在全球“碳中和、碳达峰”发展的背景下，风能、光伏等清洁能源面临巨大的发展机遇，储能作为关键技术，在抑制风能、光伏发电的波动性和随机性、助力提高可再生能源消纳水平、缓解可再生能源上网压力等方面具有显著优势。同时，光伏组件及支架的技术创新与应用也在推动清洁能源的快速发展。预计在中国、美国、欧洲、亚太、中东、非洲等市场需求的带动下，储能、光伏组件及支架市场将迈入万亿级，发展潜力巨大。 随着光伏发电在全球的普及，其基础部件——光伏支架系统也越来越受到重视。这些系统不仅需要保证整个光伏阵列25年以上的稳定性，还需要在强风、大雪、地震等极端天气以及盐碱地、高湿地形等腐蚀性环境中提供可靠支撑。得益于持续的技术研发和创新实践，通过锌铝镁、高强钢等材料的应用和演进，光伏支架系统正在实现性能和成本的平衡。在光伏发电成本下降的大趋势下，跟踪器的快速推广正使行业的发电效率最大化。为支持光伏及跟踪器行业推进普遍适用的基准指标，提高透明度，促进业务增长，SMM对行业及其供应链企业进行客观的分析和评估。包括对市场份额、客户反馈、技术研发能力、ESG（环境、社会和治理）指标、财务指标等各类因素的评估，以及对被分析实体的前瞻性观点。 储能按应用场景可分为户用储能、工商业储能和公用事业规模储能（包括电网和发电侧）。户用储能和工商业储能由于直接面向终端客户，具有一定的消费品特性，知名品牌更容易获得市场信任；而公用事业规模储能市场更注重安全性和经济性，终端电网、发电集团等业主在选择知名品牌的产品时优先考虑降低安全风险。为帮助储能、光伏行业推广普适性基准指标，提高透明度，促进业务增长，SMM对产业链各个环节的公司进行客观分析评价，包括市场份额、技术研发、财务指标等分析和前瞻性观点。此外，SMM还致力于表彰在创新方面表现优异的企业，帮助其在全球供应链中脱颖而出，拓展海外市场。 在SMM于比利时·布鲁塞尔 THE EGG举办的 2024 欧洲零碳之路—光伏&储能峰会 上，SMM分别颁发了“ 全球Tier 1 追踪支架 ”“ 全球Tier 1 光伏组件供应商 ”“ 全球Tier 1 储能电芯供应商 ”“ 全球Tier 1 储能集成商 ”以及“ 创新之星 ”等五个奖项，并为其举行了隆重的颁奖仪式！ 全球Tier 1 追踪支架 天合追踪 中信博 PVH Nextracker 全球Tier 1 光伏组件供应商 天合光能 阿特斯 晶澳 通威 全球Tier 1 储能电芯供应商 宁德时代 瑞浦兰钧 中创新航 新能安 鹏辉能源 全球Tier 1 储能集成商 天合储能 阳光电源 华为 中车株洲电力机车研究所有限公司 艾罗能源 派能科技 海博思创 创新之星 四川航电微能源有限公司 在此，SMM祝贺以上获奖企业 感谢各位行业同仁的支持！ 为进一步加深全球光伏行业交流，SMM将2025年4月9-10日于阿联酋迪拜举办中东太阳能峰会，该峰会主题再次聚焦光与储能，与会代表将深入探讨太阳能发电、光伏技术、智能电网、太阳能并网等最新进展，更好地发挥源网荷储一体化、多能互补在保障能源安全中的作用，并积极探索其实施路径，期待您的加入！

隆基绿能日前发布的分布式组件产品Hi-MO X10，几乎将自家可量产最新技术全部“拉满”：HPBC 2.0电池、泰睿硅片、0BB技术等。公司董事长钟宝申在产品发布中表示，HPBC2.0量产的效率已经达到了26.6%，达到了理论极限值的90%。随着技术工艺的不断精进，将来有机会把效率提高到接近理论效率的95%。 财联社记者从上述产品发布会的媒体交流环节获悉，新产品在中国市场的定价将高于竞品0.1元/W。隆基绿能分布式中国区总裁牛燕燕表示，目前该产品已经在销售，且订单量还不错，说明这个定价市场可以接受。 据牛燕燕介绍，HPBC1.0系列产品自去年10月发布以来，累计销售已经达到20GW。对于光伏行业来说，发电能力才是检验光伏组件价值的重要标准。 财联社记者注意到，如果以0.1元/W价差计算，HPBC2.0组件1MW初始投资将增加10万元左右。