华阳集团产业技术研究总院 主办
内刊
2024年2月9日
227期
Information dynamics of industry
产业信息动态
——摘选自国家发改委 《国家建立健全电力辅助服务市场价格机制》
“
2月8日，国家发展改革委 国家能源局发布关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知，通知指出，完善调峰市场交易机制。电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易。
”
目 录 CONTENTS
技术前沿
碳纤维3D打印新技术！零收缩，可回弹！
17
13
2023电池片出货排名：电池片出货增长56%
行业聚焦
权威之声
05
国家建立健全电力辅助服务市场价格机制
宏观政策
11
支持雄安参与国家绿电证书平台建设促进绿电消纳
会展信息
2024内蒙古国际太阳能光伏暨新能源产业博览会
25
22
产业链两端价格走势分歧 静待节后市场复苏
专业评论
01
权威之声
authority VOICE
国家建立健全电力辅助服务市场价格机制
来源：国家发改委
2月8日，国家发展改革委 国家能源局发布关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知，通知指出，完善调峰市场交易机制。电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易。
原文如下：
国家发展改革委 国家能源局关于
建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知
发改价格〔2024〕196号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：
电力辅助服务市场是电力市场体系的重要组成部分。近年来，各地推进电力辅助服务市场建设，建立调峰、调频、备用等辅助服务市场机制，对保障电能质量和电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳发挥了积极作用。为贯彻落实党中央、国务院关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的决策部署，进一步完善电力价格形成机制，提升电力系统综合调节能力，促进清洁能源消纳和绿色低碳转型，现就建立健全电力辅助服务市场价格机制通知如下。
一、总体思路
适应新型电力系统发展需要，持续推进电力辅助服务市场建设。加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。加强政策协同配套，规范辅助服务价格管理工作机制。
二、优化调峰辅助服务交易和价格机制
（一）完善调峰市场交易机制。电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易。
（二）合理确定调峰服务价格上限。各地统筹调峰需求、调节资源成本和新能源消纳等因素，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。
三、健全调频辅助服务交易和价格机制
（三）规范调频市场交易机制。调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。各机组按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调频容量。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。
（四）合理确定调频服务价格上限。调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。
四、完善备用辅助服务交易和价格机制
（五）规范备用市场交易机制。备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。备用容量需求由电力调度机构根据系统安全经济要求与实际情况确定，各机组按规则申报备用容量及价格，通过市场竞争确定出清价格、中标容量和时间。备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算，实际备用容量低于中标容量的，按实际备用容量结算。
（六）合理确定备用服务价格上限。统筹考虑提供备用服务的机会成本（因预留备用容量、不发电而产生的损失）等因素，合理确定备用服务价格上限，原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。
五、规范辅助服务价格传导
（七）合理确定辅助服务需求。各地要以保障电力系统安全稳定运行为目标，按照规范透明的原则，科学测算确定辅助服务需求。可结合当地实际探索开展爬坡等辅助服务机制，通过市场竞争确定出清价格、中标机组和中标容量，合理安排价格上限。不得采用事后调整结算公式等方式，确定辅助服务费用规模和价格标准。电网企业要加强精细化管理，提高经济调度水平。
（八）健全辅助服务费用传导机制。各地要规范辅助服务费用管理，由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合上述要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。其他需由经营主体承担的辅助服务费用，按程序报批。
（九）规范辅助服务费用结算。由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算，电力现货市场连续运行的地区采用“日清月结”模式。各品种辅助服务补偿、分摊、考核费用应单独计算，并在结算单中单独列示。
