7月2日，全国新能源消纳监测预警中心发布2025年5月全国新能源并网消纳情况，5月，全国光伏发电利用率为94.2%、风电93.2%。 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2025年5月各省级区域新能源并网消纳情况公布如下。

经历抢装潮短期提振后，光伏玻璃再次进入价格下行区间，头部企业或将发起新一轮联合减产以稳定市场价格。财联社记者从业内人士获悉，由于目前需求低迷及持续亏损情况下，部分光伏玻璃企业采取减产或者冷修工作，整体产能呈现下降趋势。 多家光伏玻璃生产企业人士对财联社记者表示，尚不能确定具体减产比例安排。福莱特（601865.SH）证券部工作人员称，目前公司生产经营正常。每家企业生产经营情况不同，去年下半年起已经开始对一些老旧窑炉进行检修，会持续调整公司在生产端的情况。 据市场消息称，多数玻璃企业计划7月开始减产改善供应端，减产规模预计将达到30％。不过，也有企业人士对财联社记者称，当前产能持续出清趋势不变，但量值难以达到30%水平，预计在15%～20%之间。 价格回落后或将发起新一轮减产保价 今年以来，光伏玻璃价格经过一轮显著的波动。旗滨集团（601636.SH）工作人员称，在产光伏玻璃窑炉都在正常运行。今年3到5月玻璃的价格都处于不错的水平，6月份以后因为抢装结束后需求减少，供给端也没有太明显的检修和减产，导致价格下滑比较多。 有企业人士称，光伏玻璃此轮价格波动，主要因抢装潮后下游组件厂减产后需求骤降导致，目前库存整体处于较高水平。光伏玻璃正常库存周期通常为两周左右，但目前行业库存天数达31～32天，处于明显高位水平。 根据SMM消息，预计7月国内光伏玻璃产量虽然生产天数增加，但减产规模的扩大使玻璃产量将出现今年春节之后的首次下降，预估7月玻璃供应量将减少至45GW左右。 该分析同时强调，供应端其实6月已经开始进行减产操作，统计6月国内共有3850吨/天产能开始放水或焖炉，此外新增3020吨/天产能堵口，近日国内再度新增一座650吨/天窑炉减产，供应量下降速度较快。 不过，对于具体减产比例，多家企业未作正式回应，因此实际减产情况还需观望。 光伏玻璃困境何时好转 值得一提的是，去年9月，有消息称头部光伏玻璃企业也曾发起过一轮较明显的联合减产行动。据当时消息，十大光伏玻璃生产厂商召开紧急会议，并达成一致协议，决定实施封炉减产计划，减产幅度同样为30%。 不过，由于光伏玻璃存在较明显的规模成本效益，虽然通过减产后能实现一定的价格回暖，但在减产过程中，也会导致生产成本有一定增加，因此不能将产品价格与利润直接挂钩，利润转正的预期不明。 信义光能（00968.HK）和福莱特两家合计市占比超过50%。业绩方面，2024年，信义光能净利润为10.1亿元，同比下降73.8%；福莱特净利润10.07亿元，同比下降63.52%。福莱特在当年财报中表示，近几年由于光伏行业各环节非理性扩张，产能激增，叠加需求增速放缓，使供应远超市场消化能力，导致市场供需失衡，价格不断下挫，从而使得行业内企业利润被严重压缩，多数企业面临亏损，行业发展遭遇严峻挑战。 光伏玻璃是光伏组件的重要辅材，也是产能供需错配更明显的环节。福莱特进一步表示，去年在出台的供给侧改革举措中，涵盖了“去产能”“限价格”“产量配额”等，行业展开了一场前所未有的自救，开始推动冗余产能出清及限制新增产能释放，逐步改善供给格局，持续缓解前期大幅扩产对产能过剩的压力。 但需要注意的是，虽然目前产能去化符合预期，但是供需关系并未实现彻底扭转，且由于终端装机预期降低，需求支撑不足等因素，业内预计光伏玻璃价格仍然以低位震荡运行为主。 从目前的产能规模看，预计2025-2026年行业竞争仍将激烈，2027年将迎来检修潮。

SMM 7月1日讯：据6月30日最新消息，SMM了解到近日光伏玻璃企业聚集讨论当前供需矛盾，目前玻璃“内卷式”竞争带来的伤害逐渐增大，在需求减弱的背景下，供应端过剩量日益增多，为避免企业之间竞争加剧使得市场恶性循环， 多数玻璃企业计划7月开始减产改善供应端，减产规模预计将达到30％。 而实际上，早在刚刚过去的6月份，光伏玻璃供应端便已经出现减产动作 ，SMM统计6月国内共有3850吨/天产能开始放水或焖炉，此外新增3020吨/天产能堵口，近日国内再度新增一座650吨/天窑炉减产，供应量下降速度较快。对于出现此情况的原因，SMM认为主要是受需求萎靡拖累， 据SMM了解，近几个月来，国内组件产量接连下降，需求快速走弱，但玻璃供应端受前期点火新增窑炉的影响反而开始上升，导致国内光伏玻璃市场出现供需错配的情况，玻璃企业库存开始上升。 据SMM了解，部分玻璃企业库存接近45天，临近爆仓。