不过，据公司提供的全球典型区域发电量模拟显示，基于功率提升30W、效率提升1%的特点，其平均发电量相较TOPCon产品提升了8%以上。从25年收益率维度看，Hi-MO X10组件的IRR较TOPCon提升6.2%，可覆盖初始投资成本差距。 目前，隆基已经发布三款HPBC系列组件，其中Hi-MO X6为一代产品，且针对不同细分场景，去年10月以来先后推出了单玻防积灰组件、双玻耐湿热组件，以及别墅款组件等。值得注意的是，今年6月发布的别墅款组件并未以单瓦计价方式，而是平方米定价方式，折算后单瓦价格高于当时组件市场价0.2-0.3元/W。 今年5月于欧洲发布的Hi-MO X9，以及此次发布的X10系列均为HPBC2.0电池技术。今年3月，隆基发布泰瑞硅片，此次X10系列产品，即搭载了N型泰睿硅片，具有电阻更集中、电流损失减少，以及机械强度提升等特点。 此外，隆基此次发布的新品组件进一步导入0BB技术，在“正面无栅线”的基础上实现了“背面无主栅”，正面实现最大面积吸光，同时提升了背面吸收反射光的效率。采用0BB结构，在移除主栅后，细栅直接贯通连接焊带，缩短电流传输距离，进一步提升组件功率5W+。 但定价高于竞品，仍然会考验下游客户对HPBC2.0的接受意愿。当前，光伏组件价格仍处于不断磨底中。今年9月，华电集团2024年第二批光伏组件集中采购开标，最低投标价低至0.6221元/W，再创行业新低。据infolink消息，国庆节后，市场需求仍旧萎靡，低价影响下整体价格仍出现下探，均价已开始向下贴近每瓦0.7元。 对于产品价格，牛燕燕在交流中表示，产品定价与价值相关联，下游客户在选择产品时会更看重效率和可靠性。她认为，考虑到电站资产的价值和厂房资产的保护，选择具有多重保护功能的产品是更周全的决策，从长期来看，这提供了价值回馈并确保了运营安全。

在SMM于比利时·布鲁塞尔 THE EGG举办的 2024 欧洲零碳之路—光伏&储能峰会 上，SMM光伏高级分析师毛婷婷就“ N型太阳能电池市场分析：供需结构和技术发展趋势 ”的主题展开分享。她表示， SMM预计从2023年第四季度到2025年中期，光伏电池市场将面临库存积累，导致产能过剩的严峻挑战。这一时期，光伏电池企业之间的竞争将会非常激烈，库存过剩的风险很高。SMM预计2025年下半年至2026年将是光伏电池市场的去库存周期。2024年的高库存将需要更长的时间来消化。2026年之后，新一轮的电池技术革命将开始，2027年的扩产将带来新的增长。 光伏电池市场结构 光伏电池市场现状——多技术并存发展 2022年以来，N型电池在中国发展迅速，Topcon、HJT、BC电池均实现了工业化量产。Topcon、HJT和BC技术正在迅速发展，而PERC电池正在逐渐被淘汰，大多数公司已经完全停止了PERC电池的生产。 中国企业光伏电池产能现状：P型退坡 N型达80%以上 据SMM调研，当前光伏电池累计有效产能已超1080GW。 到2022年底，PERC电池年有效容量超过540GW；然而，到2024年8月底，PERC电池的年有效容量已降至仅170GW，在两年内关闭了超过215GW的PERC电池容量。 截至2024年8月底，Topcon电池年有效容量超过809GW，其中新增容量约660GW，PERC电池升级容量约149GW。此外，还有近20GW的PERC电池计划升级到Topcon电池。目前，大规模生产Topcon电池的企业已超过50家。 截至2024年8月底，HJT和BC电池的产能分别达到49GW和53GW，反映了HJT和BC电池市场的成熟。 未来光伏电池和组件的垂直整合将深化 专业电池制造商正专注于Topcon电池，高集成度降低了专业电池制造公司的市场机会。 SMM对光伏电池的供应结构按照企业一体化程度进行了进一步拆解，发现光伏组件企业自有电池产能快速增加，一体化程度提高，尤其对于一梯队和二梯队的光伏组件企业而言，电池的自供比例普遍能达到80%以上，甚至100%，而对于以销售光伏电池为主营业务的专业化电池厂家而言，生存空间被挤压。并且电池厂家直销比例不断下滑，代工模式越来越流行。 