2月10日，新疆新能源研究院有限责任公司木垒30万千瓦光伏项目组串式逆变器采购中标候选人公布，中标候选人第一名北京双杰电气股份有限公司，中标候选人第2名阳光电源股份有限公司，中标候选人第3名熊猫(北京)国际信息技术有限公司。 招标公告显示，项目地点为新疆维吾尔自治区昌吉州。招标项目划分为1个标段，包括但不限于容量为30万千瓦的组串式逆变器(单台组串式逆变器额定功率≥300kw)；光伏方阵通信接口柜(子阵内部通讯采用采用PLC通讯系统:子阵至后台通讯采用子阵数据采集与转发系统，内部包含数据采集器(逆变器厂家必需负责将光伏场区升压箱变所有信号上传至综自后台)；及其附属设备(含MC4插接头、专用工具、备品备件等)供货、相关技术服务、设备质保期5年等内容。 计划供货时间为2025年4月30日前到50%组串式逆变器，2025年5月30日前全部到货(具体发货日期以招标人书面通知为准)。设备交货地点为:新疆新能源研究院有限责任公司木垒30万千瓦光伏项目指定地点车板交货。

2025年2月10日，中广核新能源2025年度光伏组件设备框架集采包件1（二标段、三标段、四标段）中标结果公布，安徽国晟新能源科技有限公司、隆基绿能科技股份有限公司、高景太阳能股份有限公司中标，中标价格在0.695-0.706元/W之间。 根据招标文件，本次招标分2个包件，共计分为7个标段，总规模为10.5GW。 计划交货日期：框架合同的有效期自2025年1月1日至2025年12月31日。双方协商一致的情况下可以延长有效期。投标人的交货进度必须满足招标人进度的要求。设备到货时间及交货地点：项目公司通过电子商城下单。设备到货时间及地点均按订单合同，以项目部书面通知为准。 招标公告显示，本次采购产品具体为主选N型双面615W及以上，备用：1、N型单面；2、N型双面710W及以上（或其他）。 详情如下： 包件1授标原则：投标人必须同时参与包件1五个标段的投标，且相同型号及技术要求的设备在不同标段中，不得出现不相同报价（运费除外），否则将作废标处理。每家投标人最多可中标一个标段，不得兼中。每个标段单独评标，但一家投标单位最多只能中一个标段，不得兼中。当五个标段中N个标段（N≥2）的第一名为同一投标人时，依据项目整体（本包件内所有5个标段）总中标金额最低的原则确定各标段最终中标人。并且同一标段中，综合排名靠前的投标人未在本标段或其他标段中被推荐为第一中标候选人，则排名靠后的投标人不得在本标段中推荐为第一中标候选人。除因上述原则调整第一中标候选人外，其余中标候选人仍按综合排名顺序推荐。 包件2授标原则：投标人必须同时参与包件2两个标段的投标，且相同型号及技术要求的设备在不同标段中，不得出现不相同报价（运费除外），否则将作废标处理。每家投标人最多可中标一个标段，不得兼中。每个标段单独评标，当两个标段综合得分第一名为同一投标人时，依据项目整体（本包件内所有2个标段）中标金额最低的原则确定各标段最终中标人。并且同一标段中，综合排名靠前的投标人未在本标段或其他标段中被推荐为第一中标候选人，则排名靠后的投标人不得在本标段中推荐为第一中标候选人。除因上述原则调整第一中标候选人外，其余中标候选人仍按综合排名顺序推荐。

2月8日，晋北采煤沉陷区新能源基地光伏组件集中采购项目招标公告发布，招标公告显示，项目采购容量6000MW，招标人为晋能控股当北能源(山西)有限公司，项目采购双面双玻182*182-210mm/210mmTOPCon组件，组件转换效率>22.75%。 交货地点为云冈区、新荣区、左云县项目所在地指定施工地点或招标人指定的其他地点；交货期：合同签订之日起至2026年12月31日，按甲方发货通知书要求分批交货。 对于投标人业绩，晋能控股要求，2022年1月1日至2024年12月31日(合同签订日期在此期间)，N型组件的供货业绩累计不少于1000MW。 开标时间为2025-03-04 09:00；开标方式：通过“晋能控股招标采购平台”网上开标。

