8月18日，云南师宗县柠檬谷光伏发电项目选择社会投资人项目中标候选人公示，第一中标候选人为云南省绿色能源产业集团有限公司，第二中标候选人为中坤电力有限公司，第三中标候选人为中国能源建设集团云南省电力设计院有限公司。 公告显示，项目地点位于曲靖市师宗县；项目估算总投资约3.2亿元，建设装机8万千瓦。开工后8个月内具备并网投产条件和12个月内全容量并网投产，运营期限25年。 社会投资人负责师宗县柠檬谷光伏发电项目的开发直至并网投产的全部资金筹措、项目建设过程中的招投标管理、项目建设管理、项目并网、运营、维护管理等全部工作。资金筹措包括但不限于项目前期费用（项目立项、可研、报批等）、项目技术经济评审费用、工程质量检测费用、项目验收费用、建设费用（勘察、设计、监理、造价、施工费、设备费等）、运营、维护管理等全部费用。

8月18日，浙江浙能能源服务有限公司第三批户用光伏项目EPC及运维总承包框架协议采购开标结果公告，入围企业有中来智联能源工程有限公司、河北臻博电力科技有限公司、河北海创星新能源科技有限公司。 招标公告显示，该项目招标人为浙江浙能能源服务有限公司，项目建设地点位于浙江省全域，预估建设总容量为直流侧500MWp-750MWp。 投标人负责项目前期开发至投产发电、工程竣工验收，合同期限内光伏电站设备设施运行、维护、检修（含抢修）和发电量保障及与本项目相关的一切工作，包括但不限于： （1）EPC总承包部分 1) 前期开发：包括前期手续、各类合规性手续办理，入户协调及确户工作、租赁协议签订、项目备案、并网手续办理等，负责与用户的协商、收集资料（包括但不限于用户身份证、房产证明、银行卡等资料）； 2) 工程设计：包括现场踏勘及测量，确保用户屋顶资源条件符合国家、行业等相关法律、法规、规范要求，设计（包括光伏组件至并网点的全部工程勘察、接入系统方案设计、设计图纸）及所必须的审查服务； 3) 设备材料采购（含运输、卸车、保管）：包括光伏组件、逆变器、支架、电缆、配电设备、接地材料、现场安全标识、安全防护工器具等； 4) 工程施工：包括现场施工、安装、试验及检查测试、屋面防水加固（如需）、临时用地、设备转运和保管，对现场施工进行安全管理（含视频监控），施工过程所有对外协调和纠纷处理； 5) 调试并网：包括系统调试、涉网调试（如需）、试运行及供电手续办理、购售电协议签订、“四可”装置配合安装等全部并网接入工作； 6) 工程验收：包括消缺、配合验收、交付投产、全部技术资料整理归档移交和配合竣工验收等工作； 7) 移交生产前电站管理：负责项目自并网发电后至正式移交生产前的电站运行维护及安全管理工作。 8）机制电价竞价：根据浙江省新能源增量项目机制电价竞价工作要求，协助招标人完成增量项目建档立卡、材料准备、价格申报以及平台操作等具体工作和流程，确保项目顺利完成机制电价竞价工作； 9) 工程质保：在质量保修期内，按照有关法律、法规、规章制度和双方约定，承担项目质量保修责任； 10) 软件平台：负责提供户用光伏电站管理平台，包括电站设计、开发、建设、验收、结算、安全监督管理等功能，系统应监测到每户发电量、逆变器数据等信息，具有相应的数据统计分析、汇总、报送功能、故障监测、运维派单、拓展等功能，并协助现场实时数据以双发模式接入招标人智慧能源管理平台； 11) 项目开发范围为非自然人户用分布式光伏以及按照非自然人户用分布式光伏管理的项目，所发电量全额上网。 12) 因本项目开发、建设过程中由投标人责任导致产生的任何纠纷、索赔、诉讼、仲裁、行政处罚等，由投标人负责处理并承担由此产生的任何费用、赔偿及法律责任。 （2）运维总承包部分 1)负责项目所辖所有电站的日常运行监控工作，包括光伏电站/设备系统的日常运行状态、运行数据、故障报警监视等，及时发现设备故障及缺陷并处理，负责光伏电站运行维护人员、设备的日常安全管理，实现预期安全目标； 2)负责项目所辖所有电站的巡视（安全）检查以及设备维护工作，在电站巡视的同时必须同步开展安全检查，包括定期对设备进行巡回检查，排查设备缺陷、问题、安全隐患，定期开展低效电站整改，以及所辖电站的遮挡清除、翻板检修、组件清洗、接地电阻检测、螺栓紧固、金属设备设施的防腐处理、房屋漏水处理、积雪清扫，及时处理设备缺陷、故障，消除隐患，确保光伏电站处在良好、经济运行状态； 3)负责本项目所有运行维护所需的人员、工器具（包括安全工器具和安全防护用品）、消耗性材料、备品备件（包括光伏组件、逆变器、配电箱、支架等重要设备）、检测检验仪器等，通讯模块流量费、下网电费、免费拆装服务及更换组件、逆变器、配电箱、支架等设备所产生的其他服务费用； 4)负责电站发电量保证，协助进行发电量统计上报、电费结算统计、‌可再生能源发电项目的建档立卡、配合绿电交易、绿证申领等工作； 5)负责协助统计业主租金，受委托按清单向业主代发租金收益，处理业主租金发放异常，包括业主变更、账户变更等情况； 6)负责协助定期开具上网电费收益（及补贴）发票，并对接电网公司按时回收电费； 7)负责应对不可抗力事件善后处理，保险赔付范围内的各类事件处理，包括但不限于应急抢修（救援）、周边关系协调、对接保险公司处理项目理赔等事宜； 8)负责处理签约业主、电网公司、政府机构、银行、分包方及相关人员等外部关系协调，及时处理项目相关舆情； 9)因本项目运维过程中由投标人责任导致产生的任何纠纷、索赔、诉讼、仲裁、行政处罚等，由投标人负责处理并承担由此产生的任何费用、赔偿及法律责任。

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-光储技术创新与新型场景应用论坛 上 ， 天合光能股份有限公司天合储能工商储负责人 史伏龙围绕“AI驱动能源调度，让光储收益保底增收”的话题展开分享。 市场化电价趋势 电力市场化改革持续深化，136号文件轮动推动新能源全面入市 我国电力市场化改革以中长期交易为基础，现货市场加速扩围，辅助服务与容量机制逐步完善，整体正由“计划电价体系”向“多层次市场体系”演进。随着136号文推动新能源全面入市、394号文加速现货市场建设，电力价格发现机制进一步强化，发电侧收益结构与投资决策逻辑持续重构。 新能源电价机制复盘：从固定电价到市场化电价 电价市场化改革重构设计和投资逻辑 光伏发电既要“增量”又要“增质”，电力市场化交易收益最大化成为关键 2025.1 国家发改委能源局印发新能源上网电价市场化改革136号文：5.31后光伏增量项目所发电量将全部进入市场交易 光伏电站最大出力时段却是电价最低时间发电高峰恰逢电价洼地；全国已经有19个省，中午实施谷段电价相对于平段电价下浮50%~90%；光伏发电增质：高电价时段多发电 行业巨变之下，需重新审视光伏、储能、负荷和电价之间的不确定性，从危中发现机 配储政策转向： 强制配储退出历史舞台，存量项目继续执行原政策、新增项目自主决策 改革前：配储作为并网“门票” 多地将按比例配置储能作为新能源项目核准、并网、上网的前置条件，配储成本刚性进入项目造价，但利用率普遍偏低，“建而不用”推高全行业成本。 对2025年6月1日前已并网的广东存量项目，原配置储能政策继续执行，已形成的配储义务不因新政免除。 改革后：自愿配建、经济性驱动 136号文明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件。广东263号文鼓励企业综合出力特性、消纳空间和经济性，自愿按一定比例配建或租赁储能，提高新能源利用率。 新政策环境下储能的四个角色 抬升自用比例： 午间余电存储、傍晚自用，把低价上网电量转化为到户电价电量，直接改善项目收益结构； 峰谷套利与需量管理： 低谷充电、高峰放电，同时削减最大需量，降低容量/需量电费支出； 应对限电与负电价： 消纳困难区域限出力时转移电量；现货负价时段充电、高价时段放电，变“价格风险”为“价差收益”； 聚合参与市场： 广东支持分布式新能源以虚拟电厂形式聚合报量报价，储能是虚拟电厂的核心可调资源。 