近日，工业和信息化部发布了修订后的《光伏制造行业规范条件（2024年本）》和《光伏制造行业规范公告管理办法（2024年本）》（以下简称《规范条件》《管理办法》），引发业界广泛关注。《中国电子报》约请中国光伏行业协会副秘书长江华对《规范条件》《管理办法》进行解读。 问：本次修订的背景及主要考虑是什么？ 答：《规范条件》自2013年发布以来，根据产业发展实际情况和市场需求，先后于2015年、2018年、2021年适时进行修订，通过政策引导并在技术指标、产能利用、生产能耗等方面提出要求，促进光伏产业升级发展。截至2023年底，已累计公告十二批共329家、撤销七批共120家光伏行业规范企业名单，名单涵盖光伏制造业主要环节60%以上骨干企业，并被应用单位、电站企业、金融机构及有关方面等广泛应用，有效促进了行业转型升级和健康发展。 目前，在行业保持高速增长的同时，也进入了新一轮的行业震荡周期，产业阶段性供需失衡、产业链价格快速下滑、企业经营承压。对此，行业呼吁在加强行业自律、减少行业内卷的同时，也需要在宏观行业管理政策层面优先支持有技术、有品牌、有自有知识产权的企业，引导避免低水平盲目扩张，优化光伏产业发展环境，包括加强知识产权保护、统一相关标准、提升产品质量等。修订后的《规范条件》《管理办法》顺应了行业发展需要和技术发展最新情况。 问：修订主要涉及哪些方面内容？ 答：通过与2021年本规范条件进行对比，总结主要修订点如下：一是继续引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，避免低水平重复扩张。新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例由原20%提升至30%。二是提高部分技术指标要求。三是加强质量管理和知识产权保护。四是引导提升绿色发展水平。五是鼓励参与标准制修订工作。六是加强规范名单的动态管理。 问：具体提高了哪些技术指标要求？ 答：《规范条件（2024年本）》结合行业技术发展趋势，提高了相关产品技术指标。同时，基于N型单晶电池和组件逐渐成为技术发展主流的实际情况，增加了对于N型电池、组件等产品相关要求。如，将现有单晶硅光伏电池、组件项目平均效率指标分别由不低于22.5%、19.6%提升至P型电池、组件效率不低于23.2%、21.2%，N型电池、组件效率不低于25%、22.3%。新建单晶硅光伏电池、组件项目平均效率指标分别由23%、20%提升至P型电池、组件效率不低于23.7%、21.8%，N型电池、组件效率不低于26%、23.1%。现有项目P型和N型电池、组件平均效率值为行业平均水平，新建项目P型和N型电池、组件平均效率值综合考虑了行业先进水平以及政策发布实施后行业可以达到的指标水平。此外，由于钙钛矿已有企业在开展产业化探索，《规范条件》中增加了对于钙钛矿组件转化效率的要求，现有不低于14%，新建不低于15.5%。 需要强调的是，其一，异质结电池相对于其他n型电池技术，对N型硅片的技术指标要求宽容度更高，因此单独制定了异质结电池用n型硅片的技术指标。 其二，目前行业内存在以TOPCon为主的N型单晶硅电池产线测试效率达到26%及以上、夸大宣传，但在入库时严重降档的问题。中国光伏行业协会就此专门邀请政府主管部门、行业专家、主要企业、第三方检测计量机构座谈交流，会议一致认为，目前以TOPCon为主的光伏电池测试效率大幅高于入库效率的现象是不正常、不规范的，应尽快使其回归真值。会后，通过专家讨论，中国光伏行业协会发布了《关于进一步提升光伏电池效率计量测试能力的倡议》（以下简称“倡议”），并组织10余家电池片生产制造企业完成了倡议的签署工作。倡议要求：测试标准电池需可不间断溯源至SI 国际单位制；使光伏电池测试效率回归到光伏组件功率推算的合理范围。有鉴于此，《规范条件（2024年本）》在取光伏电池效率值时，广泛征集了第三方机构的测试数据，经统计测算出业内N型TOPCon单晶电池平均效率为25%。