01 极端热浪席卷欧洲 2025 年夏季的欧洲已成为名副其实的“热气炉”。西班牙局部地区气温飙升至 46 ℃ ，打破了自1965年以来的高温纪录；葡萄牙莫拉地区气温更达到惊人的46.6 ℃ 。 法国则是经历了有史以来最热的六月，气温高达40.9 ℃ ，气象局首次对全国88%的省份发布橙色高温预警。意大利则对21个城市发出最高级别红色警报，整个欧洲大陆笼罩在热浪的炙烤中。 联合国秘书长古特雷斯发出警告，称这种极端高温已成为 “ 新常态” 。气候危机全面升级，不仅威胁民众健康，更重创农业、能源、劳动力市场和供应链，给本就脆弱的全球经济复苏增添障碍。 热浪之下，欧洲能源系统面临严峻考验。7月1日，德国、法国和西班牙的日用电需求比前一周分别增长了6%、9%和14%。在法国，峰值电力需求激增12%，西班牙15%，德国和波兰各5%。 02 光伏发电的双刃剑 高温下的太阳能发电呈现出矛盾景象。一方面，6月欧盟太阳能发电量创下 45.4TWh 的历史新高，较去年同期增长22%。在德国热浪高峰期，太阳能发电量达到50GW以上，占全国电力供应的33%至39%。 另一方面，高温却在削弱光伏板的效率。德国气象局数据显示，当6月多地气温突破40 ℃ 时， 光伏发电效率下降了8%-12% 。同时，空调负荷激增导致电网峰值压力同比上涨35%。 核电站和火电厂在高温下显得更为脆弱。法国18座核电站中，有17座在高温期间面临产量衰退。因河水温度过高，无法用于冷却反应器，核电站被迫减产甚至暂时关闭。 03 电网系统的双重压力 欧洲电网正在承受前所未有的双重压力。一方面，制冷需求激增导致用电峰值不断攀升；另一方面，传统发电方式在高温下效率降低，而光伏发电效率也受到影响。 电价波动成为这一压力的直接体现。7月1日，西班牙日均电价上涨15%，波兰上涨106%，法国上涨108%， 德国电价涨幅高达175% 。在波兰，日前电价差一度逼近500欧元/兆瓦时，最低价与最高价之间差距巨大。 电网基础设施的老化问题在高温下进一步放大。意大利7月1日的停电被怀疑与电缆过热有关。而在今年4月28日，西班牙、葡萄牙及法国南部已发生大规模停电，波及超5000万人口。 04 储能不足的致命短板 面对电力供应的剧烈波动，储能系统的缺失成为欧洲能源系统的致命短板。德国储能系统装机容量仅 12GWh ，仅能满足光伏发电量的3%存储需求。 行业预测显示，若要实现2030年气候中性目标，储能规模需扩张至80GWh以上。然而，德国联邦经济部最新草案显示， 储能补贴预算较原计划削减20% ，引发市场对转型节奏的担忧。 传统发电机组的减少导致电网转动惯量不足，而风电、光伏没有旋转的“大轮子”，导致整个电网的“惯性缓冲力”下降。这种结构性缺陷在极端气候下极易演变为系统性崩溃。 05 四月大停电的警示 今年4月28日的大停电事件已经为欧洲能源系统敲响警钟。西班牙和葡萄牙突发大范围停电，导致交通瘫痪、通信中断，波及逾5000万民众。 在短短5秒钟内，约 15GW的发电能力突然消失 ，相当于当时西班牙全国电力需求的60%。西班牙首相桑切斯在全国讲话中承认，电力系统出现了“剧烈波动”。 这次事故暴露了高比例可再生能源电网的稳定性风险。停电当日，西班牙风电出力骤降85%，光伏因高温和沙尘覆盖导致发电量锐减，而储能容量仅占可再生能源装机量的2%，无法平抑12.3GW的功率波动。 更深层的问题在于电网互联不足。截至2024年底， 西班牙的跨境输电能力仅为7.2% ，远低于欧盟设定的15%跨境互联目标。这种“能源孤岛”状态使西班牙在危机时刻难以获得邻国支援。 06 未来能源系统的出路 面对日益严峻的挑战，欧洲正在探索多种解决方案。 储能配套 被认为是实现电力供需时空平移的关键。德国拥有14GW的电池储能项目和10GW的抽水蓄能系统，在一定程度上弥补了生产和消费高峰之间的缺口。 同时，车网互动（V2G）技术正成为分布式调节能力的新选择。该技术允许电动汽车在不行驶时将存储的电能回馈给电网，相当于在用户端部署小型储能单元。德国《能源工业法》规定，自2024年起，政府采购的轻型商用车必须具备双向充电功能。 在技术选择上，光热发电、压气储能等可同时提供物理转动惯量和旋转备用容量的技术受到关注。这些技术能弥补因淘汰传统火电而减少的电网“惯性缓冲力”。 欧盟正在寻求系统性改革。德国联合九国向欧盟委员会提交提案，呼吁建立 “光伏关键原材料战略储备” ，并放宽对中国光伏产品的贸易限制。同时，德国议会即将审议《可再生能源加速法案》，拟将光伏项目审批权下放至州一级，并设立50亿欧元电网升级专项基金。 西班牙和葡萄牙今年4月的大停电已经证明，当15GW电力在5秒内从系统中消失时，即使最先进的光伏系统也无法避免电网崩溃。德国电价在热浪高峰期飙升175%的残酷现实，揭示了储能配套滞后的代价。 欧洲的能源转型正面临关键转折点。随着德国联合九国推动建立光伏原材料战略储备，并将审议50亿欧元电网升级基金，欧洲大陆的能源未来不仅关乎215GW光伏目标，更决定着全球能否在气候危机中构建一个 既清洁又坚韧的能源系统 。 参考文献： 德国光伏装机突破107.5GW https://m.solarbe.com/21-0-391121-1.html 高温给欧洲电网带来压力，为储能运营商带来利润 https://chuneng.in-en.com/html/chunengy-46483.shtml 歐洲熱浪電價飆漲！核電廠產能衰退，太陽能成救星 https://19fyc00004.iyp.tw/news-detail-3935480.html 欧洲集体停电：能源转型阵痛下的系统脆弱性暴露 https://www.hyqqw.com/article/102055.html 46 ℃！欧洲遭遇“高温休克”，经济动荡与社会裂痕并现……https://news.10jqka.com.cn/20250703/c669376156.shtml 欧洲大停电启示：要特别增加光热发电、压气储能等技术的装机规模_电网_备用_西班牙 https://www.sohu.com/a/891282145_121123906 西班牙葡萄牙大停电，揭开欧洲能源转型软肋-全球新能源网 https://www.xny365.com/huanbao/article-72028.html 大规模断电暴露欧洲电网脆弱性 可再生能源挑战加剧https://military.china.com/news/13004177/20250429/48275635.html

