针对你的问题，谈谈我的看法：

1. 以今年2020年全球总新增装机量为基数，复合增长率在20%左右，暨2025年总新增装机量300GW左右，原因来自于越来越多的国家和地区可以平价上网，自发式增长开启；

2. 2025年价格很难预测，国外价格也各不相同，无法一概而论，研究组件端降本更容易。组件以两个角度考虑，大致可以猜测一下价格区间。一方面是组件转换率提升，预计正面平均转换率会提升10～15%左右，双面率也会提高到80～90%左右，正反面综合转换率提升约30%，静态计算成本增加远不如转换率提高，当然报价依然以正面功率计算，EPC会把双面考虑进去，实际上降低了BOS，落实到实际发电量计算组件每瓦要降价20%左右。另一方面从成本下降速度的角度看问题，硅料、硅片甚至组件必然走向高集中度，优秀的企业拥有最低平均成本、最大的规模、最优秀的团队、最强的融资能力，貌似这几个环节门槛比较低，但是KPIs却并不容易做好，头部企业每一次扩产都意味着一次平均价格下降，如果以2025年300GW出货量计算，现有单晶硅料硅片都要扩产200～300%，已经考虑到一路要出清高成本产能，而硅片、组件产能也要增加至少200GW新产能，这些新产能都瞄准更大规模，更低成本，电池片变数较大是唯一一个非硅成本下降不好预测的环节，姑且做以下预测，不含通胀含增值税价格，硅料约45～50元/kg、硅片约30～34分/W、电池片约55～60分/W、组件正面约1.2元/W，国内EPC价格2.2～2.4元，BOS比19年底低40%左右。虽然单价下降很多，但是与2020年比真正做到总销售额增长，不像过去20年价格飞降却总量几乎不扩张。

3. 储能打开市场的方式有三种，特斯拉好像展示了两种，电网辅助储能电站、分布式储能，第三种是光储一体，类似储能电站。特斯拉看到了前两种现实需求，例如加州、澳大利亚发电、电网不稳定，经济性不一定最好，但是刚需，从面向未来的角度看用储能的方式解决符合电网发展趋势，国内《输配电定价成本监审办法》出台前，储能电站在电网以输配电成本核算时促进了装机量，现在要在售电环节体现出储能优势才能解放储能电站发展。最后说一下风光储一体电站，储能的配置首先是辅助电网调频，其次是适应特高压输电，终极目标是光储一体总成本低于所有发电方式成本，逆向调节峰谷。前两种需求，锚定的是峰谷价差和智能平滑发电，但是峰谷差价终究是要被抹平和逆转的，对于使用期25年的储能电站不具有可持续经济性，并不是好的选项，而风光储一体电站，可以从较低配比，例如20%比例开始，先以辅助调频、适应特高压输电切入，长期可以在峰谷逆转后，峰谷差价扩大后，再提高配比，当然少量风光过剩地区会较早到来，但是全球看比较久远。那么国内以20%比例来算，何时具有性价比，今年光伏EPC2.8～3.4元/W，储能EPC已经降到1.7x元/W，折算到光伏上增加0.35元/W，显然在刚刚打开平价上网大门的时候增加20+%成本是有本质改变的，不具有性价比，那么到2025年，光伏已经算过了，EPC2.2～2.4元/W，储能EPC预计会降到约1.35元/W，仅仅增加约0.27元/W，合计比2020年光伏还便宜16%，这还没有计入储能带来的增益，所以可以预测2025之前光储一体就会渐入佳境。这里顺便说一句， $隆基股份(SH601012)$ 隆基早已认识到光储结合的趋势，积极研究布局光储结合的合作和实施。

4. 光伏企业估值是个难题，虽然2025年不同环节CR2、CR5可能会很高，但是我依然不认为地位是稳固的，原因是要发展到年出货1TW，依然有很大竞争空间，2025的估值波动范围依然会较大，不能给予平均40倍，ttm平均25PE比较合理，一半来自增速、一半来自头部溢价，波动区间应该在15x～40x PE比较合理，驱动PE的核心内因是竞争格局和利润率，2025年还不稳定。

以上拙见，仅供参考！

光伏发电，如果成低到煤电还是很竞争力的，关健是环保和国家策扶持!

北极星光伏学院获悉5月9日晚间，隆基再次下调了单晶硅片的售价。这已经是自3月35日以来，45天内，隆基第4次下调单晶硅片价格！

储能这块仍然有很大的降本空间。储能不像动力电池那样要求很高的能量密度，但对安全性要求高，目前最成熟的技术路线是磷酸铁锂。但是，我国在钠离子电池上也有突破性进展网页链接，钠相比锂成本更低，也更环保，更安全。

光伏成本一直在降低，但是比西北风火电还是要高一些。南方可以做到平价了。

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我只想知道这个女的叫什么名字，怎么那么多人用她的照片

这个前期投入太大，如果后期规模起来，商业模式ok，可以给高一点的PE