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硅料介绍:
今天公司公告了2020至2023年的产能规划。硅料20、21这两年最少分别投一个项目,22年投两个项目。到23年年底,将形成22万吨产能,乐观预测按照20、21、22三年平均每年两个项目去规划和筹建,23年年底形成29万吨。
电池片介绍:
在今年中期,公司的实际产能,眉山按照210来算,已经有30GW,加上金堂的30GW,以及眉山后续的2期产能,已经有70GW。所以我们以20GW以内每年的建设速度进行扩产。一方面我们继续在研发上跟紧甚至领先于行业,各种技术路径,各种工艺方案,都对外持开放的态度。另一方面是在基于研发基础的实际投资中,审慎进行,本次30GW的投资预计的金额是200亿。如果完全按照PERC来算,应该是远远大于该投资额,因为其中涉及到15GW的PERC+或者说是TOPCon。在两三年之后,如果异质结能量产,那么预留了15GW的异质结及配套设施的空间来进行测算,加起来正好是200个亿的规模。
市占率规划:
随着光伏开始进入平价阶段,按照光伏未来5年全球复合增速10%来算,到2023年,每年的新增装机将接近200个GW。硅料和电池以最乐观的情况来看的话,只占总需求的50%。谨慎估计,估计大约是30~40%左右。我们认为作为在硅料和电子两个领域的龙头企业,具备优势成本优势的品质优势,而且在我们的科技研发上应该说也是处于市场的一线位置。所以说我们在细分市场对应至少应该有30%到50%的市占率。
成本和技术规划:
硅料成本将进一步下降,之前两个一级项目,我们从开始投的时候,向市场保证543的成本,目前我们跑下来,在单晶占比接近90%的情况之下,我们做到了5万以下的全成本。
对于未来的新产能,不管是包头和乐山的2期或者其他的新增项目,我们会在此基础之上进一步降低成本,生产成本做到3的区间,新型成本做到2的区间,技术上保障单晶占比在85%以上。我们目前我们乐山的老产能,包括两个新产能都是在85%以上,甚至是接近90%,乐山老产能那边已经做到90%。乐山的新产能,单晶占比超过也基本达到90%。
n型料做到40%~80%的区间,目前我们乐山老产能的n型料已经在批量化的供给隆基,新厂也将在近期向客户进行大规模的一个试料。电子级我们是想具备这样的生产能力,但是不轻易进入这样一个新的领域,在电池片方面的话,通过规模的扩大、效率的提升、尺寸的加大、工艺的完善,那么PERC产品的非硅,我们规划做到两毛以下,目标做到1毛8。
新产品特别是异质结成本肯定会进一步降低,但就算是能够跑出来,我们预计应该至少是在2~3年的时间。技术上,都是以我们自己的技术积累、研发积累,可以做得到的,就是确定性比较强的实现基础之上,不包括行业本身的技术和成本的进步。
问答环节:
Q1:目前的投资规模相对还是挺大的,未来的PERC、HIT的投资方向介绍?OCI停产对行业的影响?盈利水平什么位置?
我们这次新签的协议是在成都的金堂像一个30GW的规划。目前们总体上是按照短期的规划,以现在主流的产线为主,中远期的规划是在考虑我们现在正在试验的异质结,它未来是不是能够在量产的性价比上去取代PERC。在短期这两三年之内,性价比要赶上来还是比较困难的。但是我们保留这样的一个口子,今天为什么我们在持续的在上PERC的产线,不是简单的PERC产线,而是考虑到往下一步的叠加。p型的方向就是PERC+,n型的方向就是去叠加Topcon,它都是可以沿用现有的派克产线。在所以我们在这次规划上,留够了足够的空间,为下一步提升做准备。
现在看下来的话,这两个方向的提升,我们也都还在论证的过程当中。额外增加的投资不管是用perc+加还是用Top con大体是相当的。但在成本和可能市场实验结果上来看的话还略微有差异。我们会以性价比、量产化为条件来最终决定是用PERC+还是TOPCon去附加。后面的3期和4期,我们也是认为是异质结是有可能成为下一代的技术,但是在今天暂时还不太成熟,所以我们在尝试不同的技术方向,在尝试不同的国产和进口的设备,装备制造,包括进口、国产的一些材料,我们最近这一年多也取得了一些显著的进步,但到今天为止,还暂时性价比在短时间内提升的可能,我们还是留下这个口子,这个当中因为异质结的单GW的投资确实是远超现在PERC+或者Topcon的水平,整体也推高了我们的投资额,追高到了一个大体上30GW到了200个亿的总投资额。
下游的产量将会集中释放,需求会大幅增加,OCI和瓦克,高成本企业要退出。韩国5万吨1月份开工30%,2月份要彻底退出。瓦克去年底提了50亿的减值,两个工厂将从光伏级变为电子级。瓦克一半的产能会削减。国内老产能成本还是很高的,4-5万吨要替换掉。去年底已经有7万吨已经退出了。现在国内成本、质量过不了关的都会陆陆续续退出。会有20万吨的缺口。
去年进口了14万吨多晶硅,国内34,现在缺口20万吨。多晶硅在光伏终端的成本占比只有5%,未来成本上涨5000-1万对电站成本影响只有1%,是低敏感度。多晶硅扩产周期在15-18个月,2020年到2021年上半年将没有硅料新产能退出。硅料现在已经实现了500-1000的涨价。
平价上网之后,市场会比较稳定,未来硅料的价格会是稳中向好的态势。
Q2:硅料的生产成本和现金成本的控制要从原来的543降到432,具体实现路径是什么?一体化和专业化是怎么考虑?
