行业政策动态 - 国家能源局在2025年光伏行业半年研讨会上表示将推动各地加快落实新能源入市"136号文"，研究建立适应地方特点的电力市场机制，提升新能源全面参与市场的能力 [2] - 针对非理性竞争、电力消纳矛盾、分布式承载力不足等问题，能源局提出加强政策适应能力、推动绿电就地就近消纳、多能互补发展，提升电站管理与技术标准 [2] 产业链价格变化 - 多晶硅致密料均价为42 0元/kg，环比上升5 0元/kg [3] - N型182硅片均价为1 10元/片，环比上升0 10元/片；N型210硅片均价为1 45元/片，环比上升0 10元/片 [3] - PERC电池182均价为0 037$/W，环比上升0 003$/W；TOPCON电池均价0 270元/W，环比上升0 02元/W [3] - 双玻HJT组件均价为0 83元/W，环比持平；双玻182组件均价为0 68元/W，环比持平 [3] - 中国集中式均价为0 67元/W，环比持平；中国分布式均价为0 68元/W，环比上升0 01元/W [3] 板块市场表现 - 光伏板块最近一周涨跌幅2 61%，跑赢沪深300指数0 70个百分点，相比SW行业分类各板块涨幅排名中游 [4] - 年初以来光伏板块累计涨跌幅为3 32%，跑输沪深300指数4 57个百分点，相比SW行业分类各板块排名靠后 [4] - 光伏板块2025年7月25日TTM-整体法估值为20 23倍，与SW行业分类各板块相比排名中等靠后 [4] - 光伏板块TTM整体法估值自21年底到23年底持续下降，24年初开始逐步上升；光伏板块相对沪深300的估值溢价1 58倍 [4]

绿电直连制度化发展 - 绿电直连构建新能源发电侧与用户侧直接连接通路，实现全流程物理溯源，提升新能源消纳和绿电供给水平，降低外向型企业碳足迹，并为分布式发电、虚拟电厂等新型经营主体创造应用场景 [2] - 国家发改委与能源局联合印发《通知》，明确绿电直连的适用范围、管理方式及交易价格机制，推动其进入制度化、规范化新阶段 [2] 项目规划与建设规范 - 绿电直连采用"点对点"直接供应模式，需避免无序建设导致的电源开发时序错配、电网投资冗余等问题 [3] - 新增负荷可配套建设新能源项目，出口外向型企业可探索存量负荷绿电直连，省级能源主管部门需统筹规划项目规模并纳入开发建设方案 [3] - 项目需合理设定负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的峰谷差率不高于规划值 [3] 投资与运营模式创新 - 破除投资主体所有制限制，允许民营企业等各类主体（不含电网企业）投资电源及直连专线，新能源发电豁免电力业务许可证 [4] - 现货市场连续运行地区可采用自发自用为主、余电上网为辅模式，余电上网比例上限不超过20% [4] - 新能源自发自用电量需占总可用发电量≥60%，占总用电量≥30%，并逐步提高比例 [4] 安全与经济责任界定 - 并网型项目需与公共电网按产权分界点明确安全责任界面，各自履行风险管控责任 [6] - 项目主体自主申报并网容量，与电网企业协商确定额外供电责任及费用 [6] 市场与价格机制完善 - 绿电直连项目作为整体参与电力市场交易，按与公共电网交换功率结算 [7] - 项目需缴纳输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用，确保与现行政策衔接 [7]