海洋正在成为光伏新“蓝海”。日前，自然资源部发布《自然资源部关于探索推进海域立体分层设权工作的通知》，为地方推进不同类型用海活动探索开展海域立体分层设权预留了政策“接口”，也意味着海上光伏有望迎来更明确的立体分层设权。 在陆地资源有限的情况下，大海作为光伏另一应用场景，被认为是未来发展的主流方向之一。日前，在中国光伏行业协会主办的海上光伏创新应用论坛上，多位与会专家表达了对海上光伏应用前景的看好，从实证基地到技术成熟普及，海上光伏基地的潜力不断被挖掘。 但是，海上光伏目前尚处于产业初期，缺少政策专项规定、成本显著高于陆地，以及漂浮式光伏还存在的多种技术难题，决定了海上光伏绝对不是陆地光伏的简单“平移”。据业内人士透露，围绕漂浮式海上光伏的开发还处在验证阶段，明年会小规模建设并网型海洋漂浮光伏电站。 产业尚处于初期阶段 海上光伏之所以被高度关注，首先来自于广阔的市场需求。近年来，持续高速增长的地面电站建设使陆上可再生能源的开发日趋于饱和，特别是在东南沿海地区，人多地少，电力需求又极高，向海洋要地已经成为迫在眉睫的需求。 不过，相对于陆地光伏丰富的建设经验，海上光伏的起步明显较晚，一直到2021年7月，国内首个近海漂浮式光伏系统样机才在海南万宁完成实证试验。该项目是首个以研究近海领域水面漂浮式光伏电站系统应用的试验项目，为海内外滩涂以及近海多种应用场景下的水面光伏系统解决方案找到了原始的数据支撑，为后续近海漂浮式电站的建设带来了开创性的影响。 今年6月，自然资源部就发布《关于推进海域立体设权工作的通知（征求意见稿）》，鼓励对海上光伏等用海进行立体设权。在更早之前，则仅有山东、浙江等沿海省份出台用海管理政策或海上光伏规划。 以山东省为例，此前发布的《山东省海上光伏建设工程行动方案》中，共布局海上光伏场址42个，用海面积1933平方公里，总装机规模4260万千瓦，其中包括“环渤海”和“沿黄海”两个千万千瓦级海上光伏基地。在相关文件中，提到鼓励海上光伏项目应开尽开、能开快开。 但是参会专家也指出，海上光伏目前还处在产业化初期阶段，还面临多个实际问题：首先，我国光伏项目主要布局在地面、山地、湖泊、建筑屋顶等，海上光伏项目还面临用海案例少、实践经验不足的局限。 其次，由于国家层面尚未出台相关管理文件，亟须在光伏项目用海规划、选址、控制指标、审批、立体确权和监管等方面制定相关配套政策和技术规范；同时，由于缺乏海上光伏布局专项规划，海上光伏装机目标等还没有明确指引。 此外，成本问题也是海上光伏推广的一个难点。以今年10月底公示的中广核烟台招远400MW海上光伏项目为例，该项目规划用海面积约7635亩，规划建设用地约63亩，建设内容包括桩基固定式光伏发电阵列、35kV升压站及送出线路工程。 该项目EPC项目总包有三位中标候选人，单价分别为6.920元/W、6.713元/W和7.267元/W。同期，地面光伏EPC定标价格则通常在3元/W-3.5元/W之间。 探索漂浮式电站全新应用场景 海上光伏电站正在从理论走向实践，而漂浮式电站前景更被看好。据自然资源部海洋能发展中心专家介绍，预计明年会小规模建设并网型海洋漂浮光伏电站。虽然水上光伏电站的建设成本高于地面光伏电站，但随着商业模式不断成熟，发电成本价格将会持续降低，还是有望能够实现项目的高收益。 海上光伏目前主要分为桩基式和漂浮式两种。一位国电投工作人员对财联社记者表示，两种模式各自有适合的应用场景，但从长期可开发角度而言，漂浮式未来可开发空间会更大。 据他介绍，桩基式海上光伏基本可以看作是地面光伏平移到海上，具有相对比较稳定的优点。同时，桩基式可以采用双面组件，而海面的折射率要高于地面，在没有雾气影响的理想状态下，一般能达到15%左右，增益比较明显。 但是，桩基式的局限也十分明显。由于只能在静态或者海域比较浅的地方实施，目前较少有离岸超过5公里项目，否则打桩成本和风险都会大幅增加。因此，桩基式会更倾向于和现有海上风电结合，利用现有的海底电缆和基建设施，建设成本会更可控。 