光伏电池的供需 2024年中国企业光伏电池月产量分析 据SMM整理的2023年1月至2024年9月的光伏电池生产趋势可以看出，2023年光伏电池的月产量稳定增长，而2024年电池的月产量波动较大。 2024年电池年产量预计为658.48 GW，比2023年增长11.38%。 2024年上半年，光伏电池开工率较高，4月单月产量达到全年峰值，略低于2023年单月产量峰值。 2024年下半年光伏电池需求将下降，电池厂商库存将持续高企，导致开工率下降。PERC电池的加速淘汰或将进一步降低电池的运行率。预计下半年电池产量将逐月下降。 N型组件市场占有率上升：市场需求份额超过90% 在中国集中式光伏项目中，超过95%的组件为N型。N型模块越来越占主导地位，而p型模块则大幅下降，自6月以来，指定模块类型的项目中几乎没有P型的招标需求。 市场对N型模块的需求不断增长，加上其技术和经济优势，导致其产量稳步增长。到2024年底，N型产量预计将占据中国92%以上的市场份额。 N型电池市场份额不断上升：Topcon激增成为主流技术 N型电池包括Topcon、HJT、BC多种技术路线。N型电池供应主要来自于Topcon电池，其产业化进程最快，2023年下半年有超50家企业投产Topcon电池，其产能扩张速度远超市场预期。HJT扩张相对较慢，其市场需求未打开，但HJT技术成熟度日渐提升。而量产N型BC电池的企业甚少，主要由于其技术难度大，成本较高。 近两年间Topcon成为市场技术迭代的首选，仅用一年多时间，Topcon电池生产成本已小于等于PERC电池，且转换效率高出PERC电池2%，降本和提效速度，性价比显著高于其他电池技术。 2023年初至今，光伏电池市场发生较大变化，2023年上半年，PERC电池仍为主流，市场份额约85%，而随着2023年下半年Topcon电池大量投放市场，PERC电池被快速取代，2024年上半年PERC电池份额下降至30%，且在2024年底预计降至5%以下，Topcon成为当前光伏电池市场主流技术。但由于Topcon电池的供应增速远大于其需求增速，从2023年9月起，Topcon电池进入供过于求阶段，库存累积。2024年Topcon电池开工率不断下降，从80%降至65%，市场竞争白热化，产能闲置率高。 价格回顾：中国TOPCon电池片历史价格回顾（2023年9月-2024年8月） 下图是2023年9月~2024年8月中国电池片历史价格回顾，分时间段来看： 》点击查看SMM光伏产品现货报价 近两年来光伏电池价格持续下行，降幅达80%，主要得益于原材料成本大幅走低。多晶硅及硅片价格的下行，银浆耗用量的降低都持续推动着Topcon电池降本。另外，因2023 - 2024年光伏需求增速放缓，市场竞争激烈，Topcon电池供需矛盾突出，其利润被压缩；行业深陷价格战，企业亏损运营。当前Topcon电池价格为0.28元/w，与去年同期相比下降59%。当前Topcon电池与PERC电池价格持平，PERC电池已失去经济性优势，或将于2025年上半年彻底退出市场。 中国HJT电池市场综述 2024年HJT电池价格高出Topcon电池0.1-0.17yuan/W，HJT组件价格平均比Topcon组件高约0.08-0.12元/w。随着时间的推移，两者价差正不断缩小。市场上HJT电池与组件的交易规模均较小，主要由于当前HJT电池和组件的经济性优势略弱。 因HJT电池设备投资成本高，且生产难度高，HJT电池的降本和增效速度逊色于Topcon电池。但HJT电池的生产成本仍有确定且清晰的下降空间的路径，并且，随着量产技术的成熟，HJT电池和组件的光电转换效率仍有增长潜能，市场交易规模也将提高。 光伏电池技术发展趋势 晶硅光伏电池技术发展路径 2023-2024年，得益于光伏产业链上下游持续的技术突破、工艺革新以及新材料的应用，两年间光伏电池光电转换效率已经由23.2%提升至26%以上。