7月6日，国华投资管理有限公司“国华HG14海上光伏1000M项目”签约仪式在市海洋发展和渔业局举行，国华投资管理有限公司与东营市海洋发展和渔业局签署项目合作协议。 据悉，国华HG14海上光伏1000MW项目拟投资约80亿元，规划建设装机容量1000MW，采用分块发电、集中并网方案，海缆登陆后转陆缆接入新建的220kV陆上升压站，并配套建设一座储能站，致力于打造全国首批桩基固定式海上光伏项目样板工程。项目建成后，平均每年可向电网提供167556.9万千瓦时电量，平均每年可节约标煤53.44万吨。

截至2023年6月，目前HJT异质结电池出片产能达到24GW，已开工产能约55GW，规划产能超270GW。此前5月下旬召开的HJT量产论坛曾透露预计到二季度末至三季度，华晟二期或三期均可能实现生产成本和PERC打平，后续若以上降本技术超预期落地，那么HJT异质结产业化进度将大幅加快。 券商研报指出，HJT作为电池片环节的革命性技术目前仍处于扩产早期，传统厂商尚未大规模布局，新进入者此时投资扩产可获得先发优势，2023年新进入者数量持续高增，传统大厂在2024年开始大规模扩产。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 东方日升 公司通过开发HJT电池制造的等离子预清洗技术，减低硅片清洗等待时间的限制，并在中试线验证兼容超大和超薄的HJT电池“前切半"技术，已掌握转换效率高达25.20%的高效HJT电池技术。 金辰股份 全球光伏组件设备龙头企业。公司积极向电池制造装备领域延伸布局，开发了高效HJT用PECVD、TOPCON用PECVD、电池自动化上下料设备等光伏电池制造装备。

阿联酋水电公司（EWEC）周二宣布，阿布扎比即将建设的1.5吉瓦Al-Ajban太阳能项目，目前已收到四大公用事业开发商的投标，其中包括中国晶科（601778.SS）参与的财团。 这次参与投标的四方分别为沙特国际电力和水务公司（ACWA Power）、法国EDF可再生能源公司、日本丸红株式会社以及由中国晶科电力和泰国JERA公司组成的财团。EWEC将对这些投标方案进行详细的技术和商业评估，以挑选出最优的投标书。 该项目计划于2026年投入运营，预计可以帮助阿布扎比每年二氧化碳排放减少最多240万吨。它还将EWEC的太阳能发电总装机容量提升到大约4吉瓦（GW）。 EWEC的首席执行官Othman Al Ali指出：“EWEC的可再生能源项目是为了实现长期社会经济和可持续发展目标，使阿联酋在规划和实施战略性切实行动方面的标杆形象进一步强化。” 为了实现到2050年“零排放”，EWEC在今年3月提出，计划到2030年将其太阳能发电能力提高606%。Al-Ajban太阳能光伏项目是EWEC的第三个太阳能发电项目，该项目对于EWEC实现其战略计划至关重要，预期在2030年将阿布扎比的太阳能发电能力提高到7.3吉瓦；到2035年，可再生能源和清洁能源满足阿布扎比60%的电力需求。 EWEC还预测，到2029年，除了从Al-Ajban基地的1.5吉瓦项目之外，还需要额外建设3吉瓦的太阳能发电项目。 早在2017年，阿联酋政府就推出了《国家能源战略2050》，计划到2050年投资6000亿迪拉姆，计划将清洁能源占能源消费总量的比重提高到50%。阿联酋政府7月3日批准了《国家能源战略2050更新》，拟在未来7年内大幅增加可再生能源在能源供应中的比例，并将向该领域投入高达2000亿迪拉姆（约合3946.3亿元人民币），以提高能源效率并促进清洁能源的使用。 在过去10年中，阿联酋可再生能源装机容量的增幅超过世界上任何其他国家。该战略计划到2030年将可再生能源装机容量增加两倍以上，达到14.2吉瓦，使清洁能源在总能源结构中的份额提高到30%。