印度光伏制造商SolexEnergyLimited在古吉拉特邦新建的一条800MW太阳能组件生产线正式投产。 Solex将在其新工厂生产n型矩形电池Tapi-R系列TOPCon组件，功率范围覆盖585W-625W，采用182.2mm×210mm，132片半片规格电池片。该公司称Tapi-R系列组件以印度Tapi河命名，的效率可达23.14%，并适用于沙漠及贫瘠土地等严苛环境。该系列组件双面率约80%，功率温度系数为-0.28%/°C。Solex提供12年产品质保及30年线性功率质保，宣称该系列组件具有最低年度衰减率。 随着800MW产线的投产，Solex组件产能扩大至1.5GW，并计划根据其“2030愿景”进一步扩产至15GW。预计至2025年6月，公司还将新增2.5GW组件产能，使总产能达到4GW。 此外，Solex于2024年10月宣布进军太阳能电池制造领域，计划首期建设2GW产能，并逐步扩展至5GW。

2024年，光伏寒冬之下，新一轮并购重组大幕拉开。在此，地方国企动作频频，据北极星统计，2024年以来，已有7家光伏制造上市企业“易主”地方国资。 继续追溯收购个案，可以发现的是，国企“接盘”动机略有不同。其中，紧追能源转型大势，优化产业结构布局的不在少数。 如厦门国资“三剑客”之一的建发集团，表现最为活跃。2024年12月，建发旗下子公司常熟光晟接手了破产重组的ST中利，后者旗下腾辉光伏组件出货量曾位于全球前十。仅半个月后，建发集团再度出手，托管老牌组件巨头尚德电力。接连将两家组件企业收入麾下，让市场不禁猜测，在早已入局下游电站开发的建发集团统筹规划下，中利和尚德是否会“携手”开拓出新的发展局面。 当然，资本市场收购之路也并非全是坦途。在科林电气控股权争夺中，山东青岛国资旗下的海信网能为取得控制权，与石家庄国有资本投资运营集团展开了长达半年的激烈较量。科林电气深耕新能源领域14年，业务从最初的光伏逆变器，逐步拓展至光储充等多个领域。对转型中的海信来说，拿下科林电气控制权，无疑是切入新能源领域的捷径。 同样谋求转型，跨省、跨界收购的，还有唐控发展集团及宁波富达。作为唐山国资旗下企业，唐控发展集团通过跨省收购风范股份切入输电与光伏制造领域，助力“钢铁之城”唐山实现产业转型。完成收购后，风范股份动作不断，不仅在柬埔寨设立子公司，迅速拓展海外硅片市场。今年初，风范股份与柬埔寨SOLARLONG完成债务重组，盘活超4200万美元的超期货款。 而宁波城投集团下属公司宁波富达则计划收购晶鑫材料，在原有商业地产和水泥建材两大主营业务基础上，跨界进军光伏银粉材料领域，实现产业转型突破。 无可否认，包括地方国企，各方势力的蜂拥而至，合力铸就了光伏产能“大跃进”。而供需严重失衡之下，产能出清，最终由国资埋单的也比比皆是。 如2022年，麦迪科技易主绵阳安州国资旗下安投集团全资公司皓祥控股，旋即斥资18.62亿元收购炘皓新能源进军光伏，并规划9GW电池项目。然而，市场变幻莫测，光伏业务持续亏损，无奈之下，麦迪科技将相关资产抛售给绵阳市安建投资，重回医疗主业。 正业科技也面临同样的困境。在实控人变更为景德镇市国资委后，正业科技开始跨界光伏，并规划建设5GW光伏组件以及8GW电池片等项目。然而两年过去，光伏业务不见起色，正业科技经营状况愈发艰难，巨大的压力之下，不得不终止光伏项目，将两家光伏子公司资产打包卖给景德镇国资委旗下合盛投资，结束跨界光伏征程。 河南省国资委旗下平煤神马集团的下属企业易成新能，围绕新能源、新材料进行产业布局，业务涵盖高效单晶硅电池片、光伏电站的投资建设运营等多个领域。但在光伏行业的寒冬中，易成新能的电池片业务陷入亏损，经营压力剧增。2024年8月，易成新能将平煤隆基80.20%的股权出售给中国平煤神马，剥离了电池片业务。 事实上，正如央企军团，作为终端电站市场开发主体，或抢抓光伏风口、或出于保供，地方国企早已挺进光伏制造。 早在2021年，珠海国资就通过珠海港拿下秀强股份25.009%的股份，成为其实际控制人；浙能集团也2023年2月通过股权收购，成为中来股份的实控人。 近两年，随着N型技术加速迭代，地方国资更是亲自下场布局高效技术。如舟山市国企舟山海洋综合开发投资有限公司携手华润电力等共同出资成立润海新能源，专注异质结高效电池技术。2023年初，珠海富鸿聚能联合春华资本、格力集团以及斗门区国资共同投资设立鸿钧新能，其投建的7.2GW异质结电池片、5GW组件项目作为珠海市重点项目，被列入广东省2024年重点建设清单。此外，上海电气集团成立上海电气集团恒羲光伏科技（南通）有限公司，规划20GW异质结、钙钛矿叠层电池及组件产能。2024年4月，恒羲光伏首批先行者2.0系列组件发货，三个月后，首片异质结光伏电池下线制造端，同年12月N型组件首件下线。 值得关注的是，光伏行业洗牌仍在加剧，地方国资出手为困境中的企业提供生机，不过也有市场人士指出，这种“接盘”行动让产能出清之路变得更加困难。当下，如何引导行业渡过寒冬，回归正轨，已成为行业亟待解决的首要课题。