在库存的压力影响下，玻璃价格开始下跌，且连续跌至成本线下，这也是为本轮光伏玻璃企业减产的初始原因。 光伏玻璃价格方面，截至7月1日，3.2mm单层镀膜现货报价维持在18~19元/平方米，均价报18.5元/平方米，较4月2日的23元/平方米下跌4.5元/平方米，跌幅达19.57%；2.0mm单层镀膜方面，截至7月1日，其现货报价维持在10.5~11.2元/平方米，均价报10.85元/平方米，较4月3日14元/平方米的阶段高价下跌3.15元/平方米，跌幅达22.5%。 》点击查看SMM光伏产品现货报价 2024以来光伏玻璃价格下跌明显 多家龙头企业下调产量 且值得一提的是，自2024年以来国内光伏玻璃价格下滑明显，加之全球光伏装机量增速放缓，国内多家光伏玻璃巨头在2024年的业绩表现并不尽如人意。以全球光伏巨头信义光能为例，据其2024年年报数据显示，信义光能2024年全年收益为人民币219.214亿元，同比降9.3%；公司权益持有人应占净利润为10.082亿元，同比降73.8%；每股基本盈利为0.1127元，同比降73.9%。对于其净利润下滑的原因，主要是因太阳能玻璃业务的毛利大幅减少，尽管销售量有所增长，但由于市场竞争激烈和供需失衡，平均售价显著下跌。 据SMM历史价格显示，2.0mm单层镀膜2023年的现货均价报18.31元/平方米，但是2024年该价格却下降至14.96元/平方米，同比下跌3.35元/平方米，跌幅达18.3%。 为应对市场变化，信义光能不断加强风险管理及成本控制的各项措施，调整存货水平，致力维持产销平衡。同时，本集团迅速调整其太阳能玻璃产能 。2024年，信义光能实际投产的新生产线数量由原计划的六条线（日熔量6,400吨）减少至四条线（日熔量4,400吨）。此外，在产产能亦由截至2024年6月30日的27,000吨/日减少至截至2024年12月31日的23,200吨/日。 这些调整使本集团能够重新分配资源，发挥技术及成本优势，增强整体竞争力，有效应对市场波动。 而福莱特作为全球领先的光伏玻璃供应商，其在2024年的业绩表现也同样受到了光伏玻璃价格的拖累，据公告显示，福莱特2024年营收186.83亿元，同比下降13.2%；净利润为10.07亿元，同比下降63.52%。公司表示，2024年营收下降主要是因下半年光伏玻璃销售价格下降所致。据悉，光伏玻璃在福莱特的整体营收中占比超过90%，2024年营收同比下降14.54%，毛利率减少6.81个百分点。 且为应对光伏玻璃行业供需失衡的情况，优化产能结构，福莱特也在2024年选择将部分窑炉进入冷修阶段，截至2024年12月31日，福莱特在产总产能为19400吨/天，安徽项目和南通项目将根据市场情况陆续点火运营。 而前段时间，福莱特又发布了其2025年一季度业绩报告，报告期实现营业收入40.79亿元，同比下降28.76%；归属上市公司股东的净利润1.06亿元，同比下降86.03%。不过虽然公司整体业绩依旧同比下降，但毛利率得以大幅增长，一季度毛利率达11.72%，环比增加8.84%。 国开证券表示，受益国内抢装影响，3月光伏玻璃价格提升，叠加公司成本控制持续优化，虽然后续抢装陆续结束，但天然气价格进入下行阶段，2025年二季度公司盈利能力有望提升。 据SMM调研显示，2025年春节过后，终端需求受“430”“531”政策带动，组件排产尤其是分布式光伏组件排产快速上升，排产量接近60GW，而玻璃供应由于前期堵口冷修窑炉的影响导致下降，光伏玻璃去库速度加快导致其价格快速走高，2.0mm单层镀膜在年后最高涨至14元/平方米，较年底的12元/平方米上涨明显。 不过进入3~4月份，随着玻璃行情转好，前期多数建成未投窑炉开始集中点火，前期堵口窑炉开始大量放产，虽整体供应仍较为紧缺，但后续价格隐患开始逐渐显露，同时组件价格自4月开始小幅下降，需求支撑已显不足，因此4月整体玻璃价格涨势逐步放缓，随着5月以来组件排产持续下降，抢装带来的需求也开始回落，组件价格开始进入下行通道，在此影响下，玻璃价格受到压制较多，玻璃价格连续多次下落，当前玻璃成交价已经跌破企业成本线。 据SMM此前了解，光伏玻璃企业原定的减产规模仅在10%左右，但考虑到此减产规模尚不能解决供需之间矛盾，故在原有基础上，头部企业计划增大减产量，预计使得本轮减产规模达到30％。 且考虑到目前光伏玻璃行业亏损压力增大，在供应端减产的影响下，SMM预计玻璃价格后续再度下跌的空间有限。展望后市，据SMM调研，近期部分玻璃企业已开始规划后续放水节奏，7月国内光伏玻璃产量方面，SMM认为，虽然7月生产天数的增加，但减产规模的扩大或将使玻璃产量出现今年春节之后的首次下降，预估7月玻璃供应量将减少至45GW左右。 》点击查看详情 7月1日，玻璃玻纤板块盘中拉涨逾3%，截至日间收盘，玻璃玻纤以3.67%的涨幅报37888.68。个股方面，长海股份20CM涨停，再升科技、中材科技、宏和科技、山东玻纤等多股一同封死涨停板。 机构评论 中信建投指出，从政策端来看，光伏行业作为国内整治内卷式竞争的重点行业之一，未来供给端政策方向已经较为明确。若政策实际出台后力度强于预期且推进顺利，则有望扭转当前光伏全产业链亏损的状态。 国联民生也表示，当前产业链各环节价格已处于历史低位，行业在出清进程中，叠加光伏政策正在从供给端、需求端双向发力，2025年行业有望迎来供需改善。 相关阅读： 抵触“内卷式”竞争 光伏玻璃计划7月集中减产【SMM分析】