7月14日，浙江诸暨市发展和改革局发布《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》公开征求意见的公告。公告指出，在项目勘察时发现以下情况，屋顶不宜安装光伏系统： ①使用寿命已经超过25年的老旧小区建筑； ②屋面（包括瓦片、瓦片承重结构、屋面平台）已经年久失修，存在结构等安全风险的建筑； ③五年内规划拆迁或已废弃的建筑； ④屋面整体朝阴或周边有大面积遮光影响的建筑； ⑤屋面或周边存在大量热量和腐蚀气体影响的建筑； ⑥生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑； 文件指出，项目投资主体、有关设备制造供应商、运维单位应当严格执行调度运行、网络安全与数据安全等有关管理规定，并网的分布式光伏发电项目应当按照调管关系接受相应平台的远程调控，在紧急状态下，供电公司及其调度机构可依规对相应平台进行远程调控；禁止擅自设置或者预留任何外部控制接口，不得擅自停运或者调整涉网参数。 原文如下： 关于《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》公开征求意见的公告 为加强光伏行业管理，规范行业秩序，有序推进我市居民光伏应用，我局牵头起草了《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》，现公开向社会公众征求意见建议。如有修改意见，请于8月15日前以电话或信函等形式反馈至诸暨市发展和改革局。 单位地址：诸暨市陶朱南路8号 联系人：李志军 联系电话：0575-89097151 附件：1.诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则 （征求意见稿）.docx 2.关于《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》起草情况说明.docx 诸暨市发展和改革局 2025年7月14日 诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则 （征求意见稿） 第一章总则 第一条为加强我市分布式光伏行业管理，规范行业秩序，促进分布式光伏发电高质量发展，根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）、《国家能源局分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）、《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》（浙能源〔2025〕14号）等有关规定，结合我市实际，特制定本细则。 第二条鼓励符合法律规定的各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、自然人作为投资主体，依法依规开发建设和经营分布式光伏发电项目。 第三条分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型，分布式光伏发电项目所依托建筑物及其附属场所应当位于同一用地红线范围内。 自然人户用分布式光伏是指自然人利用自有住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏； 非自然人户用分布式光伏是指非自然人利用居民住宅及庭院、村集体建筑设施等投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏； 一般工商业分布式光伏是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏； 大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体），与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏、总装机容量原则上不超过50兆瓦的分布式光伏。 第四条分布式光伏发电上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。 自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式； 一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式； 大型工商业分布式光伏可选择全部自发自用模式或自发自用余电上网模式参与现货市场。 涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内。全部自发自用的分布式光伏发电项目，应安装逆功率保护装置。 第二章项目备案 第五条工商业分布式光伏发电项目和非自然人户用分布式光伏发电项目实行项目备案管理，按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体。自然人户用分布式光伏发电项目由电网企业集中代理备案。 第六条备案登陆“浙江省投资项目在线审批监管平台”（https://tzxm.zjzwfw.gov.cn/indexzj.jsp）进行备案。 第七条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)。 第八条备案信息主要包括项目名称、投资主体、建设地点、项目类型、建设规模(含交流侧容量和直流侧容量)、上网模式（自发自用/自发自用余电上网/完全上网）等。 第九条项目备案后，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，项目投资主体应当及时告知备案机关，并修改相关信息。 第三章 项目建设 第十条分布式光伏发电项目相关的投资、设计、安装和运维等服务企业应在市场监管部门登记，具有独立法人资格，没有严重不良信誉和违法记录。光伏发电项目的设计、咨询和安装应符合国家相关法律法规和技术标准的要求，相关企业应具备以下资格要求： 1.分布式光伏发电项目设计单位应取得《电力行业（新能源发电）设计资质乙级证书》及以上相关资质证书；400kw以上（含400kw）的分布式光伏发电项目，需由具备资质的光伏系统设计单位负责设计，400kw以下的分布式光伏发电项目由分布式光伏安装企业自行设计； 2.分布式光伏发电项目总承包企业、项目安装企业应取得《建筑业企业资质证书》（电力工程施工总承包资质或机电工程施工总承包资质）、《安全生产许可证》、《承装（修、试）电力设施许可证》等相关资质证书； 3.