不过，由于对临海资源需求较大，以及考虑到对航道等影响，前沿技术会更倾向于漂浮式场景应用，并认为这是未来光伏市场的第三大支柱。资料显示，目前在全球有60多个国家积极推进漂浮光伏电站进程，其中超过35个国家拥有着350个漂浮光伏电站。 但漂浮式电站应对的挑战也更加艰巨，由于需要应对海洋中各种极端自然状况，已经远远不是将传统湖泊水面光伏“平移”到海面这么简单。锚链固定、模块化设计、浮体材料应用等，都需要一套新的辅材配套和供应。 该工作人员进一步介绍称，漂浮式电站除了传统的水面平台式，也有正在研发的可直接入水式。这种设计是在水面上采用类似幕墙的材料，将光伏组件作出小模块设计，再将模块镶嵌在幕墙上，旁边辅以遮挡板，形成类似水幕的结构。以此，浪来的时候所设计的气孔关闭，组件沉于水面，在浪过去以后则会重新浮起，实现“以柔克刚”的效果。 据其介绍，目前这种设计还需要下水实验，可能在明年进行。这套设计的重点在于浮体材料成本，如果能控制在总造价的30%以内，那么单瓦造价就在5元钱以内，基本上就具备经济性条件。 定制化组件产品有待开发 海上光伏相比陆地光伏最大的特点，在于空气湿度大、盐雾腐蚀强、多强风强浪的恶劣环境，因此对组件产品的质量要求极高。 目前，已有多家组件厂宣布可实现海上光伏出货。以天合光能（688599.SH）为例，其至尊N型组件在滩涂项目上已有规模应用，固定桩基海上光伏也有较多的实证案例；在国电投的烟台海阳HG34实证项目中，隆基绿能（601012.SH）定制化Hi-MO 5光伏组件的抗腐蚀、抗风及抗隐裂能力得到认可，这意味着我国首个近海桩基固定式海上光伏实证项目获得阶段性成功。 此外，通威股份（600438.SH）、正泰新能等组件产品也均获得相关机构对海上光伏产品的认证。华晟新能源在今年5月就推出了拥有更高发电量、更强耐腐蚀性能的全球首款海上光伏专用产品V-ocean组件，在支架成本和用海面积上都有显著优化。 但从实践情况看，上述产品也多数集中在近海桩基式海上光伏上，一些漂浮式电站也是以湖泊水库的验证阶段为主，相对缺少海面实证数据。 事实上，现有晶硅组件是否能在海洋场景中继续延续其主流地位，还是个问号。上述国电投工作人员对财联社记者表示，由于晶硅组件的硬度非常高，普通的光伏板面对海上台风等自然现象，如果一味去“硬碰硬”，组件隐裂的风险比较大，甚至爆裂损坏。 而基于这个考虑，业内开始考虑增加CIGS（铜铟镓硒）薄膜柔性光伏材料使用，但是这种材料的光伏发电效率又低于晶硅组件。因此，各项材料还处在设计实证平台，通过测试各种光伏技术在海上的应用表现作出判断，需要在安全性和经济效益之间找到平衡点。 他进一步透露，漂浮式电站开发还需要密切对接浮体材料厂家，未来不管是采用异质结晶硅产品，还是薄膜电池，如果采用小模块设计都需要重新定制尺寸，设计打孔位置。此外，即使桩基式海上光伏，其支架在面对低伤害但长期持久的腐蚀时，常规的如陆上光伏的镀锌技术，可能都不能完全解决问题，也还需要更多的验证数据去探索。 亦有企业人士表达类似观点。中集集光企业人士认为，漂浮式海上光伏的建设模式会发生完全的变化，首先就是产品需要改变。通常一个光伏集成产品就是一块组件，对应几百瓦的功率。但是在海上，可能集成就是100千瓦的产品，要把这样的产品实现流水线生产制造，这是与陆地光伏完全不同的。

11月20日，福建省发改委发布《关于发布试点县分布式光伏接入电网承载力信息的通告》，福建省已按国能综通新能〔2023〕74号文要求选取福清市、永泰县、仙游县、南安市、南靖县、永定区、尤溪县、光泽县、浦城县和屏南县10个县（市、区）作为试点县，组织国网福建省电力有限公司开展试点工作。 截至2023年第三季度末，上述10个试点县（市、区）分布式光伏接入电网承载力评估结果为：已接入总容量1219.88MW，在途总容量324.35MW，可新增开放总容量982.51MW。 关于可新增开放总量的地区设置，通告的解读文件表示，10个试点县（市、区）中，南靖等4个县的可新增开放容量为0。