6月27日，位于南江县的三一硅能2GW高效晶硅光伏组件生产基地正式投产。 为了提高组件功率，项目采用了行业内最尖端的边缘钝化技术+快速水冷技术+半切片技术的多重组合，使组件功率提高了8-10W。而双玻层压技术的应用，使组件从原来的单面玻璃提升到现在的双面玻璃，有效地隔绝了水汽的渗透，将组件寿命从25年提升到30年。 按照项目规划，该基地一期项目主要生产2GW高效晶硅光伏组件，包括常规版型电池片182，183.75，210N，210R等各种电池对应的版型以及独特的191.6横版型。仅此一项，每年就可以实现产值16亿元。 项目还将进行二期建设，重点布局集中式光伏发电、分布式光伏发电，集中式风电、建设储能电站、智能微电网系统、绿色电力交易中心等。投入运营后，可带来年产值约6.7亿元，年税收1.3亿元。

索比光伏网获悉，据媒体报道，为应对行业过度竞争，国内头部光伏玻璃企业近日达成共识，计划自7月起集体减产30%。此次减产旨在缓解长期以来的“内卷式”价格战，改善市场供需失衡状况。与此同时，部分玻璃企业已开始增加堵口计划，进一步收缩产能，预计国内光伏玻璃供应量将快速下滑，行业供需关系有望迎来阶段性调整。 近年来，光伏玻璃行业因产能扩张过快，叠加下游需求增速放缓，导致市场陷入低价竞争，企业盈利持续承压。此次头部企业主动联合减产，标志着行业从无序扩张转向协同控产，或将成为市场触底反弹的重要信号。据机构测算，7月国内光伏玻璃产量或降至45GW左右，较此前水平显著下降，供需矛盾有望得到缓解。 分析人士指出，此次减产短期内或影响部分组件企业的原材料供应，但长期来看有助于行业回归理性竞争，推动价格修复。随着产能出清加速，具备成本和技术优势的龙头企业或进一步巩固市场地位。此外，政策端对光伏行业高质量发展的引导，也可能为行业整合提供更多支持。

7月1日，中国中煤于田县1500兆瓦光伏治沙项目(一期1000兆瓦)总承包公告发布，本工程按EPC工程模式实施，本次招标为一期1000兆瓦光伏发电项目（不含220kV升压汇集站及送出线路），直流侧总容量为1128.2872MWp，交流额定容量1000MWac。 招标详情如下： 中国中煤于田县1500兆瓦光伏治沙项目 （一期1000兆瓦）总承包项目招标公告 项目编号：CCTC20251455 招标方式：公开招标 开标时间：2025年7 月22日10 ：00 : 00 1.招标条件 本招标项目为中国中煤于田县1500兆瓦光伏治沙项目 （一期1000兆瓦），招标人为中煤于田新能源有限公司。该项目资金来源已落实，已具备招标条件。现委托中煤招标有限责任公司（以下简称“招标代理机构”），就本项目进行国内公开招标，请合格的潜在投标人参加投标。 2.项目概况与招标范围 2.1 项目简介 2.1.1项目地点 中国中煤于田县1500兆瓦光伏治沙项目（一期1000兆瓦）场址位于新疆维吾尔自治区和田地区于田县东南方52公里处，南接墨和高速公路，北侧紧邻315国道，交通十分便利。场址地形平坦，起伏变化不大，整体南高北低，海拔约为1492米至1616米，地理坐标：N：036°52′49.272353″，E：082°17′35.667799″。项目总占地约4.7万亩，其中一期项目总占地面积约3万亩，二期约1.7万亩。 2.1.2项目基本情况 项目总装机1500兆瓦光伏，采用同期备案，分两批实施方式。一期建设规模包括1000MW光伏发电场、新建一座220kV升压汇集站、按照10%/2h配置100MW/200MWh储能系统以及单回路220kV输电线路，送至民丰新建750kV变电站220kV侧，导线采用LGJ-4×400，送出线路长约 35km。二期建设规模包括500MW光伏发电场、新建一座220kV升压站、按照10%/2h配置50MW/100MWh储能系统以及单回输电线路接入一期新建升压站（二期暂无接入，在项目一期施工期间，和田地区行署负责协调国网公司批复二期接入）。 一期光伏电站装设1819818块620Wp双面组件，每26块串联成一个组串，直流侧装机容量为1128.2872MWp，交流侧额定容量1000MWac。