据此，规定现有项目N型单晶硅电池平均效率不低于25%，新建项目不低于26%。一方面，该指标值符合行业实际，其取值方法对引导N型单晶电池、组件效率科学准确标定、促进行业长期良性发展具有重要意义。另一方面，根据《管理办法》，工业和信息化部将委托第三方检测机构，对公告企业产品进行不定期市场抽查，连续两次产品抽查不合格的企业，将撤销其公告资格。光伏电池和光伏组件是否存在效率虚高标定的问题，也会作为重点抽查项。 问：在加强质量管理和知识产权保护方面有何考量？ 答：加强知识产权保护是避免资本无序扩张、提升产品质量、稳定产品价格的有效途径。为此，《规范条件（2024年本）》在前期引导企业持续加强研发投入和技术创新基础上，丰富知识产权保护等要求，提出企业应具有应用于主营业务并实现产业化的核心专利，研发生产的产品应符合知识产权保护方面的法律规定，且近三年未出现被专利执法机构裁定的侵权行为的要求，鼓励企业按照《企业知识产权合规管理体系要求》完善相关体系建设。同时，强调对产品高可靠、长寿命的要求，将工艺及材料质保期由10年提升至12年，提升产品衰减技术指标，并增加光伏组件非金属材料的燃烧性能和光伏产品可靠性试验要求。 问：如何引导产业提升绿色发展水平？ 答：《规范条件（2024年本）》进一步丰富了绿色制造内容，引导产业持续提升绿色发展水平。如，提高现有及新建多晶硅、硅锭、硅棒、硅片、电池、组件项目电耗和水耗指标，强化企业生产过程绿色化要求，鼓励企业参与光伏行业绿色低碳相关标准的制修订工作，引导企业开展光伏产品回收利用技术研发及产业化应用，增加了光伏产品碳足迹核算等要求，鼓励企业通过环境管理体系、能源管理体系等认证，开展环境、社会和治理（ESG）信息披露工作。 问：鼓励企业参与标准制修订工作有何具体举措？ 答：提升标准供给水平是提升我国光伏产业发展“软实力”的关键。为此，《规范条件（2024年本）》鼓励企业参与太阳能光伏领域国家标准、行业标准制修订和国际标准化活动。加强《太阳能光伏产业综合标准化技术体系》实施。鼓励晶硅组件外形尺寸满足相关标准要求。 问：如何加强规范名单的动态管理？ 答：加强动态管理，“有进有出”是充分发挥政策实施效果、提升政策实施水平的必要举措。为此，《管理办法（2024年本）》对于撤销公告资格的情况，增加了“未按时报送自查材料、检查不符合《规范条件》、环境监测数据造假、列入失信企业名单、拒不履行生产者延伸责任”等条款，一是与《管理办法》中按时提交年度自查报告的要求相呼应；二是通过强化政策约束提升行业监测能力。

11月15日，中国电建水电九局2024-2025年度固定光伏支架框架集中采购项目入围公示，入围企业来自于： 中国电建集团郑州泵业有限公司 杭州帷盛科技有限公司 凯盛重工有限公司 上海晨科太阳能科技有限公司 中电建武汉铁塔有限公司 本次集中采购招标的固定光伏支架为中国水利水电第九工程局有限公司2024-2025年预估量。预估重量40000吨。 除有特殊情况外，中国水利水电第九工程局有限公司将在项目落地、具体采 购需求明确后，根据此次招标结果，直接邀请入围供应商通过竞争性谈判或询价 等二次竞争方式，确定其所需光伏支架的最终成交单位，并签订采购合同，不再 另行单独招标。

11月17日，重庆能源云阳高阳65.60MW光伏发电项目光伏组件设备采购中标结果公布，中标人晶澳太阳能科技股份有限公司，中标价格61774000元，单价0.67元/W。 招标公告显示，项目总容量为92.20MWp规模的光伏组件，采购N型双面双玻单晶硅光伏组件。预计交付时间集中在2024年11月-2025年1月。