主要原因是当地的负荷较小，小水电等其它各类电源较多，分布式光伏已无法在配电网消纳，再向220kV主网传输将违反《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T2014-2019）要求。 《福建省发展和改革委员会关于发布各试点县分布式光伏接入电网承载力信息的通告》解读 根据国家能源局工作部署，我委发布了《福建省发展和改革委员会关于发布各试点县分布式光伏接入电网承载力信息的通告》（以下简称《通告》），现就《通告》有关内容解读如下： 一、《通告》发布的背景 为贯彻落实党的二十大精神，积极稳妥推进碳达峰碳中和工作，充分发挥分布式光伏在推进我国新型能源体系建设中的积极作用，着力解决分布式光伏接网受限问题，于2023年6月印发的《国家能源局综合司关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》（国能综通新能〔2023〕74号）将山东、黑龙江、河南、浙江、广东和福建列为试点省，开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估工作。按照试点工作要求，我委会同国网福建省电力有限公司在全省范围内选取了福清等10个县（市、区）作为试点县，国网福建省电力有限公司已按规定开展相关评估工作。现将10个试点县截至2023年第三季度末的分布式光伏接入电网承载力评估结果向社会发布。 二、试点县选取及建设受限的情况说明 2023年以来，福建省分布式光伏开发出现井喷式发展态势。2023年1月至10月，全省分布式光伏新增投产规模达282万千瓦，保守预测全年新增投产规模可达300万千瓦以上，远超“十四五”头两年的合计增长量。随着分布式光伏规模的快速提升，在部分县域内已出现调节能力不足、反送功率受阻、电压偏差过大等制约分布式光伏接入的问题。为顺利做好本次评估工作，我委会同国网福建省电力有限公司按国家规定的上限要求在全省范围内选取了福清等10个县（市、区）试点县，试点县选取的原则是分布式光伏渗透率高、接入容量大、电网承载力不足的县域，同时充分考虑县域可再生能源资源条件、发展情况、电网特点、地区负荷特性等因素，并综合区域经济现状以及屋顶分布式光伏建设特点、开发积极性等情况。通过评估，充分体现我省不同区域分布式光伏并网存在的不同“堵点”“难点”和“痛点”。 10个试点县（市、区）中，南靖等4个县的可新增开放容量为0。主要原因是当地的负荷较小，小水电等其它各类电源较多，分布式光伏已无法在配电网消纳，再向220kV主网传输将违反《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T2014-2019）要求。 三、《通告》发布的主要目的 根据国能综通新能〔2023〕74号文要求，通过发布相关试点县域的阶段性可开放容量信息，合理引导企业、居民做好分布式光伏开发建设工作。同时，推动电网企业通过对制约分布式光伏接入的相关问题开展专题分析研究，制定针对性解决措施，满足分布式光伏接入需求，为我国分布式光伏的可持续康健发展提供借鉴。 联系处室：新能源和可再生能源处 联系方式：0951-87063448 点击跳转原文链接： 福建省发展和改革委员会关于发布试点县分布式光伏接入电网承载力信息的通告