整个光伏电站由303个发电单元组成，每方阵装机约3.724MWp。单位方阵采用26块组件串联，231组并联组成一个光伏子阵，组件采用2×26双排竖向布置，每21串接入一台300kW 组串式逆变器，共11台组串式逆变器接入一台3300kVA箱式变压器，容配比为1.13。每7~8 台35kV箱变并联为1回集电线路，其中37回集电线路由8台箱变汇集成，1回集电线路由7台箱变汇集成，共敷设38回集电线路至本工程拟建的220kV汇集站。 2.1.3招标范围 本工程按EPC工程模式实施，本次招标为一期1000兆瓦光伏发电项目（不含220kV升压汇集站及送出线路），直流侧总容量为1128.2872MWp，交流额定容量1000MWac。 招标范围包含但不限于以下内容： 一．本项目的所有设计工作包含但不限于： （1）本次招标范围内装机总容量（直流侧1128.2872MWp、交流1000MW）按照4个区域划分设计，并明确各区边界坐标及面积，各区域工程量尽可能均衡，每个区域应具备独立施工条件； （2）包括但不限于1000兆瓦光伏发电项目中的所有永、临工程设计（不含220kV升压汇集站、送出线路）、所有设备设计、工程试桩、集电线路(架空及地埋)、厂区围栏等基础及全部附属工程图纸设计；光伏厂区防风、防洪设计及采取的措施；光伏场区内外永、临道路、设备材料装卸、堆放场地及车辆转场图纸设计，本次招标设计与升压站标段的设计分界为升压站围墙外1m。 （3）在满足自治区、地方政府对光伏治沙相关要求（见附件23），可对项目初步设计方案进行适当优化，优化方案中主要设备、材料的规格必须满足“附件1技术规范书”中的相关要求。投标人无条件配合招标人开展本项目所有设备、材料的招标技术规范书编制、复核及技术支持。 二、本招标施工范围包含但不限于： （1）负责完成本项目土建及设备、设施安装工程，包括但不限于：工程试桩、光伏项目（光伏组件、逆变器、箱式变压器、光伏支架、线缆、管材）及其涉及的全部35kV集电线路（含通讯线路）至220kV升压汇集站高压开关柜内电缆接入（包含电缆头制作）等土建及安装施工；本标段与升压站标段施工分界为：集电线路以35kV进线柜进线为界限，二次部分以二次舱交换机进站信号端子为界限； （2）负责完成永、临进场道路和接入升压站道路施工；上述道路及相关场地按照设计要求须满足大件运输、设备材料装卸、堆放场地及车辆转场等车辆运输要求； （3）负责本项目整体的防洪堤及泄洪沟施工，须符合行业主管部门对本项目水土保持批复和满足当地政府及项目安全运行关于洪评相关要求； （4）负责办理工程实施所需的全部行政许可、专项审批及验收手续（法律法规明确规定需由招标人办理的除外），包括但不限于施工许可证、规划验线、专项验收等所承揽本次招标范围内所需的专项验收、试验，以及无条件配合招标人完成项目整体竣工验收等工作。业主方负责提供必要的基础文件并配合盖章； （5）负责完成本项目临时用地手续办理（包括勘测定界、复垦押金缴纳等）；项目建设所需的临建设施建设（含水、电、路、通讯、场地平整、活动板房、边界围栏等施工）； （6）负责完成本项目临建拆除、恢复、土地复垦施工，达到当地自然资源部门要求； （7）负责完成本项目光伏厂区全景监控建设、光伏子阵微型纵向加密装置、环境监测（太阳能辐射观测塔）等，包括但不限于监测监控接入升压站集控室、远程监控信息传递、项目全场地5G网络全部覆盖建设，智慧工地建设（附件14），投标人提供相关技术方案并完成建设。 三、本招标工程设备采购范围包含但不限于： 本次招标范围内的所有的设备及材料采购工作，除招标人提供的光伏组件、组串式逆变器、箱式变压器、35kV高压电力电缆外的其他所有设备、材料均由投标人负责采购（甲供设备清单见附件21）。包括但不限于：光伏支架、组串式逆变器支架、光伏组件至箱变低压侧所有电缆（包括光伏组件上下排连接直流电缆、光伏组件至组串式逆变器直流电缆及组串式逆变器至光伏箱变低压侧交流电力电缆等）、光缆、光伏项目附属设施、涉及的光伏厂区至升压汇集站35kV集电线路等全部设备及材料采购工作、设备监造（包括甲供设备），设备进场后设备及材料（包括甲供设备及材料）验收、卸货、堆放、二次倒运、保管等。 投标人采购所有设备材料需优先满足招标文件技术规范中的参数要求，且采购国内一线品牌。 本项目整体调试、并网验收及各项手续办理包含但不限于： （1）负责本次招标范围内（含甲供设备）的全部设备安装、试验、调试、电力质检监督；牵头负责承揽范围内的所有工程、设备、试运行直至项目达标投产以及项目整体移交、质保期内的服务； （2）负责按行业规范及中国中煤档案管理的有关规定收集、整理、归档施工过程中各类资料，经档案专项验收合格后无条件将档案整体移交给招标人； （3）负责无条件配合办理本项目并网发电手续（包括但不限于安全性评价、消防、技术监督、质量监督、协助签订并网调度协议、协助办理发电许可证、生产调度远程控制中心的并网调试）及国网电力公司验收；完成并网后的性能测试、安全性评价及质保期内的服务，满足国网公司关于本项目并网验收的所有要求； （4）负责项目建设期间全过程的安全、质量、进度管理，及与工程相关的所有总协调工作及合规手续办理。