晶硅电池的理论转换效率极限为29.4%，而对于不同的电池技术，理论效率极限不同，其中TOPCon与HJT的理论极限效率为28.5%，BC的理论极限效率为29.1%，理论极限效率会随技术创新和新材料的导入而得到提升，但提升空间有限。 头部光伏企业投入了大量的研发资金进行电池组件的技术开发，光伏电池实验室效率正无限接近理论极限水平，而量产效率水平也在快速提升，当前中国一流企业TOPCon电池量产效率26%左右，HJT电池量产效率25.8%左右，BC电池量产效率为26.5%左右。从理论极限效率和量产所达到的最佳效率角度来看，BC电池的优势明显，Topon与HJT向BC工艺升级是未来三年的趋势。 晶硅与钙钛矿叠层电池则是光伏电池技术长期发展的方向，但产业化时间长达7-10年。 多技术路线光伏电池产能扩张展望 SMM预计，未来3年，N型电池技术将继续蓬勃发展，多种技术将继续并行发展。Topcon电池扩张放缓，未来产能增长来自HJT和BC电池。 接下来让我们来看一下不同技术类型电池产能的变化趋势。 目前市场上对未来三到五年的主流技术路线仍存争议，但比较确定的是未来光伏电池产能的增长将放缓，这主要是由于当前光伏电池产能过大，而未来3-5年光伏终端装机增长放缓。光伏电池下游需求不足，企业扩产动力弱。 未来产能增量主要来自于HJT电池和BC电池，这是因为市场对于高效电池组件产品的需求在持续增长，光伏终端客户正在积极尝试新技术的应用，HJT、BC的项目数量及装机容量逐渐提升。而对于光伏企业而言，采取新技术进行差异化竞争，能够享受产品溢价。 SMM预计HJT电池与BC电池新增投产规模总量很难超越Topcon电池现有产能，预计未来3年，TOPCon仍是规模最大的电池类型。主要因为HJT电池与BC电池的投资额与技术难度均高于Topcon电池，规模化量产扩张速度相对更慢。 光伏电池供需平衡预测(2024-2027年) SMM预计从2023年第四季度到2025年中期，光伏电池市场将面临库存积累，导致产能过剩的严峻挑战。这一时期，光伏电池企业之间的竞争将会非常激烈，库存过剩的风险很高。 SMM预计2025年下半年至2026年将是光伏电池市场的去库存周期。2024年的高库存将需要更长的时间来消化。2026年之后，新一轮的电池技术革命将开始，2027年的扩产将带来新的增长。

10月12日，灌云洋桥156.16MW渔光互补光伏发电项目（二期）光伏组件设备采购结果公布，中标企业天合光能，中标价格14130.861952万元，单价0.697元/W。 招标公告显示，组件采用单晶N型182mmTOPCon双面双玻组件，功率2615Wp，尺寸为:2382*1134*30mm 容量不低于202.88112MWp，且组件实际供货块数不得低于329888块(不含备品备件)。按照买方需求连续供货，预计2024年11月1日开始供货，2024年12月30日完成供货。如供货计划有调整，采购人将另行通知。

10月12日，新疆公司乌鲁木齐光伏发电国能米东区60万千瓦光伏项目一期（31万千瓦）光伏组件采购公开招标中标候选人公示，中标候选人第一名合盛硅业股份有限公司，投标报价26182.75863万元，单价0.69元/W；中标候选人第二名通威股份有限公司，投标报价26137.094767万元，单价0.688元/W。 招标公告显示，国能米东区60万千瓦光伏项目是由国能乌鲁木齐光伏发电有限公司投资兴建的一座集中式光伏发电站，该项目是新疆公司甘泉堡综合能源基地的重要组成部分，是贯彻落实集团“积极争取配电网区域内风、光资源，与增量配网有机耦合，建设园区级源网荷储一体化项目”部署要求的重要举措。该项目采取推动产业园区低碳转型的建设路径，开展新能源项目建设。该项目装机总容量为600MW，分两期建设，其中一期建设规模为310MW（交流侧），二期建设规模为290MW（交流侧）；国能米东区60万千瓦光伏项目一期交流侧装机容量为310MW，直流侧装机容量379.46MWp，容配比为1.22406。 本项目为国能米东区60万千瓦光伏项目一期（310MW）光伏组件设备采购。供货容量不低于379.46MWp的643153块N型590Wp单晶硅双面双玻光伏组件。