11月17日，龙源电力发布公告称，公司拟与国家能源投资集团有限责任公司签订投资协议，共同出资设立国能巴丹吉林（甘肃）能源开发投资有限公司（暂定名，最终以工商机构核定为准），作为开发巴丹吉林（甘肃）沙漠基地项目的主体法人公司。 公司以自有资金出资15.3亿元，占比51%，国家能源集团出资14.7亿元，占比49%，合营企业由公司并表。 合营企业经营范围包括：太阳能发电技术服务、风力发电技术服务、储能技术服务、余热发电关键技术研发、余热余压余气利用技术研发、新兴能源技术研发、资源再生利用技术研发等。 公告称，本次设立合营企业，旨在开发巴丹吉林（甘肃）沙漠基地项目。项目计划建设规模为1,100万千瓦新能源，并配套火电调峰项目、储能和光热项目。项目目前尚未取得核准。按照项目开发要求，需由一个投资主体一体化开发建设，通过火电与新能源联营，实现各电源优势互补，达到经济效益最优。因此，公司与国家能源集团合作设立合营企业，充分发挥公司在新能源领域的专业特长和技术优势，并借助国家能源集团在火电项目的开发建设运营优势，共同开发巴丹吉林（甘肃）沙漠基地项目，实现效益最大化。

从“三头在外”，到问鼎全球，我国光伏产业已经成为外贸出口“新三样”之一，但近年来逆全球化趋势加剧，在鼓励本土制造声浪下，我国光伏企业出海战略正在从中国造、全球卖走向全球造、全球卖。 据北极星太阳能光伏网整理，今年以来，共超19家光伏企业计划在海外投资建厂，建设范围几乎涵盖光伏全产业链，其中硅片、电池、组件环节规划产已超90GW。从建设选址情况来看，东南亚之外，美国以及中东等一些国家成为我国光伏企业海外建厂的重点区域。 01、 赴美建厂潮 作为全球第二大光伏市场，据美国能源信息署(EIA)数据，目前美国光伏累计装机规模为107.5GW，而美国能源部制定的远景蓝图是在2035年实现光伏装机1600GW。 与庞大装机目标相反的是，美国本土光伏产业制造却持续低迷，据彭博新能源财经数据，截至2022年底，美国本土组件产能不足7GW，超2/3的产品需要依赖进口中国产品。 为摆脱依赖，一方面美国针对中国企业海外产能主阵地的东南亚发起了“双反调查”。今年8月，靴子落地，美国认定东南亚四国的光伏产品有规避反倾销/反补贴关税的事实，这意味着在2024年6月6日豁免期结束之前，东南亚的光伏制造企业需调整自身产业供应链。 另一方面，限制东南亚光伏产品的同时，美国拿出3690亿美元的真金白银来支持本土制造业发展。2022年8月，美国颁布《通胀削减法案》 (IRA)，值得注意的是，这一法案对我国企业赴美建厂似乎也较为友好。 从美国财政部对法案的补充来看，即使项目中使用的组件包含中国制造的光伏电池同样可以获得IRA补贴，不过要求美国本土制造成本需占45%以上。据美国太阳能产业协会(SEIA)报告，自该法案通过以来，美国已有51家太阳能制造厂宣布成立或扩建。 面对瞬息万变的国际贸易环境，今年以来，我国光伏企业开启了轰轰烈烈的赴美建厂潮。先后共7家企业宣布在美国投资建厂，五大组件龙头均位列其中，主要进行光伏电池及组件环节的生产制造，规划产能达到了23GW，叠加之前已经在美建厂的赛拉弗，我国赴美建厂企业已有8家。 02、 探索新兴市场 能源转型大趋势下，全球各个国家都在积极推动可再生能源发展。 其中，沙特早在2017年就启动了国家可再生能源计划，目标是在2030年实现新能源装机58.7GW，而光伏作为新能源发电之首达到40GW。此外，阿联酋、阿曼、约旦、科威特等国也纷纷在远景规划和能源战略中，将可再生能源比例进一步提高。 作为全球最大的石油出口地区，当下中东各国都在积极探索能源转型之路，而中东地区日照充足，发展光伏则成为重要方式之一。根据Infolink数据，2022年全年中东累计从我国进口光伏组件11.4GW，相比2021年增长了78%，市场需求广阔。 此外，“一带一路”政策带动下，我国光伏企业纷纷应时而动，在今年10月中旬召开的第三届“一带一路”国际合作高峰论坛期间，超10家光伏企业与“一带一路”沿线国家签署能源合作协议，签约内容涵盖电力、光伏、风能、氢能等。 其中光伏制造领域，包括TCL中环在沙特落户的20GW晶体晶片项目，以及天合光能计划在阿联酋和印度尼西亚建设光伏全产业链项目，此外协鑫科技也表示正在与沙特就开设其首家海外工厂进行深入谈判。此外根据公开信息，阳光电源、中信博、上能电气、航天机电、苏美达、腾晖光伏等企业早已在印度以及部分中东地区建厂。 随着中东等一些新兴市场的日渐成熟，有望成为我国光伏企业的重要增长引擎，与此同时我国光伏企业也正积极抓住新兴市场的窗口期，致力于构建全球造、全球卖的市场格局。