现在运行成本来看,今年已经低于4万,现有产能还有5-8%的降低空间,通过对行业考察和科研攻关,从源头加以利用,各种消耗指标会大幅降低。我们研发经费4-5%来支撑。我们精细化管理,成本控制做到极致。我们自己的蒸汽消耗只有几顿,比行业少1个数量级,未来会到0吨。
PERC产线叠加主要是两个方向,一个是P型晶硅路线上,我们所以投资路线基本上基于M12大硅片210的预算,目前跑下来情况,PERC+效率提升在1%相比PERC,相对应增加成本的话,只是增加设备,但是设备不太成熟,这是推进的相对难点,除了设备之外,通威是智能化产线搭建的好,人员不会增加,成本增加就是设备对应的动力和折旧增加,大概增加1-2分钱,目前还没有实际的量产,还需要时间。TOPCON设备相对成熟一点,是P型转为N型,TOPCON,主要改扩散设备,会增加4-5道设备,成本上N型硅片贵,比PERC+略高,转换效率提升1%以上,目前主流产线生命力延续上还需要论证。对于HJT规划,静态来看设备成本较高,工艺单耗也高,从HJT中试线上选择的技术路线是三个方向,国产+进口设备都有,目前转换效率已经比PERC多1%以上了,量产效率超24%是可实现的,但是成本增加的更多,未来国产化之后成本降幅考虑在内的话也看不到近几年HJT的性价比,目前HJT单GW投资额考虑国产化,还要考虑配套,还是要8-9亿,远远高出PERC、PERC+、TOPCON。
我们一直都是在自己的专业领域最专做强,我们多晶硅、电池片两环节,进入门槛较高,目前不管是规模还是成本,都是处于比较领先位置,我们目前仍然坚持在两个细分环节最精,行业本身未来还有很大发展空间,在两个细分环节比较分散,还有足够空间提升市占率,未来在这两个环节夯实行业地位。第二点,我们做了储备,也布局了几百MW硅片产能,组件也有一小部分,主要做叠瓦的研发,这两个板块的布局考虑到验证我们自己产品性价比,做技术储备。我们内部跑出来,我们组件和硅片很多核心技术,如果量产还是有竞争优势的,如果全行业都做一体化的话,通威也有优势,一体化大部分硅片往下游,或者组件往下游,一般到硅片端停止。但是我们有硅料环节的地位,我们更具有协同优势和产能优势,但是我们做好储备。我们仍然认为行业内专业分工为主,共同努力做下成本,促进终端的发展。我们也早给我们上下游客户协商和探讨,形成战略性的供给。
Q3:测算PERC+,TOPCON,未来转换效率提升空间?HJT转换效率追上的拐点?
HJT效率目前是提升1%,但只是起步,目前看得到是24%-24.5%。关键在于这两块额外增加的非硅成本比较少,但是对于HJT,HJT不能光对比转换效率,还要看后端应用会不会造成电站端的超发,目前HJT往2-3年来看只是到25%,但如果PERC+和TOPCON效率站上24%的话,HJT的拐点还会往后推,HJT本身还要利用稀有金属元素,受到资源稀缺性的影响,还要论证是否有可行性。
Q4:目前210组建的进展情况?perc产能不同尺寸的电池片的比例是怎么考虑的?