10月11日，灌云洋桥156.16MW渔光互补光伏发电项目(二期)组串式逆变器采购候选人公示，第一中标候选人阳光电源股份有限公司，第二中标候选人中建材信云智联科技有限公司，第三中标候选人固德威技术股份有限公司。 灌云洋桥渔光互补光伏发电项目共分为一期和二期工程。 一期工程本体方案：灌云洋桥200MWp渔光一体光伏发电全额平价上网示范项目为一期工程，现已投产，直流侧安装容量为200.02572MWp，交流侧额定容量为152.1MW，配套建设一座220kV升压站，原有220kV升压站已建设220kV单母线，两台220kV主变，两段35kV母线，并预留二期主变扩建空间。 一期工程接入方案：根据《国网江苏省电力有限公司关于印发连云港灌云洋桥200MWp渔光一体光伏发电全额平价上网示范项目接入系统设计评审意见的通知》（苏电发展接入评审〔2020〕62号），灌云洋桥一期光伏项目所发电力汇流升压至220kV后，通过新建1回220kV线路接入500kV徐圩变220kV母线。沿徐49P1线路路径长12.4km，其中新建双回架空线路9.1km，利用220kV徐东线08#～15#更换增容导线3.3km，新建段导线型号为2×JL/LB20A-630/45铝包钢芯铝绞线，更换导线段型号为2×NRLp0/LB20A-400/35铝包钢芯耐热铝合金绞线导线。沿徐49P1线正常载流能力为1520A（按导体最高允许温度70℃、周围环境温度40℃设计），可输送容量579MVA。 二期工程本体方案：灌云洋桥156.16MW渔光互补光伏发电项目（二期）（以下简称本项目”）为本期工程，规划直流侧安装容量为202.88112MWp，交流侧额定容量为156.16MW，同时将原有220kV升压站进行扩建。光伏集电线路升压汇集至升压站35kV母线，经过主变升压至220kV，接入原有220kV母线。同时，为满足电网调峰要求，本项目配套租赁16MW/32MWh储能系统。 二期工程接入方案：二期工程与一期工程一并通过原1回220kV线路（沿徐49P1）接入500kV徐圩变220kV母线。两期工程交流侧总容量未超过该送出线路输送容量。同时，一期升压站220kV母线通流能力为3150A，可满足一二期并网需求。接入系统方案以最终接入系统报告及有关审批文件为准。 最高投标限价：2000万元（含100万元暂列金），投标人投标时不得超过最高投标限价，超过最高投标限价将否决其投标。 交货地点：连云港市灌云县洋桥农场柴东路北侧境内，交货方式：车板交货，具体按招标人指定地点送货。 交货期：按照买方需求分批次供应，预计2024年11月1日开始供货，2024年12月31日完成全部供货。

10月12日，华能北方公司巴彦淖尔乌拉特前旗苏计沙地200万千瓦光伏治沙基地项目施工中标人公示。中标价格范围为0.32~0.43元/W。 据悉，项目位于巴彦淖尔市乌拉特前旗额尔登布拉格苏木（苏计沙地）境内，由北方联合电力有限责任公司乌拉特发电厂投资建设，是国家第三批大型风电光伏基地预备清单项目之一。本项目建设2000MW光伏治沙基地项目，划分为3个标段，建设3座220kV升压站，3座升压站各配置100MW/200MWh储能。本期一次建成，计划于2025年投产。 招标范围：光伏方阵、集电线路及光缆工程、围栏、道路、桩基、设备基础、接地工程、安防视频的建筑安装施工；升压站、储能电站等建构筑物的建筑、安装施工；设备材料的供货（除甲供设备材料外）；工程管理、工程质量及工期控制；校验、试运、质量检测、外部协调、试验、验收（含消防验收）、调试、并网及培训等全部工作，以及在质量保修期内的消缺等。