今年一季度部分金刚线企业产销量环比出现下滑，这一情况已有所改善。财联社记者多方了解获悉，当下金刚线相关企业已重回产销两旺，同时伴随行业产能快速扩张，金刚线价格下降，定制化、差异化的产品以及内部降本增效成为龙头企业的聚焦点。 硅料价格下降或将拉动需求 “目前公司生产满产运行。”7月10日，岱勒新材（300700.SZ）在投资者互动中回应称。据悉，公司第二轮扩产计划目前设备投入已基本完成，正在分批调试投产，7月份预计可达400万公里/月以上，全部调试完成后可达600万公里/月。 美畅股份（300861.SZ）也在投资者互动中提到，得益于光伏产业的快速发展，公司金刚线生产线目前产能利用率在较高的水平，此外公司还在积极布局新产能的投建。公司证券部工作人员告诉财联社记者，目前产能已达到1600万公里/月左右。 高测股份（688556.SH）也表示，目前公司设备订单充足，金刚线及切片代工业务仍处于满产满销状态。 财联社记者致电美畅股份证券部获悉，当前硅料价格下滑有望拉动金刚线需求：“价格下降之后，前期观望的情绪就落定了，所以有些产能会释放出来。之前价格太高了，（需求端）有些想扩但扩不了。” 高测股份在投资者互动中进一步表示，近期硅片及硅料价格都出现下降，同时也逐渐向下游电池和组件传导，电池和组件的价格也呈下降趋势，产业链各环节利润可能开始重新分配，有利于激发下游电站投资需求，带动行业更健康发展，受硅片价格及行业硅片去库存的影响，硅片企业开工率可能暂时性受到一定影响，但考虑本轮价格下降进一步刺激终端需求，而下游需求旺盛会进一步拉动上游各环节产能的释放以及新产能的扩张。 企业以差异化和降本增效应对金刚线价格下降 随着行业产能快速扩张，金刚线价格出现下滑。 岱勒新材公告中透露，随金刚线价格出现下滑。着规模的不断扩大，今年产品价格在2月份进行了一次调整，调降幅度在5%左右，目前主流规格价格大约在36-37元（含税）。 美畅股份证券部工作人员表示，产品价格下降是正常趋势。“企业有降本增效的措施，公司的毛利率水平确实比较高，随着产品的成熟、成本的下降，相应地价格下降，利润水平也会有下降，但是要看能否控制在合理的幅度内。” 从毛利率变动情况来看，龙头美畅股份、岱勒新材、高测股份Q1的毛利率分别为51.91%、33.63%、43.12%，其中岱勒新材和高测股份环比去年Q4分别下滑4.35以及1.1个百分点，而美畅股份则环比提升了1.78个百分点。 除了降本增效，差异化竞争在当下也被业内频频提及。美畅股份公告称，公司会识别不同客户的切割设备、切割习惯，定制化生产匹配度更高的产品，在金刚石粉的形态、排布、密度等方面进行有针对性的调整优化，满足不同客户的切割需求；晶盛机电（300316.SZ）公告中也称，公司在金刚线领域实现了差异化的技术突破，并进入到规模化量产阶段。 “（差异化）主要是线径跟稳定性方面，配合我们自己的切片机使用，在切片的稳定性和良率上会有提升。”财联社记者以投资者身份致电晶盛机电证券部获悉。 “从光伏行业的发展来看，随着下游光伏企业的规模越来越大，其对金刚石线企业的要求重点主要集中在供应规模、切割表现、品质的持续稳定以及产品升级的能力这四个方面，切割表现好、品质好的产品在市面上还是会处于（供应）相对偏紧的状态。”岱勒新材最新调研纪要中如是说。

作为光伏系统“三大件”之一，光伏支架不仅支撑和稳固着系统核心设备，且其性能也直接影响着光伏电站的发电效率及投资收益。 为适应市场需求变化，光伏支架类型不断革新。 01 AI赋能，跟踪必争 众所周知，相较于传统支架，跟踪支架可以将电站发电量提升15%-25%。近年来，为应对产业链、土地价格上涨等因素导致电站成本不断上升的困局，经济性更优的跟踪支架接受度不断提升。 从前不久结束的SNEC展会来看，据北极星不完全统计，至少17家企业同步展出跟踪支架系统产品。其中包括中信博、天合跟踪、国强兴晟、迈贝特、国瑞能等，跟踪产品已然成为企业的重磅拳头产品。 （如有遗漏，欢迎留言补充） 就跟踪支架而言，依托于智能跟踪算法模型，可准确计算出系统最佳倾角，实时规避阵列间阴影，减少因遮挡带来的发电损失。 实现更优发电效果的同时，还兼具监控诊断及数据分析功能，实时远程监控全站设备，出现故障自动识别、自动保护、自动报警，最大程度降低运营维护成本，达成人机互联。 根据CPIA统计，在地面电站装机量大幅增长的影响下，2022年我国跟踪系统市场占比达到了12%这一较高水平。根据中信博企业年报显示，2022年跟踪支架出货量较2021年同比增长43%，出货规模大幅提升。 相关数据显示，2027年美国、中国大陆、西班牙、印度和巴西五大市场将占全球跟踪支架安装总量的70%。未来，随着国内产业链价格的回落以及地面电站建设进程的推进，跟踪支架市占率将进一步提升。 02 场景延伸，柔性渐起 据悉，柔性支架最早出现于“领跑者”项目中，2021年开始陆续出现在各大业主的招标采购名单中。今年SNEC展会柔性支架同样也作为热点产品，备受关注。据不完全统计，有6家企业展出柔性支架，分别是国强兴晟、益兆新能源、爱康金属、新恒源、汇耀品尚能源科技。 （如有遗漏，欢迎留言补充） 随着光伏装机进程的不断推进，电站开发场景也在不断扩大，对支架灵活性提出更高的要求。相较于传统支架产品，柔性支架具有灵活可调、桩基少、跨距大、高净空、占地面积小等天然优势，应用范围更广。对于山地、丘陵等地面起伏的电站以及滩涂、鱼塘、污水厂等水面电站，柔性支架有着重要的意义。 但值得注意的是，随着沙戈荒地区风光大基地建设进程的推进，以及大尺寸规格组件的大规模应用，柔性支架面临风致振动和组件隐裂的痛点难点，需要根据电站实际情况进行科学测算及设计。 03 潜力股——BIPV 建筑行业作为能耗大户，绿色转型势在必行。BIPV技术可将光伏产品与建筑相结合，成为降低建筑能耗、落实减碳行动重要途径之一。据不完全统计，SNEC展会有超12家支架企业展出BIPV产品。 （如有遗漏，欢迎留言补充） BIPV产品应用场景十分丰富，主要包括建筑屋顶、建筑立面、屋顶光伏瓦等。国家及地方曾多次下发文件，要求大力推广光伏发电与建筑一体化应用，部分省份对新建工业厂房屋顶安装光伏的比例做出明确规定，最高甚至高达100%。 而传统彩钢瓦与组件的寿命周期并不匹配，所以设计之初直接采用长达30年左右时间质保的BIPV屋顶更具有经济性。此外，随着一批旧厂房屋顶更换周期的到来，也助推了BIPV市场的进一步拓展。 04 海上新趋势 自2022年山东省首批桩基固定式海上光伏项目竟配，正式打响了全国海上光伏的第一枪。据测算，我国大陆海岸线可安装海上光伏装机规模超70GW，发展空间广阔。目前，我国确权的海上光伏项目主要分布在山东、江苏、浙江、辽宁、广东等地。 海上光照充裕且无遮挡，缓解当下用地紧缺现状的同时，海上光伏还需要解决成本、技术、系统可靠性等问题。就支架而言，防腐蚀技术、抗台设计、抗风浪破坏等问题，成为破局海上光伏的难题。 为攻克海上技术难题，国强兴晟、迈贝特、阳光电源、一道新能等企业先后开展研究与实验。今年5月，全球首个固定式桩基海上光伏实证科研项目——山东威海文登HG32海上光伏实证科研项目顺利离网发电。支架方面，国强兴晟就盐雾腐蚀、高温、高湿和高紫外线特定运行环境下的防盐雾腐蚀能力进行充分的方案论证，通过不同支架方案、桩基方案、防腐方案及现场施工，为后续海上光伏项目的建设提供重要的参考意义。 2月，迈贝特携手中国船舶集团第七二五所开展海上漂浮式光伏系统试验方阵的实海试验，实验内容包括开展漂浮式光伏组件、浮体、系泊、锚固等子系统及功能部件等在海洋环境条件下的腐蚀、老化性能测试。行业困境倒逼企业不断攻坚克难，未来，海上光伏发展难题也将一一破解。

天合光能持续加码一体化产能布局。有行业分析人士对财联社记者表示，持续扩张、保证规模效应是龙头组件厂保持竞争优势的途径。 昨日晚间公告显示，公司计划在四川什邡经济开发区建设年产13GW单晶拉棒及配套项目生产基地，项目总投资约53亿元人民币（其中天合光能出资约43亿元）。这是公司近期披露的第二份位于什邡的投资计划：今年5月，公司计划于当地投建年产25GW单晶拉棒及配套项目，项目总投资约107亿元，其中天合光能出资约87亿元，什邡国有公司出资约20亿元。 两次项目投资累计金额达到160亿元。分析人士称，在上游产品价格已经处于底部的背景下，坚持大手笔重资产投入，也引发关于产能过剩和投资性价比方面的担忧。 在公告中，公司表示单晶拉棒项目将有助于公司借助什邡当地的政策及产业配套优势，进一步优化产业链上游布局，为未来业务增长夯实基础，增强公司综合竞争力，符合公司的长远发展规划和全体股东的利益。 根据PV infolink统计，天合光能组件出货量稳定在行业前三。产品方面，公司持续推动基于先进210技术平台的大尺寸电池组件产品，预计公司在2023年底电池片产能可达75GW，其中N型电池片产能预计达到40GW，组件产能可达95GW。 目前，公司仍有多个在建工程。今年6月30日，公司发布定增方案，募资不超过109亿元，用于淮安年产10GW高效太阳能电池项目、天合光能（东台）年产10GW高效太阳能电池及光伏组件项目以及补充流动资金等。公司称，大尺寸N型电池组件市占率不断提升，为募投项目实施提供了广阔的市场空间。 上述业内人士评价称，相比较于电池-组件实现近八成的一体化程度，天合光能在硅片环节则存在一定产能缺口。根据前期年报披露，天合光能计划在今年底实现拉晶和切片年产能分别达到50GW。 去年6月，公司宣布在青海打造零碳产业园区，产能覆盖到光伏晶硅全产业链和辅材，以此持续加强垂直一体化建设。今年年初，公司完成可转债发行工作，成功募集88.65亿元，用于青海西宁年产35GW型直拉单晶项目及补充流动资金、偿还银行贷款等。 加上近期两项拉棒投资项目，天合光能在硅片-电池-组件环节上一体化程度将会进一步提高。根据披露，项目总建设期为12个月，具体根据协议安排及结合实际情况决定。 光伏一体化已成确定性趋势，天合光能方面称，当前阶段先进产能依然稀缺，淘汰低效率和高成本的老产能，建设高效、低成本的先进产能成为行业发展的重要方向。