分布式光伏发电项目运维单位应取得《安全生产许可证》、《承装（修、试）电力设施许可证》等相关资质证书，企业应在绍兴市范围内有固定办公场所和售后服务网点，具有明确的服务流程。 第十一条可申请加装屋顶光伏发电系统的建筑应： 1.参照现行地方标准DB33/T2004（既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则）对既有建筑物的已使用寿命、屋顶类型、结构设计、结构材料和结构耐久性、安装部位的构造及强度等进行检查； 2.对建筑屋顶进行荷载分析和验算，充分考虑防风、防积雪、防雷和安全承载等因素，据此评估房屋结构及承重后的安全性和可靠性； 3.已取得产权证明的房产；未办理房屋产权证明、土地证或宅基地证的，由乡镇政府或街道办事处据实出具房屋物权证明； 4.在项目勘察时发现以下情况，屋顶不宜安装： ①使用寿命已经超过25年的老旧小区建筑； ②屋面（包括瓦片、瓦片承重结构、屋面平台）已经年久失修，存在结构等安全风险的建筑； ③五年内规划拆迁或已废弃的建筑； ④屋面整体朝阴或周边有大面积遮光影响的建筑； ⑤屋面或周边存在大量热量和腐蚀气体影响的建筑； ⑥生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑； 5.分布式光伏发电项目所依托的建筑物应具有合法合规性，严禁依附违章建筑物建设。 第十二条分布式光伏项目建设需符合以下规范： 1.工商业建筑、公共建筑、住宅建筑屋顶为坡屋面结构时，光伏组件应与建筑屋面平行且有机结合，光伏组件安装最高高度与屋面距离不应超过30cm，不得超出屋面外沿，最高点不得高过屋脊； 2.工商业建筑、公共建筑、住宅建筑为平屋面结构时，光伏组件安装最高高度应根据屋顶结构、构架和围护高度等实际情况确定，在保证安全与美观的前提下，最高点与屋面距离小于1.5m，光伏组件下方四周不得进行任何形式的围合，组件下方不得堆放和储藏杂物； 3.当同一建筑中平屋顶与坡屋顶同时存在时，分别按其结构要求执行； 4.工商业建筑、公共建筑、住宅建筑屋顶分布式光伏发电项目的垂直投影不得突破建筑物屋顶范围； 5.工商业建筑、公共建筑、住宅建筑屋顶分布式光伏涉及投墙应征得相邻户同意。 第十三条分布式光伏发电项目安全设施必须与光伏发电主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。项目建设不得影响建筑之间的防火间距和消防疏散，光伏设施安装不应破坏原主体建筑消防安全功能。 第十四条分布式光伏发电项目利用新建建筑物及其附属场所的，鼓励在建筑物规划设计、施工建设等阶段统筹考虑安装需求，一并办理规划许可等手续。鼓励在城市规划、建筑设计和旧建筑改造中整体统筹考虑光伏发电应用。鼓励分布式光伏发电项目投资主体采用建筑光伏一体化的建设模式。 第四章 项目验收 第十五条分布式光伏发电项目由项目投资主体组织项目设计、施工等单位根据相关规定和技术标准开展竣工验收。项目竣工验收后，项目投资主体应当通过原备案渠道向项目备案机关报备项目竣工基本信息。 第十六条分布式光伏发电项目自工程验收合格后，投资主体向供电公司提出并网验收和调试申请，并提供电气设备试验报告、继电保护试验报告与工程验收报告，供电公司对报告进行审核。现场验收阶段，由供电公司依法依规对光伏涉网性能指标等进行监督检查，重点核对现场设备、项目接入方案与项目备案信息的一致性。对于验收及调试不合格的项目，提出书面整改要求，由项目投资主体限期整改，待整改完成、再次验收通过后方可并网。 第十七条各镇乡（街道）、开发委对其备案的项目，结合实际需要制定现场核查计划，组织项目核查，及时清理不具备建设条件的项目。对列入现场核查计划的项目，应当在项目开工后至少开展一次现场核查。列入现场核查计划的项目数量比例，由各单位根据实际确定。 第五章 运营与监管 第十八条分布式光伏发电项目在建设过程中施工企业是责任主体并承担安全生产主体责任；项目在符合本细则要求建成并网并完成移交后，项目单位是项目安全生产的责任主体。分布式光伏发电项目施工企业要建立安全生产责任制度，建立健全施工安全隐患排查治理制度，项目施工过程中加强安全管理，确保项目施工安全。 第十九条分布式光伏发电项目投运后，项目投资主体全面负责项目日常运行维护管理工作，可自行或者委托专业化运维公司等第三方作为运维管理责任单位。在委托运维单位进行运行维护时，应当与运维单位签订安全生产管理协议，明确各自的安全生产管理职责和应当采取的安全措施，并指定安全生产管理人员进行安全检查与协调。 第二十条供电公司与投资主体积极做好建档立卡相关工作，自然人户用分布式光伏发电项目原则上由供电公司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当由项目投资主体负责填报，各责任主体应当在项目建成并网一个月内，依托国家可再生能源发电项目信息管理平台完成建档立卡填报。 第二十一条分布式光伏发电项目以属地管理和行业监管相结合。市发改局作为分布式光伏发电项目行政主管部门承担辖区内分布式光伏发电项目建设协调工作，指导镇乡（街道）、开发委进行备案管理；市电力公司承担分布式光伏发电并网条件的落实或者认定、电网接入与改造升级、调度能力优化等工作，配合开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估及违规建设处置；市建设局依法处理工业企业屋顶分布式光伏项目所在房屋建筑未经消防验收、消防验收不合格擅自投入使用、未经备案或者备案抽查不合格不停止使用等违法行为；市应急管理局依法组织分布式光伏发电相关的生产安全事故调查和应急救援；市场监管局负责对光伏发电相关产品质量监督管理，查处提供不合格产品的生产商、供应商；市综合执法局依法依规对民用建筑项目未按规定开发利用分布式光伏开展行政处罚，对不符合建设要求的光伏发电项目执行拆除程序；市消防救援局按照消防法规定依法查处违规使用明火作业、指使或者强令他人违反消防安全规定冒险作业等违法行为。 第二十二条对违反本细则规定建设的分布式光伏项目，由市综合执法局会同属地镇乡（街道）按相关法规责令整改。确需执行拆除程序的，拆除前由综合执法局函告市发改局、市供电公司，市供电公司根据函告内容对已并网的项目撤销并网。 第二十三条项目投资主体、有关设备制造供应商、运维单位应当严格执行调度运行、网络安全与数据安全等有关管理规定，并网的分布式光伏发电项目应当按照调管关系接受相应平台的远程调控，在紧急状态下，供电公司及其调度机构可依规对相应平台进行远程调控；禁止擅自设置或者预留任何外部控制接口，不得擅自停运或者调整涉网参数。 