在SMM于比利时·布鲁塞尔 THE EGG举办的 2024 欧洲零碳之路—光伏&储能峰会 上，巴西光伏太阳能协会总裁 Rodrigo Sauaia 博士介绍了巴西光伏市场的现状、机遇与挑战。 下图是全球十个拥有太阳能光伏布局的国家： 巴西太阳能资源 巴西拥有世界上最好的太阳能资源之一。巴西的太阳能光电系统平均发电量是德国或英国安装的同一系统的两倍。 矩阵中每个来源的份额是多少？ 巴西太阳能光伏的发展 自2012年以来巴西的太阳能光伏部门创造了超过140万个累积就业机会。 太阳能光伏集中发电 能源拍卖中的大型太阳能光伏发电厂 太阳能光伏集中发电 按国家分类的集中式光伏发电装机容量（MW) 和现状 获批的太阳能光伏电站总容量143.3GW。 电力市场的转型 彭博新能源财经对巴西电力容量的技术预测，ETS 在这种情况下，30%的容量是太阳能。 绿氢 巴西绿氢的潜力 由于其巨大的太阳能光伏潜力，巴西可以成为绿氢的生产领导者，具有价格竞争力和大规模生产能力。 2024年展望 集中式发电（GC）： 市场开放；自我生成；接入SIN（国家互联系统）中的连接；被限制在外。 分布式发电（GD）： CNPE关于成本效益计算的决议；逆流；REIDI（基础设施发展特别激励制度）和激励债券的监管；财政化与竞争。 电能储存： 巴西电力系统(SEB)内固定存储系统的有利法规；税负均衡化；利用存储技术进行容量储备和孤立系统拍卖。 绿色氢气（GH2）： 创造长期需求的政策可能的激励措施（ReDl债券声明）。

10月10日，市场期待已久的新版分布式光伏发电开发建设管理办法（以下简称新办法）终于揭开面纱。整体来看，新办法是基于分布式光伏新变化、新特征、新趋势而作出的有效管理调整，将有效推动行业的高质量健康发展。当然，新办法仍处于征求意见稿阶段，最终定稿还有待时日。 而随着新办法敲定，早于2013年底发布的《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号）也将废止。这一管理办法出台于国内终端光伏市场爆发前夕，相关管理规定也早已不适用于行业变化。 事实上，2017年底在分布式光伏开始狂飙之际，国家能源局曾修订新的分布式光伏发电项目管理办法，2018年相关征求意见稿也在网上流传，但种种原因办法并未正式印发。那么，此次最新发布的新办法有哪些重点变化呢？北极星整理如下： 一、分类 在国能新能〔2013〕433号文中，并未明确划分分布式光伏的具体分类，仅简单定义分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。 随即根据《国家电网公司关于印发分布式电源并网服务管理规则的通知》国家电网营销〔2014〕174号，以及国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》(国能综新能〔2014〕406号)规定，市场上一般将分布式光伏划分为两类，一是10kV及以下接入，单点容量不超过6MW(多点接入以最大为准)；二是地面、农光互补项目，以35千伏及以下电压等级接入电网(东北地区66千伏及以下)、单个项目容量不超过2万千瓦。 2018年修订版的征求意见稿出现了分布式光伏的明确划分，包括不超过50kW的户用光伏、不超过6MW的工商业分布式以及大于6MW但不超过20MW的小型分布式光伏电站。这也是近年来各地方政策对分布式光伏的普遍划分。 （2018年征求意见稿） 随着户用租赁模式的大面积铺开，去年在部分地方政策中也增加了非自然人户用分布式光伏的分类，此次新办法也增添了这一分类，将分布式光伏进一步划分为以下四类： （新办法） 可以看到，在挥别补贴之后，新办法并未限制自然人户用光伏的规模，但要求接入电压等级不超过380伏。此外，6MW大型工商业分布式光伏规模放宽至50MW。 二、上网模式 多年来，延续国能综新能〔2014〕406号文规定，利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目，可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。 但2018年的征求意见稿有意作出调整，仅户用光伏可选择“全部自用”“余电上网”“全额上网”三种运营模式，其他小型分布式光伏发电设施，即不超过6MW的工商业分布式光伏仅可选择“全部自用”“自用为主、余电上网（上网电量不超过50%）”两种，超过6MW不超过20MW的小型分布式光伏电站采用“全部自用”运营模式。 