7月1日，广西壮族自治区能源局正式发布了2024年度陆上风电与集中式光伏发电项目的竞配评分结果。进入评选名单的共有34.045GW风电以及7.335GW光伏项目。 根据广西此次发布的申报文件，2024年广西计划通过竞争性配置新增的陆上风电和集中式光伏发电项目建设指标分别为2200万千瓦和300万千瓦，总计为25GW。然而，申报的项目总规模却高达41GW，远超拟新增指标，这使得竞争尤为激烈。 光伏项目方面：按照评分结果，占据前列的项目清单为国家电投、国家能源集团、华电集团、阳光新能源、中煤新能源、国投电力、广发新能源等。 评分靠前光伏项目业主梳理情况 风电方面，以其评分结果排序和22GW指标规模划线，中核项目规模为1.48GW，位居第一；上海榕融新材料发展有限公司与广西百色能源投资发展集团有限公司组成的联合体项目规模为1.006GW，排名第二；上海榕融新材料发展有限公司与中能建组成的联合体项目规模为890MW，位列第三。 评分靠前风电项目业主梳理情况 除了成功入围的项目外，还有55个风电和光伏项目因不符合规划要求或未能获得自然资源部门、林业、生态部门等关键领域的支持性意见，而未能通过资格审查。这些项目或因选址不当、用地手续不全、生态影响评估未通过等原因，未能满足竞配的基本条件。 值得注意的是，此次广西风光竞配的申报形式多样，大部分采用了联合申报的方式。众多申报单位以央企+民营企业或央企+广西国企的组合形式出现。 此外，根据广西的申报文件要求，项目需承诺配建一定比例的储能设施或购买相应比例的共享储能服务。具体而言，陆上风电项目的储能配置比例为20%、时长2小时，而集中式光伏发电项目的储能配置比例为10%、时长同样为2小时。这一要求旨在提升项目的储能能力，确保电网的稳定运行和新能源的有效消纳。 评分指标方面，除了企业能力（包括企业建设经验、企业投资能力等）和前期工作情况外，还重点考察了项目的社会经济效应（如支持乡村振兴战略实施、保障广西电力供应安全）以及建设及消纳能力要求等。同时，为鼓励煤电与新能源的协同发展，还特别设置了加分项，如煤电与新能源联营、在广西区内落户风电核心制造产业等。 原文如下： 广西壮族自治区能源局 关于2024年广西陆上风电、集中式光伏发电项目竞争性配置评分结果的公示 为加快我区陆上风电、集中式光伏发电项目发展，根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号）有关要求，我局组织开展2024年广西陆上风电、集中式光伏发电项目竞争性配置工作并委托第三方机构开展竞争性配置评分工作。目前第三方机构已按照《广西壮族自治区能源局关于申报2024年陆上风电、集中式光伏发电项目的通知》（桂能新能〔2024〕189号）有关要求对各市上报的项目进行了综合评定和排序，现将评分结果予以公示。公示期间，如有异议，请在公示发布之日起3个工作日内以书面形式向我局反映（信函以到达日期邮戳为准）。 联 系 人：谢琰 联系电话：0771-2328553、2328353 传真电话：0771-2328553 邮寄地址：广西南宁市民族大道111-1号 邮 编：530001 附件：1. 2024年广西陆上风电项目竞争性配置评分结果表 2. 2024年广西集中式光伏发电项目竞争性配置评分结果表 3. 2024年陆上风电、集中式光伏发电项目竞争性配置评审未通过资格审查的项目清单 广西壮族自治区能源局 2024年7月1日