2月8日，云南华电2025年度光伏EPC总承包框架招标公告发布，招标公告显示，规模1500MW，招标采购项目地址云南省内各光伏项目现场。项目工期为2025年3月1日至2026年2月28日。 招标项目划分为1个标段，具体为: 云南华电2025年度光伏EPC总承包框架招标项目，包括但不限于除监理项目等由发包人负责的范围外的，本招标项目建设范围内的项目管理、部分前期工作、可研以后的勘察设计（不含送出工程、储能工程）、设备材料采购、建筑安装施工、甲采乙签项目管理、调试、试验、验收、生产准备等一揽子工作，并配合发包人开展整个电站的建设协调工作。 投标人资格要求 1.投标人为中华人民共和国境内合法注册的独立法人或其他组织，具有承担民事责任能力，具有订立合同的权利； 2.投标人没有处于被责令停产、停业或进入破产程序的状态，资产未被重组、未被接管、未被冻结，营业执照未被吊销； 3.投标人没有处于行政主管部门或中国华电集团有限公司相关文件确认的禁止投标的处罚期内； 4.与招标人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织或者个人，不得参加投标。单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标； 5.投标人不得被市场监督管理机关在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单（在评标期间尚未解除的）； 6.投标人在评标期间不得被“信用中国”网站（.cn/xinyongfuwu/?navPage=4）列入“严重失信主体名单”（在评标期间尚未解除的）。 7.投标人不得存在下列情形之一： 1）为招标项目前期工作提供咨询服务的（但公开已经完成的项目建议书、可行性研究报告、初步设计文件的项目除外）； 2）为本招标项目的监理人； 3）为本招标项目的代建人； 4）为本招标项目的招标代理机构； 5）与本招标项目的监理人、代建人或招标代理机构同为一个法定代表人或存在控股或参股关系； 8.投标人应具有电力工程施工总承包二级以上资质或电力行业（新能源发电）专业设计乙级及以上资质。 9.投标人为建设施工单位的，应具有建设行政主管部门核发的安全生产许可证且在有效期内。 10.业绩要求：投标人自2020年1月1日至投标截止日（以投运时间为准），应具有至少1项单体项目50MW及以上光伏EPC总承包工程投运业绩，且具有至少1项220kV及以上电压等级的升压站EPC总承包（或PC施工总承包）投运业绩。所有投标业绩均应提供以下有效的相关证明性材料： （1）合同主要信息扫描件：合同封面（或合同首页）、合同范围页或清单页或主要技术要求（参数）页、签字盖章页等能证明业绩真实性的相关内容。 （2）业主单位盖章的投运证明性材料扫描件：投运证明，或移交生产交接书，或安全稳定性运行证明，或质量验收报告，或其他能证明已投运的材料。 11.本工程不接受联合体投标。 开标时间为2025-03-03 09:00。