六、强化政策配套
（十）推动各类经营主体公平参与辅助服务市场。各地按照国家有关规定确定参与辅助服务市场的准入条件时，应当实行公平准入，不得指定特定主体或对特定主体作出歧视性规定。已获得容量电费的经营主体，应当参加辅助服务市场报价。对同时具备发电和用电身份的经营主体，在放电、充（用）电时分别按发电主体、用电主体参与辅助服务市场，同等接受各类考核。
（十一）加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接。各地要统筹辅助服务市场和中长期市场、现货市场规则制定，加快辅助服务市场建设，尽快实现调频、备用等辅助服务市场规范高效运行，满足新能源大规模并网的系统安全需求。现货市场连续运行的地区，推动辅助服务市场和现货市场联合出清。提供辅助服务过程中产生的电量，按照现货市场价格或中长期交易规则结算。
（十二）健全辅助服务价格管理工作机制。国家发展改革委会同国家能源局加强顶层设计和工作指导，制定辅助服务价格相关政策；电力辅助服务市场规则由国家能源局会同国家发展改革委另行制定。国家能源局派出机构会同省级价格主管部门按照国家有关规定，提出辖区内辅助服务品种、需求确定机制、价格机制、市场限价标准、费用疏导方式等实施方案，征求当地能源、电力运行等部门意见后，报国家能源局，经国家发展改革委同意后实施。
各地要对照本通知要求，系统梳理辅助服务市场运行和收费情况，抓紧完善辅助服务价格政策和交易规则等，本通知下发后六个月内按程序重新明确辅助服务价格机制和水平。
（十三）加强市场监测和监督检查。各地要加强电力辅助服务市场运行和价格机制跟踪监测，及时评估辅助服务资金使用、政策执行等情况；加强政策解读，帮助经营主体更好理解与执行。各地电网企业定期将有偿辅助服务交易的价格、费用、计价关键参数、各类主体收益和分担情况等报国家发展改革委（价格司）、国家能源局（市场监管司）以及所在地国家能源局派出机构、省级价格主管部门，并同步向相关经营主体披露。省级价格主管部门要加强电价管理，做好辅助服务价格测算、影响分析等工作并及时报告。国家发展改革委会同国家能源局等部门将加强市场监督检查，及时纠正和规范不符合国家有关规定的辅助服务价格政策和交易规则等，督促指导各地完善机制，促进辅助服务价格合理形成。
本通知自2024年3月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。
权威之声
权威之声
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：
电力辅助服务市场是电力市场体系的重要组成部分。近年来，各地推进电力辅助服务市场建设，建立调峰、调频、备用等辅助服务市场机制，对保障电能质量和电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳发挥了积极作用。为贯彻落实党中央、国务院关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的决策部署，进一步完善电力价格形成机制，提升电力系统综合调节能力，促进清洁能源消纳和绿色低碳转型，现就建立健全电力辅助服务市场价格机制通知如下。
一、总体思路
适应新型电力系统发展需要，持续推进电力辅助服务市场建设。加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。加强政策协同配套，规范辅助服务价格管理工作机制。
二、优化调峰辅助服务交易和价格机制
（一）完善调峰市场交易机制。电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易。
（二）合理确定调峰服务价格上限。各地统筹调峰需求、调节资源成本和新能源消纳等因素，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。
三、健全调频辅助服务交易和价格机制
（三）规范调频市场交易机制。调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。各机组按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调频容量。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。
（四）合理确定调频服务价格上限。调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。
四、完善备用辅助服务交易和价格机制
（五）规范备用市场交易机制。备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。备用容量需求由电力调度机构根据系统安全经济要求与实际情况确定，各机组按规则申报备用容量及价格，通过市场竞争确定出清价格、中标容量和时间。备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算，实际备用容量低于中标容量的，按实际备用容量结算。
（六）合理确定备用服务价格上限。统筹考虑提供备用服务的机会成本（因预留备用容量、不发电而产生的损失）等因素，合理确定备用服务价格上限，原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。
五、规范辅助服务价格传导
（七）合理确定辅助服务需求。各地要以保障电力系统安全稳定运行为目标，按照规范透明的原则，科学测算确定辅助服务需求。可结合当地实际探索开展爬坡等辅助服务机制，通过市场竞争确定出清价格、中标机组和中标容量，合理安排价格上限。不得采用事后调整结算公式等方式，确定辅助服务费用规模和价格标准。电网企业要加强精细化管理，提高经济调度水平。