积极践行“双碳”目标，推进能源结构转型，全国各省区市新能源竞赛如火如荼。“十四五”期间，仅光伏发电，31省区市的目标新增装机远超400GW。行至“十四五”中期，各省装机进度如何呢？ 从北极星统计信息来看，各省进度不一，有超额完成，有按期推进，也有进度缓慢。 速度派：豫、闽、浙 截至2022年底，“十四五”期间光伏新增装机目标完成进度超70%的有河南、福建以及浙江三省。而这三省的装机主力皆以分布式光伏为主。 河南可谓一马当先。《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》提出，积极推进太阳能高效利用，到2025年新增并网容量1000万千瓦以上。仅“十四五”前两年，河南分布式光伏新增装机已达1134万千瓦。 事实上，河南一直是我国分布式光伏狂飙的“三驾马车”之一，2022年河南更是取代山东成为分布式光伏新增装机“一哥”，除得益于安装模式外，庞大的整县分布式光伏规模也是助力之一。2021年，河南66县被纳入首批整县分布式光伏推进试点，拟建设规模1500万千瓦，覆盖河南近七成县域，其由大型能源企业、金融机构、属地平台公司组成的“1+1+X”建设模式也备受关注。 福建省“十四五”规划光伏新增装机300万千瓦，前两年已完成263万千瓦，完成进度88%。福建省同样重点推进24个县（市、区）的整县分布式光伏试点项目。 浙江省“十四五”能源规划，新增光伏装机1245万千瓦以上，力争达到1500万千瓦，其中分布式光伏645万千瓦。而仅2022年，浙江分布式光伏新增装机便达到660.8万千瓦。 拆分浙江2022年分布式光伏新增装机，工商业分布式光伏占比高达98%。在工业企业用电价提升以及能耗双控等多重因素助推下，经济发达的浙江也成为工商业分布式光伏“领头羊”。 稳健派：鲁、皖、冀等7省 按年平均进度，目前稳步推进目标的则是山东、安徽、河北、江苏、湖北、辽宁、广东七省，光伏装机进度超40%。 这七省中，除湖北、辽宁外，其余省份近两年的光伏新增装机主力皆以分布式光伏为主，特别是江苏、山东、安徽。 安徽2022年分布式光伏新增装机同比增长54%，其中户用光伏占据七成。江苏则是仅次于浙江的第二大工商业光伏大省，2022年分布式光伏新增装机同比增长211%。值得重视的是，借势区位优势，江苏同时发力海上，近期下发海上光伏开发建设实施方案，重点开展43个固定桩基式海上光伏项目场址建设工作，装机容量1265万千瓦。江苏预期到2025年，全省海上光伏累计并网规模力争达到500万千瓦左右；到2027年，建成千万千瓦级海上光伏基地，全省海上光伏累计并网规模达到1000万千瓦左右。 山东仍是全国分布式光伏翘楚，但2022年无论是集中式亦或分布式，新增装机均出现小幅下降，除受上游设备涨价因素外，新能源装机比例大幅跃升带来的电网压力也成为包括山东在内的先发省份亟待破局的痛点之一。 河北、广东则是集中式、分布式双双发力。2022年以来，河北不断规范光伏市场，屋顶分布式定期公开电网接入容量，确保各级主变（配变）接入光伏容量不超过设备额定容量的80%；集中式调整逾期未建成项目。广东2022年集中式、分布式光伏新增装机分别同比增长133%、166%。 湖北、辽宁新增装机以集中式为主。辽宁2022年集中式光伏新增装机同比增长188%。湖北仅2022年已下发四批新能源项目名单，累计规模超11GW，其中光伏8.772GW、风电1.91GW、新能源百万千瓦基地400MW。当然，湖北分布式光伏同样提速，2022年新增装机同比增长263%。 追赶派：黔、甘、宁等 从统计表上也不难看出，至今进度缓慢的省份不在少数。除北京、天津、上海等市外，其余大多是集中式光伏大省。 如四川省“十四五”可再生能源发展规划，至2025年底光伏发电1210万千瓦，新增约1000万千瓦。但2021、2022年，四川光伏新增装机仅18.4万千瓦，距离目标装机相差较远。