6月26日，国家能源局云南监管办公室发布对于保山市隆阳中能建投新能源有限公司的行政处罚决定书。行政处罚决定书显示，经调查核实，保山市隆阳中能建投新能源有限公司实施了以下违反法律法规的行为： （一）保山市浪戛600兆瓦光伏发电项目工程在开工前未办理工程质量监督手续。 （二）保山市浪戛600兆瓦光伏发电项目接入系统220千伏送出线路工程在开工前未办理工程质量监督手续。 违反《建设工程质量管理条例》第十三条“建设单位在领取施工许可证或者开工报告前，应当按照国家有关规定办理工程质量监督手续”的规定。 国家能源局云南监管办公室决定对保山市隆阳中能建投新能源有限公司作出如下行政处罚： （一）对保山市浪戛600兆瓦光伏发电项目工程在开工前未办理工程质量监督手续行为，责令改正，处罚款人民币440000元。 （二）对保山市浪戛600兆瓦光伏发电项目接入系统220千伏送出线路工程在开工前未办理工程质量监督手续行为，责令改正，处罚款人民币440000元。 综上，决定给予你单位责令改正，罚款人民币880000元（大写：人民币捌拾捌万元整）的行政处罚。 全文如下： 行政处罚决定书 （云监能处罚〔2024〕30号） 保山市隆阳中能建投新能源有限公司： 法定代表人：安伯聚 详细地址：云南省保山市隆阳区青华街道廖沈小区1号地块63、64号商铺 一、违法违规事实和证据 经调查核实，你单位实施了以下违反法律法规的行为： 黑岩洼光伏电站接网工程在开工前未办理工程质量监督手续。 违反《建设工程质量管理条例》第十三条“建设单位在领取施工许可证或者开工报告前，应当按照国家有关规定办理工程质量监督手续”的规定。有下列证据为证： 1.线索移交表及初核调查报告1份，3页，原件 2.立案呈批表及调查方案1份，4页，原件 3.刘某、徐某军询问笔录1份，4页，原件 4.刘某、徐某军身份证明1份，2页，原件 5.《关于黑岩洼光伏电站接网工程云南省电力建设工程质量监督的情况说明》（中能投保山〔2024〕12号）1份，4页，复印件 6.《黑岩洼光伏发电项目工程开工令》1份，1页，复印件 7.《黑岩洼光伏发电项目混凝土浇筑申请单》1份，10页，复印件 8.《云南省电力建设工程质量监督中心站关于保山市黑岩洼光伏发电项目质量监督工作开展情况的说明》1份，1页，复印件 二、行政处罚的依据、种类及其履行方式和期限 依据《建设工程质量管理条例》第五十六条“违反本条例规定，建设单位有下列行为之一的，责令改正，处20万元以上50万元以下的罚款：（六）未按照国家规定办理工程质量监督手续的”和《国家能源局行政处罚裁量权基准》（国能发监管规〔2022〕115号）第七条“行政处罚实行分级裁量制，即划分为减轻处罚、从轻处罚、一般处罚、从重处罚等裁量等级”、第九条“当事人有下列情形之一的，应当依法从重处罚：（七）其他应当从重处罚的情形”、第十二条“罚款幅度原则上按照以下标准确定：（二）罚款规定为最低限额以上和最高限额以下固定金额的，从重处罚应当不低于一般处罚的最高浮动金额，不超过最高限额金额”，决定对你单位作出如下行政处罚： 对黑岩洼光伏电站接网工程在开工前未办理工程质量监督手续行为，责令改正，罚款人民币440000元（大写：人民币肆拾肆万元整）。 请在接到本处罚决定书之日起15日内，依据我办开具的电子《非税收入一般缴款书》上标注的缴款码，将处罚款通过代理银行缴至财政部中央财政专户（代理银行：中国银行、中国工商银行、中国建设银行、中国农业银行、交通银行、光大银行、中信银行、华夏银行、平安银行、兴业银行、招商银行、邮政储蓄银行）。逾期不缴纳罚款的，将每日按罚款数额的3%加处罚款。 三、申请复议或者提起诉讼的途径和期限 如不服本处罚决定，可在接到决定书之日起60日内向国家能源局申请复议（登录网址https://xzfy.moj.gov.cn/访问行政复议服务平台，或者通过“掌上复议”微信小程序在线提交行政复议申请），也可以在6个月内直接向有管辖权的人民法院起诉。 逾期不申请复议，也不向人民法院起诉，又不履行本处罚决定的，我办将依法申请人民法院强制执行。 国家能源局云南监管办公室 2024年6月25日

