4月12日，上机数控发布公告称，近日，公司完成了公司章程备案和相关事项工商变更登记手续，并取得无锡市行政审批局换发的营业执照。

在光伏制造端，《IRA》对光伏生产的全产业链，包括多晶硅、硅片、电池、组件、背板、逆变器等各环节均有补贴，例如，对组件补贴7美分/瓦，电池4美分/瓦，硅片12美元/平方米，多晶硅料3美元/公斤。在晶硅光伏领域，中国各个环节的产能都占全球70%以上，技术和成本一骑绝尘;薄膜光伏产品则是美国主导。

《IRA》发布后，该政策又将延长10年。美国商务部认为，有20多家中国光伏公司通过在越南、马来西亚、柬埔寨和泰国完成生产以规避关税。白皮书称：我们认为，目前的投资只是一个开始。晶硅光伏产品以多晶级硅料为基础，先加工成硅锭，然后切割成硅片，接着再制成电池，最终被组装成太阳能发电的组件。拜登在2022年6月发布豁免政策，允许这四国的光伏产品继续自由出口到美国。

对于美国市场未来的发展前景，李振国说，在美国投资建厂的复杂度在提高。例如2022年9月签发的关于加强审查在美外国投资的总统行政令中，明确将先进清洁能源和气候适应技术列为影响国家安全的技术领域。随着PERC扩产产能的释放及N型电池片产能的加速落地，2023年大尺寸电池片产能将达到822.3GW，占比达94.99%，其中210尺寸电池片整体产能达到587.75GW，较2022年提升83.7%，市占比为67.9%。

在市场需求旺盛的背景下，210组件累计出货量已超120GW，210+N型的组件功率更是强势突破700W大关。出货格局：2022年第一梯队组件商出货均超40GW，210组件累计出货量超120GW据集邦咨询数据显示，2022年前6家组件企业出货量约为205-211GW，按照全年组件需求270GW测算，占比达76-78%;其中隆基、天合光能、晶科三家组件企业出货量均突破40GW。从招标趋势上看，实际应用市场已给出了明显的信号与选择，组件项目在招标时已更多地偏向大尺寸组件，2023年大尺寸组件的主流市场地位将更加突出。据集邦咨询统计，在2022年度各大央国企公布的约129GW光伏组件集采招标规模中，高功率组件需求旺盛，大尺寸组件占据绝对主流。

在高功率组件需求旺盛的背景下，182主要通过叠加N型技术，实现组件功率档位从500W+到600W+的提升。在能源转型的背景下，众多企业正积极探索，紧抓布局风口，抢占市场先机，全球光伏产业也将迎来又一个全新的黄金发展周期。

技术布局：大尺寸+N型双箭齐发，210+N组件功率实现700W+突破技术迭代创新是推动产业高质量发展的重要基础。出货量是检验产品市场接受度的关键因素，随着国内多家厂商逐步实现技术突破和产品量产，预计大尺寸组件产品出货量将进一步提升。图：主要组件企业出货规模(单位：GW)展望2023年，随着能源转型加速，支撑需求延续高增，龙头组件企业再次提高组件出货预期目标。依托大尺寸产品的快速发展，N型等先进技术的成熟，210产品将持续验证其提效降本的特性，从研发到投入市场，再到被市场广泛认可，已经成为行业的绝对主流。

2023年，大尺寸硅片产能达792.4GW，其中210尺寸产能达到320.8GW，继2022年持续增长后再度大增74.6%，占比达38.76%，硅片大尺寸发展趋势更加明显。图：2022-2026年不同尺寸硅片产能占比趋势(单位：%)电池片环节来看，2023年大尺寸电池片产能占比约95%。在大尺寸产品的快速发展的趋势下，大尺寸+N型技术布局势在必行。其中，2022年大尺寸组件出货再提速，出货占比超80%;截至2023年第一季度，210mm(含210R)组件累计出货量突破120GW。

集邦咨询预计，2023年大尺寸硅片产能持续加速扩张，市场占比将由2022年的83.45%快速提升至95.74%以上。集邦咨询预计，2023年，硅片、电池、组件等环节的大尺寸产能占比均超90%，大尺寸产品高增趋势确定。

图：2022-2026年不同尺寸组件占比趋势(按设备兼容统计，单位：%)招标趋势：高功率组件占据绝对主流，大尺寸占比达89.21%综合来看，各环节大尺寸产品占比都在攀升，已占绝对优势，或将成为市场的首选。作为产业链降本增效的重要一环，大尺寸组件的竞争优势更为明显。