按国家、地方和行业要求实施沉降观测、防雷、消防、安全、环保、职业卫生三同时等项目，办理专项验收及整体验收工作，并承担上述项目实施过程中发生的所有费用； （5）负责承担本次招标范围内的环境监测、水土保持监测、水土保持监理发生的所有费用。 五、本项目其他招标要求包含但不限于： （1）负责为招标人提供项目管理集中办公临建区基础设施（按30人考虑），投标文件里要附有临建区的工广布置效果图，“三通一平”施工设计要经招标人审核后实施。施工电源应为永临结合，线路长度约7公里，电压等级10kV，线路及变压器容量不低于1600kVA，项目竣工后，由投标人负责办理永久电源相关手续。水、电、通信（包含公用及视频网络专线）及临时道路（包含临时征地费）后续产生的费用及办公、生活等设施配置由投标人承担； （2）投标人所负责施工人员住宿、机械设施停放区、料场等工程建设期临时用地须按招标人指定区域规划使用，其产生的租地补偿、外围协调（包括地方政府、村民）等工作及费用均由投标人负责； （3）投标人须按照行业规范、当地政府主管部门要求，无条件配备足量的安防、消防设施及安保人员（含招标方生活区），并制定详细的规章制度、应急预案及管理措施，满足当地政府及维稳要求； （4）须为招标人提供不少于 3 项专利（1项发明专利、2项实用型专利）； （5）须按照行业规范、规定购买足额的、满足要求的保险。 （6）投标人必须按照项目所在地相关部门要求于开工前开设农民工工资发放专用账户，并按照当地政策要求缴纳农民工工资保证金。 （7）本项目按【分阶段、分区域施工】原则实施，分为4个区域，每阶段每区域建设规模约为250MWac（交流侧容量），各阶段/区域具备独立完成设计、设备采购、施工及并网验收。分区域建设条目中，投标人要无条件按照招标人方资金计划、实际要求开展施工（规模）方案，投标人不得提出二次进场费用等相关索赔的要求。 （8）投标人承担质量监督相关费用。 2.2资金落实情况：已落实 2.3计划工期：12个月，具体以招标方通知为准。 2.4报价方式：总价报价（含税）。 注：投标人在报价时，应考虑风险系数和详细项目清单，并认真计算，严禁在合同执行中再行议价和增加另外支付费用的项目。 2.5建设地点：中国中煤于田县1500兆瓦光伏治沙项目现场。 3.投标人资格要求 3.1资格要求1：投标人须在中华人民共和国境内合法注册，具有独立法人资格（提供营业执照）； 3.2资格要求2：投标人须同时具有：1）电力行业工程设计甲级（含）以上资质、2）工程勘察综合甲级资质、3）电力行业施工总承包一级资质（含）以上、4）承装、承修、承试电力设施许可证均为四级（含）以上资质。 注：1）若投标人为联合体，联合体各单位“承揽的项目内容”应在联合体协议中明确，且须具备各自“承揽项目内容”所需的上述资质；各联合体成员“承揽的项目内容”所具备的资质应符合国家相关法规，不得超范围承揽。 2）联合体投标的，各联合体成员资质加总后能够覆盖上述四种类型资质即视为满足资质要求，不要求某一位成员必须具有全部四种类型资质。 3.3资格要求3：投标人须具有有效的安全生产许可证；若以联合体形式投标，负责施工的联合体成员须具有有效的安全生产许可证即可。 3.4资格要求4：投标人自2020年1月1日至投标截止日（以合同签订日期为准，不含截至当日），须至少具有2个已完成的200MW（含）以上“集中式”光伏（不含分布式和户用光伏项目）发电工程EPC总承包业绩（投标人须提供已竣工或投产的新建（不含改扩建）光伏发电工程合同扫描件，须包含合同封面、合同签字盖章页、合同范围页，合同范围页须至少包含：光伏组件参数、装机容量等（DC/AC）关键技术参数；竣工证明或投产证明或合同中用户方出具的已完工证明）。 注： 1）若投标人独立投标，须提供独立承揽的EPC总承包业绩，且提供的EPC总承包业绩须包含“设计、组件安装、土建施工”，缺少任何一项内容，业绩均视为无效。 2）若以联合体形式投标，须由联合体牵头方提供独立承揽的EPC总承包业绩，且提供的EPC总承包业绩须包含“设计、组件安装、土建施工”，缺少任何一项内容，业绩均视为无效。同时，牵头方作为业绩合同中联合体成员之一，以联合体整体获取的总承包业绩不能作为一个有效的EPC总承包业绩。 