7月2日，贵州省能源局关于重新印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》的通知，通知指出，建立“新能源+储能”机制，对集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例（时长2小时）配置储能电站。配置储能电站可由企业自建、共建或租赁。 原文如下： 省能源局关于重新印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》的通知 黔能源新〔2024〕48号 各市（州）、县（市、区、特区）能源主管部门，各有关企业： 为进一步规范我省新型储能项目管理，促进新型电力系统建设，根据有关工作要求，现重新印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》，请遵照执行。 贵州省新型储能项目管理暂行办法 第一章 总则 第一条为规范我省新型储能项目管理，加快构建新型电力系统，根据《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕47 号）《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）等文件精神，结合我省实际，制定本办法。 第二条本办法所称新型储能项目是指除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。包括电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能、氢（氨）储能、冷（热）储能等。按照应用场景划分，新型储能分为电网侧、电源侧和用户侧三类。 第三条省级能源主管部门负责全省新型储能项目发展及监督管理；市（州）级能源主管部门负责项目建设的指导督促、协调服务及监督管理；县（市、区、特区）级能源主管部门负责项目备案管理、协调落实建设条件、安全监管等。 第二章 规划布局 第四条省级能源主管部门根据国家新型储能发展规划，结合全省新型电力系统构建、新能源消纳、抽水蓄能发展等情况开展新型储能专项规划研究，提出各地区规模及项目布局，科学合理引导项目建设。 第五条电网侧新型储能由省级能源主管部门根据电力系统需要，按年度编制发展方案，发布建设规模容量。项目原则上布局在负荷中心、电网调节能力较弱及新能源消纳受限等区域，重点建设功率不低于5万千瓦、容量不低于10万千瓦时的项目。 第六条电源侧新型储能由投资主体根据各区域新型储能规模和企业规划建设的其他电源项目需要，做好储能项目布局。 第七条用户侧新型储能由投资主体根据自身需要，做好项目规划布局。鼓励微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等建设新型储能项目，在落实建设、安全等条件情况下拓展不同应用场景。 第八条建立“新能源+储能”机制，对集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例（时长2小时）配置储能电站。配置储能电站可由企业自建、共建或租赁。 第三章 项目备案 第九条新型储能项目实行备案管理，由县（市、区、特区）级能源主管部门负责备案，并及时将项目备案情况报送省级能源主管部门，抄送国家能源局贵州派出机构。 第十条新型储能项目备案内容应包括：项目单位基本情况，项目名称、建设地点、建设规模、建设内容（含技术路线、应用场景、主要功能、技术标准、环保安全等）、项目总投资额，项目符合产业政策声明等。 第十一条已备案的新型储能项目，项目法人发生变化项目建设地点、规模、内容发生重大变更，或者放弃项目建设的，项目单位应及时告知项目备案机关，并修改相关信息。 第四章 建设并网 第十二条新型储能项目备案后，投资主体按照相关法律法规要求办理开工前手续，落实建设条件和安全措施后及时开工建设。 