收益组合测算：峰谷套利打底，多元收益叠加，余电上网型项目配储改善最显著 天盈AI解决方案 解决方案-天工智云 解决方案-智能微网系统架构 融合电价预测能能力，光伏预测能力，负荷预测能力 AI自动调度策略执行 智能微网-AI推理 核心能力1：全局洞察驱动微网效能最优 多视角的各类型监控，随时查看站点的各类实时信息和历史数据 站点运营监控： 站点级全量数据呈现，光、储、充等设备各维度电量及收益 调度策略监控： 实时查看策略运行情况和运行效果，及时调整更优策略 算法执行监控： 算法运行的效果实时可视，综合对比，实时评估运行风险 设备物联监控： 物联设备数据实时查看、各测点的历史数据查看，关键设备运行状态和报警管理 核心能力2：完善的策略及强大专业的组合运行能力 核心能力3：变压器集群的分级调度与均衡控制 在多级变压器场景下，微网调度策略需同时兼顾公共接入点与下级变压器间的不同调度诉求，可通过在一套EMS控制硬件内置多级调度策略，来满足上述复杂场景需求，达到最佳运行目的 虚拟多点EMS 代理： 整站级EMS硬件设备，针对需要保护的下级变压器构建“VirtualEMS Agent”，满足下级变压器安全运行调度需求。 分级调度与均衡控制： 各虚拟EMS代理，一方面接受站级EMS调度策略管理，执行相应储能充放操作；同时主动降低充电功率以应对本级变压器超容风险。 为避免下级变压器不必要的逆流送电导致损耗，站级EMS调度需对各虚拟EMS代理放电功率均衡调度，最小化下级变压器的逆流概率。 核心能力4：指标评估体系助力光储充资产运营增值 运营数据指标体系： 站点级：整体收益、度电成本趋势、光伏消纳率指标； 系统级：光伏发电、储能充放、充电桩充电的细分电量、收益等子级指标； 月报汇总，PC端&移动端输出，助力管理层便捷查看； 设备诊断指标体系： 光伏逆变器的效率，离散率等指标进行统计分析； 储能的电压，电流，温度等指标进行统计分析。 核心能力5：基于场景自适应的智能策略决策引擎 核心能力6：边端增强PID算法 针对负载突增、通讯延迟、脉冲式负载等工程难题的三层防护体系 售电&聚合-业务布局 售电业务： 江苏、安徽、山东、浙江、湖南、湖北、河南、广东； 分布式聚合业务： 江苏、安徽（已有资质）、山东、浙江、广东（申请中）。 》点击查看 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛 专题报道

8月17日，中国能建2026年度光伏逆变器集中采购中标结果公示，采购容量20GW，项目分为8个标段。上能电气、阳光电源、特变电工等16家企业入围，具体如下： 招标公告显示，标段1、标段5采购集中式逆变器，其余标段均采购组串式逆变器。

8月17日，新疆融颐公司新和县50万千瓦 光伏治沙 一体化项目（EPC）终止公告发布，终止原因是招标范围勘察部分及相关技术要求有重大变更，经招标人决议终止本次项目招标活动。 梳理发现，去年12月12日及今年7月31日该项目分别公示中标候选人，如今该项目再次终止招标。

8月14日，河北省承德市滦平县2025年1号光伏项目投资主体中标候选人公示。 其中个，第一中标候选人为华电新能源集团股份有限公司，第二中标候选人为中国机械工业第二建设工程有限公司。 据招标公告显示，该项目业主单位为承德市节能监察中心，建设地点位于滦平县红旗镇、小营镇，项目规模100MW。

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-主论坛 上 ， 隆基绿能科技股份有限公司电力运营中心总经理 廖宇围绕“光储融合的产业实践与原生融合技术路径”的话题展开分享。 光伏正成为欧洲能源主力，但面临"价格侵蚀"困境 欧盟可再生能源转型提速，光伏装机量五年翻倍，但电网消纳瓶颈日益凸显 2025年底累计装机406GW；发电量占比(2020→2025)5% → 13%；2025年节省气代成本230亿欧元；2030年欧盟太阳能累计装机目标600GW。 核心消纳挑战：鸭子曲线与时空错配 白天中午光伏集中发电，导致电网瞬时过载、电价大跌；而早晚用电高峰时段光伏无法出力，电网仍依赖高价天然气，供需严重错配。 光伏"价格侵蚀"——捕获价格持续下滑 随着光伏在高比例可再生能源市场中渗透率上升，中午时段的电价被严重拉低，削弱了单一光伏的盈利能力 项目经济性临界点(Economic Threshold) 40 欧元/ MWh 当光伏捕获价格跌破此临界点时，新建无补贴光伏项目将无法收回投资成本。西班牙、德国等高渗透率市场已逼近甚至在特定月份跌破该临界点。 核心结论 在“价格侵蚀”效应下，单独光伏在高渗透率市场已难以维持长期的商业可行性。