供电公司定期开展涉网检查工作，对私自改变设备技术特性、未经备案机关同意增加设备容量的，应向用户和相关单位下达限期整改通知书，限期未整改危及电网安全的，予以解列。 第二十四条新建的分布式光伏发电项目应当实现“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分布式光伏发电项目，供电公司、分布式光伏发电项目投资主体应当根据产权分界点，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”，保障分布式光伏发电高效可靠利用和电力系统安全稳定运行。 第二十五条项目投资主体与运维单位应做好项目运行状态监测工作，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，项目投资主体应及时采取项目退役措施。 第六章 附则 第二十六条本细则自发布之日起施行，未尽事项参照《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》执行。如国家、本省、绍兴市出台新的管理规范，与本办法不一致的，按上级相关规定执行。 《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》起草情况说明 一、起草背景 为加强我市分布式光伏行业管理，规范行业秩序，促进分布式光伏发电高质量发展，根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）、《国家能源局分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）、《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》（浙能源〔2025〕14号）等有关规定，结合我市实际，特制定本细则（以下简称《细则》）。 二、主要内容 《细则》主要对分布式光伏项目建设、项目备案、项目验收、项目运营与监督管理等方面做了规范。现简要说明主要内容如下： 1.第一章为总则，主要介绍《细则》起草的背景及相关概念说明； 2.第二章为项目备案，主要备案范围、备案所需材料进一步明确； 3.第三章为项目建设，主要针对光伏企业、申请安装光伏建筑要求、光伏组件建设安装规范等做出明确要求； 4.第四章为项目验收，主要对项目验收主体及项目验收标准进一步明确； 5.第五章为运营与监管，主要对项目的运营监管责任进一步明确； 6.第六章为附则，主要明确了《细则》的实施时间及其他事项。

SMM 7月15日讯： 硅片 价格：市场N型18X硅片价格1元/片；210R型号硅片价格1.15元/片。硅片价格站稳当前报价，市场成交普遍展开，电池厂提货积极，部分厂商表示后续仍有一定涨价动力。 产量：7月国内硅片产量约为50GW左右，部分头部企业中途再度减产，目前硅片价格上涨动力较足，硅片利润有望得到修复。 库存：硅片近期库存出现较明显下降，电池片近一周提货积极性，市场大量成交，硅片库存应声下降。 电池片 价格：高效PERC182电池片（23.2%及以上效率）价格0.26-0.275元/W。受上游硅片行情影响，价格波动。Topcon183N电池片（25%及以上效率）成交在0.23-0.245元/W；Topcon210RN和210N成交在0.24-0.26元/w。目前三个尺寸的最高报价依然维持在0.25/0.265/0.265元/W,带动成交价上浮至0.245/0.26/0.26元/W。HJT30%银包铜（25%及以上效率）近期稳定在0.35-0.36元/W。因市场需求波动和成本管控，价格提升。HJT整体直销较少，一体化厂家自给自足。 产量：7月中企全球排产为53-54gw，月环比下降3%，受部分抢装订单余量支撑，总体减产幅度不大，210RN排产占比提升至TOPCon总量的40%以上。 库存：部分企业为配合报价上涨而缓出库。受此影响，市场整体持续累库。 光伏胶膜 价格 EVA光伏料：EVA光伏料目前价格9500-9750元/吨。POE光伏料成交至11000—14000元/吨。 光伏胶膜：当前胶膜主流420克重透明EVA胶膜价格5.04-5.17元/平米，420克重白色EVA胶膜价格5.54-5.67元/平米，380克重EPE胶膜价格4.94-5.02元/平米，380克重POE胶膜价格6.69-6.84元/平米。 产量：7月EVA光伏料排产环比上涨0.24% ，光伏胶膜排产环比下降1.87% 。 库存：近期部分胶膜企业补货，EVA逐渐去库，部分石化企业转产检修，EVA整体供应逐步收紧。 》查看SMM硅产品报价 》订购查看SMM金属现货历史价格走势 》点击查看SMM金属产业链数据库

7月13日，晋北采煤沉陷区新能源基地光伏场区建设项目EPC工程总承包(第二批)招标公告发布，本项目分为3个标段，预估建设容量为1.72GW。 详情如下： 山西晋北采煤沉陷区新能源基地项目（简称“晋北基地”）是为了贯彻落实党中央、国务院决策部署，加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其配套清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。该项目是国家推进“双碳”目标布局的10个大型风电光伏基地之一，也是山西省“五 大基地 ”建设重点示范项目。在“依托沙漠、戈壁、荒漠地区建设大型风电光伏基地”的国家政策指引下，“晋北采煤沉陷区新能源基地”已由国家发展改革委正式批复。项目总建设规模10000MW。晋能控股晋北能源（山西）有限公司投资建设8000MW，项目分布在大同市区县，包括新荣区、左云县、云冈区、浑源县，其中风光发电6000MW，配套煤电2000MW，统筹配建新型储能。依托拟建设的“大同—怀来—天津北—天津南”1000千伏特高压交流输电通道送往北京、天津等负荷中心消纳，建成后预计每年发电量约270亿千瓦时。 山西晋北采煤沉陷区新能源基地晋北基地光伏发电项目建设总容量为500万千瓦，分布于大同市云冈区、新荣区、左云县共三个区县，项目以区县为单位组织建设，建设模式为工程总承包模式（EPC），其中：云冈区建设容量约170万千瓦、新荣区建设容量约170万千瓦、左云县建设容量约160万千瓦，通过220kV线路汇集至新荣50 0kV汇集站。 