新办法可谓延续了2018年的征求意见稿，一般工商业分布式光伏禁止全额上网，大型工商业分布式光伏必须全部自发自用。这一新规也是当下市场反映最为激烈的，势必将加大未来工商业分布式光伏的投资风险，影响投资回收周期，但考虑到分布式光伏的并网规模以及对电网的影响，修改概率或微乎其微。 值得重视的是，新办法特别指出，同一土地产权红线内，通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的分布式光伏发电项目，不得新增与公共电网的连接点。这也意味着通过多点接入的分布式光伏项目将受到严控。 (新办法) 三、备案 就分布式光伏项目备案，新办法最大的变化即明确了“谁投资、谁备案”的原则。 自然人户用分布式光伏发电项目可由电网企业集中代理备案，也可由自然人自行备案。 而备受争议的非自然人户用分布式光伏项目，和一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目保持一致，由投资主体备案。 并且新办法强调，非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案，办法印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，但投资主体应主动向备案机关和电网企业告知相关信息，明确承担项目运行维护的主体及相应法律责任。 此外，对于非自然人户用分布式光伏，允许合并备案并分别接入电网。合并备案需满足以下条件：投资主体相同、备案机关相同、单个项目的建设场所、规模及内容明确。其余情况不得将分布式光伏发电项目合并备案。 四、非自然人户用光伏 作为占据当下户用光伏市场的主流模式，非自然人户用分布式光伏也成为自上而上政策的关注重点。除备案外，新办法也要求，利用农户住宅建设的，应征得农户同意，切实维护农户合法权益，不得违背农户意愿、强制租赁使用农户住宅。 投资主体与自然人签订的合同与协议应责、权、利对等，不得转嫁不合理的责任与义务，不得采用欺骗、诱导等方式侵害自然人合法权益。国家能源局组织制定非自然人户用分布式光伏标准合同文本，规范开发建设行为。 接入模式上，破局消纳困局，新办法鼓励非自然人户用分布式光伏以集中汇流方式接入电网。电网企业负责提供分布式光伏发电项目与公共电网的连接点，相关汇流设施、接网配套设施原则上由发电项目投资主体投资建设与运维。 当然对于分布式光伏市场上的企业投资，新办法也趋于极力减轻企业负担，如强调不得要求企业必须在某地登记注册，不得为企业跨区域经营或迁移设置障碍，不得以备案、认证、要求设立分公司等形式设定或者变相设定准入障碍。 五、容量 对于分布式光伏的容量之争，此次新办法也一锤定音，分布式光伏发电项目的容量为交流侧容量（即逆变器额定输出功率之和）。并且，分布式光伏发电项目应科学合理确定容配比，这与集中式政策趋于一致，超配设计或将成主流，但交流侧容量不得大于备案容量。 六、建档立卡 作为核发绿证的必备前提，新办法要求，分布式光伏发电项目应在建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。自然人户用分布式光伏发电项目原则上由电网企业负责填报并提交相关信息；非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目应由项目投资主体负责填报，电网企业提交相关信息。每个分布式光伏发电项目的建档立卡号由系统自动生成，作为项目全生命周期的唯一身份识别代码。 在《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）中，也首次将绿证覆盖至分布式光伏。目前江苏省也已出台政策规定，分布式光伏需具备绿证核发条件并申请成功后，可参加月内绿电交易。 