推进太阳能开发利用，四川省重点推进“三州一市”光伏发电基地建设，“十四五”期间计划建成阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市光伏发电项目各约220万千瓦、440万千瓦、220万千瓦、100万千瓦，其他地区光伏发电项目45万千瓦。与此同时积极开展整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，新建规模37.5万千瓦。 青海对于“十四五”同样野心勃勃。《青海省“十四五”能源发展规划》指出，到2025年光伏发电装机容量达到4580万千瓦。截至2020年底，青海光伏累计装机规模1580万千瓦，这也意味着“十四五”期间，青海光伏新增装机将达3000万千瓦。完成装机目标，近两年青海光伏指标井喷，2021年青海省下发超40GW市场化并网项目，而三批国家级风光大基地，青海省更是争取近40GW。但2012~2022年，青海光伏新增装机仅285万千瓦。 集中式光伏大省装机进展缓慢，一方面受近两年上游光伏设备涨价影响，地面光伏并网不及预期。2021、2022年，集中式光伏新增装机占比接连下滑。 另一方面，大基地逐渐成为地面电站开发的主流形式，并网日期大多集中于“十四五”中后期。 2023年随着上游产业链价格“俯身下冲”，或将刺激终端市场特别是地面电站市场的装机需求。日前，云南消息，截至6月底，云南省新增新能源并网装机达711.65万千瓦，是去年全年新增新能源装机的4.8倍。 待并网大年落地，届时各省“十四五”的光伏装机进度或又将焕颜。

今年以来，光伏行业展会密集，不少厂商抓紧机会，对外秀出“肌肉”。在刚刚结束的第二届中国新能源和节能环保产业博览会上，有近500家行业品牌企业参展，集中展示智慧光伏和储能、节能环保产业先进的技术装备。 此次财联社记者在现场注意到，晶澳科技（002459.SZ）、东方日升（300118.SZ）等组件厂纷纷亮出高功率的光伏组件产品，坚定异质结技术路线的华晟新能源更是展示出计划到2025年，在异质结+钙钛矿+210硅片的多重技术加持下，目标是组件功率可以达到800W+。 此外，捷泰科技、聆达股份（300125.SZ）也展出高效电池片产品，有销售经理对财联社记者表示，近期有不少下游客户对N型电池产品询价，采购意愿都比较强烈，但公司TOPCon产品在下半年预计10月投产，正在加紧推进中。 有厂商提出功率目标800W+ 随着产业链价格逐渐回归理性，光伏市场需求预计持续保持旺盛。晶澳科技产品经理表示，2023年，随着上游产业链价格逐渐回归理性，将极大刺激下游装机需求。根据国家能源局预估，2023年光伏新增装机将超过110GW，预计达110-130GW，光伏累计装机达到490GW左右，光伏也将超越水电跻身全球第二大电源。 在晶澳科技展台，工作人员重点展示了基于DeepBlue4.0系列技术优势的BYCIUM+电池组件，基于N型硅片和钝化接触技术，性能在同类产品中居于领先，首年1%衰减和30年内每年0.4%的线性衰减，保证发电效益。 公司规划出清晰的效率提升路线图，在PERC单晶电池达到效率转换瓶颈后，钝化接触（TOPCon）电池、新型背接触电池都将在今年下半年实现25%以上的转换效率，叠层-钙钛矿硅基电池的电池效率可以达到27%以上，并以每年约1%的速度提升效率。 多位组件产品经理在现场表示，高功率和高效率组件时代已经到来，应用场景也从地面、屋顶等场景延伸到海面。华晟新能源产品经理对财联社记者介绍称，海上光伏组件相比于地面电站组件，有更强的耐腐蚀和耐浸泡的特点。 华晟新能源至今成立虽然仅三年时间，但作为异质结领域的龙头之一，其累计交付异质结产品已经超过1GW。目前，公司异质结产品年产能5.1GW，根据规划，“十四五”期间将实现总产能40GW，推动异质结技术的产业化和市场化应用。 展会期间，华晟新能源展示多款基于异质结技术的高功率组件产品，其中包括喜马拉雅G12双面双玻132半片异质结组件，量产功率最高可达到730W，效率达到25.5%。根据现场展示，规划到2025年，在异质结+钙钛矿+210硅片的多重技术加持下，目标是组件功率可以达到800W+，电池效率28%。 东方日升在展会期间展示出自家“wang牌”产品，即伏曦N型异质结组件，最高功率达到741W，转换效率达到23.89%。公开资料显示，这是目前光伏组件功率的最高记录。 