据集邦咨询统计，前六大组件企业出货预期将达到350GW环保价值通过绿证市场及碳市场关联发现，扩大碳排放市场主体范围，扩展碳排放市场核查范畴，核查使用电力、热力等间接产生的碳排放，同时建设全国统一绿证市场，通过购买绿证核减碳排放。建设完善的市场机制，激励新能源电力生产和消纳，从而更好地融入全球绿色发展格局。近期，多地将中午光伏大发时段的售电价格调整为谷电价格，对于光伏电站的收益形成了较大冲击。以上省(区)均为光伏装机较高的省(区)，新疆在14：00~16：00电价低至0.1634元/千瓦时，这样的低价很难覆盖光伏发电建设成本。如果某一时段生产集中的食物过多，而吃饭的人有限，过多的食品即使是免费赠送可能人们也吃不下了，这时候这些食品的价值就是非常低的。

此外，根据公开信息，笔者查询了个别省份现货市场电价，其中山东省现货日前电价出现了中午超低价甚至达到-80元/兆瓦时的下限价格，见图1和表2。财政支持成本疏导我国新能源发电的发展壮大，得益于政府的财政补贴，但产业的补贴政策也存在一定的局限性，在新能源提速发展的过程中，财政补贴造成了混乱而无序的市场竞争，以及资源配置的扭曲和浪费。

如今，中午时段改为谷时段甚至深谷时段，分布式光伏收益大幅减少，可能连成本都没法回收。据笔者了解，将中午时段作为谷段来定价的省份早年已有案例，不过近年来这样的情况增加了不少。

让绿色电力的环境价值通过市场机制充分发挥，鼓励社会购买绿证，补充新能源发电投资收益。化解光伏电价危机的建议首先，推动全国统一绿证市场建设，制定绿色电力证书交易相关政策，扩大碳排放市场核查范畴，打通碳-绿证市场关联，通过市场机制发现新能源发电的环保价值，从而传导新能源建设成本。

新能源发电的电能量价值与环保价值应该分开评估定价。毕竟新能源建设的最终目的是实现能源消费的绿色转型，所以为了激励光伏消纳，必须给予低电价信号。由于新能源靠天吃饭，而电力市场价格随行就市，新能源在电力市场中收益下行压力加大。根据各省(区)发布的电网代理购电价格显示，至少有8省(区)在中午光伏出力高峰期执行谷段电价，具体见表1。

图2为某省春季某日全省用电负荷。集中式光伏参与市场交易，受批发市场价格影响，也存在一定的不确定性。

实际上，了解到改变午间电价后，很多省份电力用户都在一定程度上根据电价信号调整了生产时间，午间用电量显著提升，光伏消纳压力有所缓解;其四，新能源高波动特性需要高波动的价格信号。但新能源进入电力市场面临诸多风险与挑战。

在光伏出力集中的10:00~16:00时间段，电价调整后相比电价调整前，光伏出力时段收益下降了约52.64%。这些是电力系统和电力技术目前无法突破的约束条件，短时间内很难改变;其二，遵循商品市场的经济规律。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年02期，作者单位：求实能源技术(深圳)有限公司。建设绿证市场，扩大碳市场核查范畴，打通碳排放-绿证关联从本质上来看，大力推广建设新能源的意义在于其具有环保属性。如何疏导成本如果午间时段用电价格降低是必然趋势，而光伏行业发展也不能就此止步，那么如何疏导光伏投资的成本，继续鼓励光伏投资建设呢?从资金来源来看，笔者认为有以下三种疏导方式：其他主体的电费疏导由电力用户来分摊该项费用：类似于目前的基金附加方式，核算需要分摊的费用规模，按照用电量的多少，由电力用户按度电来分摊。商品在不同供需关系下的价值是不同的，即物以稀为贵。

目前，部分区域的午间时段，新能源消纳压力已经很大，午间电价不得不进行调整。如果出力是高波动的，但价格信号是低波动甚至稳定的，将难以调动调节性资源对高波动的出力进行调节，因为稳定的价格信号对于调节资源是不利的，电价信号应该随供需关系进行波动。

目前，新能源消纳及电力系统调节平衡的压力初显，在问题和矛盾处于初期阶段时，建议通过科学规划市场建设，完善相关市场品类，推动市场健康运行发展，从而为更进一步的新型电力系统转型打好基础。这种分摊方式一方面需要核算各类新能源项目的成本差额，新能源项目成本差异很大，投资主体也非常分散，实施难度很大;另一方面，电力用户对于绿色转型的需求也不尽相同，有的出口类企业对于环保责任需求较高，有的国内服务业可能暂时没有这方面需求，统一分摊的方式并不合理;由其他发电主体来分摊该项费用：近几年火力发电大幅亏损，发电小时数呈持续下降趋势，其他电源主体经营形势较为严峻。

过去，中午时段大多是作为峰期或平期来定价，对于分布式光伏而言，在用户电价基础上打折后，发电收益仍然较为可观。仅靠新能源发电，没有适应新能源特点的市场机制和调节资源，电力系统的绿色转型将难以实现。

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