3.5资格要求5： （1）项目负责人（项目经理） 1）拟任工程总承包项目负责人（项目经理）须具备一级注册建造师（机电）执业资格、安全生产考核合格证书（B证）（提供证书扫描件），并提供至少一年在投标单位的社保缴纳证明（提供到截止投标日期前一个月社保缴纳证明），且在本项目实施阶段期间未担任其他在建工程项目负责人（项目经理）职务，须需提供承诺书，承诺书格式见招标文件（第六章 投标文件格式）； 2）自2020年1月1日至投标截止日（以合同签订日期为准，不含截止当日）至少具有1个100MW（含）以上容量“集中式”光伏（不含分布式和户用光伏项目）发电工程已完工EPC总承包项目负责人（项目经理）业绩。 注：须提供合同，合同中须含工程名称、工程范围、项目经理姓名，若合同中未体现项目经理姓名，须提供项目经理任命文件；须提供工程竣工验收单或合同中甲方出具的投运证明。 （2）设计负责人 1）拟任设计负责人须具有注册电气工程师或一级注册结构工程师或注册土木工程师或注册公用设备工程师执业证书。 2 ）设计负责人自2020年1月1日至投标截止日（以合同签订日期为准，不含截止当日）至少具有1个100MW（含）以上容量的光伏发电项目担任设计负责人的工作经历。提供能证明设计负责人业绩的证明文件，提供合同或对应项目竣工验收或用户出具的有效证明材料（以上材料需能体现工程名称、设计负责人、竣工/投运时间及单位名称）。 3）项目负责人与设计负责人不可以为同一人。 （3）施工负责人 1）拟任施工负责人须具有二级及以上注册建造师（机电）资格，具有安全生产考核合格证（B类），具有1项从事100MW（含）以上容量的光伏发电项目已完工业绩，须提供证明材料，且未担任其他在建工程项目经理或施工项目负责人，需提供承诺书，承诺书格式见招标文件。 2）施工负责人自2020年1月1日至投标截止日（以合同签订日期为准，不含截止当日）至少具有1个100MW（含）以上容量的光伏发电项目担任施工负责人的工作经历。提供能证明施工负责人业绩的证明文件，提供合同或对应项目竣工验收或用户出具的有效证明材料（以上材料需能体现工程名称及工程范围、施工负责人、竣工/投运时间及单位名称）。 3.6本项目是否允许联合体投标：是。如是联合体投标须提供联合体协议书，且联合体成员不超2家。（投标人应在投标文件中提供相应的联合体协议，并由牵头单位作为投标人参与投标） 备注： （1）本次招标采用资格后审，潜在投标人提交意向资料后从招标代理机构获取到招标文件，不代表已经通过资格审查。资格审查以投标人成功递交的加密电子投标文件为准。 （2）投标人须在投标文件中提供有效的一级注册建造师电子证书，证书有效期应覆盖开标日期，并有证书本人签字。日期过期或证书缺少签字的，允许澄清补正，成功澄清补正的，视为满足相关资格要求，但视为提供资格要求的证明材料不充分。 （3）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。 （4）资质要求中所要求的“资质”、“业绩证明”、须在投标文件中提供清晰的原件扫描件或清晰的复印件。若投标人的投标文件中存在关于“投标人资格要求”的不响应，将会被做否决投标处理。 （5）“投标人资格要求”中所提及拟定的“项目负责人、设计负责人、施工负责人”须在投标文件中明确，且不得在合同签订、项目实施过程中随意更换。若因特殊原因需进行更换调整的，更换调整的人员资质、业绩、能力不得低于原投标文件中相关人员，且需征得招标人同意。 （6）投标人须在投标文件中提供《供应商廉洁承诺书》（廉洁承诺书格式见招标文件第六章） 4.招标文件的获取 4.1 招标文件售价：200元/标段，售后不退。 4.2 意向资料递交时间：2025年7月1日9:00:00到 2025年7月7日17:00:00 。 4.3 招标文件购买时间：2025年7月1日9:00:00到 2025年7月7日17:00:00 。 4.4 投标意向资料递交及招标文件获取流程： (1) 投标人须在“中煤电子招投标平台”（）上免费注册成为会员。 4.5 投标人根据页面提示上传投标意向资料（证明满足本章第三条投标人资格要求的相关资料），并提交项目联系人等信息；投标人意向资料通过后，在线支付招标文件费用，支付成功后即可下载招标文件。 (2) 购买招标文件的发票，投标人可登录“中煤电子招投标平台”在线自行打印（标书费发票仅提供电子普通发票，标书费发票生成下载有效期为3个月，逾期将不可再生成电子发票并下载，详询客服电话：400-003-6677）。 5.投标文件递交 投标文件应于2025年 7 月 22 日10：00 : 00之前递交到“中煤电子招投标平台”（），未在投标截止时间前成功递交的投标文件将被拒绝。 6.开标 定于2025年 7 月 22 日10：00 : 00，在“中煤电子招投标平台的网上开标大厅”公开开标。