招标内容、范围：本招标项目划分为3个标段。本次招标为其中的： 004标段（包）名称：晋北采煤沉陷区新能源基地（新荣）170万千瓦光伏发电项目新荣北59万千瓦光伏场区建设项目（包含集电线路） 005标段（包）名称：晋北采煤沉陷区新能源基地（云冈）170万千瓦光伏发电项目云冈东55万千瓦光伏场区建设项目（包含集电线路） 006标段（包）名称：晋北采煤沉陷区新能源基地（左云）160万千瓦光伏发电项目左云南58万千瓦光伏场区建设项目（包含集电线路） 标段（包）内容范围： 004 标段（包）：预估建设容量为590MW 005 标段（包）：预估建设容量为550MW 006 标段（包）：预估建设容量为580MW 本项目各标段招标内容为：按照国家、行业、本技术规范书相关标准与规范完成光伏场区、35kV集电线路的勘察设计，以及与项目有关的全部设备（甲供设备除外）和材料的采购供应、建筑及安装工程施工、项目管理、试验及检查测试、系统调试、试运行、消缺、培训、验收、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期服务，所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整理提供服务。项目全部手续办理，以及由于政策变动增加的临时手续办理，并承担全部费用；协助光伏场区建设所需土地的征租协调工作，并承担除土地征租费用以外的所有相关费用。 建设地点：山西省大同市新荣区、云冈区、左云县 工期：计划开工日期2025年8月20日，计划竣工日期2026年12月31日。 投标人资格要求 投标人须同时具有以下资质： （1）设计资质：建设行政主管部门颁发的电力行业设计甲级资质或工程设计综合甲级资质。 （2）施工资质：建设行政主管部门颁发的电力工程施工总承包二级及以上资质，有效的安全生产许可证。 （3）勘察资质：工程勘察综合甲级资质。 项目经理具备【机电工程（或建筑工程）一级注册建造师执业资格（须附使用期限内的电子证书，并在个人签名处手写本人签名）】或【注册电气工程师执业资格】，且为本单位在册人员，须提供社保证明（投标截至日期前6个月内任意一次社会保险缴纳证明），且在本招标项目计划工期内不担任其他在建项目的工程总承包项目经理（或施工负责人）、施工项目的项目经理。 项目副经理（施工负责人）须具备【机电工程（或建筑工程）一级注册建造师执业资格（须附使用期限内的电子证书，并在个人签名处手写本人签名）】，建设行政主管部门颁发的安全生产考核合格证书（B证），且为本单位在册人员，须提供社保证明（投标截至日期前6个月内任意一次社会保险缴纳证明），且在本招标项目计划工期内不担任其他在建项目的工程总承包项目经理（或施工负责人）、施工项目的项目经理。 项目副经理（设计负责人）须具备【注册电气工程师执业资格】，且为本单位在册人员，须提供社保证明（投标截至日期前6个月内任意一次社会保险缴纳证明）。 项目经理不可以兼任项目副经理。 投标人业绩要求： （1）投标人近年项目业绩须同时满足： 1）完成1项集中式100MW及以上的光伏工程总承包（或施工）业绩。 2）累计总容量达到500MW的光伏工程设计业绩（其中有1项单项合同容量200MW及以上）。 （2）项目经理近年完成1项集中式100MW及以上的光伏工程总承包业绩。 【注1】近年指合同签订时间在2020年1月1日至投标截止日期间。 【注2】资格业绩证明需要提供的材料： 1）合同扫描件（须至少包含：合同双方盖章页、合同签订日期、承包范围及业绩要求的关键信息等内容）； 2）项目完成（完工）印证材料需提供：至少三方（建设单位、承建单位、监理单位）参与验收的《工程竣工验收报告》【或《工程试运和移交生产验收鉴定书》或《工程竣工验收鉴定书》】。如提供其他工程竣工验收印证材料需满足：①项目名称应一致；②验收容量应为全容量；③必须有明确的竣工日期（或时间）以及验收意见；④至少三方（建设单位、承建单位、监理单位）参与验收。 【设计业绩无须提供】 【提供的证明材料签字盖章满足相应的文本格式要求】 3）至少一张与合同主体双方对应的有效发票【附发票及对应发票的“国家税务总局全国增值税发票查验平台”（或“全国统一规范电子税务局”）查询截图】。 4）业绩合同未明确光伏项目类型为集中式的，须提供业主方加盖公章的证明文件。 【注3】项目装机容量或项目业绩规模以MW为容量单位指项目交流侧装机容量，若以MWp为容量单位指直流侧装机容量，直流侧装机容量应大于等于交流侧装机容量。【例】单项合同容量100MW指项目交流侧装机容量为100MW，如使用直流侧装机容量MWp为单位，其数值应≥100MWp。 投标人不得被市场监督管理机关在“国家企业信用信息公示系统”（.cn）中列入“严重违法失信名单（黑名单）”；投标人在“信用中国”网站不得存有“严重失信记录”。（证明材料具体要求见本招标文件“第七章 投标文件格式”）。 本项目不接受联合体投标。 本项目允许一个投标人同时投多个标段（包），但同一个投标人最多只能中标一个标段（包）。

今年上半年，国内光伏市场经历政策引发抢装潮，1-5月新增装机量达到197.85GW，同比增长约150%。不过，对于仍处于阶段性供需失衡的光伏行业，其对产业链利润支撑有限，晶硅主材企业仍处于普遍亏损中。 近期，中报业绩预告陆续出炉，光伏行业多家企业在预告中提到，产业链各环节产能供需失衡，库存压力导致产品价格下行，影响经营业绩。财联社记者注意到，目前光伏板块上市公司中，通威股份（600438.SH）、TCL中环（002129.SZ）、隆基绿能（601012.SH）、晶澳科技（002459.SZ）等上半年预计亏损金额均超过20亿元。这也是光伏行业营收规模最大的几家企业，其亏损程度基本和规模成反比。 行业“寒冬”延续，但转机亦在显现：已有光伏企业今年前二季度亏损幅度收窄，隆基绿能同比减亏达到24.43亿元到28.43亿元，爱旭股份（600732.SH）则预计在Q2实现单季度盈利；同时，在近期“反内卷”推进中，产业链各环节报价已经出现上涨，下半年进入出清关键节点，价格中枢稳定抬升后，为光伏企业全年业绩指引提供乐观信号。 龙头公司业绩分化但依旧承压 上半年，国内光伏新增装机呈现前高后低的局面，其中5月单月新增装机达92.92GW，同比增长388%，创下历史新高。 与之对应的是，光伏产业链价格也在经历明显波动。2月，受新能源电价政策以及前期产品价格超跌因素影响，光伏产业链价格迎来一波反弹，多晶硅、硅片、电池片、组件等各环节价格均有不同程度回升。 但在二季度之后，因政策节点临近和供货周期影响，终端市场迅速降温。