目前所有的规划都是按照210也就是M12的硅片来做的规划。因为在春节已经到了一部分的210的核心的生产设备,但现在还不是一条完整的产线,眉山的一期的项目是行业里面算是第一批210的产线,这个产线除了主设备之外,还有很多辅助的设施。现在的整体的这样的一个周期,特别受到这次疫情的这样一个影响,可能整体要在二季度初左右才会建成投产,完整的建成投产,但是现在有了一些主设备,我们已经可以用这些主设备生产出一些试样的产品,从试样结果来看,目前的210的尺寸的产品可以做得出跟其他的更小尺寸产品基本上相当的参数。所以这也才坚定了我们在后续的所有项目当中,我们都会以210的来做一个规划。
第二是只要你把硅片做大了,设备从大往小是都可以兼容的。只要匹配不同的工装夹具就可以。但是如果说我们一旦是设计的是小的往大去做,这个就牵涉到设备的改造,可能甚至都没有办法去做,所以这也是后续设计都是按照210来做的原因。
目前产线按照我们测算最经济的规模,纯PERC线不考虑PERC+和TOPCON是在7GW,未来转换效率提升的话还是可以提升的。我们在任何一个环节都是满产和满销,我们也会看客户需求,今年是大家逐步接受210的元年,我们会根据客户过渡期来调整产品结构。
Q5:后边的投产规划,资金方面是怎么解决的?
关于资金问题,我们这次公告一共是2020年到2023年这4年的一个在电池和硅料端的目标,大概投资这4年的投资大概是在520~800亿左右,资金的来源,第一是我们这几年公司自身的经营现金流,大概应该是在350~400亿,分红拿30%左右,这是经营现金流。第二个就是我们新增融资,有280~520亿,这其中包括中票有50亿,另外就是超短融,总共额度是30个亿,现在还剩下20多个亿的额度。还有绿色债券有30个亿,
第三个来源是银行的项目贷款,光伏平价上网以后,很多银行由以前就是说限制进入,逐渐进行了放开,对光伏平台上为以后的市场前景有了良好的预期。银行对行业也是有很很高的认可度。并且通威最近几年对。这个市场表现,特别是在光伏的归庙中核电池片的成本技术,产品的品质管理,这方面的优势和持续的优势和认同,金融机构是非常认同的。很多银行也表示非常愿意跟我们进行合作。
第四还有一些可能也权益性融资,包括我们现在不还有可转债说以后的比如增发这些,有这些方式,到时候看,根据市场情况和来看,那么这是新增融资的渠道。
Q6:我们现在用的210硅片的厚度,相比166的硅片的厚度需要增加吗?
主流硅片厚度是180mm,目前210厚度暂时只能是180mm,主流156、158的硅片厚度往170、160mm做薄片化,再往下做薄片化,在组件端没法做,因为目前组件串焊管控中没法管控,生产指标也会影响,目前180厚度能接受,再往下能不能做,会不会影响组件端还得后续验证。
Q7::现在眉山的在建的产能,要做到210可能有7~8个GW的产能?
整体应该是在7个GW,当然未来随着转换效率的提升,它可能是会在7个计划以上的会还有待提升的。这个只是基于现在的纯PERC线,不包括我刚刚所说的就是PERC+和TOPCon,因为这些就是它的产线等等这些数量不会有太大的变化,但它的转换效率会相对更高一点,所以它的额外的产出可能再多一些。所以现在的7个GW只是以210尺寸的目前的PERK,
Q8:现在资金的投资的回报周期大概是多长时间?相对于之前的项目有变化吗?
就上几个月的行情来看,我们在乐山投资的硅料目前这些项目测算下来,基本上都在5年以下,那么好的行情好的时候,就是说可能两年三年,我们包头和乐山的硅料能在4.几年收回,新项目也是4-5年。在电池片环节,从210的硅片来推算,我的整个投资回报的周期可能会有大幅的一个缩短。是因为210的这个产品,不管是各方面的指标也好,还是最核心的非硅成本的节省上也好,它可以有的一个议价空间上来也好,都可以去大幅的改善电池片的的单瓦的盈利能力,所以从而大幅的还会减少这样的一个投资回报期。目前210产品能完全跑到156、158水平的话,非硅能节省5-6分钱。
Q9:未来这几个硅料项目扩产的区域找好了吗?电价大概是个什么区间?
