晶科能源副总裁钱晶女士先前透露，继合肥工厂之后，另一个N型电池和组件制造基地尖山工厂也如火如荼目前也都完成设备调试，一期产能规模有8GW，预计农历新年之后会投入量产阶段，并在年底前完成产能爬坡。
万吨级项目，数字化控制。而不远处，上次投资人来还在地基阶段的未来新增的3万吨FBR颗粒硅项目已显露雏形，建设速度远超预期。
高瓴入股是一个很积极的信号，说明资本市场对FBR颗粒硅技术路线是高度认可的，相信这一定代表未来趋势。值得注意的是，2021年12月，保利协鑫组织了入局FBR颗粒硅以来的首场投资人调研后一个月，高瓴等知名投资机构就参与了保利协鑫当年的第二次股份配售。技术人员对FBR颗粒硅工艺流程、装备成套、工程安装、物料平衡、构筑物等方面的首创成果逐一讲解。如今，流化床颗粒硅转化率高达近100%、可连续生产180天时。对此，万方资产合伙人高瑒也持相同观点：在双碳目标背景下，如何用更少的能耗生产出更多更好的产品，这是决定未来技术发展路径的关键。
在保利协鑫5GW颗粒硅技术应用示范项目现场，300多台单晶炉正在全速运转，这里已经实现了100%颗粒硅投料应用。FBR颗粒硅具有低本高效与低碳足迹的优势，实际上是光伏材料技术的一次迭代甚至是革命性颠覆，从这个角度来看，我很有信心。根据上表来看，光伏项目单体规模基本都达到了100MW以上，200MW左右的项目也比比皆是，最高则达到了345MW以上。
其中，中国能建招标1.64GW，国家能源集团1.25GW，中广核418.73MW，甘肃电投300MW位列前排，中曼能源、新特能源、华能、国投集团、三峡等企业也有项目启动。例如100MW左右的项目升压站成本约为0.5元/瓦左右，而300MW左右规模的项目升压站成本则可降低至0.3元/瓦左右。中国能建中标规模达到了2.7GW，中国电建则为889.21MW，此外，国家能源集团(290.01MW)、国家电投(200MW)以及特变电工(200MW)等企业也中标了部分项目。根据梳理的情况来看，5GW项目招标中含组件、配储、逆变器等采购的大EPC3.78GW，不含相关设备采购的小EPC1.188GW。
除此外，外送、电缆以及其他电气设备的边际成本也随项目规模的增加而呈降低趋势。受光伏供应链价格矛盾影响，组件价格几乎是一路水涨船高，相应的也推高了EPC成本。
拆分EPC成本构成可以发现，组件的成本占比近半，最大程度上影响着电站系统成本，但同时也最具有下降空间。这里需要强调的是，华电贵州罗甸纳尾100MW农光互补项目是此前华电招标的6个项目之一，当时由于某种原因并未公布中标人，而后又重新进行了招标。而国家能源集团的果洛州牧光项目，不含升压站、外送线路，组件、逆变器、支架和箱变等设备采购，主要是光伏场区范围内的施工，故价格最低为0.548、0.572元/瓦。以升压站为例，不同的项目规模其升压站成本差最高能达2倍左右。
通过招标范围以及中标价格情况来看，在含储能或升压或外送等招标范围的情况下，EPC中标价格基本都落在了4.5元/瓦以上，个别项目在均包含的情况下最高达到5.81元/瓦。综上，EPC报价因涉及范围不同导致价格千差万别，整体报价还需视项目的具体情况而定，一切抛开招标范围参考报价都是不合理的。在小EPC方面，由于招标范围内采购设备的具体情况不同，故价格也有一定差距，总体而言，其价格区间基本落在1.5元/瓦左右。而常规EPC项目在不含上述招标范围的情况下则基本落在4元/瓦以下的价格区间，最低价则为3.309元/瓦。
从汇总表格来看，大EPC项目中标价格为3.5元/瓦以下的规模约为0.448GW，3.5～4元/瓦的规模约为2.08GW，4～4.5元/瓦的项目规模为0.22GW，4.5～5元/瓦的规模为0.64GW左右，5元/瓦以上的项目规模为0.39GW。例如单价5.45元/W的宁明县峙书光伏项目，该项目100MW容量配置15%2h储能
根据梳理的情况来看，5GW项目招标中含组件、配储、逆变器等采购的大EPC3.78GW，不含相关设备采购的小EPC1.188GW。根据中国光伏协会数据，以组件价格1.95元/W测算，集中式光伏电站单位投资成本为4.2元/W，分布式光伏电站单位投资成本为3.2元/W，集中式电站高出分布式电站近1元/W。