第十三条电网企业根据新型储能规划布局，统筹开展配套电网规划和建设，电网配套工程与新型储能项目建设需相互协调，为新型储能项目提供公平无歧视的电网接入。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的电网配套工程，允许发电企业投资建设，经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。 第十四条新型储能项目参照电源项目并网流程开展并网与涉网工程调试及验收，电网企业应按有关标准和规范要求，明确并网要求及调试、验收流程，积极配合开展新型储能项目的并网调试和验收工作。 第十五条新型储能项目建成后，投资主体按照国家有关规定开展环保、水保、消防、安全、并网等专项验收。在各专项验收及全部设备试运行验收通过后，由项目投资主体组织项目竣工验收，并邀请相关行业管理部门参与，及时将总结报告、验收鉴定书和相关材料上报项目备案单位，项目备案单位逐级上报至省级能源主管部门。 第五章 运行调度 第十六条电网企业应按照法律法规和技术规范要求，明确相关调用标准及管理流程，建立健全新型储能项目公平参与电力运行的调度机制，保障公平调用，并采取系统性措施，优化调度运行，科学优先调用，充分发挥新型储能系统作用。项目业主要加强储能设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行。 第十七条新型储能项目以市场化方式为主，优化调度运行；不具备独立条件的电源侧新型储能项目，可与所属电源作为一个整体参与调度；对于暂未参与市场的新型储能项目，电力调度机构应建立科学调度机制，提升项目利用水平。 第十八条项目单位应做好新型储能项目运行状态监测工作，实时监控储能系统运行工况，在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时组织论证评估和整改工作。经整改后仍不满足相关要求的，项目单位应及时采取项目退役措施，并报告项目备案单位及其他相关单位。 第六章 市场交易 第十九条具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准、规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。 第二十条鼓励在发电企业计量关口内并网的电源侧储能，保持与发电企业作为整体的运营模式，联合参与电力市场。鼓励在电力用户计量关口内并网的用户侧储能，保持与电力用户作为整体的运营模式，联合参与市场交易。 第二十一条电网侧、电源侧新型储能项目投运后，可向风电、光伏发电项目提供租赁服务。鼓励新能源企业与储能企业签订协议，由新能源企业支付储能租赁费用，储能企业按容量提供服务，采取双方协商等方式形成租赁价格，鼓励签订3~5年及5年以上中长期协议。 第七章 安全监管 第二十二条新型储能项目从规划、选址、设计、设备选型、施工、调试、验收、运行等实行全过程安全管理。投资主体承担安全主体责任，将储能电站安全管理纳入企业安全管理体系，认真落实安全生产责任制，建立健全安全生产保证体系和监督体系、应急处置机制、风险分级管控和隐患排查治理机制等，严格执行电力安全生产相关法律法规，严防安全生产事故发生。 第二十三条新型储能项目建设应坚持安全第一的原则，主要设备及系统的设计、制造、安装和检验检测应当符合有关法律法规、安全技术规范、国家（行业）标准要求，项目开工后应按规定开展质量监督，项目并网调试前应按照国家质量、环境、消防有关规定完成相关手续，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。动力电池梯次利用按国家相关规定执行。 第二十四条承担项目设计、咨询、施工和监理的单位应具有国家规定的相应资质。项目相关单位应按照有关法律法规和技术规范要求，严格履行项目安全管理程序，落实安全责任。 