阳光电源股价七个月飙涨四倍 光储放量三季度净利创新高

面向蓬勃的工商业光伏市场,阳光工商业光伏将以品牌力红利、金融力动能、技术力效能、平台力复利,从生态创新、平台创新、数智创新,为客户创造价值,与伙伴顶峰相见。

3，这一轮光伏周期与上一轮有着明显不同，这一轮周期不存在需求的急剧下滑。截至7月5日，太阳能级多晶硅最新价格中，N型硅料成交均价为每吨7.42万元，均价周环比上涨0.68%，单晶复投料、单晶致密料、单晶菜花料均价环比持平;截至7月12日太阳能多晶硅最新价格中，N型硅料成交均价进一步提升，达到每吨7.45万元，环比上涨0.4%，其他种类硅料价格环比持平。

在经历了一年的暴跌之后，光伏上市公司估值也到了历史低位。除钧达股份外，晶科能源，中来股份等TOPCon领先企业，其当前估值基本在30-35倍，估值水平远高于PERC电池片企业。产业内根据TOPCon产能规划情况预计，今年TOPCon出货量将占到电池总产出的20%-30%，并在2024年超越PERC成为电池技术新主线。2017年，BSF电池市场占比尚高达83.3%，PERC占比仅15%，不过，市场看好PERC技术的发展，普遍预期PERC技术将在2019年占据超过50%的份额。除此之外，全球光伏行业的强需求进一步支撑了市场对光伏反转的预期。

今年1-5月，国内光伏新增装机61.21GW，同比增长158%。其中，TOPCon技术最为成熟，目前发展最为迅速。（十）核算可再生能源消费。

四、完善绿证交易（六）绿证依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易，适时拓展至国家认可的其他交易平台，绿证交易信息应实时同步至核发机构。五、有序做好绿证应用工作（九）支撑绿色电力交易。集中竞价交易按需适时组织开展，按照相关规则明确交易数量和价格。财政部 国家能源局 2023年7月25日。

鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿电，发挥示范带动作用。发电企业或项目业主应提供项目电量信息或电量结算材料作为核对参考。

（二）国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。（七）绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。强化高耗能企业绿电消费责任，按要求提升绿电消费水平。对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。

（三）绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等，其中：可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。三、规范绿证核发（四）国家能源局负责绿证相关管理工作。（十七）电网企业、电力交易机构应及时提供绿证核发所需信息，参与制定相关技术标准及规范。（八）对享受中央财政补贴的项目绿证，初期采用双边和挂牌方式为主，创造条件推动尽快采用集中竞价方式进行交易，绿证收益按相关规定执行。

（二十）《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132号）即行废止。我国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证，在不影响国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。

一、总体要求深入贯彻党的二十大精神和习近平总书记四个革命、一个合作能源安全新战略，落实党中央、国务院决策部署，进一步健全完善可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）制度，明确绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，完善绿证应用，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖，进一步发挥绿证在构建可再生能源电力绿色低碳环境价值体系、促进可再生能源开发利用、引导全社会绿色消费等方面的作用，为保障能源安全可靠供应、实现碳达峰碳中和目标、推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展提供有力支撑。2023年1~7月的平均交易价格为42.4元/张。

加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，提高绿证的国际影响力。（十二）衔接碳市场。研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调，更好发挥制度合力。适时组织开展绿证有关工作抽查，对抽查发现的造假等行为，采用通报、约谈、取消一定时期内发证及交易等手段督促其整改，重大违规违纪问题按程序移交纪检监察及审计部门。对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。对生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目的上网电量，核发可交易绿证。

省级专用账户由绿证核发机构统一分配，由各省级发改、能源部门统筹管理，用于接受无偿划转的绿证。加大对电网企业、电力交易机构、电力调度机构的监管力度，做好发电企业或项目业主提供数据之间的核对工作。

（五）对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。其中：对集中式风电（含海上风电）、集中式太阳能发电（含光热发电）项目的上网电量，核发可交易绿证。

七、严格防范、严厉查处弄虚作假行为（十五）严格防范、严厉查处在绿证核发、交易及绿电交易等过程中的造假行为。（十八）各发电企业或项目业主应及时建档立卡。

（十九）国家能源局负责制定绿证核发和交易规则，组织开展绿证核发和交易，监督管理实施情况，并会同有关部门根据实施情况适时调整完善政策措施，共同推动绿证交易规模和应用场景不断扩大。国家能源局各派出机构做好辖区内绿证制度实施的监管，及时提出监管意见和建议。认证机构通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证，时间自电量生产自然月（含）起，认证信息应及时同步至核发机构。对于电网企业、电力交易机构不能提供绿证核发所需信息的项目，原则上由发电企业或项目业主提供绿证核发所需信息的材料。

现阶段可交易绿证仅可交易一次。（十三）推动绿证国际互认。

其中，双边协商交易由市场主体双方自主协商绿证交易数量和价格。由于一张绿证为1MWh，因此，绿证可给风电、光伏项目带来0.03~0.05元/kWh的绿色收益。

以绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证，建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系八、加强组织实施（十六）绿证核发机构应按照国家可再生能源发电项目建档立卡赋码规则设计绿证统一编号，制定绿证相关信息的加密、防伪、交互共享等相关技术标准及规范，建设国家绿证核发交易系统，全面做好绿证核发、交易、划转等工作，公开绿证核发、交易信息，做好绿证防伪查验工作，加强绿证、可再生能源消费等数据共享。

对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对。（七）绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。

（十九）国家能源局负责制定绿证核发和交易规则，组织开展绿证核发和交易，监督管理实施情况，并会同有关部门根据实施情况适时调整完善政策措施，共同推动绿证交易规模和应用场景不断扩大。（二）国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。

以绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证，建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系。对分散式风电、分布式光伏发电项目的上网电量，核发可交易绿证。

六、鼓励绿色电力消费（十四）深入开展绿证宣传和推广工作，在全社会营造可再生能源电力消费氛围，鼓励社会各用能单位主动承担可再生能源电力消费社会责任。认证机构通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证，时间自电量生产自然月（含）起，认证信息应及时同步至核发机构。