我们还是围绕着2~3个基地这样来定位布局,现在已经形成了两个基地,一个是内蒙,还有就是乐山。那么第3个基地在规划当中还有云南,基本就是三个基地,所以考虑目前的基地当中的电价的话,乐山的话是按照三毛钱,其他地区是二毛三到二毛五。
Q10:成本下降是物料节省吗?现有产线N型料的比例?
N型料比例是按照一季度100吨供货,二季度150吨,三季度200吨,结合我们产出和下游需求推进,要按照市场N型导入速度变化,新项目40-80%。成本部分,自动化控制、核心生产技术等。
Q11:现在同样的一个厂房,电池产能能到7个GW以上吗?现在单车间的投资是多少?
新厂房比目前的厂房要再大一点,通威一直都是追求性价比,折算下来单GW在厂房上投入也算是最少的。但是它确实也会是我们最大的一个车间了,但以后估计也就是大到那么大的一个水平,就没法再扩大了。光厂房的投入是不大的。以眉山一期来看,眉山1期我们是连厂房、土建,然后带所有的外围的配套的产物设施,基本上就是一个GW折算下来1个亿不到。
Q12:166尺寸的生产的成本能够比过去能够低多少?
从166现目前来看的话,它的非硅成本应该有2分/瓦的降幅。
Q13:新的硅料基地成本能够做到432的一个水平。那么能否把相关的技术应用到乐山老厂,把543的成本也降到432的水平?
新的技术是能够一部分应用乐山老厂,但全部的应用在老基地还是有难度的。新旧之间应该说可能会有一个3000块钱左右差距,不会特别大。老的项目也会降,但是最终他们会有一定差距。
Q14:HJT中试线规模会扩大吗?
异质结现在3条线,其中两条进口改进线,慢工出细活,跟国产厂商,按照光伏要求做了一些改变,所以才有了单线250MW的能力,未来还会效率提升。今天国产化设备已经能做阶段性的异质结的成果,按照光伏的产线要求还是不吻合的。制程工艺只有四个,但是每个精度都要达到纳米级的管控精度。所以我们也发现了一些预期的偏差,未来是能恢复到200多MW的水平,未来能不能做到现在PERC的400多MW的单线能力,还需要电池厂商工艺改良和设备厂商在设备上的改良。
40%还是80%,成本差距不大,根据我们和瓦克的交流加过。比例取决于市场的需求。
Q15:电池片设备往大尺寸走,换成大尺寸的话单GW投资会增加多少?一期会考虑哪种技术方案?
大尺寸化以后,车间投资是增加的,但实际上一个车间210产出是7GW,远高于原来水平,折算下来单GW不增反降,硅片越大,单W的投资成本越低,往下兼容是考虑我们目前的产品的出路问题,保证满产满销。PERC+和TOPCON增加是在1.5-2亿左右单GW,但各有各的缺点。这个与我们启动的项目不冲突,因为和两个路线叠加,总归有一条路线有性价比,如果是PERC+的话就是额外增加设备,TOPCON是P转N,最主要在扩散工序改变,要置换扩散环节设备,从P扩改成B扩,还有清洗的设备,预留空间就可以。如果这两个路线性比价比都比不过PERC,我们也只是多增加了厂房面积,这点沉没成本我们可以接受。
Q16:TOPCON考虑国产化设备?
不管是PERC+、TOPCON还是HJT,设备都考虑国产化为主,最简单逻辑,国产化设备商卖最常规设备也有现金流,他们可以请国外专家团队加入他们公司,或者直接买过来,所以未来人、财、物等系统优势都集中在国内,国产设备优势会越来越强。
Q17:30GW产能是以210计算的吗?下游对210应用程度怎么样?HJT和PERC这块,效率到多少能和现有PERC性价比相等?