第二十五条各有关部门应加强新型储能电站的安全监督管理，按照职责分工履职尽责，并根据相关规定开展监督检查、应急管理等相关工作；督促建设（运维）单位定期开展风险等级评估和隐患排查，建立相关工作台账，对不同等级的风险点、危险源实施差异化治理，确保储能电站运行安全。 第八章 附则 第二十六条本办法由贵州省能源局负责解释。 第二十七条本办法自发布之日起实施。 第二十八条施行期间，国家及省出台新规定的，从其规定。 点击跳转原文链接： 省能源局关于重新印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》的通知

截至2024年3月31日，印度在2024财年安装了约14.7GW的太阳能容量，其中包括11.7 GW的公用事业规模太阳能装置和3GW的屋顶太阳能装置。根据JMK Research & Analytics的数据，新增发电量最多的三个邦分别是古吉拉特邦（4.8GW）、拉贾斯坦邦（3.4GW）和中央邦（0.8GW）。 截至2024年3月31日，印度公用事业规模的太阳能发电装机容量约为68.2GW，另有65.6GW正在筹备中（拍卖已完成）。拉贾斯坦邦的太阳能装机容量为19.9GW，紧随其后的是古吉拉特邦（10.6GW）和卡纳塔克邦（9.2GW）。 JMK表示，2025年3月31日前，印度将启动约16.9GW的新增公用事业规模太阳能项目和4GW的屋顶或现场太阳能项目。 在2024财年，印度国内电池板制造商Waaree、Adani和Vikram Solar出口的太阳能组件容量约占总产量的50%至70%。阳光电源、菲美和上能电气在逆变器出货量方面处于领先地位。

在光伏产业由P型向N型的替换需求下，设备供应商捷佳伟创（300724.SZ）保持了近年来较高的业绩增速。根据公司今日晚间发布的业绩预告，预计今年上半年净利润同比增长55%以上。公司表示，报告期内公司订单持续验收带来收入增长。 业绩预告显示，捷佳伟创预计2024年上半年归属于上市公司股东的净利润为11.65亿元-13.53亿元，同比增长55%-80%；扣除非经常性损益后的净利润为11.20亿元-13.08亿元，同比增长62.82%–90.13%。 财联社记者关注到，捷佳伟创自2018年上市以来，每年均能保持营业收入、净利润双增，尤其近年来增速较快，2021年-2023年的归属净利润同比增速分别为37.16%、45.93%、56.04%。 从行业看，虽然今年光伏产业链价格低迷，但终端需求却表现得较为积极，投资热情仍然高昂。6月末，国家能源局发布的1-5月份全国电力工业统计数据显示，今年1至5月，国内光伏新增装机为79.15GW，同比增长23%。这其中，5月光伏新增19.04GW，同比上涨32%。截至5月底，全国太阳能发电装机容量约6.9亿千瓦，同比增长52.2%。 除了捷佳伟创，另一家近期发布业绩预告的光伏设备供应商奥特维（688516.SH），发布主要经营数据称，预计今年上半年实现的营业收入为39.99亿元-44.51亿元，同比增长58.84%-76.80%；预计实现的归属于母公司股东的净利润为6.92亿元-7.72亿元，同比增长32.53%-47.82%。 在此前召开的投资者关系活动中，捷佳伟创对于当前光伏行业的严峻局面表达了谨慎乐观的态度。公司认为，随着光伏需求的持续增长，以及P型转N型的技术迭代，促使光伏企业对于N型电池优质产能快速扩产，短期供需比有所上升，竞争加大。但是从长远来看，这种竞争态势下，落后和高成本产能会被逐步淘汰。并且，阶段性的产能过剩会有利于度电成本的下降，并推动光伏降本增效，给行业需求带来更大的刺激。 捷佳伟创表示，目前公司的订单都在正常执行当中，一季度订单主要是P型向N型的改造，二季度主要为新建TOPCon的订单，订单比预期好。