中国有色金属工业协会硅业分会数据显示，6月下旬，n型复投料成交均价降至3.44万元/吨，n型颗粒硅成交均价降至3.35万元/吨。硅片、电池和组件价格变动基本同步。 从最新披露的中报业绩预告金额看，头部企业受限于产能规模较大，亏损幅度较去年同期扩大：通威股份预计上半年净亏损49亿元-52亿元，上年同期净利润为-31.29亿元；其次是TCL中环，预计上半年净亏损40亿元至45亿元，上年同期亏损30.64亿元；晶澳科技预计上半年净亏损25亿元-30亿元，上年同期亏损8.74亿元。 在企业生产经营方面，多家企业一季度改善，TCL中环Q1归母净利润为-19.06亿元，同比下降116.67%，但是环比增长47.9%；通威股份Q1净利润亏损25.93亿元，但是环比增长15.43%；隆基绿能Q1亏损14.36亿元，但是环比增长32.04%。 到二季度，则呈现一定分化，TCL中环预计单季亏损预计20.94亿元-25.94亿元，亏损额较一季度扩大；通威股份Q2预计亏损金额23.07亿元-26.07亿元，环比基本持平。 隆基绿能和晶澳科技在Q2亏损有所收窄，前者亏损金额在9.64亿元-13.64亿元，较上半年同比减亏24.43亿元到28.43亿元，是光伏头部企业中减亏金额最高的企业；晶澳科技Q2净利润亏损8.62亿元-13.62亿元。 价格持续低迷，库存压力显著等因素，是导致头部企业亏损的重要原因。通威股份在业绩预告中称，报告期内，虽国内外光伏新增装机规模持续增长，但行业供需失衡状况仍未显著改善，各环节产品价格持续低迷。 TCL中环则提到，分布式抢装潮后，产业链在5-6月需求逐步降温，叠加产业链各环节产能供需失衡，库存压力等因素影响，产品价格持续下跌，受产品价格下跌及存货减值影响，公司报告期内经营业绩亏损。 二三线企业用减产换减亏 从2023年四季度起，光伏行业进入亏损周期，多家晶硅主材环节企业连续多个季度亏损。 与头部企业承压加剧所不同的是，多家聚焦单一环节的光伏企业亏损幅度开始明显收窄，二线硅片企业更为显著：双良节能（600481.SH）预计上半年归属于上市公司股东的净利润为-5亿元至-6.5亿元。去年同期公司亏损12.57亿元；京运通（601908.SH）预计上半年净亏损1.65亿元到2.25亿元，公司去年同期亏损13.17亿元。 与头部企业形成对应的是，二三线企业呈现出“卖的少亏的少”的局面。京运通在业绩预告中列举了周期冲击影响，其硅片环节利润依然为负。不过，公司同时提到，及时调控产能利用率，加快库存周转，公司新材料业务经营情况同比好转，带动整体经营情况同比大幅改善。 从产能规模看，通威股份早已实现由上游硅料到终端光伏电站的全产业链布局，其高纯晶硅、太阳能电池业务连续多年稳居全球市占率首位，组件出货量也位列全球前五；TCL中环去年硅片出货同比增长10.5%至125.8GW，整体市占率居于行业第一。 有分析人士对财联社记者称，大产能、高库存、高固定成本，是光伏龙头在面临价格下跌时的三项主要压力。尤其在周期下行的调整阶段，在保销售保市场份额，与“卖一片亏一片”的矛盾仍在，侵蚀制造环节利润。 今年4月，亿晶光电（600537.SH）在年报中披露其常州基地5GW PERC电池产能和滁州基地7.5GW TOPCon电池产能已经于2024年底停产。财报显示，公司在一季度归母净利润同比减亏约1.6亿；上半年，公司预计净利润-1.20亿元至-1.60亿元，去年同期公司归属于上市公司股东净利润为亏损4.70亿元。 此前，有企业人士在与财联社记者交流时称，（自律）减产可以避免在市场环境恶劣时过度消耗资源，等待行业回暖时机；同时，减产也有助于推动行业产能出清，减少市场无效供给，促使市场供需关系逐步恢复平衡，进而带动产品价格回升。 此外，技术路线不同带来的溢价差，也是光伏企业改善业绩的重要因素。爱旭股份是目前晶硅主产业链企业中，唯一在Q2实现盈利的企业。公司预计上半年归母净利润亏损1.7亿元-2.8亿元。去年上半年，爱旭股份亏损额为17.45亿元。 结合公司一季度归母净利润亏损3亿元测算，爱旭股份Q2实现归母净利润约为0.2亿至1.3亿元。公司提到，ABC组件产销两旺，通过深耕欧澳日等高价值市场、高价值场景，海外销售占比显著提升，公司整体毛利率持续向好。 下半年进入出清关键节点 随着中报业绩初步揭晓，光伏企业全年业绩表现更受关注。近期，工信部等部委与行业协会推动的“减产”与“创新”政策逐步落地，多家头部企业主动削减开工率或延期新产能投放，光伏产业链上游价格7月以来呈现回暖走势，多晶硅n型复投料和颗粒硅上周涨幅双双超过6%。 多家头部企业表示下半年进一步有望改善经营业绩。在今年4月进行的年度业绩说明会上，隆基绿能董事长钟宝申曾表示，通过深化降本增效，推动经营业绩同比实现减亏，目标到今年三季度回到盈亏平衡线。 晶澳科技在今年5月接受投资者调研时称，中国光伏行业正在进入本轮下行周期的最后阶段，在主管部门、企业、协会相关措施的推动下，整个光伏行业正在加速实现再平衡，到今年第三或第四季度应该能够出现好转。 不过，晶澳科技也同时提到，实质性的出清或者再平衡可能还需要更久的时间。同时行业的发展受到多种因素的影响，如政策的实施效果、市场需求的变化、企业的经营策略调整等，实际的去产能时间可能会有所波动。 需要注意的是，在国内市场经过抢装潮后，下半年市场增量也面对不确定性。虽然从长期视角，全球清洁能源转型趋势不改，光伏作为重要的清洁能源形式，潜力依然巨大。但仅以短期看，国内光伏市场终端需求增速放缓，海外欧洲7、8月进入暑休，多方分析认为需求难以大幅提升。 但业内的共识是，这种需求变化将进一步刺激光伏产能出清，而下半年将是关键节点。硅业分会在分析中提到，在有限的下游需求下，品质差异不大且价格相对较低的产品将优先成交。因此在本轮提价过程中，综合成本较高的企业则处于相对劣势，若长期库存积压且缺乏现金流支撑，将面临停产风险，进而推动多晶硅供应结构重塑。 钧达股份（002865.SZ）在最新业绩预告中提到，随着国家有关部门供给侧改革持续深入，依法治理企业低价无序竞争，推动落后产能有序退出，光伏行业正逐步回归良性发展轨道。经过此轮周期调整，中国光伏产业将从粗放型规模增长的发展阶段，迈向技术创新为核心的高质量发展阶段。 该公司预测，伴随行业技术迭代及落后产能淘汰出清，光伏行业集中度有望进一步提升。公司作为光伏电池龙头企业，受益于技术领先及行业集中度提升，有望实现业绩改善及增长。