（八）健全辅助服务费用传导机制。各地要规范辅助服务费用管理，由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合上述要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。其他需由经营主体承担的辅助服务费用，按程序报批。
（九）规范辅助服务费用结算。由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算，电力现货市场连续运行的地区采用“日清月结”模式。各品种辅助服务补偿、分摊、考核费用应单独计算，并在结算单中单独列示。
六、强化政策配套
（十）推动各类经营主体公平参与辅助服务市场。各地按照国家有关规定确定参与辅助服务市场的准入条件时，应当实行公平准入，不得指定特定主体或对特定主体作出歧视性规定。已获得容量电费的经营主体，应当参加辅助服务市场报价。对同时具备发电和用电身份的经营主体，在放电、充（用）电时分别按发电主体、用电主体参与辅助服务市场，同等接受各类考核。
（十一）加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接。各地要统筹辅助服务市场和中长期市场、现货市场规则制定，加快辅助服务市场建设，尽快实现调频、备用等辅助服务市场规范高效运行，满足新能源大规模并网的系统安全需求。现货市场连续运行的地区，推动辅助服务市场和现货市场联合出清。提供辅助服务过程中产生的电量，按照现货市场价格或中长期交易规则结算。
（十二）健全辅助服务价格管理工作机制。国家发展改革委会同国家能源局加强顶层设计和工作指导，制定辅助服务价格相关政策；电力辅助服务市场规则由国家能源局会同国家发展改革委另行制定。国家能源局派出机构会同省级价格主管部门按照国家有关规定，提出辖区内辅助服务品种、需求确定机制、价格机制、市场限价标准、费用疏导方式等实施方案，征求当地能源、电力运行等部门意见后，报国家能源局，经国家发展改革委同意后实施。
各地要对照本通知要求，系统梳理辅助服务市场运行和收费情况，抓紧完善辅助服务价格政策和交易规则等，本通知下发后六个月内按程序重新明确辅助服务价格机制和水平。
（十三）加强市场监测和监督检查。各地要加强电力辅助服务市场运行和价格机制跟踪监测，及时评估辅助服务资金使用、政策执行等情况；加强政策解读，帮助经营主体更好理解与执行。各地电网企业定期将有偿辅助服务交易的价格、费用、计价关键参数、各类主体收益和分担情况等报国家发展改革委（价格司）、国家能源局（市场监管司）以及所在地国家能源局派出机构、省级价格主管部门，并同步向相关经营主体披露。省级价格主管部门要加强电价管理，做好辅助服务价格测算、影响分析等工作并及时报告。国家发展改革委会同国家能源局等部门将加强市场监督检查，及时纠正和规范不符合国家有关规定的辅助服务价格政策和交易规则等，督促指导各地完善机制，促进辅助服务价格合理形成。
本通知自2024年3月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。
权威之声
等因素，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。
三、健全调频辅助服务交易和价格机制
（三）规范调频市场交易机制。调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。各机组按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调频容量。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。
（四）合理确定调频服务价格上限。调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。
四、完善备用辅助服务交易和价格机制
（五）规范备用市场交易机制。备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。备用容量需求由电力调度机构根据系统安全经济要求与实际情况确定，各机组按规则申报备用容量及价格，通过市场竞争确定出清价格、中标容量和时间。备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算，实际备用容量低于中标容量的，按实际备用容量结算。
（六）合理确定备用服务价格上限。统筹考虑提供备用服务的机会成本（因预留备用容量、不发电而产生的损失）等因素，合理确定备用服务价格上限，原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。
五、规范辅助服务价格传导
（七）合理确定辅助服务需求。各地要以保障电力系统安全稳定运行为目标，按照规范透明的原则，科学测算确定辅助服务需求。可结合当地实际探索开展爬坡等辅助服务机制，通过市场竞争确定出清价格、中标机组和中标容量，合理安排价格上限。不得采用事后调整结算公式等方式，确定辅助服务费用规模和价格标准。电网企业要加强精细化管理，提高经济调度水平。
（八）健全辅助服务费用传导机制。各地要规范辅助服务费用管理，由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合上述要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。其他需由经营主体承担的辅助服务费用，按程序报批。
（九）规范辅助服务费用结算。由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算，电力现货市场连续运行的地区采用“日清月结”模式。各品种辅助服务补偿、分摊、考核费用应单独计算，并在结算单中单独列示。
