就连硅料端，前期跌幅超出了部分硅料厂的预期，加上硅片企业主动提产，于是挺价惜售。

升级后的至尊N型产品组件效率高达22.4%，其中适用于地面电站及工商业场景的至尊N型组件功率高达605W，适用于大型地面电站的至尊N型组件功率高达695W。从技术路线来看，2023年电池片产能扩张以N型为主。

以位于青海的DC容量为4MW项目为例，与使用传统182尺寸72片版型N型组件相比，使用至尊N型组件，BOS成本可节省RMB 0.0553元/W。电站场景全面迈入N型600W+时代。与行业一般N型72片、78片组件相比，可以多串6-12块组件，不浪费一点长度，可谓跟踪支架的最佳拍档。作为率先投入N型技术研发与量产的企业，天合光能拥有丰富的实证测试积累及大批量交付经验。五大硬核技术实力+电站级实证至尊N型组件价值与传统P型PERC技术相比，N型技术具有高转换效率、高双面率、高功率、低温度系数、低衰减等五大技术优势。

扫描下方二维码，即可获取《天合光能210至尊N型组件产品白皮书》。天合光能深耕N型技术多年， 从研发到打通产业链再到大规模产业化，天合光能不断突破，为确保N型i-TOPCon技术量产出货打下了夯实的基础，为N型产业化做好了充分的准备。综合看，光伏承担的送端直流消纳成本大约为0.202元/千瓦时。

2021年10月，习近平总书记出席《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会时提出，中国将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。为深入贯彻习近平总书记重要指示精神，落实党中央、国务院决策部署，扎实推进碳达峰碳中和工作，需要提前考虑风光大基地项目落地过程中可能存在的问题，为解决潜在困难、出台支持政策、保障大基地项目顺利推进提供数据和理论支撑。按照沙漠光伏最高利用小时数2000小时估算，该光伏基地设计最大出力可能达到1125万千瓦。满送的情况下，通道全年送电量(视作光伏基地全部电量)450亿千瓦时，度电通道费用0.049元(即为外送电量的输电成本)。

通道输电量中50%为光伏电量，即225亿千瓦时。统购统销情况下光伏基地项目经济性估算假设某光伏基地(发电量全部外送)外送通道全年平均利用小时数4500小时、通道额定功率1000万千瓦;按照使用寿命30年、年化收益率8%估算，每年大约应回收22亿元。

风光大基地规划建设总体情况2021年11月，国家能源局、国家发改委印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，涉及内蒙古、陕西、青海等19省(区)共50个基地，规模总计9705万千瓦。由此造成部分光伏大基地项目在经济性方面可能处于劣势地位。考虑市场化情况下受端消纳成本及市场电价在目前已开展连续结算试运行的东部现货试点省份中，山东新能源装机占比高、市场规则较为完善、市场运行较为成熟，具有代表性，因此，假设山东为受端省份考虑光伏基地的受端消纳情况。一是建议光伏基地项目规划引入基于电力现货市场的连续生产仿真手段。

但即便如此，为回收度电成本所需的电价也远高于光伏基地当地的燃煤基准价，与东部负荷中心省燃煤基准价水平相当。变动成本为估算方便仅计算燃料费用。为简化说明，首先在不考虑受端市场消纳成本的情况下，基于统购统销模式评价光伏基地项目的经济性，即先加总初始固定投资成本、变动成本、输电成本、送端直流消纳成本，计算出光伏基地获得合理收益所需的落地电价水平，与当地燃煤基准价水平对比判断经济性;然后再考虑市场化情况下可能产生的受端市场消纳成本以及市场电价水平，评价其收益状况。山东现货市场电价高峰时段一般为16时至22时;而光伏大发时段均为电价低谷时段，甚至有零价的情况。

科技的进步和革新是唯一可能打破能源不可能三角的积极因素，考虑到光伏基地各项相关技术都在日新月异地发展，各光伏基地的投产时序应当按照经济性由高到低排序，投产节奏先慢后快，不简单追求大干快上、齐头并进。不考虑运费(火电所在地与煤源重合)的情况下，假设5500千卡动力煤价格为700元/吨(随着碳达峰碳中和工作持续推进，供给端收缩的速度将快于需求端，煤炭价格大概率位于限价区间上限波动);折算成标煤为890元/吨。

提高光伏基地项目经济效益的几点建议从上述粗略分析可以看出，部分以电网消纳、远距离送电为主的光伏基地项目在市场竞争中，可能存在经济性不高、与受端省份电源相比处于劣势地位的情况，需要合理规划投资方案提高其经济效益，并出台配套政策保障其消纳根据我国地理分布情况，送受端省份光伏出力时段基本一致，意味着为匹配用户侧用电曲线，光伏基地直流落点在受端现货市场中极有可能出现高买低卖的情况，损失部分收益(即为受端市场中的消纳成本);随着新能源渗透率不断提高，峰谷电价差将继续拉大，进一步压缩盈利空间。