11月16日，大唐兴海县清洁供暖配套40万千瓦光伏建设项目BC组件采购项目中标结果公布，中标人隆基乐叶光伏科技有限公司，中标价格3005890.56元，单价0.815元/W。 大唐兴海县清洁供暖配套40万千瓦光伏建设项目直流侧建设容量为491.5416MWp，交流侧建设容量为400.2MW，容配比约为1.228，同步建设35kV开关站一座及8回35kV送出线路。 设备名称：BC型组件 数量：3.6864MW 技术规格：640Wp半片单晶硅双面双玻带铝合金边框BC型。 招标范围：大唐（兴海）清洁能源有限公司大唐兴海县清洁供暖配套40万千瓦光伏建设项目640Wp半片单晶硅双面双玻带铝合金边框BC型采购招标，预估采购容量3.6864MW。 交货地点：青海省海南藏族自治州兴海县东北部河卡滩新能源基地。 交货期：合同签订后接到甲方书面排产通知之日起30个日历天交货完毕。

11月18日，山西新能源分布式光伏发电项目EPC总承包工程框架协议公开招标中标结果公布，中标人阳光新能源开发股份有限公司，中标价格124760万元，单价3.119元/W。 山西公司山西新能源400MW(预计容量)分布式光伏发电项目拟建于山西省太原市、大同市、忻州市、朔州市、晋中市、阳泉市、吕梁市、长治市、晋城市、运城市、临汾市等地区，利用拟开发区域内居民住宅、企事业单位、养殖大棚等屋顶进行屋顶分布式光伏开发，项目整体规划容量为400MW(预计容量)，光伏组件拟采用570Wp及以上N型单面组件。本项目采用以380V全额上网模式为主，视电网条件可采用10KV或更高电压等级接入方式。最终按实际并网容量据实结算，总容量不超过400MWp。 招标范围： 本项目为EPC总承包，承包范围包括项目勘察设计、设备和材料采购供应、项目总包管理、建筑安装工程施工、设备检验、调试、验收、培训、并网（含接入系统批复等所有手续办理）、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限的服务等内容。具体承包范围包括（但不限于）： 1.承担本分布式光伏发电项目建设，负责协调地方政府相关部门办理规划许可、房屋确权、环评、合同能源管理协议（如有）、项目备案等相关文件；协调电网公司落实项目所在区域配电增容及电网线路改造，办理本项目入网申请及批复，相关费用发包人不再另行支付。 2.负责在拟开发区域内落实屋顶资源，负责本项目办理全容量、全运营期所需的用户屋顶租赁协议签订的协调工作（租赁费用由发包人支付，租赁费用标准必须经发包人审核后确定）；负责在合同签订后10天内完成至少5000户电站屋顶租赁协议签订，否则发包人有权在项目开工前单方面解除合同且不承担任何责任。 3.负责协调施工过程中可能出现的阻工、政策处理等问题。负责勘察（包括地勘、屋顶承载力计算及第三方校核等）、初步设计、接入系统设计并取得电网接入意见（承担设计及审查等相关费用），施工图设计并出具竣工图；工程现场施工、设备和材料采购、屋顶障碍物拆除及补偿和修缮、屋顶防水、屋顶加固（如需）,发包人不再另行支付费用。 4.初步设计、施工图设计、竣工图设计： （1）初步设计及优化：负责获取光资源数据，和周边电力配套设施数据，并开展组件布置设计、基础设计，房屋加固、防水设计等，原则上应按照最优角度和最大发电量设计。按照国家能源集团要求编制初步设计原则、项目初步设计报告（含必备图纸、初设概算、经济评价）、项目设计优化报告、设备选型（满足远程集控要求）、工程量清单及计价编制，费用包含在EPC总价范围内。 （2）施工图阶段：施工总平面布置图、施工图设计、设计变更及现场设计技术服务（包含但不限于：参与技术联络会、常驻现场工代、配合达标投产、安全设计专篇、项目后评价和专项验收等工作）。上述设计范围包括规划场址以内所有的主辅生产工程、公用工程、生活福利及各项配套设施等（如有），包含报告编制、地形图测绘、光能资源评估、报告评审、会议、场地、评审意见（内、外）取得等所有工作和费用（如有）。具体如下（不限于）： （a）发电工程包括：屋面加固及防水设计，光伏组件及支架、汇流箱及逆变器设备、单元变压器等，以上均含设备及安装工程，光资源评估及组件选型等（如有）； （b）通信和控制设备及安装工程包括：监控系统、直流系统、通信系统、光功率预测系统和计费系统等设备及安装工程。 （3）竣工图阶段：竣工图应与施工图设计、设计变更、施工验收记录、调试记录等相符合，并在竣工图中体现，经监理单位审查，符合归档要求，满足竣工结算要求。