储能不再是选配，而是光伏项目维持经济性、避免弃电损失的必然选择。 储能是光伏的"价值放大器"——数据说话 通过光储共址配置，储能不仅能解决消纳问题，更能全方位重塑光伏项目的盈利模式 欧洲光储市场正在加速起量 从独立光伏向光储共址转型已成共识，欧洲储能装机迎来翻倍式爆发增长 欧洲盘中（Intraday）电力批发价格已飙升至每兆瓦时（MWh）300欧元以上。8月12日的罕见日食导致全欧太阳能发电量骤减近10 GW，加之席卷欧洲的严重热浪推高了空调制冷需求，双重压力使得电力市场极度收紧。 光储共址规模预测<2.5 GW → 10-15 GW 预计到2030年，欧盟光储共址累计容量将增长5倍以上。 在建项目管线(Pipeline)>10 GW 欧洲目前在建及规划的光储管线已超10GW，其中4GW已锁定融资。 意大利2030储能目标15 GW 当前装机仅约1GW，未来5年面临近14GW的巨大市场缺口。 意大利——欧洲光储融合的核心市场 得天独厚的资源禀赋、极具前瞻性的政策机制与巨大的供需缺口，使意大利成为光储融合的最佳实验场 1. 资源禀赋与电价优势 南欧最优的光照条件，叠加高昂且波动剧烈的电价，为光储项目奠定了天然的盈利基础。 年均日照时数1500 -1900 小时； 工商业峰谷价差0.10 -0.15 欧元/ kWh； 容量管理节省10 -15 欧元/ kW / 月。 2. 创新的政策与交易机制 意大利通过开创性的MACSE和容量市场机制，为储能投资者提供了长期、稳定的收益保障。 MACSE 机制(首届拍卖2025年9月) 与TSO 签订15年Tolling 固定费率协议； 容量市场(Capacity Market) 为储能提供确定性的容量电价补偿； 政府直接补贴 3.2亿欧元能源补贴，30% 明确用于储能。 3. 巨大的市场供需缺口 为实现2030年气候目标，意大利电网级储能面临爆发式增长，当前装机远远无法满足需求。 2025年电网级储能装机仅约1 GW； 2030年国家储能目标15 GW； 未来5年市场建设缺口超14 GW (极具投资吸引力)。 随后，他介绍了隆基在欧洲首个电网级储能一体化项目——隆基Montalto光储一体化项目的相关情况，该项目开创了欧洲高盐雾沿海环境下的光储融合实践，标志着隆基正式完成从“单一光伏组件供应商”向“全栈一体化绿色能源解决方案提供商”的跨越。 原生融合vs 拼凑式方案——本质差异 从系统架构、通信协议到安全责任，原生融合方案在全生命周期维度彻底颠覆了传统拼凑式光储系统 核心结论：传统的拼凑式光储时代正在终结。随着电力市场对响应速度、安全防范和全生命周期度电成本（LCOE/LCOS）要求的严苛化，原生融合（Native Integration）是光储融合技术演进的必然未来。 原生融合的经济价值——可量化的优势 通过全栈自研与深度协同，LONGi ONE 方案将技术优势转化为可量化的客户资产增值 机会领域一——大型地面电站光储融合 GWh级集中式地面电站配储是消纳主力，通过“弃电回收+ 容量市场+ 峰谷套利”实现资产价值最大化 机会领域二——工商业分布式光储 100kWh-10MWh级工商业分布式光储，通过“峰谷套利+ 需量管理+ 政策补贴”实现超短投资回收期 意大利工商业储能收益测算： 1. 峰谷价差套利(Arbitrage) 意大利工商业峰谷价差高达0.12 欧元/ kWh。按年运行330天计算，储能系统每日进行“一充一放”或“两充两放”，套利收益极其可观。 2. 需量管理与最大容量控制(Demand Charge Management) 通过储能系统在用电高峰期放电，削减工商业用户的变压器最大需量，每月可节省10 -15 欧元/ kW的固定容量电费。 3. 政策直接补贴(Government Incentives) 意大利政府提供高达3.2亿欧元的专项能源补贴，其中中小企业（SMEs）部署分布式光储项目可获得高达40% 的资金直接补贴。 典型应用场景 高耗能工厂、商业园区、物流与冷链中心、绿色数据中心 CBAM 碳边境调节机制强力倒逼 随着欧盟CBAM (碳关税)逐步进入实质性征收阶段，出口型工业企业面临严苛的碳足迹审查。部署工商业光储是企业降低产品碳含量、规避碳关税的最直接、最经济手段。 