国家发展改革委、国家能源局发布《深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》。 其中提出，推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。 国家发展改革委 国家能源局关于 深化新能源上网电价市场化改革 促进 新能源高质量发展的通知 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司： 为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，现就深化新能源上网电价市场化改革有关事项通知如下。 一、总体思路 按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。 二、推动新能源上网电价全面由市场形成 （一）推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。 参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。 （二）完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。 （三）健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。 三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 （四）建立新能源可持续发展价格结算机制。 新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。 （五）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。 2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。（2）机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。 （六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。 （七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。 四、保障措施 （八）加强组织落实。各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析，充分听取有关方面意见，周密组织落实，主动协调解决实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切，凝聚改革共识。国家能源局派出机构会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电网企业做好结算和合同签订等相关工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。 （九）强化政策协同。强化规划协同，各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。 （十）做好跟踪评估。各地要密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。国家结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，不断完善可再生能源消纳责任权重制度，适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。 各地要在2025年底前出台并实施具体方案，实施过程中遇有问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告，国家将加强指导。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。 国家发展改革委 国 家 能 源 局 2025年1月27日

1月30日，特斯拉发布了2024年全年财报，其储能业务迎来高光时刻，2024年的电动汽车交付量达到178.92万辆，全年储能装机业绩达到31.353GWh，均创下历史新高。 但与储能业务相比，特斯拉在2024年财报中却没有公布其光伏屋顶安装数据，在2024年以前，特斯拉每年财报都会公布其光伏屋顶安装规模。 因此，在之后的财报电话会上，就有人提问：“特斯拉是否已经放弃了太阳能屋顶产品的推广？” 对此，特斯拉一位高管回应，太阳能屋顶是住宅产品组合的核心部分，尽管它是高端产品，但仍吸引了很多客户的兴趣。为了使特斯拉太阳能屋顶产品更易于安装和分销，我们进行了多次产品迭代，并减少了SKU数量。最近，我们不再专注于直接安装，而是通过全国认证安装商网络来实现增长，此外，特斯拉还在与屋顶行业合作以实现太阳能屋顶业务的增长。 随后，马斯克补充回复时表示，如果在一个仍有20年寿命的房子上安装特斯拉太阳能屋顶，是不具备经济性的。但当你需要更换新屋顶或者建造新房子的时候，特斯拉太阳能屋顶无疑是最好的选择。就像Model S或Model X一样，太阳能屋顶属于高端产品。我认为它看起来非常酷，因为你的房子还能发电。如果将其与特斯拉Powerwall电池结合使用，你甚至可以做到自给自足。即使电网断电，甚至断电几天，你的房子仍然可以正常运行，而且屋顶看起来也非常棒。因此，我建议任何有能力的人都应该考虑安装特斯拉太阳能屋顶和Powerwall电池。