配合完成项目审计及后评价工作。 5.设备及材料采购范围： 设备及材料采购供货包括但不限于：包括光伏组件、逆变器、逆变器遮雨罩、支架、并网柜、关口计量表计通讯柜、彩钢瓦、加固材料、屋面防水材料、漆料、接地、光缆、电缆、配电设备、电缆附件、桥架槽盒、电缆防火相关设备、远程监控通讯线缆和材料等消防设备、视频监控，以及站区采集数据所需的相关软硬件设备，及其他一切施工主、辅材所有设备的采购；运输、到货、卸车、保管、二次倒运等；所有设备和相关试验需满足并符合电网公司对项目接入的各项要求及远程集控要求，所有监控服务器、交换机、隔离装置、内部芯片、系统、网络覆盖设备使用国产设备，必须满足电网要求；另外需提供备品备件、专用工具及消耗品等。其中逆变器需满足国家能源集团数据无线传输要求，且数据传输满足一传二功能，数据既可传输至逆变器厂家，也可传输至国家能源集团数据库。 6.施工范围：屋顶光伏电站项目的土建工程，设备安装（包括满足光伏支架安装涉及的屋顶原有结构改造及屋面二次防水工程）、调试及试验工程，监控系统，封彩钢瓦等各系统工程和其他配套工程的施工准备、施工、安装、调试、并网验收、手续办理、协调工作、竣工验收等，且包括国家能源集团远程监控系统通讯线缆安装；设备标识标牌采购、安装；满足现场网络全覆盖要求。项目实施过程中专项验收内容整改及项目验收移交后质保期服务等。 （1）土建工程：逆变器/桥架支架及基础、并网柜基础、混凝土配重块、防雷接地装置基础、端子箱基础、电缆沟、防火隔离带施工、屋顶区域亮化（含清理、刷漆等）、视频监控设备以及附属设备基础、桥架土建工程（如有），安全防护措施等全部土建工程，所有电站区域的设备标示牌及安全标示牌的制作和安装。 （2）电站的安装、调试及试验工程：本项目光伏支架、光伏组件、逆变设备、汇流箱，通讯柜及光缆，电缆，接地等所有设备和材料的安装、调试及试验、系统集成；防雷及设备接地（包括电气设备、设备支架、构架和辅助装置的工作接地、保护接地和防雷接地等）、电缆及电缆防火封堵、电气二次部分、通讯系统、国家能源集团远程监控系统通讯线缆、控制及直流系统、屋顶区域照明美化与安装等，380V和10KV接入系统各项质量要求必须满足电网公司要求，全部设备和材料运输、到货、保险、接车、卸车、仓储保管、试验、调试、试运行、验收、二次搬运、消缺处理至移交给招标方的全部工作；以及承担招标方认为有必要的设备出厂检查验收工作等。 （3）彩钢瓦(修复）：包含彩钢瓦的拆除和安装、恢复。 （4）施工过程中如对屋顶造成损坏或漏水的，负责及时进行修复。 7.智能运维工程范围：根据国家能源集团要求，负责项目并网后首年全容量数据采集信息费。在分布式光伏项目各个实施屋顶区域配置智能数据采集器，以及在智能数据采集器配置4GAPN卡，通过新建数据汇集站（投标人负责）进行数据收集后通过集团专用网络接入国家能源集团山西公司区域调度集控中心（智能运维后台软件系统必须满足山西公司区域调度集控中心接入的要求）。其中传输数据包括：发电量、发电功率、电压、电流等遥测数据，并网、停机、故障告警信息等数据。 智能运维工程的工作内容包括但不限于： （1）制定并向采购人提供工作实施方案，且通过采购人审查。 （2）加装智能数据采集器等设备、开通数据传输通道、专用APN流量卡等。 （3）加装集控中心所需服务器、屏幕展示等设备，建设数据库、汇集库等所需软件。 （4）加装国家能源集团山西公司区域调度集控中心针对子站运维需增加的设备及服务等。 （5）完成子站侧集控中心与山西公司区域调度集控中心的信息传输和数据对接等调试。 （6）承包人负责建设全部系统子站侧集控中心，包含调度相关各类数据网、集控数据网等工程建设，并应配套必要的安全防护配套设备。 （7）负责本项目并网前光伏电站管理系统和调度信息系统的配套建设。能够满足重要生产实时数据传输，包括发电量、发电功率、电压、电流等遥测数据，以及并网、停机、故障告警等信息实时传输及系统自动上报；满足国家能源集团山西公司区域集控中心相关要求，能够确保并网电站安全稳定可靠运行。 