推荐适配方案： Hi-MO One 高效组件+ EnergyOne 智慧储能系统一体化EMS平台，实现厂区发电与用能的智能协同，投资回收期可缩短至5年以内。 机会领域三——微网与离网光储 偏远地区、海岛与独立工业园区的供电首选，通过高可靠性光储系统实现100%清洁能源自给自足 机会领域四——虚拟电厂与电网服务 通过AI驱动的智能平台，将成千上万个分布式光储系统聚合成一个“超级电厂”，深度参与电力现货与辅助服务市场 机会领域五——绿电溢价与碳市场价值 光储融合项目不仅提供可调度电力，更通过绿电PPA溢价、碳减排指标与绿证交易，实现绿色资产的多重价值叠加 光储共址项目PPA 溢价空间30% -40% 由于能够提供可调度的、高确定性的峰段绿电，光储共址项目在欧洲购电协议（PPA）谈判中，相比于波动性极强的独立光伏项目，具备30-40% 的溢价能力。 欧洲绿证(GO) 交易市场活跃： 欧洲原产地保证证书（Guarantee of Origin, GO）市场交易蓬勃。光储项目可产生高价值的“全天候绿电GO”，为项目带来可观的额外非电收益。 跨国企业ESG 承诺的刚性需求： RE100等倡议推动跨国巨头做出一流的碳中和承诺。企业急需锁定长期、稳定的光储绿电PPA，以满足其严苛的ESG披露与零碳供应链审查要求。 CBAM 碳关税壁垒下的绿色护城河： 随着欧盟碳边境调节机制（CBAM）的实施，光储一体化项目所产绿电成为出口型企业规避高昂碳关税、构建国际绿色竞争力的核心护城河。 未来展望——光储融合的三大趋势 技术、政策与成本的共振，正在推动全球光储产业迈向原生融合、高确定性收益的新纪元 1. 技术融合深化：走向原生融合 系统架构从早期的“AC耦合”向“DC耦合”及“原生融合”深度演进。通过软硬件一体化设计，消除协议转换损耗，实现毫秒级响应。同时，隆基BC组件24.8%量产效率的持续突破，将为储能提供更充沛、更廉价的绿电水源。 2. 市场机制完善：保障稳定收益 欧洲及全球电力市场机制加速完善，容量市场、辅助服务市场持续扩容。诸如意大利MACSE 机制等创新的Tolling 长期固定费率协议，将大幅降低光储项目的投 3. 规模化降本：平准化成本持续下探 随着电池技术迭代与供应链规模效应显现，储能平准化成本（LCOS）持续下降。2025年欧洲光储平准化成本约为54-82 美元/ MWh，预计到2030年将全面降至50 美元/ MWh 以下，彻底实现无补贴自主商业化。 最好的结论：未来竞争不在任何设备，而在持续（多元）运营能力 这些热点的共同底层，是把“电、网、碳、算、市场”变成同一套可优化的生产系统。 零碳园区定义边界与目标： 把减碳指标转化为能源、资产和运营任务； 绿电直连建立物理可信 ：把绿电从年度凭证升级为可溯源的时段供给； 算电协同创造可调负荷： 让算力在时间、空间和任务层面响应电力条件； 虚拟电厂实现市场变现： 把分散资源组合成可交易、可调度、可考核的能力。 战略命题：谁能形成“预测—交易—控制—结算—审计”闭环，谁就拥有长期客户关系与资产定价权。 最新趋势：市场已经进入“跨省常态化、现货规模化”阶段 两个结构性变化： 跨省中长期、省间现货、区域互济已由临时组织转向365天连续开市。 2026年上半年现货交易电量4280亿千瓦时；中长期仍占88.4%，继续承担稳定器作用。 交易量增长不等于风险下降：跨区价差、通道约束和省内偏差的耦合更强。 光储融合，从选项到必选项 1 必然路径：在高比例可再生能源电网与“价格侵蚀”困境下，光储融合是欧洲乃至全球能源转型的必然路径，不再是可选项。 2 经济优势：原生融合（Native Integration）技术打破多厂商壁垒，带来可量化的经济优势（项目NPV提升22%，IRR提升2-4%）。 3 实践验证：意大利Montalto 标杆项目成功并网，完美验证了全栈自研方案在沿海高盐雾等极端环境下的高可靠性与可行性。 4 无限机遇：大型地面电站、工商业分布式、微网、虚拟电厂与绿电溢价五大机会领域存在巨大商业空间，静待开拓。 行业行动建议： 建议投资者与开发商从项目设计阶段即引入光储融合思维，摒弃传统拼凑式方案，选择具备“5S全栈自研与统一底层控制能力”的合作伙伴，保障全生命周期的资产安全与收益确定性。 》点击查看 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛 专题报道