东方日升产品经理在展会上表示，210技术平台的BOS成本优势和N型技术带来的发电量优势，可以大幅度降低电站前期一次性投入和提升后续长期收益，更显著提升IRR和降低LCOE。根据测算，异质结组件的衰减方面更低，30年功率保持率大于90%，带来长久的发电量提升。 N型电池下半年更“卷” 2023年是N型电池集中量产的年份，其中TOPCon有望率先实现商业化大规模量产。今年以来，光伏产业的展会都会集中展示出N型产品，率先投产的TOPCon厂商可以更早享受N型溢价红利。 聆达股份子公司嘉悦新能源在2019年投产PERC电池片项目，并与隆基、晶澳、晶科等一线组件厂达成长期供应合约，预计今年实现N型TOPCon电池片的供应。 在展会现场，公司销售经理对财联社记者表示，目前公司电池片产品以P型为主，位于六安金寨的5GWN型TOPCon电池设备正在调试安装中，预计最快在10月份实现投产，到时会正式对外报价。目前，公司PERC电池叠加SE及碱抛等工艺，转换效率突破23.5%，TOPCon工艺实现高效低成本，效率突破24.5%。 据现场人士介绍，当前电池片采购需求十分旺盛，目前供应上以P型为主，N型产品到四季度有望集中放量，带来渗透率提升。不过，P型电池目前仍然具有较高的性价比，短期内没有调整生产的计划。 捷泰科技是钧达股份（002865.SZ）子公司，其在此次会场中也拿下了核心位置。作为业内较早实现N型TOPCon电池量产的专业化电池厂商，公司展示了多款TOPCon电池产品。据工作人员介绍，今年随着滁州基地二期项目与淮安基地一期项目的逐步建设完工，公司N型TOPCon电池产能将达到31GW。 可以确定的是，TOPCon电池投产在经过短期调整后，即将迎来大规模放量。 根据集邦咨询及业内数据，2022年全球已投产TOPCon电池产能约81GW，截至2023年4月国内电池/一体化组件厂商已投产TOPCon产能119.45GW，在建产能434.7GW，规划产能376GW，当前已投产TOPCon产能约占2023年光伏电池片总产能的24.38%。

7月10日，贵州省能源局发布贵州新能源参与电力市场交易管理办法（征求意见稿），文件指出，参与绿色电力交易的发电企业包括符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业。文件还指出，风电发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以1800小时的120%；光伏发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以1100小时的120%。 原文如下： 具体原文如下： 贵州新能源参与电力市场交易管理办法 （征求意见稿） 第一章 总则 第一条 为深入贯彻落实中国共产党第二十次全国代表大会精神，加快发展方式绿色转型，积极稳妥推进碳达峰碳中和，进一步落实《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）《国家发展改革委 国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》（发改办体改〔2022〕797号）《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）和《国家发展改革委 财政部 国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号）等文件要求，加快推动贵州绿色电力交易工作，结合我省实际，制定本管理办法（以下简称《办法》）。 第二章 市场主体及准入条件 第一节 发电企业 第二条 参与绿色电力交易的发电企业包括符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业。 第三条 新能源企业须符合国家基本建设审批程序并取得或者豁免电力业务许可证（发电类）。 第四条 具备独立分时正反向计量条件，获得市场准入并在贵州电力交易中心完成注册。 第二节 电力用户 第五条 参加绿色电力直接交易的电力用户，需在贵州电力交易中心完成注册。参加绿色电力认购交易的电力用户，需在广州电力交易中心办理登记手续。 第六条 鼓励“数博会”、“生态文明博览会”等场馆积极参加绿色电力交易。 