8.电网接入协调及手续办理 负责对接供电公司，办理电网接入申请及批复、并网验收及购售电合同、电费结算协议等并网手续，项目以380V方式或以集中汇流10KV或更高电压等级方式接入电网，以上产生的相关费用均由承包方承担。 9.负责项目设备、施工、调试及验收等一切项目资料收集归档等。 10.承包方负责对发包方的运维人员进行培训，培训结果达到能使熟练操作所有设备，其所需费用包含在合同总价中。 11.负责项目并网前生产准备工作，直至项目分批竣工验收期间的所有光伏电站生产运行维护管理，以及自项目并网之日（按照子项目分批并网之日计算）起3个月的运行维护消缺工作，所需费用由投标人负责，包含在报价中。 12.承担为本项目所需的专家服务费 ，包括但不限于设计审查费 、外部专家费等 。 13.本项目最终以直流侧交付容量为准。 投标人应对上述工作范围内的工作负全部责任。虽然未列出，但对于一个光伏电站的功能、安全、稳定运行必不可少的建筑、设备、材料及服务等也应由承包方提供，其费用包括在总价中。 计划工期： 项目计划总工期18个月，自发包方首批项目通过投决会之日起18个月完成全容量并网。投标人须在发包方首批项目通过投决会之日起9个月内完成 200MWp容量并网发电，18个月内完成合计 400MWp 容量并网发电。 本协议自合同签订之日起3年内有效，以有效期到期或400MW全容量并网先到者为准。

11月15日，财政部、税务总局发布调整出口退税政策的公告。 一、取消铝材、铜材以及化学改性的动、植物或微生物油、脂等产品出口退税。 二、将部分成品油、光伏、电池、部分非金属矿物制品的出口退税率由13%下调至9%。 三、本公告自2024年12月1日起实施。本公告所列产品适用的出口退税率以出口货物报关单注明的出口日期界定。 关于调整出口退税政策的公告 财政部 税务总局公告2024年第15号 现就调整铝材等产品出口退税政策有关事项公告如下： 一、取消铝材、铜材以及化学改性的动、植物或微生物油、脂等产品出口退税。具体产品清单见附件1。 二、将部分成品油、光伏、电池、部分非金属矿物制品的出口退税率由13%下调至9%。具体产品清单见附件2。 三、本公告自2024年12月1日起实施。本公告所列产品适用的出口退税率以出口货物报关单注明的出口日期界定。 特此公告。 附件：1.取消出口退税的产品清单 2.下调出口退税率的产品清单 财政部 税务总局 2024年11月15日 点击跳转原文链接： 关于调整出口退税政策的公告

据财政部、税务总局下发的《关于调整出口退税政策的公告》显示，自2024年12月1日起，将部分成品油、光伏、电池、部分非金属矿物制品的出口退税率由13%下调至9%。多位业内人士在接受财联社记者采访时认为，短期看会造成企业成本增加，但长期看，降低退税率有望提振海外组件产品价格。 上述公告文件显示，在下调出口退税率的产品清单中，光伏产品包含：商品代码85414200（未装在组件内或组装成块的光电池）和商品代码85414300（已装在组件内或组装成块的光电池）。 距离该政策实施约有半个月时间。有业内人士分析称，出口企业首先面临的是已谈妥的订单可能会有4个百分点的收益减少。对此，上海有色网在最新分析中预测，在11月下半月，税率调整有望刺激部分中国光伏电池、组件厂的海外销售订单量，以价换量，促进出货量。 不过，相比于组件价格去年至今的降幅，出口退税率下调实际影响有限。智汇光伏创始人王淑娟对财联社记者表示，以0.7元/W的组件价格看，4%约为0.03元/W。但是，从年初到现在，组件本身就已经降价约0.3元/W。 行业数据显示，自去年光伏进入供需暂时性失衡阶段，出口价格也随之持续下滑，大部分市场光伏组件价格低价已经达到0.08-0.09美元/W。 SEMI中国光伏标准委员会联合秘书长吕锦标对财联社记者表示，降低退税率，可能是担心国外降价刹不住。上半年国内亏损，出口还是有利润，但四季度已有不少地区降到没多少利润。