现在看TOPCon还是更有成本优势，HJT虽然成本相对较高，但是对于价格不太敏感的欧美等发达地区市场会是一个销售方向。未来光伏市场可能是一个TOPCon、HJT、BC等多技术路线并存的市场，公司布局了各条技术路线的设备，可以满足下游客户多元化的需求。 不过，在此前一季报中，捷佳伟创今年一季度经营性现金流净额转负，为-1.32亿元。对此，公司解释，公司收款分为新签订单的预收款和设备的验收款，去年由于新签订单大幅增长、业务规模扩大，导致预收货款和采购付款均呈较大增长。今年一季度经营性现金流净额转负，主要是支付采购原材料款增加所致。 公司还提出，现在公司绝大部分订单是TOPCon，在客户结构中，头部企业占大头，回款风险较小，目前公司订单都在正常验收。公司设备在出货前可以收到60%左右的设备款，以降低回款风险。

SMM 7月2日讯：近日，通威股份作为光伏行业公认的硅料龙头企业，在近期多晶硅市场频频爆出产线检修或减产的当下，也接受了投资者活动调研。其中便不可避免地被问及公司是否有多晶硅检修或减产计划的问题， 通威股份对此回应称，考虑到当前多晶硅价格连续几周企稳，且价格已相对极限，公司各多晶硅生产基地目前暂无检修或减产计划。 且随着6月丰水期来临，通威股份预计公司乐山基地及保山基地电价较前期枯水期电价将有明显回落，一定程度上降低了公司多晶硅的生产成本。后续公司将持续关注市场供需情况，动态评估硅料环节最优开工率。 着眼当前的多晶硅市场，据SMM现货报价显示，截至7月2日， 多晶硅致密料 现货报价暂时维持在34~37元/千克，均价报35.5元/千克，早已跌破多晶硅行业平均成本。 而自二季度中后期以来，多晶硅价格历经跌破—行业全成本线、行业现金成本线直至今日已经跌破头部企业现金成本线。这也意味着多晶硅已然进入到全行业亏损境地…… 》点击查看SMM数据库 据SMM目前跟踪24家国内产线统计，首先，对于目前已投产能，据SMM统计整个公司完全停产企业涉及5家左右，涉及产能在不足10万吨上下，整体而言对多晶硅供应影响不大。多晶硅产量减量主要来自于其余公司开工率的降低，部分公司甚至只是在维持低负荷状态。这部分企业带来了较大的减量。 而对于后续多晶硅产能投放，SMM了解到由于目前公司的现金以及行情压力，多个耳熟能详的项目基本都选择了推迟建设或生产。市场的洗牌已然悄悄开始。2024下半年已经开始，SMM认为随着多晶硅供应项目的减少，确实会给多晶硅减少一定供给压力，但从目前来看下半年多晶硅产量预计将达到90万吨左右，多晶硅行业过剩仍然存在，企业出清下半年仍在继续…… 》点击查看详情 据SMM数据显示，自今年2月份以来， 中国多晶硅企业开工率 便开始呈现明显的下滑态势，截至5月31日，中国多晶硅企业开工率已经降至65%，相较2月份的高点75%下降10个百分点。 在被问及公司公司多晶硅新项目单万吨投资成本时， 通威股份表示，公司云南20万吨和包头20万吨高纯晶硅项目均采用拥有自主知识产权的第八代“永祥法”，在工艺设计先进性、系统运行可靠性、生产管控智能化等方面均进行了优化和提升。凭借规模化效应及工艺管理优势， 预计新项目单万吨投资成本降至 5 亿元左右。 此外，通威股份还表示，公司拥有乐山、保山、包头三大多晶硅生产基地，各基地现金成本差异主要体现在电价差异，而在综合电耗、硅耗、蒸汽消耗等核心生产指标方面并无显著差异。 不仅如此，通威股份还被问及公司“TOPCon产能中通过PERC改造的部分与新建产能是否有差异”的问题，对此，通威股份表示，公司从PERC改造的TOPCon产能与新建的TOPCon产能在良率、转换效率等指标上基本没有差异。改造产能的非硅成本目前比新建产能会略高一点，主要是折旧带来的影响，但公司改造产能的非硅成本仍然属于行业先进水平。 在被问及公司“TOPCon产能是否有量产导入0BB技术的计划”的问题时，通威股份表示，0BB技术在电池和组件端都可以达到提效降本的目的。