今年上半年，国内光伏市场经历政策引发抢装潮，1-5月新增装机量达到197.85GW，同比增长约150%。不过，对于仍处于阶段性供需失衡的光伏行业，其对产业链利润支撑有限，晶硅主材企业仍处于普遍亏损中。 近期，中报业绩预告陆续出炉，光伏行业多家企业在预告中提到，产业链各环节产能供需失衡，库存压力导致产品价格下行，影响经营业绩。财联社记者注意到，目前光伏板块上市公司中，通威股份（600438.SH）、TCL中环（002129.SZ）、隆基绿能（601012.SH）、晶澳科技（002459.SZ）等上半年预计亏损金额均超过20亿元。这也是光伏行业营收规模最大的几家企业，其亏损程度基本和规模成反比。 行业“寒冬”延续，但转机亦在显现：已有光伏企业今年前二季度亏损幅度收窄，隆基绿能同比减亏达到24.43亿元到28.43亿元，爱旭股份（600732.SH）则预计在Q2实现单季度盈利；同时，在近期“反内卷”推进中，产业链各环节报价已经出现上涨，下半年进入出清关键节点，价格中枢稳定抬升后，为光伏企业全年业绩指引提供乐观信号。 龙头公司业绩分化但依旧承压 上半年，国内光伏新增装机呈现前高后低的局面，其中5月单月新增装机达92.92GW，同比增长388%，创下历史新高。 与之对应的是，光伏产业链价格也在经历明显波动。2月，受新能源电价政策以及前期产品价格超跌因素影响，光伏产业链价格迎来一波反弹，多晶硅、硅片、电池片、组件等各环节价格均有不同程度回升。 但在二季度之后，因政策节点临近和供货周期影响，终端市场迅速降温。中国有色金属工业协会硅业分会数据显示，6月下旬，n型复投料成交均价降至3.44万元/吨，n型颗粒硅成交均价降至3.35万元/吨。硅片、电池和组件价格变动基本同步。 从最新披露的中报业绩预告金额看，头部企业受限于产能规模较大，亏损幅度较去年同期扩大：通威股份预计上半年净亏损49亿元-52亿元，上年同期净利润为-31.29亿元；其次是TCL中环，预计上半年净亏损40亿元至45亿元，上年同期亏损30.64亿元；晶澳科技预计上半年净亏损25亿元-30亿元，上年同期亏损8.74亿元。 在企业生产经营方面，多家企业一季度改善，TCL中环Q1归母净利润为-19.06亿元，同比下降116.67%，但是环比增长47.9%；通威股份Q1净利润亏损25.93亿元，但是环比增长15.43%；隆基绿能Q1亏损14.36亿元，但是环比增长32.04%。 到二季度，则呈现一定分化，TCL中环预计单季亏损预计20.94亿元-25.94亿元，亏损额较一季度扩大；通威股份Q2预计亏损金额23.07亿元-26.07亿元，环比基本持平。 隆基绿能和晶澳科技在Q2亏损有所收窄，前者亏损金额在9.64亿元-13.64亿元，较上半年同比减亏24.43亿元到28.43亿元，是光伏头部企业中减亏金额最高的企业；晶澳科技Q2净利润亏损8.62亿元-13.62亿元。 价格持续低迷，库存压力显著等因素，是导致头部企业亏损的重要原因。通威股份在业绩预告中称，报告期内，虽国内外光伏新增装机规模持续增长，但行业供需失衡状况仍未显著改善，各环节产品价格持续低迷。 TCL中环则提到，分布式抢装潮后，产业链在5-6月需求逐步降温，叠加产业链各环节产能供需失衡，库存压力等因素影响，产品价格持续下跌，受产品价格下跌及存货减值影响，公司报告期内经营业绩亏损。 二三线企业用减产换减亏 从2023年四季度起，光伏行业进入亏损周期，多家晶硅主材环节企业连续多个季度亏损。 与头部企业承压加剧所不同的是，多家聚焦单一环节的光伏企业亏损幅度开始明显收窄，二线硅片企业更为显著：双良节能（600481.SH）预计上半年归属于上市公司股东的净利润为-5亿元至-6.5亿元。去年同期公司亏损12.57亿元；京运通（601908.SH）预计上半年净亏损1.65亿元到2.25亿元，公司去年同期亏损13.17亿元。 与头部企业形成对应的是，二三线企业呈现出“卖的少亏的少”的局面。京运通在业绩预告中列举了周期冲击影响，其硅片环节利润依然为负。不过，公司同时提到，及时调控产能利用率，加快库存周转，公司新材料业务经营情况同比好转，带动整体经营情况同比大幅改善。 从产能规模看，通威股份早已实现由上游硅料到终端光伏电站的全产业链布局，其高纯晶硅、太阳能电池业务连续多年稳居全球市占率首位，组件出货量也位列全球前五；TCL中环去年硅片出货同比增长10.5%至125.8GW，整体市占率居于行业第一。 有分析人士对财联社记者称，大产能、高库存、高固定成本，是光伏龙头在面临价格下跌时的三项主要压力。尤其在周期下行的调整阶段，在保销售保市场份额，与“卖一片亏一片”的矛盾仍在，侵蚀制造环节利润。 今年4月，亿晶光电（600537.SH）在年报中披露其常州基地5GW PERC电池产能和滁州基地7.5GW TOPCon电池产能已经于2024年底停产。财报显示，公司在一季度归母净利润同比减亏约1.6亿；上半年，公司预计净利润-1.20亿元至-1.60亿元，去年同期公司归属于上市公司股东净利润为亏损4.70亿元。 此前，有企业人士在与财联社记者交流时称，（自律）减产可以避免在市场环境恶劣时过度消耗资源，等待行业回暖时机；同时，减产也有助于推动行业产能出清，减少市场无效供给，促使市场供需关系逐步恢复平衡，进而带动产品价格回升。 此外，技术路线不同带来的溢价差，也是光伏企业改善业绩的重要因素。爱旭股份是目前晶硅主产业链企业中，唯一在Q2实现盈利的企业。公司预计上半年归母净利润亏损1.7亿元-2.8亿元。去年上半年，爱旭股份亏损额为17.45亿元。 结合公司一季度归母净利润亏损3亿元测算，爱旭股份Q2实现归母净利润约为0.2亿至1.3亿元。公司提到，ABC组件产销两旺，通过深耕欧澳日等高价值市场、高价值场景，海外销售占比显著提升，公司整体毛利率持续向好。 下半年进入出清关键节点 随着中报业绩初步揭晓，光伏企业全年业绩表现更受关注。近期，工信部等部委与行业协会推动的“减产”与“创新”政策逐步落地，多家头部企业主动削减开工率或延期新产能投放，光伏产业链上游价格7月以来呈现回暖走势，多晶硅n型复投料和颗粒硅上周涨幅双双超过6%。 多家头部企业表示下半年进一步有望改善经营业绩。在今年4月进行的年度业绩说明会上，隆基绿能董事长钟宝申曾表示，通过深化降本增效，推动经营业绩同比实现减亏，目标到今年三季度回到盈亏平衡线。 晶澳科技在今年5月接受投资者调研时称，中国光伏行业正在进入本轮下行周期的最后阶段，在主管部门、企业、协会相关措施的推动下，整个光伏行业正在加速实现再平衡，到今年第三或第四季度应该能够出现好转。 不过，晶澳科技也同时提到，实质性的出清或者再平衡可能还需要更久的时间。同时行业的发展受到多种因素的影响，如政策的实施效果、市场需求的变化、企业的经营策略调整等，实际的去产能时间可能会有所波动。 