第三节 售电公司 第七条 按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）注册入市的售电企业。 第三章 交易品种及方式 第一节 交易品种 第八条 新能源发电企业参与市场化交易品种分为绿色电力交易、新能源电能量交易。 绿色电力交易含绿色电力直接交易和认购交易。绿色电力直接交易是指电力用户（售电公司）与新能源发电企业依据规则同步开展电能量交易和绿证交易的过程。绿色电力认购交易是指由电网企业代理购电的电力用户与电网企业统一收购的新能源发电企业建立认购关系获得绿色电力的过程。 新能源电能量交易是指绿证已签订售卖合同的新能源发电企业与电力用户（售电公司）依据规则开展的电能量交易。 第二节 交易方式 第九条 绿色电力交易、新能源电能量交易采用双边协商、集中竞价、挂牌、竞拍、认购交易等方式组织开展，并按照年度（含多月）交易为主、月度交易为补充的原则进行。 第十条双边协商交易。新能源发电企业与电力用户（售电公司）之间自主协商交易电量（电力）、电价（绿色电力交易电价分电能量价格和环境溢价），形成交易初步意向，经安全校核通过后形成交易结果。 第十一条 集中竞价交易。新能源发电企业与电力用户（售电公司）之间通过电力交易平台申报电量（电力）、电价（绿色电力交易须含环境溢价），交易中心根据调度机构提供的安全约束条件和市场交易规则进行市场出清，经调度机构安全校核后，确定最终成交对象、成交电量、成交价格等，其中，集中竞价交易成交后，成交双方环境溢价按照当年年度绿色电力交易环境溢价均价确定，成交价减去环境溢价后的部分为绿色电力交易电能量价格。 第十二条挂牌交易。新能源发电企业与电力用户（售电公司）之间通过电力交易平台将需求电量（电力）或可供电量（电力）及价格（绿色电力交易分电能量价格和环境溢价）等信息对外发布要约，由参与交易另一方提出接受该要约申请，经安全校核通过后形成交易结果。 第十三条竞拍交易。新能源发电企业、电力用户（售电公司）需要通过竞拍方式确定电力交易价格、电量和交易方的，可向贵州电力交易中心提交需求，由贵州电力交易中心统一通过电力交易平台组织开展竞拍。竞拍交易结果即作为成交双方签订电力交易合同的依据，任何一方不得单方面违背、撕毁竞拍结果。 第四章 交易组织 第十四条交易上限。风电发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以1800小时的120%；光伏发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以1100小时的120%。 第十五条 交易流程。贵州电力交易中心每年12月组织次年的年度双边协商交易；每月10日前发布当月的相关交易具体时间。交易公告内容包括但不限于：交易品种名称、交易标的、参与市场主体、申报起止时间等。 第十六条新能源发电企业按照发电情况合理测算可参与市场化交易的电量、选择交易品种参与交易。电力用户（售电公司）按需申报市场化交易电量。每月，市场主体在协商一致后，可在交易窗口期根据实际生产经营情况，对月度及月内交易计划进行调整。 第十七条 现阶段，绿色电力认购交易安排在电网企业完成电力用户、发电企业抄表工作以后，统一由广州电力交易中心组织开展。 第五章 价格机制 第十八条 绿色电力交易电能量价格原则上不低于燃煤发电企业电力中长期电能量交易平均价格的90%，超出电能量价格的部分为环境溢价。双边协商交易价格（绿色电力交易电价分电能量价格和环境溢价）由发电企业、电力用户（售电公司）自主协商确定。集中竞价交易、挂牌交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格（绿色电力交易电价分电能量价格和环境溢价）为准。 第十九条 分时电价机制。分时交易平段价格由购售电双方协商确定，峰、谷电价上下浮动比例按照相关规定执行。参与绿色电力交易、新能源电能量交易的电力用户（售电公司）全电量参与分时段交易，批发交易全部带曲线申报。如开展现货交易，则绿色电力交易申报和结算模式另行制定。 第六章 结算及偏差处理 第一节 结算模式 第二十条 绿色电力交易、新能源电能量交易保持电网企业结算模式：根据贵州电力交易中心出具的结算依据，电力用户向电网企业缴纳电能量电费和环境溢价费用；电网企业向相关发电企业支付电能量电费和环境溢价费用；售电公司按照贵州电力交易中心出具的结算依据与电网企业进行结算。 第二十一条 享受国家可再生能源补贴的绿电项目，参与绿色电力交易的溢价收益、补贴等按国家有关规定执行。 