智汇光伏创始人王淑娟也认为，下调光伏产品退税率，与之前行业协会提出0.68元/W“托底”价格类似，是以此希望海外价格不要继续下跌。 多位业内人士看来，逐步降低退税率是个调整方向。有分析人士对财联社记者称，在中国光伏产品竞争力已经和国外同行拉开很大领先优势的情况下，出口退税政策调整影响不大。 吕锦标认为，原来13%的退税覆盖了光伏产品在国内缴纳的增值税，有力推动了光伏产品在国际市场的竞争力。但是去年以来的竞相低价已经造成亏损，且从国内蔓延到国外市场，也在影响行业健康有序发展。 业内分析认为，中国光伏产业已经占据绝对话语权，并不依靠退税来获得海外市场竞争力，也不需要补贴海外市场。如果海外光伏涨价成为趋势，更利于有技术有品牌的光伏企业参与海外竞争。 上海有色金属网分析认为，当前中国光伏组件、光伏电池均在从内循环转出海，海外销售占光伏企业总销售已几乎超过一半，占全球光伏产品需求80%以上。分析中提到，对于其他缺少供应且处于需求爆发期、仍然需要进口中国组件的市场，海外价格有支撑上涨的可能性。

2024年11月13日，美国国际贸易委员会（ITC）发布公告称，对特定光伏连接器及其组件（Certain Photovoltaic Connectors and Components Thereof，调查编码：337-TA-1365）作出337部分终裁：决定对最终初裁（FID）进行部分复审，对可能采取的救济措施、公众利益、保证金等征求意见，将本案调查期延长至2025年1月25日。 2024年4月26日，美国国际贸易委员会（ITC）发布终裁：对本案行政法官于2024年4月2日作出的初裁（No.29）不予复审，即基于申请方撤回，终止本案对美国注册专利号11,689,153第8项申诉的调查。 2024年4月19日，美国国际贸易委员会（ITC）发布终裁：对本案行政法官于2024年3月6日作出的初裁（No.20）不予复审，即申请方不满足美国国内产业地位的科技要素，终止本案对美国注册专利号10,553,739所有申诉的调查，对该专利不存在侵权。 2024年3月26日，美国国际贸易委员会（ITC）发布终裁：对本案行政法官于2024年2月28日作出的初裁（No.19）不予复审，即基于申请方撤回，终止本案对美国注册专利号10,992,254所有申诉的调查。 2024年3月11日，美国国际贸易委员会（ITC）发布终裁：对本案行政法官于2024年2月9日作出的初裁（No.15）不予复审，即基于申请方撤回，终止对美国注册专利号10,553,739第2、3、6、8、9、11、12、15-18项申诉，美国注册专利号10,992,254第2-4、8-12、14、15项申诉，美国注册专利号11,689,153第2、3、6、15-17项申诉的调查。 2023年8月16日，美国国际贸易委员会（ITC）发布终裁：对本案行政法官于2023年7月18日作出的初裁（No.5）不予复审，即同意申请方的提议，将美国注册专利号11,689,153纳入调查；对本案行政法官于2023年7月18日作出的初裁（No.6）不予复审，即调查期为17个月，调查终止日期预计为2024年11月12日。 2023年6月5日，美国国际贸易委员会（ITC）投票决定对特定光伏连接器及其组件（Certain Photovoltaic Connectors and Components Thereof）启动 337调查 （调查编码：337-TA-1365）。 2023年5月4日，美国Shoals Technologies Group, LLC of Portland, Tennessee向美国ITC提出337立案调查申请，主张对美出口、在美进口和在美销售的该产品侵犯了其知识产权（美国注册专利号10,553,739、10,992,254），请求美国ITC发布有限排除令、禁止令。 