眼下，距离2023年结尾已不足两个月，随着各家组件企业公布前三季度出货数据，以及对第四季度的出货预期，2023年组件出货量TOP10雏形已现。当然，站在并网装机的“最热”季节，各家龙头仍在奋力一搏，最终结果或许也就此改写。因此，本文仅是预期。 着眼2023年的龙虎之争前，可以先回顾一下2022年的TOP10。 再看2023年，十大巨头或仍是这10家企业，但排位却将洗牌。 曾于2016~2019年连续4年稳坐出货量“一哥”的晶科能源，或将今年实现“王者回归”。在2022年度报告中，晶科能源曾预期2023年组件出货量目标60~70GW。不过这一目标今年被上调至70~75GW。 根据三季度报，今年前三季度，晶科能源实现组件出货52.2GW，并且重申“有信心完成70~75GW的出货目标”。对于第四季度，晶科能源预期组件出货23GW左右，这也意味着晶科能源锚定目标上限75GW，甚至有望超出预期。全力转向n型的晶科能源，当下也成为市场n型“排头兵”，截至三季度末，已投产n型TOPCon电池产能超55GW，大规模量产平均效率达25.6%。 出货量季军将在隆基和天合之间激烈争夺。2022年度报告中，隆基预期2023年电池组件出货目标85GW。不过在2023年第三季度业绩说明会上，隆基总裁李振国表示：“组件出货量距离目标有一定差距，可能达到85%左右水平。” 今年前三季度，隆基实现组件出货43.53GW。按照85%测算，全年出货或将落在72GW左右，但其中包含电池的出货，前三季度，隆基电池出货4.71GW。 天合则将今年的组件出货目标由2022年报中的65GW上调至65~70GW。今年前三季度，天合组件出货超过45GW，超越隆基，位列全球第二。 以稳健著称的晶澳继续稳定前行，全年电池组件出货目标保持不变60~65GW。前三季度晶澳实现电池组件出货37.63GW。 值得重视的是，从前三季度经营数据来看，晶澳科技净利润位列TOP4前列，且应收账款保持低位。对此也有市场评价，晶澳科技放弃组件出货量之争，而全力保利润、保回款、保现金流。对于下一代n型技术转型，晶澳同样不甘落后，预期年底n型电池产能将超过57GW。 对比TOP4，稍显落后的老牌巨头阿特斯全年组件出货预期30~35GW，被赶超风险加大。今年前三季度，阿特斯组件出货22.6GW。 以上可谓呈现断层式领先的组件TOP5巨头，且已霸屏多年。预期2023年，TOP5企业组件总出货量将超300GW，较2022年增长64%，集中度再升。 TOP10后五位同样竞争激烈，并且排名或将大变。 最大上升或将归属于通威太阳能。2022年，硅料、电池“双龙头”通威发力组件业务，当年便挤入出货量TOP10。2023年，通威预期组件出货量将达35GW，前三季度已实现组件出货18GW。不过面对第四季度17GW的出货任务，仍是压力重重。 与通威展开竞争的将是正泰新能和东方日升。前三季度，正泰新能组件出货20GW，位列前六。2023年全年，正泰新能预期组件出货超过30GW。并且，正泰新能将2023年定义为产能大规模扩张的一年，特别是TOPCon优势产能。据悉，到2023年底，正泰新能电池产能将达53GW、组件产能55GW，其中TOPCon占比81%。 东方日升前三季度实现组件出货14.5GW，全年出货则锚定此前的最高目标30GW。 TOP9或将落于一道新能。作为组件“黑马”，一道新能2022年首次闯入组件出货量前十。2023年，一道新能预期组件出货量20GW，较2022年翻番，前三季度，已实现组件出货13.5GW。 尚德电力以12~15GW的全年预期组件出货量登上TOP10的“末班车”。不过后来者虎视眈眈，如阳光能源前三季度组件出货6.3~7.2GW，或与尚德电力旗鼓相当。 需要强调的是，出货量虽是组件企业的重要考量因素，但也非绝对因素。在光伏技术迭代的关键时期，各大企业的最新技术进展、新品、量产效率、功率以及技术突破等，北极星将持续跟踪。