通威对各类不同的0BB技术都做了长时间评估和开发，也包括了在TOPCon，HJT等技术上的应用。拥有自主知识产权的通威9080BB技术目前已经进入试生产阶段，下半年将根据研发和生产情况决定量产导入规模和节奏。 而之前，隆基绿能还有回应公司2024年全年TOPCon电池出货量的预计，对此， 隆基绿能表示，随着公司 TNC 电池发电性价比优势凸显，市场需求快速攀升，公司同步推进存量 PERC 产能升级和 TNC 新产能建设，预计将在 2024 年逐步完成约 38GW PERC 产能改造，并分别在眉山基地和双流基地新增 16GW、25GW TNC电池产能， 预计2024年底公司TNC电池产能规模 将超过100GW。 从全年经营计划来看，公司将力争实现太阳能电池业务出货 90GW（含自用），其中 TNC 电池占比有望超过70%。但考虑到今年以来的产业链价格压力，公司也将视市场情况，以最经济的方式动态评估电池产品的出货结构与节奏。

7月2日，全国新能源消纳监测预警中心发布5月全国新能源并网消纳情况，5月光伏发电利用率达到97.5%，1-5月96.7%；5月风电利用率94.8%，1-5月95.9%. 详情如下： 根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号），为引导新能源理性投资、有序建设，现将2024年5月各省级区域新能源并网消纳情况公布如下。 *蒙东地区监测结果包含锡盟特高压外送配套新能源利用情况。

6月28日，金开新能发布关于部分非公开发行股票募投项目延期的公告。 公告显示，2022年，金开新能通过增发募集资金26.72亿元。截至2024年5月31日，金开新能累计使用募集资金23.9509亿元（含利息），余额为2.8197亿元（含利息）。其中，君能新能源公安县狮子口镇100MWp渔光互补光伏发电项目使用募资43895.28万元，湖北开奥光伏发电有限公司石首市团山寺镇70MW渔光互补光伏发电项目使用募资30116.05万元。这两个项目均已投产。 本次延期项目为湖北昌昊新能源科技有限公司监利市黄歇口镇马嘶湖渔场 （西片）100MW渔光互补光伏电站项目以及贵港市港南桥圩镇200MWp农光储互补平价上网光伏发电复合项目。 湖北昌昊新能源科技有限公司监利市黄歇口镇马嘶湖渔场（西片）100MW渔光互补光伏电站项目因黄歇口镇政府部分土地在第三次全国国土调查过程中发生土地性质变化，交付时间延迟，项目建设进度有所延缓。公司就此成立专项组，经多次沟通协调相关部门，上述土地问题已基本解决。截至目前，本项目已建设完成 62MW，剩余部分建设用地预计将于2024年9月底之前交付，并于2025年6月底之前完成建设。 贵港市港南桥圩镇200MWp农光储互补平价上网光伏发电复合项目原计划租地区域在第三次全国国土调查过程中发生土地性质变化，公司就重新租赁土地进行了调查、协商和签约，因此而导致项目建设进度有所延缓，目前光伏区土地已基本完成租赁工作，预计2025年6月底之前完成建设。 金开新能表示，本次部分募投项目延期是公司根据项目实际建设情况作出的审慎决定，项目延期仅涉及项目进度的调整，不涉及项目实施主体、实施方式、投资总额和投资项目内容的变更，不会对公司募投项目的实施造成实质性的影响，不会对公司的正常经营产生重大不利影响，亦不存在改变或变相改变募集资金投向和损害股东利益的情形，符合公司的发展规划。