美国Hikam America, Inc., of Chula Vista, CA、墨西哥Hikam Electrónica de México, S.A. de C.V., of Mexicali, Baja California, Mexico、墨西哥Hikam Tecnologia de Sinaloa, of Guasave, Sinaloa, Mexico、菲律宾Hewtech Philippines Corp. of Laguna, Philippines、菲律宾Hewtech Philippines Electronics Corp. of Bundagul Mabalacat, Pampanga, Philippines、中国广东Hewtech (Shenzhen) Electronics Co., Ltd., of Shenzhen, China福泰克（深圳）电子有限公司、美国Voltage, LLC, of Chapel Hill, NC、中国浙江Ningbo Voltage Smart Production Co. of Ningbo, China宁波小伏科技有限公司为列名被告。

11月14日，Maxeon官网公布一则消息，称其太阳能电池板继续被扣留，并且莫名其妙地被排除在从其墨西哥制造工厂进口到美国市场的名单之外。 尽管Maxeon已完全透明地绘制了其供应链，并向美国海关与边境保护局（CBP）官员提供了其清洁供应链的全面可追溯性文件，但CBP审查人员声称缺乏足够的文件证明Maxeon遵守Uyghur Forced Labor Prevention Act（UFLPA），该公司对此予以强烈反驳，并提供了明确和客观的相反证据。 值得一提的是，Maxeon在墨西哥生产的光伏组件从7月份开始就被美国海关以UFLPA为由进行扣留，已给企业造成巨大影响。 据Maxeon财务显示，今年第二季度，公司亏损780万美元，亏损的主要原因由于组件出货量下降。财报显示Maxeon第二季度组件仅售出 526MW。Maxeon将此次销售下滑的大部分原因归咎于美国海关和边境保护局 (CBP) 扣留从该公司墨西哥工厂进口到美国的组件。 而CBP给出的扣押理由是，未遵守Uyghur Forced Labor Prevention Act（UFLPA）。2023年，Maxeon扩建了位于墨西哥下加利福尼亚州的墨西卡利制造厂，将年产能扩大至1.8GW，并增加对该工厂的投资至约2.6亿美元。

2024年开年以来，各地陆续公布2023年度及2024年度风光项目建设清单。据北极星统计，截至目前安徽、贵州、云南等11个省份下发了风电、光伏项目指标，总规模近170GW，其中光伏项目约71GW，风电项目约97GW。 一、多地指标向风电倾斜 一个明显的趋势是，河北、贵州、山西、广西、湖南、湖北以及内蒙古、甘肃部分地区，风电项目规模远超光伏。 具体来看，河北共发布两批风电光伏项目开发建设清单，第一批风光总规模约为17.142GW，其中光伏约为13.9561GW、风电3.18653GW。结合第二批2.595GW规模来看，光伏项目总占比约18%。值得一提的是，在2021年河北光伏指标占比高达90%，2023年降至30%，今年光伏指标占比进一步下滑。 贵州下发了两批2024年度风光建设项目，总规模共19.8GW，其中，第一批风电项目规模10.7GW，光伏项目5.618GW；第二批风电项目规模2.85GW，光伏项目0.6GW,光伏项目综合占比为31.4%。 广西2024年度陆上风电与集中式光伏发电项目的竞配项目中，风电规模34.045GW，光伏规模7.335GW，占比仅17.8%。 湖北先后公布了2023年第一批新能源发电项目及2023年第二批新能源发电项目，风电1.6GW，光伏0.39GW，占比24.4%。 在山西省2023年风电、光伏发电保障性并网年度建设计划中，光伏7.17GW,风电7.6GW，光伏项目占比超48%。 甘肃天水、白银风电规模同样远超光伏，庆阳、陇南及平凉市华亭、崆峒区指标全部为风电项目。 二、光伏项目因何失宠？ 1.用地政策趋紧、土地成本高企 日益紧缺的土地资源是限制其发展的因素之一。此前，光伏发电项目以水光、渔光、农光、林光等复合项目为主，而随着水利部、自然资源局、林业部等相关政策的出台，对项目用地审核更为严格。 