大型光伏基地建设箭在弦上，精细化的准备工作刻不容缓。按每千瓦时EPC造价1100元的标准，储能系统初期投资需66亿元。统购统销情况下光伏基地项目经济性估算假设某光伏基地(发电量全部外送)外送通道全年平均利用小时数4500小时、通道额定功率1000万千瓦;按照使用寿命30年、年化收益率8%估算，每年大约应回收22亿元。显然，火电是现阶段更为经济的技术手段。理论上，在光伏出力为0时，火电出力应与光伏最大出力为替代关系，但考虑到经济性，假设仅配套一半(562万千瓦)火电即能满足绝大多数情形。目前，企业申报积极性非常高，风光大基地成为了各大电力央企争相抢占的重要资源，新能源头部民企纷纷启动相关战略规划，风光装备制造商也全力备战大基地项目。

变动成本为估算方便仅计算燃料费用。为深入贯彻习近平总书记重要指示精神，落实党中央、国务院决策部署，扎实推进碳达峰碳中和工作，需要提前考虑风光大基地项目落地过程中可能存在的问题，为解决潜在困难、出台支持政策、保障大基地项目顺利推进提供数据和理论支撑。

单位耗煤量约280克，但考虑到配套火电需要在光伏出力高时降低出力，在光伏出力低时提高出力，会推高耗煤量，假设平均耗煤量为300克/千瓦时。通道输电量中50%为光伏电量，即225亿千瓦时。

通过仿真计算，准确评估各目标年光伏基地的消纳成本，在受端市场中可能获得的电价水平，以量化比较选择代替定性评估决策，做到心中有数。即光伏基地最大出力降为1000万千瓦，年发电量降为200亿千瓦时，通道年送电量降为400亿千瓦时，仅需配套500万千瓦火电。

那么，仅考虑燃料费用情况下，火电度电变动成本约为0.27元。风光大基地规划建设总体情况2021年11月，国家能源局、国家发改委印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，涉及内蒙古、陕西、青海等19省(区)共50个基地，规模总计9705万千瓦。送端直流消纳成本：由于该光伏基地项目最大出力1125万千瓦，超出其外送通道的额定功率125万千瓦，需要配套储能在某些时段将其出力进行存储转换。另外，在无光的情况下，需要依靠储能或者火电出力保证通道正常送电。

据《中国能源报》报道，2月份印发的《方案》提出，到2030年，规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦;其中，库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦,采煤沉陷区规划装机0.37亿千瓦,其他沙漠和戈壁地区规划装机1.34亿千瓦。六是建议签订政府授权合约，锁定光伏基地收益，疏导各类消纳成本，盈亏由受端省份工商业用户共同承担，通过政府授权合约疏导光伏基地的各类消纳成本，必须要注意配额制和政府授权合约不能并行。

三是建议合理选择受端地区，选择光伏基地直流电力可被实际有效利用的受端地区。山东现货市场电价高峰时段一般为16时至22时;而光伏大发时段均为电价低谷时段，甚至有零价的情况。

提高光伏基地项目经济效益的几点建议从上述粗略分析可以看出，部分以电网消纳、远距离送电为主的光伏基地项目在市场竞争中，可能存在经济性不高、与受端省份电源相比处于劣势地位的情况，需要合理规划投资方案提高其经济效益，并出台配套政策保障其消纳。固定成本方面，按照造价3100元/千瓦、寿命30年(考虑成本因素延长50%)、年化收益率8%估算，火电机组年均应回收15.5亿元，折合0.034元/千瓦时，其中光伏电站应承担0.017元/千瓦时。

截至2021年12月底，第一批风光大基地项目已开工约7500万千瓦，其余项目在今年一季度陆续开工。2021年10月，习近平总书记出席《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会时提出，中国将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。但即便如此，为回收度电成本所需的电价也远高于光伏基地当地的燃煤基准价，与东部负荷中心省燃煤基准价水平相当。由于配套火电主要为了支撑光伏项目连续运行，其至少一半的固定成本(考虑火电机组可能为当地提供一定服务)和全部外送电量变动成本应由光伏基地承担。

综合看，光伏承担的送端直流消纳成本大约为0.202元/千瓦时。总成本：加总输电成本、固定投资成本、送端直流消纳成本，度电总成本约为0.448元(含财务费用、折旧等，下同);而西北地区各省区 燃煤基准价基本在0.25元/千瓦时至0.35元/千瓦时区间，华北、华东等负荷中心的燃煤基准价也在0.4元/千瓦时左右，远不能达到该光伏基地回收成本所需要的电价水平。

光伏基地项目一般建造在沙漠、荒地等土地价格低廉地区，因此占地成本在计算中暂时忽略不计。在该情形下，输电费用上升为0.055元/千瓦时;光伏电站初始固定投资折合度电成本为0.09元;送端直流消纳成本为0.287元/千瓦时;总成本为0.432元/千瓦时。

按照理想寿命30年(考虑未来技术进步因素)、年化收益率8%估算，每年大约应回收40亿元，折合度电(按光伏基地全部电量折算，下同)成本0.09元。考虑市场化情况下受端消纳成本及市场电价在目前已开展连续结算试运行的东部现货试点省份中，山东新能源装机占比高、市场规则较为完善、市场运行较为成熟，具有代表性，因此，假设山东为受端省份考虑光伏基地的受端消纳情况。