六、强化政策配套
（十）推动各类经营主体公平参与辅助服务市场。各地按照国家有关规定确定参与辅助服务市场的准入条件时，应当实行公平准入，不得指定特定主体或对特定主体作出歧视性规定。已获得容量电费的经营主体，应当参加辅助服务市场报价。对同时具备发电和用电身份的经营主体，在放电、充（用）电时分别按发电主体、用电主体参与辅助服务市场，同等接受各类考核。
（十一）加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接。各地要统筹辅助服务市场和中长期市场、现货市场规则制定，加快辅助服务市场建设，尽快实现调频、备用等辅助服务市场规范高效运行，满足新能源大规模并网的系统安全需求。现货市场连续运行的地区，推动辅助服务市场和现货市场联合出清。提供辅助服务过程中产生的电量，按照现货市场价格或中长期交易规则结算。
（十二）健全辅助服务价格管理工作机制。国家发展改革委会同国家能源局加强顶层设计和工作指导，制定辅助服务价格相关政策；电力辅助服务市场规则由国家能源局会同国家发展改革委另行制定。国家能源局派出机构会同省级价格主管部门按照国家有关规定，提出辖区内辅助服务品种、需求确定机制、价格机制、市场限价标准、费用疏导方式等实施方案，征求当地能源、电力运行等部门意见后，报国家能源局，经国家发展改革委同意后实施。
各地要对照本通知要求，系统梳理辅助服务市场运行和收费情况，抓紧完善辅助服务价格政策和交易规则等，本通知下发后六个月内按程序重新明确辅助服务价格机制和水平。
（十三）加强市场监测和监督检查。各地要加强电力辅助服务市场运行和价格机制跟踪监测，及时评估辅助服务资金使用、政策执行等情况；加强政策解读，帮助经营主体更好理解与执行。各地电网企业定期将有偿辅助服务交易的价格、费用、计价关键参数、各类主体收益和分担情况等报国家发展改革委（价格司）、国家能源局（市场监管司）以及所在地国家能源局派出机构、省级价格主管部门，并同步向相关经营主体披露。省级价格主管部门要加强电价管理，做好辅助服务价格测算、影响分析等工作并及时报告。国家发展改革委会同国家能源局等部门将加强市场监督检查，及时纠正和规范不符合国家有关规定的辅助服务价格政策和交易规则等，督促指导各地完善机制，促进辅助服务价格合理形成。
本通知自2024年3月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。
权威之声
辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合上述要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。其他需由经营主体承担的辅助服务费用，按程序报批。
（九）规范辅助服务费用结算。由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算，电力现货市场连续运行的地区采用“日清月结”模式。各品种辅助服务补偿、分摊、考核费用应单独计算，并在结算单中单独列示。
六、强化政策配套
（十）推动各类经营主体公平参与辅助服务市场。各地按照国家有关规定确定参与辅助服务市场的准入条件时，应当实行公平准入，不得指定特定主体或对特定主体作出歧视性规定。已获得容量电费的经营主体，应当参加辅助服务市场报价。对同时具备发电和用电身份的经营主体，在放电、充（用）电时分别按发电主体、用电主体参与辅助服务市场，同等接受各类考核。
（十一）加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接。各地要统筹辅助服务市场和中长期市场、现货市场规则制定，加快辅助服务市场建设，尽快实现调频、备用等辅助服务市场规范高效运行，满足新能源大规模并网的系统安全需求。现货市场连续运行的地区，推动辅助服务市场和现货市场联合出清。提供辅助服务过程中产生的电量，按照现货市场价格或中长期交易规则结算。
（十二）健全辅助服务价格管理工作机制。国家发展改革委会同国家能源局加强顶层设计和工作指导，制定辅助服务价格相关政策；电力辅助服务市场规则由国家能源局会同国家发展改革委另行制定。国家能源局派出机构会同省级价格主管部门按照国家有关规定，提出辖区内辅助服务品种、需求确定机制、价格机制、市场限价标准、费用疏导方式等实施方案，征求当地能源、电力运行等部门意见后，报国家能源局，经国家发展改革委同意后实施。
各地要对照本通知要求，系统梳理辅助服务市场运行和收费情况，抓紧完善辅助服务价格政策和交易规则等，本通知下发后六个月内按程序重新明确辅助服务价格机制和水平。
（十三）加强市场监测和监督检查。各地要加强电力辅助服务市场运行和价格机制跟踪监测，及时评估辅助服务资金使用、政策执行等情况；加强政策解读，帮助经营主体更好理解与执行。各地电网企业定期将有偿辅助服务交易的价格、费用、计价关键参数、各类主体收益和分担情况等报国家发展改革委（价格司）、国家能源局（市场监管司）以及所在地国家能源局派出机构、省级价格主管部门，并同步向相关经营主体披露。省级价格主管部门要加强电价管理，做好辅助服务价格测算、影响分析等工作并及时报告。国家发展改革委会同国家能源局等部门将加强市场监督检查，及时纠正和规范不符合国家有关规定的辅助服务价格政策和交易规则等，督促指导各地完善机制，促进辅助服务价格合理形成。
本通知自2024年3月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。
权威之声
平。