需要注意的是，在国内市场经过抢装潮后，下半年市场增量也面对不确定性。虽然从长期视角，全球清洁能源转型趋势不改，光伏作为重要的清洁能源形式，潜力依然巨大。但仅以短期看，国内光伏市场终端需求增速放缓，海外欧洲7、8月进入暑休，多方分析认为需求难以大幅提升。 但业内的共识是，这种需求变化将进一步刺激光伏产能出清，而下半年将是关键节点。硅业分会在分析中提到，在有限的下游需求下，品质差异不大且价格相对较低的产品将优先成交。因此在本轮提价过程中，综合成本较高的企业则处于相对劣势，若长期库存积压且缺乏现金流支撑，将面临停产风险，进而推动多晶硅供应结构重塑。 钧达股份（002865.SZ）在最新业绩预告中提到，随着国家有关部门供给侧改革持续深入，依法治理企业低价无序竞争，推动落后产能有序退出，光伏行业正逐步回归良性发展轨道。经过此轮周期调整，中国光伏产业将从粗放型规模增长的发展阶段，迈向技术创新为核心的高质量发展阶段。 该公司预测，伴随行业技术迭代及落后产能淘汰出清，光伏行业集中度有望进一步提升。公司作为光伏电池龙头企业，受益于技术领先及行业集中度提升，有望实现业绩改善及增长。

据沙特国际电力和水务公司（ACWA Power）消息，该公司牵头的沙特财团，就七个可再生能源项目与沙特电力采购公司 （SPPC） 签署了购电协议，SPPC全额采购这些项目的产出电力。 这些项目总装机容量15吉瓦（GW），包括太阳能12吉瓦和风能3吉瓦，投资额预计达83亿美元。据沙通社报道，这是全球单期批准的最大装机纪录。 该财团除ACWA外，还包括沙特主权基金（PIF）全资子公司——水电控股公司（Badeel）和沙特阿美旗下的沙特阿美电力公司（SAPCO）。 具体项目包括：Bisha（3吉瓦太阳能，位于阿西尔省）、Humaij（3吉瓦太阳能，位于麦地那省）、Khulis（2吉瓦太阳能，位于麦加省）、Afif 1（2吉瓦太阳能，位于利雅得省）、Afif 2（2吉瓦太阳能，位于利雅得省）、Starah（2吉瓦风能、位于利雅得省）和Shaqra（1吉瓦风能，位于利雅得省）。 这些项目预计在2027年下半年和2028年上半年投入运营。 ACWA Power首席执行官Marco Arcelli表示，该协议是沙特构建弹性、可持续能源体系的重要里程碑，体现了沙特对实现其可再生能源目标的坚定承诺。 该协议是沙特国家可再生能源计划的重要组成部分，由沙特能源部统筹监管。 目前，SPPC已启动总容量43吉瓦的可再生能源发电项目，目前共计10.2吉瓦已并入电网。按计划，2025年底并网容量将达到12.7吉瓦，2026年底将突破20吉瓦。 ACWA Power加码中国可再生能源 在中东地区之外，ACWA Power正在关注包括中国在内的海外市场，以进一步加强其全球足迹。 Marco Arcelli在今年3月份表示，尽管存在对美贸易摩擦担忧，公司仍计划继续拓展在中国的业务。 今年6月，该公司的创始人兼董事长Mohammed Abunayyan在中国天津举行的夏季达沃斯会议上发表讲话，并对中国的可再生能源市场和长期增长前景持乐观态度。他同时表示，中国是ACWA Power全球第二重要的市场，仅次于沙特。 到2030年，ACWA Power计划将其全球资产规模扩展到约2500亿美元。其中，中国组合的规模预计将达300亿至750亿美元。

继此前两度筹划收购三门峡铝业失败后，福达合金（603045.SH）再度出手，而这次收购标的换成了公司实控人之子的公司。值得注意的是，就在公告此次重大资产重组的一个月前，公司实控人的一致行动人刚首次增持公司股份。 福达合金今日发布公告，7月13日，公司与浙江光达电子科技有限公司（简称“光达电子”）股东王中男、温州创达投资合伙企业、温州箴义企业管理合伙企业等签署了《收购意向书》，公司拟以现金方式收购光达电子合计不低于51%股权。本次交易完成后，上市公司实际控制人仍为王达武，不会导致上市公司控制权变更。 公告显示，光达电子实控人王中男系福达合金实控人王达武之子，也是本次交易对手方之一，因此本次交易构成关联交易。本次交易最终价格尚未确定，但公司表示本次交易预计构成重大资产重组，公司将在6个月内披露交易相关的预案或报告书。 财联社记者注意到，公司控股股东、实控人王达武的一致行动人陈松乐于6月9日通过集中竞价交易方式首次增持公司股份，增持完成后，陈松乐及其一致行动人合计持股比例为28.5%。 福达合金表示，本次交易完成后，光达电子将成为上市公司的控股子公司，上市公司将在电接触行业的触头材料、复层触头、触头组件基础上，新增导电银浆业务，进一步丰富电学金属材料产业链，有利于充分发挥双方在银粉制备工艺、少银化研发方向、材料降本等方面的协同效应，形成新的利润增长点。 资料显示，光达电子从事电子浆料产品的研发、生产和销售，产品可广泛用于太阳能光伏、电子元器件等领域。目前产品主要为TOPCon电池银浆，是我国少有的具备全产业链自研自产能力的浆料厂商。光伏银浆主要应用于晶硅太阳能电池片正面电极和背面电极，用于收集和导出硅基太阳能电池产生的电流。 官网显示，福达合金主营低压电器“心脏部件”电接触材料，公司产品配套服务于施耐德、ABB、西门子、艾默生、松下、三菱等全球头部企业。然而，公司经营业绩与其声称的地位似乎并不匹配。 财报显示，自2018年上市以来，福达合金增收不增利，公司营收规模从13.25亿元扩大至38.51亿元，但净利却从2019年的7317.88万元跌至2024年的4563.27万元。 事实上，上市仅三年，福达合金就沦为壳资源。2021年9月，福达合金宣布进行一项“蛇吞象”的借壳重组计划：筹划收购三门峡铝业100%股权，交易作价为155.6亿元，重组方案涉及重大资产置换、发行股份购买资产、股份转让及募集配套资金30亿元等。 但此次并购重组经历了被证监会否决之后、再次推进之后，最终因公司与交易对方未就标的资产估值等方案事宜达成一致而宣告终止。 卖壳失败后，福达合金的盈利愈发困难。2025年Q1，公司实现营业收入10.08亿元，同比增长54.18%；归属于上市公司股东的净利润-512.19万元，同比由盈转亏。截至2025年3月末，福达合金货币资金仅2.23亿元，资产负债率为64.58%。今年一季度，公司经营活动产生的现金流量净额为-1.68亿元。

7月10日，国家能源集团公布3个光伏电站EPC招标项目终止招标，规模达352MW。招标项目终止的原因是受新能源项目全面入市影响所致。 上述3个招标项目的招标时间为今年2月底，项目分布在山东、江苏。