省支架、土地和人工的效果明顯，在組件價格觸底且在系統比重越來越小的今天，意義越發凸顯。目前第一輪的尺寸提升已初步完成，而HIT等高效電池技術效率提升、成本降低的工作還有一段路要走。 隨著行業邁入 “后1500V” 以及 “20A大電流” 時代，要建成更大組串，進一步降低成本，目前常見的有兩種辦法： 一是降低組件工作電壓。 二是提高電站的電壓等級，近年來光伏電站電壓等級從1000V提升至1500V，就必須使用第三代半導體材料也就是碳化硅功率器件。據了解，目前業內在研發1700V甚至2000V及以上電壓等級技術，碳化硅的性能優勢將進一步凸顯。 有人要問，碳化硅的價格目前比硅要高出幾倍，為什么還會有價格優勢? 實際上，在光伏發電的系統當中，硅基的逆變器的成本占到系統的10%左右，但它卻是系統損耗的一個主要來源。如果通過使用碳化硅功率模塊的光伏逆變器，系統的轉化效率可以從96%提升到99%以上，能量損耗能夠降低50%以上，能夠顯著的提高循環設備的使用壽命，能夠降低系統的體積，增加功率密度，從而降低生產成本。 實際上，在光伏逆變器企業降本之路的探索上，通過元器件升級，提高功率密度一直是提效降本最主要方式：效率更高，體積更小，發熱量更低，同時耐高溫性能更好也讓產品更加可靠。 近年來，集中式逆變器的箱體越來越小就是功率器件升級的最直觀體現，而同樣體積的中小型逆變器，功率則提高了數倍，目前組串式光伏逆變器功率做到了275kW，與功率器件升級密不可分。 這時，寬禁帶半導體的優勢就顯現出來了。碳化硅(SiC)的擊穿電壓是傳統硅器件的十倍以上，并具有比硅更低的導通電阻，柵極電荷和反向恢復電荷特性，以及更高的熱導率。這些特性意味著SiC器件可以在比硅器件更高的電壓，頻率和電流下切換，同時更有效地管理散熱。由于功率轉換效率與開關頻率直接相關，因此碳化硅器件既可以處理比硅器件更高的電壓，又可以確保超高開關和導通頻率。 當前，從行業發展趨勢來看，采用碳化硅器件可有效提高光伏發電轉換效率，碳化硅MOSFET或碳化硅MOSFET與碳化硅SBD結合的功率模塊的光伏逆變器，轉換效率可從96%提升至99%以上，能量損耗降低50%以上，設備循環壽命提升50倍。

完善制度體系端穩能源飯碗

日前，國家發展改革委、國家能源局發布《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》（以下簡稱《意見》），要求在保障能源安全的前提下有序推進能源綠色低碳轉型，提出了應對安全風險的系列政策機制。 在應對氣候變化要求下，全球能源發展正進入新階段。一方面，供需格局深刻調整變革，地緣不穩定因素增多，能源供給可能受到多方面因素影響和沖擊，傳統能源安全風險在加劇。另一方面，可再生能源比例加速提高，波動性、間歇性、隨機性特征導致能源電力系統安全穩定運行難度加大。2021年，全球天然氣、煤炭、石油等價格加快上漲，我國部分區域局部時段出現煤炭、電力供需偏緊問題，凸顯了新舊能源體系轉換期能源安全面臨的多重挑戰。 能源關系國計民生和國家安全，需要以制度體系保障“能源的飯碗端在自己手里”，防范能源領域“黑天鵝”“灰犀牛”事件。“雙碳”目標之下，我國能源轉型發展進入關鍵期，社會對傳統化石能源投資信心不足，歐洲能源危機揭示發揮化石能源兜底保障作用難以完全依賴市場自發調節，還需更好發揮政府作用，需要更多制度機制配套。從這個意義上看，有關部門發布《意見》，有利于在保障國家能源安全中正確發揮“兩只手”作用，用更有效機制為能源轉型升級保駕護航。 以增強能源持續穩定供應能力為目標，完善可再生能源與化石能源協調發展制度。大力發展風電、光伏發電等已成各界共識，可再生能源投資大幅攀升、裝機規模快速增加，這是加快能源綠色低碳轉型發展的應有之義。但也要看到，儲能技術和能力等發展進步仍需時日，發揮好化石能源兜底保障作用是能源安全的需要，也是促進綠色低碳轉型的必然要求。所以，《意見》明確了促進可再生能源與化石能源協調發展的政策方向，設立非化石能源發展目標制度，進一步完善推動化石能源清潔高效開發政策機制，是一種務實可行的思路。 以增強合理需求調控能力為目標，健全能源消費節約高效與低碳替代統籌發展制度。徹底改變粗放型能源消費方式、提升綠色低碳能源消費水平，需以制度建設為抓手，強化能耗強度降低約束性指標管理，探索開展能耗產出效益評價，實施綠色能源消費認證機制，這有助于逐步建立起適合我國發展階段的能源消費和碳排放控制機制。能源需求合理調控是保證能源安全的必要舉措，需以改革創新進一步突出市場機制調節作用，加快建設電力需求響應市場等。 以增強政策機制保障能力為目標，深化能源戰略統籌和安全責任落實制度。我國正逐步建立碳達峰、碳中和“1＋N”政策體系，完善國家能源戰略和規劃實施的協同推進機制尤為重要。《意見》明確在規劃編制及實施中加強各能源品種之間、產業鏈上下游之間、區域之間的協同互濟。針對類似于去年煤電供需偏緊問題，《意見》提出建立電力企業與燃料供應企業、管輸企業的信息共享與應急聯動機制，確保極端情況下能源供應。同時，把能源供應保障納入考核機制，有助于壓實有關企業保供責任。 以增強國際能源領域影響能力為目標，完善促進開放合作和融合發展制度。我國已深度融入全球能源市場，開展國際競爭的同時也需加強國際合作，以融合發展思路構筑多元化境外資源供應格局，探索建立產業鏈上下游企業協同發展合作機制，積極參與全球能源治理，構建廣泛利益共同體，實現開放格局下的能源安全。 以增強風險預警與應對能力為目標，健全能源預測預警和儲備應急體系。應堅持底線思維、強化危機意識，以牢牢把握能源安全主動權為目標，健全能源預測預警機制，完善極端情況下能源供應應急預案和應急狀態下的協同調控機制，健全能源供應保障和儲備應急體系，守住能源安全底線。