11月13日，济源产城融合示范区管理委员会关于印发济源产城融合示范区“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划的通知，通知指出，“十四五”能源建设重大项目发布，其中光伏项目规模457.94MW。 光伏重大项目清单如下： 此外，其中还提到未来发展的主要目标，是到2025年，能源安全保障能力显著增强，能源生产消费结构更为合理，能源基础设施更加完善，能源体制机制逐步健全，初步建成多元支撑、清洁低碳、安全高效的现代能源体系。 能源安全保障能力更加有力。济源一次能源生产总量等价值达到280万吨标准煤，电力装机达到735.33万千瓦，可再生能源发电装机达到248.04万千瓦以上。煤炭产能稳定在年产126万吨。济源管道燃气用户数量达到30万户，燃气管道总里程达到次高压管道20公里、中低压管道2000公里，天然气用气规模达到每年3亿立方米，能源储备和应急体系更加完善。 能源低碳转型成效显著。煤炭消费占比降至60%以下，非化石能源消费占比提高到23%以上，非化石能源发电量比重达到27%左右，电能占终端用能比重达到27%左右。风电、光伏发电装机成为电力装机增量的主体。 能源利用效率大幅提高。节能降碳成效明显，单位GDP能耗五年累计下降18%以上，煤电机组供电煤耗降至每千瓦时297克标准煤。能源资源配置更加合理，电力协调运行能力不断加强，到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的20%。能源系统信息化、智能化水平进一步提升。 能源服务民生持续提升。城乡能源服务均等化水平显著提高，能源领域营商环境持续优化，供电、供气、供暖用户报装时间进一步压缩，电网可靠性进一步提升，基本形成布局合理、服务一体化的充电基础设施网络。到“十四五”末，城市集中供热覆盖率达到90%以上，城市建成区燃气普及率达到99%以上。群众生产生活用能保障能力进一步增强。 展望2035年，非化石能源消费占比大幅提高，可再生能源产业及新兴能源产业取得决定性进展，可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。基本建成清洁低碳、安全高效、创新融合、开放共享的现代能源体系。 点击跳转原文链接： 济源产城融合示范区管理委员会关于印发济源产城融合示范区“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划的通知

11月16日，维业股份披露投资者关系活动记录表，活动中，公司表示依托珠海国企背景优势，公司在承建重大建筑工程方面具有区域、品牌及资源等优势，积极布局光伏建筑赛道，取得了较大进展。 截至目前，公司全资子公司建泰建设中标珠海分布式光伏发电项目，项目包括一标段（金湾区、洪保十片区等）、二标段（斗门区）和三标段（高新区及香洲区），总金额接近 18 亿元。而在此之前，公司已落地珠海市高新区华冠科技 1.8MWp 分布式光伏发电、第一批 5.0 产业新空间等 10 个光伏项目，总计超 60mwp，是公司在推进光伏建筑落地实施方面取得的阶段性成果。 公司表示，将在保持主营业务增长的同时，充分发挥国有控股股东的平台优势，大力布局光伏建设新业务，打造企业发展的新增长点。

11月14日，英力股份披露调研活动信息，在接待机构投资者调研时，公司表示现有的是一条500MW的晶硅组件产线，主要生产的是p型光伏组件；从江苏宏瑞达和苏州晟成购买的N型的高效光伏组件生产线，预计是在明年1月份可以安装完成；产能2.4GW也会在1月份实现。 三季度，公司光伏组件库存有约63MW，计提减值1,900万元。存货中，光伏组件6,000多万元，其他库存几乎都是笔记本电脑结构件。后续光伏组件不会再有较大减值，公司会把库存63MW组件用到各地的电站项目中，年末整个减值的规模应该会少于三季报的初步测算。