（十三）加强市场监测和监督检查。各地要加强电力辅助服务市场运行和价格机制跟踪监测，及时评估辅助服务资金使用、政策执行等情况；加强政策解读，帮助经营主体更好理解与执行。各地电网企业定期将有偿辅助服务交易的价格、费用、计价关键参数、各类主体收益和分担情况等报国家发展改革委（价格司）、国家能源局（市场监管司）以及所在地国家能源局派出机构、省级价格主管部门，并同步向相关经营主体披露。省级价格主管部门要加强电价管理，做好辅助服务价格测算、影响分析等工作并及时报告。国家发展改革委会同国家能源局等部门将加强市场监督检查，及时纠正和规范不符合国家有关规定的辅助服务价格政策和交易规则等，督促指导各地完善机制，促进辅助服务价格合理形成。
本通知自2024年3月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。
02
宏观政策
MACROPOLICY
宏观政策
支持雄安参与国家绿电证书平台建设促进绿电消纳
来源：国家发改委
2月8日，国家发改委、河北省人民政府联合发布《关于推动雄安新区建设绿色发展城市典范的意见》，文件提出，大力发展绿色能源。开展绿色能源综合利用试点示范项目建设，推动可再生能源综合开发利用。强化地热勘查与开发利用技术创新，推动地热资源有效开发利用。推进新能源微电网建设，加快“光储直柔”新型建筑发展。合理布局氢能供应设施，推进重载及长途交通运输等领域燃料电池汽车示范应用。
完善绿色发展体制机制，树立制度创新城市典范。健全市场机制。鼓励雄安新区加强绿色金融探索实践，开展气候适应型城市试点和气候投融资试点建设。支持雄安新区服务全国温室气体自愿减排交易工作，激励经营主体参与碳减排活动。鼓励金融机构加大对雄安新区绿色发展的支持力度，推动雄安新区用好绿色信贷、绿色债券、绿色保险等各类绿色金融产品。支持符合条件的绿色低碳发展和转型项目发行基础设施领域不动产投资信托基金。支持雄安新区在先进能源技术应用、体制机制创新等方面率先突破，优化峰谷分时电价，参与国家绿色电力证书交易平台建设，促进绿色电力消纳。
原文链接：关于推动雄安新区建设绿色发展城市典范的意见
行业聚焦
INDUSTRY FOCUS
03
行业聚焦
2023电池片出货排名：电池片出货增长56%
来源： InfoLink Consulting
2023 年电池出货大幅增长 上榜厂家名单顺序更动
根据InfoLink调研，2023 年电池片出货第一依旧是通威股份，在去年一举踏入组件环节的黑马，扣除组件自用量体仍然站稳第一宝座。第二名依旧是爱旭股份，持续深耕ABC系列产品。中润光能在长久布局海外渠道与海外扩产后，2023 年正式超车，站稳第三名，第四、五名捷泰科技与润阳股份紧追在后，观察上榜厂家与 2022 年维持不变，而三到五名顺序发生变化。
此外观察榜单外的厂商如英发睿能、新霖飞等也都呈现稳定的增长，今年在技术迭代的过程中，那些甩开老旧产能的包袱、持续创新研发的厂商将会获得更好的市占率。
2023年前五电池厂家总出货量达到近182GW，相比去年上半增长近 56%。
行业聚焦
2023年电池厂家前三季度PERC产线依旧以满产满销的方式运转，同时在迭代风口上，各家积极导入TOPCon产线，产能的爬坡在下半年提速上线，尽管年末随着行情的滑落稼动水平滚动下修、PERC产线面临淘汰退出，前五电池厂家 2023年出货份额仍呈现显着提升。
PERC 电池仍为出货主力 TOPCon电池迭代接棒
根据本次统计，2023年PERC电池片出货达到146GW，PERC电池片仍是主要的出货增量；TOPCon电池片在下半年开始加速放量，前五厂家累计出货35GW左右，出货占总量约19%；HJT与背接触电池片则由于生产厂家主要以自用为主，前五厂家对外出货尚少；至于较少关注的多晶电池，2023年也仍然维持小众的市场份额，全年出货量超过1GW，终端产品主要以海外地区如：印度、土耳其等地消纳为主。
182/210尺寸为主 矩形尺寸成为新趋势
在尺寸方面，本次调研前五厂家出货量以大尺寸M10, G12占据主要份额，根据 InfoLink统计，泛M10, G12尺寸前五出货分别达到133GW（73％）与43GW（24％），大尺寸市占率达到97%，至于M6及以下尺寸占比萎缩快速，前五出货仅剩 3% 左右，预期在小尺寸产线逐步关停下，2024 年市占率将持续萎缩。
此外，在矩形尺寸上，2023年仍因为硅片尺寸的混乱与不统一，以及当前光伏供应板块处于行情相对萎靡时期，许多专业电池厂家对于升级工装夹具保守看待，厂家更倾向于导入微矩形尺寸如182.2/183.5/183.75等。观察前五专业电池厂家逐步导入 PERC的182矩形规格，并以微矩形 183 系列为多，至于 N 型 TOPCon 部分，微矩形 183 与 191 系列厂家在 2023 下半年也开始陆续出货。
海外出口增长同样显着 土耳其成为最大电池需求市场
从中国海关出口数据来看，2023年1-12月电池片共出口37.1GW，同比2022年增长57%。大区市场仍然以亚洲（24.5GW）与中东（11GW）占据最大份额。印度市场四季度在供应链价格处于低位下，积极采购电池，全年出口数据达到9.6GW；中东地区以土耳其市场成长惊人，出口数据显示该国全年也有约11GW。出口前五市场依序为土耳其、印度、柬埔寨、泰国与韩国，占据全球约 88% 市场份额。
行业焦点转变 高质量产品具备更好溢价能力
回顾2023年，电池环节大起大落，上半年受到各规格阶段性供需错配，引导价格横盘上行。然而，下半年随着TOPCon扩产逐步落地爬坡，产能的严重过剩与技术迭代转型上，PERC电池片需求快速萎缩，价格呈现跳水般的超跌，年末厂商面临严重亏损，毛利水平达到-11%，企业纷纷关停自身产线以减少亏损。
观察行业现象，高效率档位的产品明显具备更好的营利性。不论是N型电池片所具备的议价能力、P/N型的效率档位的分化也影响了最终的产品的价格位阶。在光伏产业当前的周期底部时期，能够打破同质化竞争、在降低成本的同时提供更高质量产品的企业终能长久发展，屹立不摇。
