据高宏玲透露,该认证标准的指标包括企业研发能力、生产规模和国内外市场的占有率、知识产权的拥有量等。如果企业不能符合这些认证标准,将不能获得银行贷款,也不能上新项目。此标准制定工作会很快进行,现在已经是12月底,明年应该很快有分晓。
业界相关人士认为,对光伏企业有约束作用的产业准入认证标准出台后,多家企业或面临淘汰。光大证券一项研究报告预计,国家政策导向明确,光伏进入去产能通道,行业春天可期,未来6~9个月,光伏行业有望迎来实质性的产能收缩期,超过1GW的中大型产能退出。
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中广核阿拉善1GW光伏治沙项目(东场址)近日完成备案,总投资约23.33亿元,由中广核在阿拉善高新技术产业开发区设立的子公司负责建设。项目位于乌斯太镇,规划装机容量1000兆瓦,配套新建一座220千伏升压站及相应集电与送出线路,所发电量将接入对日善500千伏升压站。作为典型的光伏治沙一体化工程,项目同步实施生态治理,覆盖治沙面积4万亩,主要采用草方格工艺建设防风阻沙带和固沙缓冲带。依托当地丰富光照资源,项目践行“板上发电、板下治沙”模式,在规模化开发清洁电力的同时,有效遏制土地沙化、改善生态环境,推动能源供给升级与生态保护协同并进,服务区域绿色低碳发展。(199字)
工信部于10月16日发布《光伏制造行业规范条件及公告管理办法(征求意见稿)》,拟对光伏制造行业实施更严格的技术准入标准。文件明确,现有光伏组件产品的光电转换效率最低不得低于23.4%,而新建、改扩建产能所生产的组件效率门槛则提高至不低于24%。此外,征求意见稿还对多晶硅、硅片、电池片等上游环节的能耗、污染物排放、智能制造水平等指标提出细化要求,旨在推动行业技术升级与绿色低碳发展。该政策面向全行业公开征求意见,后续将根据反馈进一步完善并正式施行,标志着我国光伏制造业正从规模扩张转向高质量、高效率、低能耗的发展新阶段。
印度新能源和可再生能源部(MNRE)最新更新《型号与制造商核准名录》(ALMM)第二部分,新增529兆瓦单晶硅PERC太阳能电池产能,使全国ALMM登记的太阳能电池总产能达37393兆瓦(即37.393吉瓦)。其中,Premier Energy Photovoltaics新增产能后,其PERC电池总登记产能升至2454兆瓦,并新增1358兆瓦G12R N型TOPCon电池产能,整体登记产能达3812兆瓦。此前,Jupiter Solar Tech和Renusol India亦分别扩充了N型TOPCon电池产能。ALMM-II对公用事业级项目设定了2025年8月31日的执行截止期,但净计量及开放接入式项目豁免期延至2026年12月31日。此外,MNRE已于2026年3月启动ALMM第三部分,将硅锭、硅片纳入监管,计划自2028年6月1日起强制实施,前提是至少三家独立硅片制造商完成登记且合计产能达15吉瓦。
国家能源局在9月全国可再生能源电力开发调度会上释放关键政策信号:健全新能源价格结算机制、切实保障合理收益,是破解当前光伏产业低价困局的核心路径。文章指出,尽管截至2026年8月光伏装机已达12.97亿千瓦、超越煤电成为最大电源,但新增装机增速放缓,反映投资动力不足。根本原因在于低电价导致项目经济性承压,影响发电企业投资决策,并沿产业链向上传导,加剧制造端产能过剩与恶性竞争。会议特别强调科学组织2027年增量项目机制竞价,避免片面追求“低价”而忽视项目可投资性,要求在市场竞争与收益可持续性之间取得平衡。文章阐明,合理收益并非保护利润,而是维系有效投资、设备采购、项目落地和产业链健康循环的前提条件。(199字)
本文基于31家光伏主产业链上市公司2026年中报数据,系统分析行业阶段性变化。文章指出,光伏行业正从“无序内卷”转向“主动修复”:产能连续七个季度收缩,资本开支大幅压降72.2%,筹资现金流由净流入转为净流出,企业普遍由加杠杆扩产转向缩表、还债、清退低效产能;毛利率已现筑底迹象(组件环节同比提升2.34个百分点),但净利率受人民币升值导致的汇兑损失拖累,尚未企稳;海外收入占比首次突破50%,储能与锂电等多元化业务贡献可观增量利润,成为重要支撑。文章强调,当前信号反映的是“主动内卷退潮”,但行业真正拐点仍取决于存量产能实质性出清与资产负债表实质性修复。(199字)