我们做的规划都是按照210的规划来做的,在今年这个阶段,210往下兼容是考虑市场的过渡需求,我们率先抢出210的产品,是为了安满足下游验证需求,验证的话第一是3-6月的检验认证周期,会有同步检验结果出来,这个验证结果就能给到组件厂家给到不同国家验证,又要走3-6月周期,所以基本上要6-9个月的周期。我们对210有信心的原因在于,210在各个环节有额外成本降幅的空间,空间还不小。以眉山一期车间来推算,如果全部出210产品,年化产能7GW,如果只是158产品,年化只有4.5GW,差距较大。HJT目前还不好说,目前看得到的是HJT转换效率比PERC高,也看得到现在电池、组件功率和电站建设来说,每一个点绝对效率提升,给电站端成本节省约1毛,如果HJT提升效率1%,对电站来说的话,溢价空间只有1毛,但是增加的成本没法对比,高出好几毛甚至1块钱,但是成本降幅很快,如果以GW推算的话,HJT成本快速下降,以1块左右/GW在靠近,如果HJT成本在1块,以今天PERC158来计算,成本在7毛左右,所以成本差异远远大于效率的增幅,但是在特殊的应用场景来看,HJT是双面的,他背面功率也会超过双玻产品,还有一个他的衰减比例确实小于P型PERC,在整个生命周期来看能多发电几个百分点。HJT还要使用稀有金属铟,不满足每年100GW的大市场需求,还要看各方面综合因素的考量。
Q18:如果未来2-3年HJT对PERC有冲击了,我们现在投的PERC产线回收期?
现有投入已经收回了,要看新投入的,纯粹看投资回收期的话,以210产出,我们电池边际贡献更好,基于目前硅片成本和低行情,210能做到2年左右的全投入回收期。就算HJT2-3年成本量产化技术,也不是说所以电池投入都浪费,除了电池设备,还有厂房等配套,也是上亿的投资,这一块HJT和PERC能共用,换的话也是只是换PERC的设备,按现在行情来看,只考虑PERC的设备,投资回收期在1年左右。到2023年年新增装机在200GW左右规模,HJT设备厂商不可能丢掉其他比如PERC+,TOPCON等设备不做,只做HJT,只有2-3年HJT的设备供应不过来。
Q19:OCI和瓦克退出的话,主要原因是什么?
对国外光伏硅料厂保持尊重,他们指标也比较优秀,他们高成本两个方面原因,一是他们很多观念和理念,对技术的认识,对中国的认识还是停留在10年前,他们对自己技术突破也是在10年前,以瓦克为例,在10年期间,他们工艺基本没有改善,但是中国发生了翻天覆地的变化;二是中国现有的产业配套能力无人能比,工人、政府的办事效率是欧美国家没法比的,中国产业链的配套,工人的办事效率,远远超过欧美,这是整个国内机制的差异。瓦克听了我们的之后,回去发了50个亿的减值公告。他们美国工厂花了100个亿,才建了2万吨。
Q20:通威在做扩产规划的时候有没有考虑到新产能扩出来后,有本公司和其他公司的老产能退出,那么按照我们的产能计划安排来看,未来硅料和电池片两个环节产能出清的点在哪?比如非硅成本多少、哪一年的产能会退出,硅料环节现金成本多少的公司会退出?
电池片环节来看,主要是来自于两类,一类是电池片专业供应商,一类是组价厂或者一体化厂商自己建的电池片的产能。截止到2019年底来看,纯单晶环节(绝大部分是单晶PERC的产能)100多GW产能,以非硅成本来说,3毛5以上的还占到40%左右,3毛-3毛5的产能现在还有20%,3毛以下的很少,只有包括我们在内的一两家。下一步往大尺寸方向做以后,非硅成本进一步会有几分钱的降低空间,以我们过往经历来看,市场上说通威比较擅长精益管控只是控成本,但是控成本都是基于对技术最深刻的理解之后,对产线进行各种管控,不仅做好实验室中的东西,在批量化生产以后也要做到效率最高,满足市场上的需求,我们是在不断叠加在主流市场上的生产经验,使得我们新投的产能,即使在尺寸不发生变化的情况下,非硅成本也在持续降低,每个新投出的都会至少降低每瓦1-3分钱,听起来好像降幅不大,但正是这个使得我们比行业平均水平更好,是我们盈利水平和竞争能力所在,所以如果我们非硅成本进一步降低的话,要看市场上能够接受的空间有多大,行业的进步是在供大于求的前提下的,这种供大于求就能识别出哪一部分是有效产能,就是在效率、成本两方面有保障的产能。从刚刚跟大家分享的数字看,真正有竞争力的非硅成本应该在3毛以内,而当前还比较少,这也是我们为什么有信心扩产,一方面是我们对未来市场的看好,另一方面即使未来市场不是很好,未来也可以考虑落后产能的替换。