综上，EPC报价因涉及范围不同导致价格千差万别，整体报价还需视项目的具体情况而定，一切抛开招标范围参考报价都是不合理的。中国能建中标规模达到了2.7GW，中国电建则为889.21MW，此外，国家能源集团(290.01MW)、国家电投(200MW)以及特变电工(200MW)等企业也中标了部分项目。而常规EPC项目在不含上述招标范围的情况下则基本落在4元/瓦以下的价格区间，最低价则为3.309元/瓦。另外，从上述EPC报价也可以发现，不同地区，不同项目类型的光伏电站建设成本差距仍然较大。总承包服务包括光伏区、升压站、送出工程及对侧改造(如有)、架空集电线路、储能站等的勘察设计、设备采购供货、青苗补偿及地面附着物迁移、土建及安装施工作等一揽子工作。这里需要强调的是，华电贵州罗甸纳尾100MW农光互补项目是此前华电招标的6个项目之一，当时由于某种原因并未公布中标人，而后又重新进行了招标。
以升压站为例，不同的项目规模其升压站成本差最高能达2倍左右。其中，中国能建招标1.64GW，国家能源集团1.25GW，中广核418.73MW，甘肃电投300MW位列前排，中曼能源、新特能源、华能、国投集团、三峡等企业也有项目启动。
在小EPC方面，由于招标范围内采购设备的具体情况不同，故价格也有一定差距，总体而言，其价格区间基本落在1.5元/瓦左右。有行业人士指出，平价时代单体项目规模较大可以较好的摊薄边际成本。
尽管相关文件表示，建成之后可以由电网回购，但实际上，即使可以顺利推进回购计划，但电网公司有自己的价格核算体系，基本不可能按照企业的投资成本来回购外线部分，某业主告诉光伏們。需要注意的是，根据个项目的招标规模来看，光伏电站单体规模正呈现越来越大的趋势。
从中标企业来看，依然是以中国能建、中国电建两巨头的下属企业为主。事实上，由于升压站、土地、送出线路、配储等成本的积累，推高了集中式光伏投资成本。受光伏供应链价格矛盾影响，组件价格几乎是一路水涨船高，相应的也推高了EPC成本。除此外，外送、电缆以及其他电气设备的边际成本也随项目规模的增加而呈降低趋势。
例如单价5.45元/W的宁明县峙书光伏项目，该项目100MW容量配置15%2h储能。而国家能源集团的果洛州牧光项目，不含升压站、外送线路，组件、逆变器、支架和箱变等设备采购，主要是光伏场区范围内的施工，故价格最低为0.548、0.572元/瓦。
从汇总表格来看，大EPC项目中标价格为3.5元/瓦以下的规模约为0.448GW，3.5～4元/瓦的规模约为2.08GW，4～4.5元/瓦的项目规模为0.22GW，4.5～5元/瓦的规模为0.64GW左右，5元/瓦以上的项目规模为0.39GW。根据上表来看，光伏项目单体规模基本都达到了100MW以上，200MW左右的项目也比比皆是，最高则达到了345MW以上。
拆分EPC成本构成可以发现，组件的成本占比近半，最大程度上影响着电站系统成本，但同时也最具有下降空间。并网时间方面，本次12月份落定的中标项目其并网时间基本落在了2022年的3～6月份，部分项目为9月份左右，但也有小部分项目要求2021年12月底并网一部分。
除此之外，升压站及外线也被国家能源局发文要求必须由电网公司投建，但目前来看，为了抢并网时间等原因，不少项目仍是由业主自行建设。例如100MW左右的项目升压站成本约为0.5元/瓦左右，而300MW左右规模的项目升压站成本则可降低至0.3元/瓦左右。通过招标范围以及中标价格情况来看，在含储能或升压或外送等招标范围的情况下，EPC中标价格基本都落在了4.5元/瓦以上，个别项目在均包含的情况下最高达到5.81元/瓦。近日，光伏們对2021年12月份至今的光伏EPC项目定标情况进行了跟踪汇总，梳理了约5GW光伏项目的中标情况，项目范围涵盖了农光互补、渔光互补、屋顶分布式光伏以及牧光互补等多种类型
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