第二节 结算顺序 第二十二条 电力用户（售电公司）实际电量，优先结算绿电交易合同计划，再结算新能源电能量交易合同计划，最后结算火电企业交易合同计划。 第三节 结算电量 第二十三条 绿色电力交易根据市场主体实际抄表电量情况作为结算的主要依据。 第二十四条 参与绿色电力交易的市场主体实际分配电量按以下方式确定。 （1）若实际电量小于或等于绿色电力交易合同电量之和，按合同电量所占比例确定每笔合同的实际分配电量；若实际电量大于绿色电力交易合同电量之和，按合同电量确定每笔合同的实际分配电量。售电公司批发侧绿色电力交易实际电量按其零售侧参与绿色电力交易用户的实际电量与绿色电力交易计划取小来汇总。 （2）售电公司应确保其批发和零售市场的绿色电力月度合同电量相等。根据其批发侧可结算的绿色电力电量，按零售用户汇总的绿色电力电量比例来分摊。 第四节 交易结算 第二十五条 每笔绿色电力交易合同结算电量按该笔合同的电力用户（售电公司）的实际分配用电量、发电企业的实际分配上网电量以及双方之间的合同电量三者取小确定。 第二十六条 新能源电能量交易及火电中长期交易，按照中长期交易规则及当年电力中长期交易实施方案明确的规则进行结算。 第二十七条 电力用户（售电公司）完成电量小于绿色电力交易月度总合同电量计划，对其5%（含）以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量按照所有绿色电力交易合同电能量加权综合均价的5%支付偏差考核费用，补偿给相应的发电企业。 第二十八条 电力用户全电量直接参与绿色电力交易时，则结算电量以外的超用电量，按中长期交易规则及当年电力中长期交易实施方案明确的超用电量与火电企业进行结算。电力用户通过售电公司代理全电量参与绿色电力交易时，超用电量由双方协商确定结算价格。 第二十九条 电力用户（售电公司）同时参与绿色电力交易和新能源电能量交易，则先结算绿色电力交易电量，剩余电量再结算新能源电能量交易电量。若还有剩余电量按中长期交易规则及当年电力中长期交易实施方案明确的超用电量与火电企业进行结算。 第三十条 电力用户（售电公司）同时参与绿色电力交易、新能源电能量交易、火电电能量交易，先结算绿色电力交易电量，再结算新能源电能量交易，剩余电量结算火电电能量交易。 第三十一条 电力用户（售电公司）同时参与新能源电能量交易、火电电能量交易，先结算新能源电能量交易电量，剩余电量再结算火电电能量交易。 第三十二条 新能源发电企业因自身原因导致发电量不足绿色电力交易电量，可通过事前签订互保协议，事后进行合同电量转让交易；如转让后仍不能满足，造成电力用户（售电公司）在合同范围内电量需在中长期交易市场结算，中长期市场电能量结算价格与绿色电力交易电能量价格差额形成的差额电费，由发电企业补偿给相应的电力用户（售电公司），差额电费为负时，不做补偿。绿色环境权益偏差，欠发电厂可优先通过购买绿证的方式补充给电力用户，如有其他方式，双方需在交易合同中约定条款执行。 第三十三条 售电公司代理电力用户参与绿色电力交易，如有代理服务费，按照双方约定标准计算有关费用。 第七章 其他 第三十四条 有绿证交易需求的市场主体，可通过广州电力交易中心绿电交易系统等平台购买绿证。 第三十五条 本《办法》由省能源局负责解释。未尽事宜按照年度电力中长期交易实施方案及相关规定执行。 第三十六条 本《办法》发布后，如遇国家和省政策调整及重大市场变化，相关规则相应调整。 第三十七条 本《办法》自印发之日起试行。 点击跳转原文链接： 关于公开征求《贵州新能源参与电力市场交易管理办法（征求意见稿）》意见建议的函

截至2023年6月30日，广西桂冠电力股份有限公司直属及控股公司电厂累计完成发电量147.13 亿千瓦时，同比减少36.04%。其中： 水电113.32 亿千瓦时，同比减少45.75%；火电 21.72 亿千瓦时，同比增 97.45%；风电10.09 亿千瓦时，同比增加3.17%；光伏2.00 亿千瓦时，同比增长472.14%。  2023 年上半年发电量减少的主要原因是：今年上半年，西南地区来水严重偏枯。公司骨干电厂均在红水河流域，1-6月流域来水较多年平均偏枯4成，造成发电量减少。公司位于四川、云南、贵州的 水电站也因来水偏枯的大环境影响，发电量同比有不同程度下降。 现将公司直属及控股公司各电厂2023 年上半年发电量完成情况公告如下：