多晶硅环节来看,去年关了7.6万吨,今年OCI5万吨,加上国内大厂瓦克的数据总共有10万吨,再加上一些小厂,总计会有20万吨的规模。未来我们多晶硅产业的布局非常清楚,目前我们看得到的就是这5大家,都主要是新的产能,从旧产能来看,除了我们、永祥和大全之外基本没有盈利的,我们现在也只是保持微利,也在想办法提升老产能竞争优势,我们8.4-3在对N型料进行升级改造,在5月份能够实现,N型料占比在刚才说的基础上还能够再提升,实现高质量高附加值。电价方面,一个是把我们的110,220有一个数字上的降低,第二我们正在跟政府谈,政府也支持,把现在4毛2的电价降到3毛8,甚至达到3毛5,这样有个7分钱的电价降低,第三是我们的精细化管理,以前是68000-69000的成本,到62000,到50000多,今年我们要降到40000多,通过这一系列措施让老多晶硅保持适当的竞争力,当然跟我们新厂的产能还是有差距,但是行业格局已经很清楚了
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本周多晶硅价格持稳。n型复投料成交价格区间为3.60-4.10万元/吨,成交均价为3.86万元/吨;n型颗粒硅成交价格区间为3.50-3.70万元/吨,成交均价为3.60万元/吨;p型多晶硅成交价格区间为3.00-3.50万元/吨,成交均价为3.13万元/吨。本周多晶硅整体成交量较少。目前生产企业对能够接受的最低价格存在较为一
5月20日,据文山招商平台消息称,云南文山广南县发布了年产5GW高效太阳能电池片生产项目的招商引资计划。建设内容:项目结合上游优势企业,引进太阳能电池片生产企业,建设年产5GW高效太阳能电池片生产线,包括产品生产区、产品质检区、产品仓储物流中心以及相关基础配套设施等,拟计划以合资、合作、
5月15日,InfoLink发布最新光伏产业链价格。硅料价格本周了解多晶硅市场陆续订单成交,块状料价格下滑较快,采购节奏仍较慢,市场消息混杂,当前仍在开会阶段,具体需等至本周下旬才能有较具体内容。本周前期新单小部分成交贴近每公斤36-37元人民币。国产颗粒硅当期交付整体价格区间落在每公斤33-36元
5月14日,硅业分会发布最新多晶硅价格,本周多晶硅企业开始有一定量的签单,价格小幅下滑。n型复投料成交价格区间为3.60-4.10万元/吨,成交均价为3.86万元/吨,环比下降1.53%;n型颗粒硅成交价格区间为3.50-3.70万元/吨,成交均价为3.60万元/吨,环比持平;p型多晶硅成交价格区间为3.00-3.50万元/吨,
根据TrendForce集邦咨询新能源研究中心5月7日最新报价,N型复投料人民币价格为RMB39/KG,跌幅为1.27%;N型致密料人民币最新价格为RMB37/KG,变动幅度为-1.33%。N型颗粒硅人民币价格下滑至RMB35.5/KG。非中国区多晶硅料美金价格略有变动,为US$18.2KG。N型183单晶硅片人民币最新价格掉落至RMB1.02pc,较
硅料四月硅料产出约10.2万吨。截止四月底,硅料环节面临的困境仍为高库存影响。虽然整体硅料库存略有减少,但主要消化来自拉晶环节自身硅料囤货消纳。买方采购节奏放缓至五一节后,因此硅料库存仍主要集中在硅料厂家自身手上,四月硅料厂家面临整体价格有价无市,新签订单落定难度较高。如此困境之下,
4月2日,美国总统特朗普宣布对中国锂离子电池征收64.5%综合关税,并计划于2026年进一步上调至82%。这一系列关税举措可能彻底颠覆电网规模储能项目的经济性,对储能系统开发商正在推进或未来规划的项目发展前景蒙上阴影。太阳能发电设施的组件也受到了影响,从中国进口的多晶硅、硅片和光伏面板需缴纳60
硅料价格本周了解多晶硅现货市场成交有限、部分小单成交,块状料价格下滑较快,主要原因在于下游仍持续下探价格,影响拉晶环节持续放慢采购节奏,原先五一节后商谈出现推迟,新单小部分成交贴近买方要价约每公斤36-37元人民币。国产颗粒硅当期交付以主流厂家供货为主,本周小批量成交,整体价格区间持