七、市场化交易 市场备受关注的分布式光伏入市问题，此次新办法并没有做出详细规定，仅是明确分布式光伏发电项目按照国家有关规定参与电力市场。 国家建立健全支持新能源持续发展的制度机制，各地结合分布式光伏发电发展情况、电力市场建设进展等制定相应的配套政策。分布式光伏发电项目可以独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等方式公平参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易。 八、“四可” 保障电力系统的稳定运行，分布式光伏“可观、可测、可调、可控”改造实际上早已在部分省份实施。此次新办法明确，确保新建的分布式光伏发电项目实现“可观、可测、可调、可控”，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。 对于存量具备条件的非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目，电网企业、分布式光伏发电项目投资主体应根据产权分界点，加大投资建设改造力度，提升信息化、数字化、智能化水平，以实现“可观、可测、可调、可控”。 九、调度 关于电网调度，新办法规定，非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电可独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，电网企业进行调度应做到公平、公正、公开，保障电网安全稳定运行。 电网企业在调度运行、开展承载力分析时应充分考虑节假日等电力系统负荷较低的特殊时段，在满足电力系统与设备安全运行的前提下，允许接入分布式光伏发电的配电网向输电网反送电。 十、“隔墙售电”与改造升级 新办法中，值得关注的还有“隔墙售电”。新办法明确，大型工商业分布式光伏包含接入电力用户内部电网或与用户开展专线供电的项目。分布式光伏发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应按照有关规定承担政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等，公平承担相应的责任和义务。 另外，贯彻落实能源重点领域大规模设备更新政策，新办法鼓励分布式光伏发电项目开展改造升级工作，应用先进、高效、安全的技术和设备。 与此同时，新办法也对规范分布式光伏市场开发行为做出规定，如强调分布式光伏开发应尊重建筑产权人意愿，各地不得以特许权经营等方式控制屋顶等分布式光伏开发资源，不得限制各类符合条件的投资主体平等参与分布式光伏发电开发建设等。 新办法详细内容，可点击：重磅！新版《分布式光伏发电开发建设管理办法》来了！

10月11日，ST旭电发布公告称，公司股票已被深圳证券交易所决定终止上市，并将于2024年10月11日被 摘牌。 根据公告，ST旭电A股和B股股票在2024年7月18日至2024年8月14日期间，通 过本所交易系统连续二十个交易日的每日股票收盘价同时均低于1元，触及本所 《股票上市规则（2024年修订）》第9.2.1条第一款第五项规定的股票终止上市 情形。 ST旭电在回应退市决定时表示，公司将遵循深交所新规及退市公司挂牌转让实施办法，积极采取措施以确保股票在退市后45个交易日内顺利转移至全国中小企业股份转让系统，并利用该系统内的两网公司及退市公司板块实现挂牌交易转让。 据悉，这是继ST阳光、 ST亿利、ST爱康、ST航高等企业之后，又一家光伏上市公司正式宣告退市。 （1）ST阳光：因控股股东非经营性资金占用及内部控制失效导致公司经营不善，公司股票已于2024年7月10日终止上市摘牌。 （2）ST亿利：因内部控制问题，已于2024年7月18日终止上市摘牌。 （3）ST爱康：因连续三年亏损及内部控制问题，于2024年8月12日被摘牌。 （4）ST航高：因内部控制审计报告被出具否定意见，于2024年8月26日被摘牌。