行业聚焦
量约19%；HJT与背接触电池片则由于生产厂家主要以自用为主，前五厂家对外出货尚少；至于较少关注的多晶电池，2023年也仍然维持小众的市场份额，全年出货量超过1GW，终端产品主要以海外地区如：印度、土耳其等地消纳为主。
182/210尺寸为主 矩形尺寸成为新趋势
在尺寸方面，本次调研前五厂家出货量以大尺寸M10, G12占据主要份额，根据 InfoLink统计，泛M10, G12尺寸前五出货分别达到133GW（73％）与43GW（24％），大尺寸市占率达到97%，至于M6及以下尺寸占比萎缩快速，前五出货仅剩 3% 左右，预期在小尺寸产线逐步关停下，2024 年市占率将持续萎缩。
此外，在矩形尺寸上，2023年仍因为硅片尺寸的混乱与不统一，以及当前光伏供应板块处于行情相对萎靡时期，许多专业电池厂家对于升级工装夹具保守看待，厂家更倾向于导入微矩形尺寸如182.2/183.5/183.75等。
海外出口增长同样显着 土耳其成为最大电池需求市场
从中国海关出口数据来看，2023年1-12月电池片共出口37.1GW，同比2022年增长57%。大区市场仍然以亚洲（24.5GW）与中东（11GW）占据最大份额。印度市场四季度在供应链价格处于低位下，积极采购电池，全年出口数据达到9.6GW；中东地区以土耳其市场成长惊人，出口数据显示该国全年也有约11GW。出口前五市场依序为土耳其、印度、柬埔寨、泰国与韩国，占据全球约 88% 市场份额。
行业焦点转变 高质量产品具备更好溢价能力
回顾2023年，电池环节大起大落，上半年受到各规格阶段性供需错配，引导价格横盘上行。然而，下半年随着TOPCon扩产逐步落地爬坡，产能的严重过剩与技术迭代转型上，PERC电池片需求快速萎缩，价格呈现跳水般的超跌，年末厂商面临严重亏损，毛利水平达到-11%，企业纷纷关停自身产线以减少亏损。
观察行业现象，高效率档位的产品明显具备更好的营利性。不论是N型电池片所具备的议价能力、P/N型的效率档位的分化也影响了最终的产品的价格位阶。在光伏产业当前的周期底部时期，能够打破同质化竞争、在降低成本的同时提供更高质量产品的企业终能长久发展，屹立不摇。
04
技术前沿
TECHNOLOGY FRONTIER
技术前沿
来源 ：Carbontech
随着新工业时代的来临，3D打印成为了一种未来材料生产和制造的基础技术，具有高资源效率以及与智能系统集成的材料设计的特点，提供了普通制造技术无法比拟的优势。近年来3D打印技术取得了众多突破性进展，然而碳材料作为拥有广泛应用以及巨大潜力的材料种类，他们的3D打印以及相关技术商业化发展有着巨大的瓶颈和复杂的挑战。这主要是因为碳前驱体的材料一般比较昂贵，以及碳组件在加工过程中的明显收缩导致最终产品的尺寸难以控制。这些长期存在的技术痛点也导致了3D打印多功能碳材料的商业运用和开发一直很受限。
近日，南密西西比大学的强哲教授团队与天普大学刘岭教授团队合作，成功地利用商用聚丙烯（PP）-碳纤维（CF）填料作为前体的系统来实现3D打印碳材料。非常值得一提的是，这项技术运用低成本的材料和设备，却首次实现了对碳材料的三维结构，密度，以及力学性能的全可控。强哲团队发现通过在PP中引入CF可以有效地限制了聚合物前体在转化为碳的过程中的收缩。当碳纤维含量达到15 wt%时，收缩率小于4%。利用这一优势，可以成功制备具有可调节材料密度的轻质多孔碳材料。此外，通过简单地改变加工条件，可以获得不同机械性能的衍生碳材料。和之前大部分的报道与众不同的是，这项技术可以制备弹性碳材料。一般而言，碳材料是高强度高硬度的材料典范，现在通过这项最新工作，弹性碳材料的制备进一步丰富了其应用领域。
这项研究的制造方法简单易行，具有巨大的商业潜力，可用于大规模3D打印碳的制备和加工。
作者采用熔丝制造（FFF）方法，将含有CF的商用PP纤维进行打印，随后将打印出的样品在150℃条件下浸泡在浓硫酸中进行交联。随后，样品在氮气环境中800℃下进行碳化。最终的碳材料展现出极低的尺寸收缩，实现了对碳产物宏观结构的准确控制。
碳纤维3D打印新技术！零收缩，可回弹！
技术前沿
可以制备弹性碳材料。一般而言，碳材料是高强度高硬度的材料典范，现在通过这项最新工作，弹性碳材料的制备进一步丰富了其应用领域。
这项研究的制造方法简单易行，具有巨大的商业潜力，可用于大规模3D打印碳的制备和加工。
作者采用熔丝制造（FFF）方法，将含有CF的商用PP纤维进行打印，随后将打印出的样品在150℃条件下浸泡在浓硫酸中进行交联。随后，样品在氮气环境中800℃下进行碳化。最终的碳材料展现出极低的尺寸收缩，实现了对碳产物宏观结构的准确控制。
作者还对碳材料的物理性质进行了表征，发现交联后的PP衍生出的碳材料具有多孔结构，通过液氮物理吸附实验得到了证实。压缩力学测试结果显示，碳纤维的加入显著增加了衍生碳的弹性模量和极限强度，并显示出极高的强度重量比（9600：1）。
重要的是，经过碳化后，所有样品在平面方向（X和Y方向，沿FFF沉积方向）的收缩平均只有2-4%，在垂直于打印方向的平均方向（Z方向）上为4%，远低于纯净PP转化成的碳材料以及之前关于的3D打印高分子转化成碳的文献报道。这个优势是此技术的重大亮点之一。
技术前沿
在此基础上，作者建立了磺化时间与收缩率、孔隙率和机械性能之间的关系，并利用模拟对衍生碳材料所特有的弹性即可压缩性能的来源进行了讨论，为精准控制衍生碳性能提供了可能。作者发现通过降低反应时间，碳材料可以表现出低密度高孔隙率的特点。也正是因为这些特性，这些碳变得可压缩可回弹的“柔性材料”，可以达到惊人的50%的可回弹形变。通过模拟发现，材料里面的孔隙度对他们的力学性能有重大的影响。
这项研究提出了一种具有低成本、尺寸稳定性和简单可扩展制造工艺的碳增材3D打印的制造方法，为材料领域带来了明显优势，并激发了未来各个研究方向。该技术已申请美国专利，相关团队已着手于技术产业化。