8月17日，湖南公司2026年（第一批次） 光伏组件 采购公开招标中标结果公布，该项目分为2个标段，中标企业分别为晶科能源股份有限公司、晶澳太阳能科技股份有限公司。 本项目共分2个标段：标段一（001）为鹭滋湖项目及正阳项目光伏组件采购；标段二（002）为安宁垸项目光伏组件采购。 标段一：采购N型650Wp单晶双面双玻组件共计205171块，容量133.36055MWp（包含鹭滋湖项目100.00055MWp及正阳项目33.36MWp），不接受N型655Wp及以上单晶双面双玻组件进行投标。实际发货时可以与设计单位进行沟通，在满足现场施工前提下，可根据生产能力部分组件可以发N型655Wp及以上单晶双面双玻组件，须确保重量、尺寸、面积、材料与650Wp一致，发货总容量满足实际要求，技术性能和技术要求不低于650Wp组件且为组件型号为同一系列。 标段二：采购N型590Wp单晶双面双玻组件共计142098块，容量83.83782MWp，不接受N型595Wp及以上单晶双面双玻组件进行投标。实际发货时可以与设计单位进行沟通，在满足现场施工前提下，可根据生产能力部分组件可以发N型595Wp及以上单晶双面双玻组件，须确保重量、尺寸、面积、材料与590Wp一致，发货总容量满足实际要求，技术性能和技术要求不低于590Wp组件且为组件型号为同一系列。 供货地点：湖南省益阳市沅江项目，湖南省邵阳市正阳项目 供货周期：标段一：鹭滋湖项目为合同签订后18个月，正阳项目为合同签订后12个月。 标段二：安宁垸项目为合同签订后12个月。

8月13日， 中国能建2026年度 光伏支架 集中采购中标候选人公示。 根据公示，江苏国强兴晟能源科技股份有限公司、深圳市安泰科清洁能源股份有限公司、江苏威尔五金股份有限公司、特变电工集团（天津）新能源科技有限公司等共计45家企业入围，详见下表： 招标公告显示，标段1-标段6采购固定支架，标段7采购跟踪支架，固定支架预计采购数量100万吨，跟踪支架预估采购数量4000MW，项目主要分布于国内外中国能建投资、承建项目。

8月12日，华润电力2026年度光伏项目光伏组件设备集中采购中标候选人公示。 根据公示，协鑫科技、横店东磁、华耀光电、晶澳四家组件企业入围，投标报价在0.663~0.712元/W之间，详见下表： 据招标公告显示，此次组件集采分为3个标包，其中标包1、标包2分别划分2个标段，标包1规模3GW，标包2规模2GW，标包3达到400MW，三个标包规模达到5.4GW。 标包一： 本标包采购组件为N型TOPcon双面双玻单晶组件，组件尺寸：2382×1134×30mm，功率≥620Wp。 本标包采购总容量为3000MWp，分为2个标段，具体如下： 标段一：1600MWp,适用范围为华润电力华南、华中大区及重庆能源集团等南方区域所属光伏项目; 标段二：1400MWp,适用范围为华润电力华东、华北、中西、北方、东北大区等北方区域所属光伏项目。 预计交付时间集中在2026年8月-2027年7月。 标包二： 本标包采购组件为N型TOPCon双面双玻单晶组件，组件尺寸：2384×1303×33mm，功率≥710Wp。 本标包采购总容量为2000MWp，分为2个标段，具体如下： 标段一：800MWp,适用范围为华润电力华南、华中大区及重庆能源集团等南方区域所属光伏项目; 标段二：1200MWp,适用范围为华润电力华东、华北、中西、北方、东北大区等北方区域所属光伏项目。 预计交付时间集中在2026年8月-2027年7月。 标包三： 本标包采购暂估总容量为400MWp，其中岱山项目：N型双面双玻单晶组件，组件尺寸：2384×1303×35mm，功率≥725Wp，暂估容量155MWp;瑞安项目：N型TOPCon双面双玻单晶组件，组件尺寸：2384×1303×33mm，功率≥725Wp,暂估容量245MWp。 预计交付时间集中在2026年8月-2026年11月(岱山项目)、2026年11月-2027年7月(瑞安项目)。