2月7日，中国人民政治协商会议云南省委员会公开一份关于光伏回收的提案，详情如下： 关于加快培育光伏废弃物回收利用产业的提案 光伏发电作为绿色清洁能源，近年来进入跃升发展期，新增装机容量巨大，成为绿色清洁能源主力军，是构建清洁能源体系的重要内容之一。截至2023年11月末，我国光伏发电装机容量5.57亿千瓦，其中：2022年，全国新增装机容量8741万千瓦，2023年1-11月，新增装机1.64亿千瓦，多年居全球首位。与此同时，光伏发电制造端：多晶硅、硅片、电池片、组件产量分别达到85.7万吨、371.3吉瓦、330.6吉瓦、294.7吉瓦，也多年居全球首位。我国光伏装机容量全球第一，最早投产运行电站的运行时间已接近25年的设计年限，未来将逐步面临退役或升级改造，将出现光伏组件废弃物逐年增加的情况。据研究测算，到2030年，我国光伏组件废弃量将达到1800万千瓦左右，约140万吨废弃物，回收利用产值约130亿元，到2040年，组件废弃量将达到25300万千瓦，约2000万吨，回收利用产值规模约1500亿元。千亿产业规模将推动形成光伏回收市场的产业链（上游回收、中游拆解处置、下游梯次利用及再利用），光伏产业经济将向循环、可持续发展延伸。 我省锚定“3815”战略目标，加快以光伏发电为主的新能源开发建设，2023年，全省新能源装机容量达到3444万千瓦，年内新增并网投产超2000万千瓦，其中：集中式光伏发电新增装机容量约1400万千瓦，装机容量超1900万千瓦，成为仅次于水电的第二大电源。硅光伏全产业链完成布局并加快建设，目前单晶硅棒产能216吉瓦、单晶硅片产能139吉瓦，电池片产能35.5吉瓦，组件产能13.5吉瓦，以硅光伏、新能源电池为代表的电子行业快速发展成为第四大支柱产业。 伴随着硅光伏产业和光伏发电站的建成运行，环境风险开始显现。2023年12月22日，央视《焦点访谈》以“废旧光伏组件流向何方”为题，对废弃光伏组件回收处理引发的污染问题进行了报道。此外，对光伏材料生产过程中不同环节的污染也进行了报道。我省于2010年建成投产了第一个光伏发电站，至今已运行了13年。现已投产运行电站约240个，根据电站调研情况，每年损坏组件占比0.1%—0.4%不等。有的电站更换淘汰的废旧组件集中存放到库房，暂未进行处置。有的电站要求原设备提供商进行回收。但材料回收或循环再利用存在较大困难，困难主要表现为：一是玻璃回收的“低价值”。与光伏玻璃相比，回收玻璃为低价值产品，无经济收益。二是有色金属（如银、铜等）回收的“低回收量”和“低价值”。三是硅、塑料以丢弃方式进行处置，加大了环境污染的风险。 光伏材料循环利用是一个回避不开的问题。预测2030年以后，我省光伏废弃物回收处置将进入废弃量总量稳定增长期，回收利用产业必须进入一个快速发展期，应提前研究，加快产业链布局。 为此，建议： 一、强化科技创新和模式培育。推动废弃物循环利用技术研发，开展高值利用等重点难点技术攻关，推动先进工艺技术应用，将退役光伏设备循环利用技术研发纳入省级重点研发计划相关重点专项；对光伏产业重点地区，特别是光伏产业“1+4+4”的重点州市，建设光伏设备循环利用产业聚集区，探索区域协同回收利用模式。 二、建立公共平台，及时公开信息，做到光伏回收管理的数据可溯源。建立硅光伏产业链、供应链的信息化管理平台，实现产品制造、运输、仓储、使用、老化和退役、循环再利用的监测，开展全生命周期管理，促进光伏材料制造、发电、回收利用产业的深度融合与高质量发展。 三、培育废弃物回收龙头企业。探索光伏回收的生产者责任延伸制度，由光伏组件生产企业通过自主回收、联合回收或委托回收等模式，直接处置或由专业企业处置利用。引入或培育回收龙头企业，落实产品回收处理责任，通过企业依法缴纳相关基金，对企业予以补贴等方式实现产业可持续发展。 四、加强对退役光伏设备循环利用项目的资金支持，依法落实相关税收优惠政策。用好绿色金融政策，探索建立废弃光伏产品处理基金，丰富绿色金融产品和服务。制定支持性政策和机制，引导金融机构提供资金支持，为符合条件的退役光伏设备循环利用类项目提供融资便利。培育专业化回收处理人才和企业，做强做大光伏废弃物回收利用这一潜力巨大、前景良好的新型环境保护产业。

2月6日，日本夏普电子（Sharp Electronics）对外宣布，由于欧洲光伏市场的挑战性环境，公司决定在2025年3月31日正式退出欧洲光伏市场，关闭其欧洲太阳能企业（Sharp Energy Solutions -SESE），结束长达30年的业务运营。在此之前，公司光伏业务部门将继续负责公司光伏组件和相关产品的现有项目、订单以及最终交付工作。 据悉，SESE公司主要负责欧洲市场的太阳能项目开发、订单执行以及产品供应，涉及住宅、商业和工业太阳能解决方案。其业务历史可追溯至20世纪90年代，是夏普早期拓展可再生能源领域的重要举措。 夏普电子称，自2025年4月1日起，公司将继续提供客户服务。所有产品和功率输出保证在保证期内继续有效，并由Sharp Electronics GmbH管理和支持。此外，此次退出不会影响夏普在欧洲的其他业务，也不会影响其全球太阳能业务。