阿特斯日前自愿披露控股股东CanadianSolarInc.（以下简称“CSIQ”）2023年第三季度业绩以及2023年第四季度及2024年度经营展望。 据了解，CSIQ为阿特斯控股股东，系一家于美国NASDAQ证券交易所上市的公司。 根据公告，CSIQ2023年第三季度总出货量为8.3吉瓦，环比增长1%，同比增长39%；2023年第三季度收入折合人民币约132.6亿元（18.5亿美元），毛利率为16.7%。 CSIQ 2023年第四季度预计组件出货量在7.6至8.1吉瓦之间，预计储能系统出货量在1.4至1.5吉瓦时之间，其中约720兆瓦时预计将在2024年初产生收入。CSIQ2023年第四季度预计总收入在16亿至18亿美元之间，毛利率预计在14%至16%之间。 2024年全年预计组件出货量在42至47吉瓦之间，储能系统出货量在6.0至6.5吉瓦时之间。与此同时，CSIQ更新了光伏制造业各环节产能计划如下： 注:上述表格显示产能为时点数预计产能，产能扩张计划可能会根据市场情况和资本分配计划进行更改。 据了解，截至2023年9月30日，CSIQ分别拥有26吉瓦和55吉瓦时的光伏和储能项目储备，处于行业领先地位。 截至2023年9月30日，CSIQ旗下阿特斯储能科技(e-STORAGE)拥有约43吉瓦时的储能系统订单储备。截至2023年11月14日，已签署合同的在手订单金额26亿美元，其中包括长期服务合同。预计到2023年底，Solbank储能系统的制造产能将由目前的8吉瓦时扩大至10吉瓦时。预计到2024年底，其制造产能规模将进一步扩大至20吉瓦时。（上述为预计产能，产能扩张计划可能会根据市场情况和资本分配计划进行更改。）

对于目前产业链发展现状等问题，通威集团董事局主席刘汉元在中国国际光伏产业大会期间接受了财联社等媒体采访。他认为，市场经济的本质就是在发现需求和平衡需求中前进，这其中出现减少投资和扩大投资等，都是正常的市场行为。 在全球能源转型和确定双碳目标机会下，光伏产业的发展速度显而易见。据国家能源局数据，今年1-9月全国太阳能发电新增装机128.94GW，同比增长145%。但与之相伴的是，随着各环节产能成倍扩张，过剩问题也逐渐显现。特别是下游组件产能对终端装机需求的阶段性产能过剩，产品价格“超跌”现象普遍。 刘汉元认为，光伏行业的发展起步不久，未来30年的能源转型需要比今天更大的产业规模才能支撑，对可再生能源的需求，尤其是光伏能源的需求仍然非常大；其次，市场条件下的投资行为和需求都是不断从平衡到过剩，再到平衡，周而复始螺旋式前进运动。 在刘汉元看来，市场就是在发现需求和平衡平衡中反复。光伏产业的过剩只会持续很短的时间，可能在半年到一年，或者稍微长一点的时间，之后就会重新取得新的平衡。 “市场的事情交给市场，政府适当引导，就可以应对当前所谓产能的过剩危机。”刘汉元在交流现场表示。 财联社记者注意到，在此次大会现场，亦有专家表达类似观点。中国有色金属工业协会硅业专家组副主任吕锦标表示，行业产能过剩存在一定过度解读。他认为，这一轮产能发展中存在一些“PPT产能”，并不会立刻落地。同时，近两年发展中的硅料端去瓶颈、电池技术迭代，龙头企业一体化扩张等，这都是增强产业竞争力和可持续发展的表现。 吕锦标提到，目前组件价格降得太厉害，已经伤害到行业的发展，但这应该交给组件龙头企业处理。据他分析，组件前九家出货量今年超过400GW，行业总出货超过500GW。这些企业占比到行业80%以上，应该自己处理过剩问题。 在交流中，刘汉元还提到了通威股份的“出海”计划。他认为，目前来看，全世界的能源转型主要依靠中国制造，中国光伏企业在不同的产业链环节占到全世界份额的80%-95%。“大家都在研究（海外建厂），我们是积极、乐观、正面去评价这个的。” 对于建厂选择，刘汉元透露，一是考虑核心生产要素的比较优势，二是离市场更近，即运输半径最短的优势。综合来看，这取决于资源要素和市场要素两边的平衡。