记者从中国广核集团(以下简称中广核)获悉,5月27日,中广核烟台招远400兆瓦海上光伏项目全容量并网发电。作为中广核贯彻新发展理念、践行“双碳”战略的创新实践,该项目成功应用自主研发的双面双玻海上光伏组件等一系列创新产品,并形成可复制的海上光伏项目施工成套工艺体系,对我国海上光伏规模化
从去年的中央经济工作会议到今年的《政府工作报告》,都释放出规范过度竞争的明确信号。近期,国家市场监督管理总局和国家发改委相继出台政策措施整治内卷式竞争问题,将为中国光伏产业提供更加公平、健康、有序的市场竞争环境,以创新推动新质生产力发展的光伏企业快速穿越行业周期。5月19日,国家市
2025年5月18日,晶澳迎来了成立20周年的历史性时刻。回顾晶澳的发展历程,没有大起大落,而是一直依靠产品力和口碑,以持续领跑的姿态,在光伏产业中走出了一条稳健的韧性成长之路。当众多同期崛起的行业巨头相继折戟沉沙,这家诞生于2005年的“元老级”企业,却始终稳居全球光伏产业“第一排”——这
北极星储能网获悉,5月20日,内蒙古鄂尔多斯市科学技术局发布鄂尔多斯6家新型研发机构发布9项前沿科技成果,其中,北京大学鄂尔多斯能源研究院张宇闻发布“iMEMS储能电池能量管理系统技术”,该技术可实现储能系统内部微电网的能量控制,对智能电网的能量实施正确、高效的能量自动分配和管理。鄂尔多斯
5月20日,据文山招商平台消息称,云南文山广南县发布了年产5GW高效太阳能电池片生产项目的招商引资计划。建设内容:项目结合上游优势企业,引进太阳能电池片生产企业,建设年产5GW高效太阳能电池片生产线,包括产品生产区、产品质检区、产品仓储物流中心以及相关基础配套设施等,拟计划以合资、合作、
据彭博社及多家媒体报道,美国政府贸易委员会周二得出结论,从东南亚进口太阳能产品威胁到国内制造商。这意味着对当地四个国家的相关设备征收高关税已成定局。该国国际贸易委员会当天表决认定,从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南进口的太阳能电池和组件正损害美国制造商利益。由此相关关税跨过了全面生效
5月19日,国家统计局发布4月规模以上工业生产主要数据。数据显示,4月太阳能电池(光伏电池)产量71.93GW,同比增长33.4%;1-4月光伏太阳能电池(光伏电池)累计产量239.06GW,同比增长18.8%。原文如下:4月份,规模以上工业增加值同比实际增长6.1%(增加值增速均为扣除价格因素的实际增长率)。从环比
美国光伏制造商SEGSolar宣布,已在印度尼西亚正式投产其首座太阳能电池生产工厂的一期2GW项目。该工厂将量产SEG自主研发的高效n型太阳能电池,平均转换效率可达26.4%。首期建设共配置了4条采用丝网印刷工艺的生产线,配备双面交替印刷设备,单片电池的平均生产节拍为0.75秒。SEG表示,这一速度比传统行
近期,北极星获悉连云港太瓦新能源有限公司近日发布停工、停产通知。连云港太瓦新能源有限公司,成立于2023年,霍尔果斯经济开发区兵团分区国有资本运营成员,位于江苏省连云港市,是由新疆丝路新能源开发有限公司(国有控股)全资成立的新能源科技型企业,业务范围涵盖超高效N型硅基异质结(HJT)太阳能电
日前,欧洲光伏产业协会的一份新报告援引印度国家太阳能联合会(NSEFI)的信息称,到2030年,印度光伏组件产量将大幅提升,达到160GW,太阳能电池产量将达到120GW,高于2025年的80GW和15GW。这一预期增长凸显了印度对扩大其太阳能制造基地的关注,旨在支持可再生能源目标并减少对进口的依赖。印度的目
5月13日,聆达股份收到公司副董事长兼首席执行官(CEO)林志煌先生的书面辞职报告,林志煌先生因个人原因申请辞去第六届董事会董事、副董事长、公司首席执行官(CEO)职务,同时辞去公司第六届董事会专门委员会相关职务,其原定任期届满日为第六届董事会届满之日(2026年5月21日),辞去上述职务后,林
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