届时投标人应登录“中煤电子招投标平台”（）在线参与开标会议，完成签到、解密、确认和签名步骤。 7.发布公告的媒介 本招标公告在中国招标投标公共服务平台和中煤招标与采购网发布。 8.招标人和招标代理机构联系方式 招标人： 名称：中煤于田新能源有限公司 项目联系人：刘志鹏 电话：18999296288 其他联系人：盖海军 电话：18235543498 地址：新疆乌鲁木齐市经济技术开发区（头屯河区）维泰南路386号中煤大厦 招标代理机构： 名称：中煤招标有限责任公司 地址：北京市东城区安定门外大街乙88号中煤大厦 邮编：100011 项目联系人：武经理 电话：010-84293422 18310638503 其他联系人：李经理 电话：010-84293557 18810992627 9.电子招标投标注意事项 9.1投标人须登录“中煤电子招投标平台”（），免费注册成为会员后，方可参与投标。 9.2如有意向参与项目投标，请见客服中心-常用文件-意向资料递交指南，登录后在项目下递交投标意向资料。 9.3标书费用须在线支付，支付完毕后可在线自行开具增值税电子普通发票，有效期为三个月。 9.4电子招标投标项目，投标人须办理CA证书（本CA证书为本平台专用，与其他平台CA证书不能通用），办理方式详见客服中心-常用文件-数字证书办理指南。 9.5投标文件制作须下载投标客户端，并在投标截止时间前成功递交到“中煤电子招投标平台”（）中。 9.6投标过程中如有项目信息疑问，请与项目联系人沟通。如有操作疑问，请咨询平台客户服务中心，联系方式如下： 地址：北京市东城区安定门外大街乙88号 工作时间：工作日 8:30-11:30 13:30-17:00 客服联系电话：400-003-6677 客服联系QQ：8000-34808 CA联系电话：400-820-6660

6月30日，华能新疆公司南疆分公司精河产业园区低碳转型100万千瓦光伏项目施工和设备打捆采购工程项目中标候选人公示。 项目位于新疆维吾尔自治区博尔塔拉蒙古自治州精河县，规划光伏容量 1000MW，直流侧装机容量为1200.01518MWp，为草光互补项目。 从结果看，两个标段的第一中标人：中国水利水电第十工程局有限公司、西北水利水电工程有限责任公司，均为中国电建集团下属公司。 计划工期：本工程计划竣工日期为2025 年 12月 31 日。 根据招标文件，招标范围包含内容为： 光伏区、220kV 汇集站及 100MW/200MWh储能站的土建、安装及调试工程，及相关的集电线路工程、调试工程、水土保持工程、环保工程、交通工程、防洪工程、其他工程 工程检测试验费(除甲方委托第三方工程检测范围以外，且属于影响本工程质量的其他检测均由投标人负责)、专项安全文明施工增加费、物资管理等其他费用。 本项目范围内的所有设备、材料，属于华能集团公司框架协议采购范围内的，均须执行华能集团框架采购结果，签订三方技术协议，招标人与供货单位签订供货合同。集团公司框采目录外(包括框采目录内无法匹配的设备)的所有设备和材料均由投标人自行采购;框采外的设备按照可研设计方案及国网新疆公司接入系统批复执行，必须满足国网新疆公司接入相关要求，如乙供设备、材料清单内缺少项目但又属于本项目并网所必需的设备和材料，均由投标人采购。

6月25日，总投资14.8亿元的浙江一禾电力有限公司年产1GW太阳能光伏非标组件及光储充一体化生产基地项目，在浙江金华武义县泉深线西侧地块正式奠基开工。 据了解，项目总规划建筑面积达20.5万平方米。项目一期引进德国进口激光切片机、全自动串焊机、层压机等国际尖端设备，依托全自动化生产工艺与数字化MES/APS智能排程系统，建成后将形成年产1GW太阳能智能光伏组件产能，预计年产值超15亿元。 承建单位金华渝盛建设有限公司负责人透露，项目一期预计12个月完工，同时将同步建设国家级研发测试中心，打造集研发创新、高端制造、系统集成、展示体验于一体的新能源产业高地。 资料显示，浙江一禾电力有限公司成立于2025年1月，注册资本5,000万，法人代表徐朝晖，经营范围涵盖光伏设备及元器件制造与销售、电池制造与销售、太阳能发电技术服务等。根据股权穿透，其为江西仁江科技有限公司旗下公司。

近日，凯盛新能(SH:600876)发布公告，公司控股子公司凯盛(自贡)新能源有限公司拟投资建设2000t/d光伏组件超薄封装材料项目，预计项目总投资约为13.99亿元。同时，公司及自贡新能源另一股东自贡市金马产业投资有限公司将以货币方式对自贡新能源同比例增资5亿元，专项用于投资项目建设。 据凯盛新能测算，项目投产后，预期年均销售收入175,308万元，年均税后利润8,568万元，项目投资回收期为8.63年(税后，含建设期1年)。 凯盛新能表示，本次投资建设的2000t/d光伏组件超薄封装材料项目，在工艺技术、生产线规模和产品种类等方面具有较强的竞争优势，符合本公司长远发展战略，有助于加快“低成本、大吨位、多规格”的经营策略落地，提高生产效率，降低单位制造成本，进一步巩固与提升本公司的行业地位和市场竞争力。