技术前沿
05
专业评论
Professional comments
产业链两端价格走势分歧 静待节后市场复苏
来源：InfoLink
硅料价格
二月硅料产量预计 73-74 GW/月，环比下降约 2-3%；主要原因与二月有效生产时间变短有关，另外包括头部企业在内的新产能均处于产量爬坡和质量提升区间，除个别二线企业存在新产能释放以外，整体产能规模平稳。
中国春节假期期间，硅料需求端包括头部企业在内的拉晶稼动水平均保持平稳甚至小幅上升，迭加春节假期的备货因素，直接导致对硅料的需求规模不降反升。个别拉晶企业仍有回升的稼动水平反应在硅料需求方面，具有明显的春节假期备货特点和博弈心态。
短期价格波动逻辑与供需关系更为密切，硅料需求端的强支撑对硅料交易价格形成有效兜底，并且当前阶段 N 型硅片产量和占比的跳跃式攀升，导致硅料需求端对于「质优价廉」的高质量硅料形成资源争夺，同时也是对当前硅料主流价格形成强支撑的重要原因。
非中国产地的海外硅料美元价格，数据统计原则和依据主要来自当前三家海外制造企业的主流订单执行价格。但是由于资源稀缺性和长单合作占比极高等现实原因，对于价格较高的散单价格的参考度有限；另外特殊业务原因引起的「极端价格」暂时无法纳入考虑范围，目前价格区间仅能反应正常价格区间部分。
硅片价格
邻近春节，各家陆续规划春节放假与二月份排产，同时与往年一样，企业也在对赌节后的需求表现。当前硅片环节仍然期望维持平稳的稼动水平，尚未出现明显减产意愿。因此，判断原先预期在春节后有机会因为错配而导致抬价的驱动力已经减弱，在下游电池与组件春节放假减产明确下，节后若硅片环节排产仍然维持，恐怕甚至会出现库存的堆积，供应过剩事态将持续并难以缓解。
本周 P 型硅片中 M10 尺寸成交价格上行到每片 2.05 元人民币、G12 尺寸则维持落在每片 2.8 元人民币。N 型价格保持 M10 尺寸成交价格落在每片 2 元人民币、 G12 部分价格落在每片 3.1 元人民币左右。从 N/P 型来看，同为 M10 尺寸的基础上，由于瓦数的提升明显，M10 尺寸下 N 型单瓦价格相比 P 型减少约 8-9%，N 型硅片相比 P 型具备更优的性价比。
春节前电池厂针对硅片的囤备货仍在持续，同时，近期因为冬季的因素，运输周期出现延长，若硅片企业掌控发货节奏，短期 N 型 M10 规格价格仍有机率出现小幅上涨朝着每片 2.05 元迈进；至于 G12 尺寸则因为市场仍属小众，供需状态稳定价格相对平稳。
电池片价格
供需方面，观察厂家陆续规划春节放假与减产，企业一部分规划 PERC 的升级改造、另一部分也在既有 TOPCon 的产线趁机添加 LECO 等提效降本工序。近期 LECO 激光辅助烧结技术逐渐获得更多声量，透过此激光工艺的添加，可以有效提升 TOPCon 电池转换效率 0.3% 以上，相同组件瓦数增益达到 5-10 Ｗ。该技术有望在上半年成为行业的标配工艺。
本周 P 型电池片成交均价价格维持，M10 尺寸落在每瓦 0.38 元人民币区段；G12 尺寸成交价格也维持每瓦 0.38 元人民币的价格水平。同时，头部专业电池企业保持一定溢价，在高效率文件位的价格能够达到每瓦 0.39 元人民币的水平。
在 N 型电池片部分，本周 TOPCon（M10） 电池片价格保持稳定，均价价格维持落在每瓦 0.46-0.47 元人民币左右，TOPCon 与 PERC 电池片价差维持每瓦 0.08-0.09 元人民币不等。而 HJT（G12）电池片生产厂家多数以自用为主，外卖价格分化不一，高效部分价格每瓦 0.6-0.7 元人民币都有出现。
在排产大幅下修下，预期短期而言电池片价格走势仍将保持平稳，然而，若春节期间减产幅度超过预期，也不排除在节后出现每瓦 0.01-0.02 元人民币的涨势，最终涨价的幅度与时间节点仍需重点关注组件环节的接受程度而定。
组件价格
国内春节假期将至，本周基本上无太多订单执行，整体价格暂时平稳，本周均价 PERC 0.88-0.9 元人民币。而 TOPCon 则受新交单影响与 PERC 之间的价差略为收窄至 5-8 分钱的水平，本周价格 0.95-0.98 元左右，HJT 价格目前国内价格约每瓦 1.15-1.25 元人民币之间，海外订单价格僵持在每瓦 0.150-0.170 元美元。
二月总体观察，组件排产部分延长放假时程至 10-15 天不等，全球总排产量相对原先预估下降 2-3 GW 来到 37-38 GW 的量体，接单状况不明朗的情绪仍蔓延至三月份，部分厂家排产尚未确定。
目前观察中远期的报价仍有下探趋势，组件价格节后暂时仍无反弹空间，维持低迷氛围。
专业评论
专业评论
较高的散单价格的参考度有限；另外特殊业务原因引起的「极端价格」暂时无法纳入考虑范围，目前价格区间仅能反应正常价格区间部分。
硅片价格
邻近春节，各家陆续规划春节放假与二月份排产，同时与往年一样，企业也在对赌节后的需求表现。当前硅片环节仍然期望维持平稳的稼动水平，尚未出现明显减产意愿。因此，判断原先预期在春节后有机会因为错配而导致抬价的驱动力已经减弱，在下游电池与组件春节放假减产明确下，节后若硅片环节排产仍然维持，恐怕甚至会出现库存的堆积，供应过剩事态将持续并难以缓解。
本周 P 型硅片中 M10 尺寸成交价格上行到每片 2.05 元人民币、G12 尺寸则维持落在每片 2.8 元人民币。N 型价格保持 M10 尺寸成交价格落在每片 2 元人民币、 G12 部分价格落在每片 3.1 元人民币左右。从 N/P 型来看，同为 M10 尺寸的基础上，由于瓦数的提升明显，M10 尺寸下 N 型单瓦价格相比 P 型减少约 8-9%，N 型硅片相比 P 型具备更优的性价比。