（一）2023年我国光伏设备产业发展情况 2023年，我国光伏企业发布并实施了规模庞大的光伏产能扩张计划，并覆盖到硅料、硅棒、硅片、电池、组件等各产业链环节。在此扩产势头的拉动下，相关设备厂商订单不断增长。2023年我国光伏设备产业规模超过1100亿元，同比增长69.2%。2023年，在国内外光伏市场快速发展的推动下，产业链各环节保持快速扩张势头。此外，大尺寸、薄片化、SMBB、0BB等先进技术迭代，以及资本对于TOPCon、HJT等高效电池技术的关注也成为行业产能扩张的重要因素，国内光伏设备企业销售收入保持增长。在海外市场，我国光伏设备企业的出口情况呈现一定分化，设备企业的出海以配套我国光伏企业海外产能落地为主要形式，其出口在一定程度上会受到主产业链环节企业产能规划及盈利能力的影响。更多的设备企业开始采取多元化技术路线，向着跨环节、多路线、一体化解决方案供应商的方向发展。部分设备企业大力推进硅片、电池、组件等主产业链环节产品的生产业务。 在技术发展领域，我国光伏设备企业从硅材料生产、硅片加工、光伏电池片、组件设备的生产到相应的纯水制备、环保处理、净化工程的建设、以及与光伏产业链相应的检测设备、模拟器等，已经具备成套供应能力，部分产品如清洗设备、制绒机、扩散炉、氧化退火炉、LPCVD、管式PECVD、印刷机、单晶炉、串焊机、层压机、检测及自动化设备等已基本实现全国产化，并进行不同程度的出口。硅材料加工设备主要有单晶炉、截断机、开方机、磨面倒角机、多线切割机、硅片检测分选设备等，全部设备已实现国产化，其中单晶炉更是以优良的性价比批量出口亚洲，进口设备在国内新建产线已鲜有踪迹。电池片生产设备目前有一定分化，存量较大的PERC产线面临加速淘汰与升级，新增投资中TOPCon产线占据主体，同时HJT、XBC及钙钛矿等新型技术路线正在加速发展。组件端的设备主要有激光划片机、串焊机、叠层设备、层压机、自动EL、功率测试设备、自动包装机及自动流水线，已全部由国产设备主导。 （二）2024年光伏设备产业发展展望 展望2024，光伏设备产业的发展将呈现以下特点。光伏制造企业持续的产能扩张及改造给光伏设备公司带来新的市场空间，扩产逻辑包括N 型硅片、高效电池产能的落地；电池现有产能向TOPCon产能的升级；大尺寸产能的升级以及其他技术升级的需要。国外光伏设备厂商基本退出主流晶硅光伏领域，部分企业转战钙钛矿等新兴赛道。同时，设备制造将进一步向高产能与高效自动化方向发展，并引领光伏“制造”向光伏“智造”的转变。设备研发与新工艺结合更为紧密，设备企业与主环节企业联合研发、共同推动技术进步的现象更加普遍。此外，预计光伏设备将进一步反哺泛半导体领域发展，我国设备企业将在当前基础上进一步实现光伏级硅片设备向半导体级硅片设备突破，推进高端半导体装备国产化。

（一）全球电池片产业发展情况 截至2023年底，全球电池片总产能达到1032GW，突破TW大关；全球电池片总产量达643.6GW。值得一提的是，2023年n型电池表现出色。 2023年，电池片环节全球前十名企业均为中国企业，在2023年的新增产能主要集中在TOPCon电池片技术领域。在当前全球化的产业分布框架之下，亚洲地区凭借其成本优势，依然是全球的光伏电池片主要生产制造基地。除中国外，亚洲其他国家的电池片产能主要分布在马来西亚、越南、泰国和印度。 （二）我国电池片产业发展情况 2023年，我国大陆地区电池片总产能实现显著增长，达到929.9GW。在产能分布上，前十名企业的合计产能为628.9GW，占据了全国总产能的67.6%。2023年我国大陆地区电池片产量约为591.3GW。TOPCon产能加速扩张，成为新增产能主流，多主栅技术持续助力电池成本下降，自动化程度不断提升。 （三）电池片产业发展趋势 光伏电池作为光伏产业的核心技术环节，主导着整个行业的技术进步。随着技术的不断演进，企业纷纷寻求降低成本的新途径。2023年，大尺寸产品已成为市场主流，矩形片产能或将陆续释放。展望未来，2024年主流厂商将继续聚焦于矩形片的降本增效，通过提升组件功率来进一步增强市场竞争力。随着TOPCon电池片生产设备成本的不断降低和生产效率的持续提升，预计到2024年，TOPCon电池片和PERC电池片的市场占有率将发生显著变化。