近日，在 REC Silicon 的年度股东大会上，股东们批准就两大关键事项展开深入调查：一是位于摩西湖的生产基地停产关闭事件;二是大股东韩国 Hanwha Solutions 集团终止供应协议的行为。 该供应协议原本是与太阳能制造商 Hanwha Qcells 签订的，而 Hanwha Qcells 目前正在美国佐治亚州建设垂直一体化制造基地。作为 Qcells 的控股方，Hanwha 同时也是 REC 的最大股东。协议的终止源于 REC 称其多晶硅未通过质量检测，且 Qcells 方面表示 “无法” 等待进一步工艺改进。然而，这一说法引发了诸多质疑。早在 2024 年 9 月，PV Tech Premium 就曾报道称，REC 的产品质量被其 “客户”(推测为 Hanwha)认定为 “可接受”。多晶硅市场专家 Johannes Bernreuter 和一位美国市场专家也均表示，对后续突然出现的 “质量问题” 说法感到意外。 与此同时，REC Silicon 在股东大会后也进行了一系列人事变动，任命了数名与 Hanwha Solutions 无关联的新董事。公司董事会完成改组，新任成员包括挪威商人 Jens Ulltveit-Moe，新任主席 John Adams，Jane Power，Mike Kerschen 以及律师 Karina Fossmark。其中，Fossmark 在年度股东大会前获得其他股东委托的 1.11 亿股投票权，这些投票权约占公司总股本的 26%。此次变革是由美国对冲基金 Water Street Capital(持有 REC Silicon 8.26% 股份)与代表少数股东的民间团体共同推动的。 此次调查将围绕多个关键要点展开。首先是供应协议终止条款，明确 Hanwha 终止供应协议的具体条件;其次，核查协议项下多晶硅质量检测机构的身份、所在地及专业资质，以确定检测机构是否具备权威性;再者，查证检测过程的实际结果，以及 Hanwha 与检测机构是否存在商业往来，判断检测结果的真实性与公正性;另外，确认 Hanwha 是否对检测过程施加不当影响，保证检测程序的独立性;最后，审查 REC Silicon ASA 是否充分履行信息披露义务，如实说明协议终止相关情况。 在年度股东大会召开前，Hanwha 曾致函声明，若 REC Silicon 董事会发生变动，其可能终止资金支持。事实上，REC Silicon 管理权力格局从 Hanwha 集团手中转移，是数月来质疑与变动积累的结果。今年 5 月，Water Street Capital 就曾对 Hanwha 提出批评，称 “深感失望”，原因正是 Hanwha 于 2024 年底单方面终止了与 REC Silicon 及其子公司 Qcells 的供应协议，该协议原本旨在支持美国佐治亚州太阳能制造基地的建设，而协议的终止也直接导致了摩西湖生产基地的关闭。 不仅如此，今年 4 月，Hanwha 曾通过子公司 Anchor AS，试图以 8880 万美元(每股 2.20 挪威克朗)的价格收购 REC Silicon 剩余股份，并推动其从奥斯陆证券交易所退市。但包括 Water Street 在内的少数股东批评该报价严重低估了 REC 的资产与知识产权价值，将其视为 “恶意压价”。REC Silicon 的部分少数股东开始公开质疑 Hanwha 在供应协议终止及摩西湖工厂关闭事件中的行为，特别指控 Hanwha 未进行透明的信息披露，并称 2024 年事件发展过程存在 “黑箱操作”，尤其是质量检测的具体时间节点，以及与 Qcells 协议终止的关键细节。 Water Street Capital 在股东大会后发表声明称：“我们感谢数千名投资者与我们共同努力，确保 REC Silicon 董事会将公司价值最大化作为首要任务。公司最大股东 Hanwha Solutions 近期威胁称，若失去董事会控制权，将重新评估对 REC 的运营资金支持，这种行为令人遗憾。我们期待 Hanwha 未来能与全体股东开展建设性合作。Water Street Capital 的目标与所有股东完全一致。我们认为，当 Anchor AS 要求股东投票支持其提出的、严重低估公司价值的每股 2.20 挪威克朗报价时，股东并未获得关于公司及资产价值的完整信息。REC Silicon 新任董事会将全力聚焦于为全体股东创造最大价值。”