春节前电池厂针对硅片的囤备货仍在持续，同时，近期因为冬季的因素，运输周期出现延长，若硅片企业掌控发货节奏，短期 N 型 M10 规格价格仍有机率出现小幅上涨朝着每片 2.05 元迈进；至于 G12 尺寸则因为市场仍属小众，供需状态稳定价格相对平稳。
电池片价格
供需方面，观察厂家陆续规划春节放假与减产，企业一部分规划 PERC 的升级改造、另一部分也在既有 TOPCon 的产线趁机添加 LECO 等提效降本工序。近期 LECO 激光辅助烧结技术逐渐获得更多声量，透过此激光工艺的添加，可以有效提升 TOPCon 电池转换效率 0.3% 以上，相同组件瓦数增益达到 5-10 Ｗ。该技术有望在上半年成为行业的标配工艺。
本周 P 型电池片成交均价价格维持，M10 尺寸落在每瓦 0.38 元人民币区段；G12 尺寸成交价格也维持每瓦 0.38 元人民币的价格水平。同时，头部专业电池企业保持一定溢价，在高效率文件位的价格能够达到每瓦 0.39 元人民币的水平。
在 N 型电池片部分，本周 TOPCon（M10） 电池片价格保持稳定，均价价格维持落在每瓦 0.46-0.47 元人民币左右，TOPCon 与 PERC 电池片价差维持每瓦 0.08-0.09 元人民币不等。而 HJT（G12）电池片生产厂家多数以自用为主，外卖价格分化不一，高效部分价格每瓦 0.6-0.7 元人民币都有出现。
在排产大幅下修下，预期短期而言电池片价格走势仍将保持平稳，然而，若春节期间减产幅度超过预期，也不排除在节后出现每瓦 0.01-0.02 元人民币的涨势，最终涨价的幅度与时间节点仍需重点关注组件环节的接受程度而定。
组件价格
国内春节假期将至，本周基本上无太多订单执行，整体价格暂时平稳，本周均价 PERC 0.88-0.9 元人民币。而 TOPCon 则受新交单影响与 PERC 之间的价差略为收窄至 5-8 分钱的水平，本周价格 0.95-0.98 元左右，HJT 价格目前国内价格约每瓦 1.15-1.25 元人民币之间，海外订单价格僵持在每瓦 0.150-0.170 元美元。
二月总体观察，组件排产部分延长放假时程至 10-15 天不等，全球总排产量相对原先预估下降 2-3 GW 来到 37-38 GW 的量体，接单状况不明朗的情绪仍蔓延至三月份，部分厂家排产尚未确定。
目前观察中远期的报价仍有下探趋势，组件价格节后暂时仍无反弹空间，维持低迷氛围。
专业评论
在每瓦 0.46-0.47 元人民币左右，TOPCon 与 PERC 电池片价差维持每瓦 0.08-0.09 元人民币不等。而 HJT（G12）电池片生产厂家多数以自用为主，外卖价格分化不一，高效部分价格每瓦 0.6-0.7 元人民币都有出现。
在排产大幅下修下，预期短期而言电池片价格走势仍将保持平稳，然而，若春节期间减产幅度超过预期，也不排除在节后出现每瓦 0.01-0.02 元人民币的涨势，最终涨价的幅度与时间节点仍需重点关注组件环节的接受程度而定。
组件价格
国内春节假期将至，本周基本上无太多订单执行，整体价格暂时平稳，本周均价 PERC 0.88-0.9 元人民币。而 TOPCon 则受新交单影响与 PERC 之间的价差略为收窄至 5-8 分钱的水平，本周价格 0.95-0.98 元左右，HJT 价格目前国内价格约每瓦 1.15-1.25 元人民币之间，海外订单价格僵持在每瓦 0.150-0.170 元美元。
二月总体观察，组件排产部分延长放假时程至 10-15 天不等，全球总排产量相对原先预估下降 2-3 GW 来到 37-38 GW 的量体，接单状况不明朗的情绪仍蔓延至三月份，部分厂家排产尚未确定。
目前观察中远期的报价仍有下探趋势，组件价格节后暂时仍无反弹空间，维持低迷氛围。
会展信息
2024内蒙古国际太阳能光伏暨新能源产业博览会
展会时间：2024-04-12
展会地点：内蒙古国际会展中心
主办单位：内蒙古碳中和产业协会
展会介绍：
为全面落实“碳达峰、碳中和”重大目标，推进国家“十四五”战略规划，助力“两个屏障”“两个基地”“一个桥头堡”建设，推动太阳能光伏新能源产业发展，促进对外发展与经贸合作；由磐基国际展览（北京）有限公司、内蒙古塞外会展服务有限公司承办并得到各相关单位支持与参与的“内蒙古国际太阳能光伏暨新能源产业博览会”定于2024年4月12-14日在内蒙古国际会展中心举办。
作为风光资源大省重点展会，博览会以“建设亮丽内蒙古·共圆伟大中国梦”为主题，现场集政府和项目成果展示、光伏材料应用技术和产品、储能产品及技术、风能设备和技术、光伏、风电、新能源汽车及充电、能源服务、碳中和实践等大型企业形象与技术展示、招商引资项目推介等于一体。
博览会同期将举办“全国太阳能光伏暨新能源行业高峰论坛”，将邀请发改委、工信部、能源局相关领导与院士及知名企业领导与国内外知名专家、学者等代表到会参加；共同探讨我国太阳能光伏新能源产业发展与合作。
会议直达：2024内蒙古国际太阳能光伏暨新能源产业博览会
会展信息
EXHIBITION INFORMATION
做精做优新能源新材料产业
推进产业延链补链强链
邮箱：hycydt123@163.com
地址：山西省阳泉市矿区桃北西街2号
耿安英 高 杰 杨晓成 周晓辉
郭宝晶 韩 娟 张 静
刘景利
郑迎芳 段昕永
李淑敏
蒯平宇 张利武
李淑敏 王 磊
朱瑞峰
主 编
副主编
编辑部主任
副主任
编辑
武天宇
校对审核
耿安英
做精做优新能源新材料产业
推进产业延链补链强链
邮箱：hycydt123@163.com
地址：山西省阳泉市矿区桃北西街2号
耿安英 高 杰 杨晓成 周晓辉
郭宝晶 韩 娟 张 静
刘景利
郑迎芳 段昕永
李淑敏
蒯平宇 张利武
李淑敏 王 磊
朱瑞峰
主 编
副主编
编辑部主任
副主任
编辑
武天宇
校对审核
耿安英
增值电信业务经营许可证：陕B2-20210327 | 
陕公网安备 61102302611033号