阿曼苏哈尔自贸区的联合太阳能(USP)10万吨多晶硅项目,于2026年2月投产仅七个月后,计划自10月起停产半年。该项目曾被定位为“中国境外最大、中东首个”规模化多晶硅基地,总投资约16亿美元,核心战略是依托阿曼非“外国关注实体”(FEOC)身份,借阿曼—美国自贸协定规避美方对华硅料限制,开拓溢价市场。然而,其现金成本高达33–38元/公斤,显著高于中国头部企业23–28元/公斤的水平,主因阿曼天然气价格大幅上涨推高电力成本。同时,预期中的美国贸易保护政策(如232条款最低进口价)落地滞后,而中国合规硅料仍以约7美元/公斤报价持续供应美国市场,导致阿曼产品缺乏价格竞争力。叠加高杠杆融资结构与低开工率(年产量仅3–4万吨),持续生产加剧现金流压力。此次停产折射出海外替代供应链在成本与政策落地节奏间的根本性失配。
浙江晶科能源有限公司位于嘉兴海宁的光伏电池组件工厂拟实施高效新结构电池及组件技术改造项目。该项目总投资17.92亿元,将在原有厂房内淘汰全部12GW现有产能(含6GW晶硅电池与6GW电池组件),同步拆除制绒机、叠焊机等老旧设备,引入湿法处理、图形化等先进工艺装备,并集成MES、SAP、AI等数智化系统。技改后,工厂将不再保留原有规模化电池生产,仅保留电池片研发功能;整体产能调整为年产2.7GW高效新结构电池和4GW光伏组件,实现产线升级与结构优化。目前,该项目环评文件已进入审批公示阶段。
德国SMA太阳能技术公司在尼斯特塔尔建成投产一座大型光伏逆变器工厂(吉瓦工厂),总投资约8000万欧元,占地4.6万平方米。该厂主要生产新一代集中式逆变器、储能系统及大型公用事业级能源管理设备,是SMA布局公用事业光伏市场的战略核心。虽未公布当前实际年产能,但设计满负荷产能可达60GW;相较2023年规划的20GW初始目标,投产后公司整体制造产能已提升至40GW。工厂建设兼顾产能扩展与本土化发展,旨在增强欧洲光伏关键设备的自主制造能力,并支撑未来能源转型所需的工业基础。
本文介绍了2026年第二季度美国光伏市场因“安全港”截止日期(7月4日)引发的抢装潮,推动当季新增装机达11.4GW,同比增45%、环比增43%,其中地面电站贡献9.6GW(同比增61%),主要为锁定第48E/45Y税收抵免。同期分布式光伏表现疲软,户用装机仅995MW(五年最低),同比下降12%,主因2025年第25D条款终止及商业模式转型受阻;工商业和社区光伏则呈温和增减。尽管短期项目储备达216–240GW,但审批延误、并网困难、政策不确定性及新贸易措施(如15%关税、最低进口价格、逆变器管制)正加剧供应链压力。截至2026年9月,美国已投运光伏组件产能升至75.3GW,电池产能10.6GW。长期来看,行业预期仅小幅上调,2026–2031年年均新增装机预计维持在约44GW。(199字)
本文聚焦工商业分布式光伏加速发展的趋势与服务商遴选标准。在“双碳”目标深化、组件及逆变器成本下降、工商业电价上行(0.8–1.2元/度)及碳考核压力传导等多重驱动下,屋顶光伏正从“可选项”转向企业用电与减碳的“必选项”。文章指出,服务商选择实为关乎二十年用电成本与碳指标的战略决策,并系统提出四大评估维度:一是技术方案需基于实地踏勘的定制化能力;二是核心设备(尤指逆变器)的品牌力、效率(如阳光电源SG系列最高达98.8%)、可靠性与智能运维水平;三是覆盖全工序、可追溯的施工质量管控体系;四是依托稳健经营背景与全国服务网络的长期运维可持续性。全文强调,全链条能力完备的服务商方能保障项目长期收益与稳定性。(198字)
近期,中核、华能、大唐、国能等多家能源央企在山东、河北、陕西、安徽四省布局的多个大型地面光伏项目集中获得生态环境部门环评批复,总装机规模超1000兆瓦(1GW)。其中,中核昌邑570MW项目因地块调整重新报批;河北青龙建昊140MW项目完成环评公示;陕西平利、丹凤及岐山三地分别获批100MW、50MW和99.9MW光伏项目,涵盖常规地面与灌溉渠复合利用模式;安徽歙县100MW“茶光互补”项目则创新采用茶园上空架设光伏板的生态融合开发方式。各项目总投资额合计超26亿元,建设周期多为12个月左右,普遍采用高效N型双面组件、组串式逆变器及柔性或固定支架系统,并配套新建升压站、开关站及集电线路等基础设施。