2022年5月25日，水利部印发《水利部关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》，提出：光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设。 2023年3月，自然资源部、国家林草局、国家能源局联合印发最新光伏用地政策《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》，文件指出光伏方阵用地不得占用耕地，占用其他农用地的，应根据实际合理控制，节约集约用地，尽量避免对生态和农业生产造成影响。 2023年4月15日，自然资源部发布《关于以“三调”成果为基础做好建设用地审查报批地类认定的通知》，部分“二调”中的可利用土地变成了耕地甚至基本农田，导致了此前部分合规的光伏项目因用地问题，延迟并网、停工或者拆除。 结合近两年取消、废除指标的项目来看，大多数项目涉及用地问题。 如今年1月份贵州省能源局对纳入风电光伏发电年度建设规模项目逾期或不能实施的项目进行清理，项目合计73个、装机552.5万千瓦，其中光伏项目3.36GW，均为农光互补项目。 1月22日，广州发展发布新能源项目进展情况的公告中称，在执行的12个新能源项目，总装机容量8370MW。其中，350MW光伏项目，因国家土地政策调整，土地无法满足公司的投资需求项目终止。 除了用地政策越来越严格外，逐年增长的土地成本，同样限制了光伏项目投资积极性。 2.收益不确定性风险增加！ 除土地因素外，导致光伏投资热度降低的主要原因是市场化交易下，“量”、“价”变化带来的收益风险。 尽管风电和光伏都具有间歇性、波动性的缺陷，但光伏发电更有规律性，出力时段较为集中，在午间达到高峰，夜晚不发电。而风电出力相对平滑且夜间也可发电。而在现货市场中，新能源出力往往与现货价格呈负相关性，新能源出力大，现货价格低，新能源出力小，现货价格高。 在蒙西、甘肃、新疆、宁夏、河北等省份，光伏高发时段往往是电力市场的谷段电价，市场化交易电价大幅下降，直接影响光伏项目收益。 如《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》中明确，光伏电站交易价格在9点到17点的时间段内，不得超过0.5倍的燃煤基准价。结合甘肃的燃煤基准价为0.3078元/度，甘肃光伏电站在出力高峰时段市场化交易电价的上限仅为0.1539元/度。 与之相比，风电项目的市场化交易电价受到的影响较小。目前已开展现货市场长周期运行的省份中风电价格也普遍较高，且相对稳定。 以10月新能源运行情况来看，由于光伏出力大的中午时段，多数价区市场价格被显著压低，各价区光伏价格均低于风电价格。 数据来源：兰达木电力现货 据北极星统计，截至目前已有18个省市地区将中午时段调整为低谷电价，受此影响，光伏发电项目收益大打折扣。 除电价之外，设备价格的下降也在提升风电的性价比。据统计，年初至今，陆上风电项目EPC价格已经由前两年的3-4元/左右，降低至当前的约1.35-3元/W(不含风机设备)，以及2.2-4.1元/W(含风机设备)价格区间。 另一方面，历年来风电的平均利用小时数均高于光伏，在发电量上风电项目也具有一定优势。根据中电联数据，2023年风电利用小时数2225小时，同比提高7小时。光伏设备利用小时数1286小时，同比减少54小时，风电利用小时数几乎是光伏的2倍。 综上，多种因素下电站业主的投资逻辑也在更改，如贵州上半年的风电项目备案规模为6.257GW，光伏仅为3.34GW。 回望来路，光伏企业通过技术创新实现度电成本快速下降，光伏产业已成为我国亮眼的名片，光伏发电以7.7亿千瓦累计装机容量成为当之无愧的新能源主力军。但不可否认的是，土地等非技术成本的增加以及市场化交易下的电价变化，正在影响光伏的大规模发展。而要越过这几座大山，仍需企业、行业机构、电网及政府层面的共同努力。