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。

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。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。

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。

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。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。

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。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。

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。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。

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。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。

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。

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。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。

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。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。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。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。

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。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。

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。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。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。

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。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。