新能源电力交易

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车辆过户可以到花乡旧机动车交易市场内进行办理，并到过户窗口开具过户发票，然后才能办理其他的过户手续。二手车过户需要的手续包括：买卖双方身份证原件及复印件；车辆原始购置发票或上次过户发票原件及复印件；车辆的机动车登记证书原件及复印件；车辆行驶证原件及复印件；机动车必须到场。过户费大概是在300-500元左右，最高不会超过900元的。过户到外地还要在办理过户手续后，调取车辆档案，然后去外地上牌。要是这样的话，就先要在北京退保，然后再到要上牌的地区投保，或者是去投保的保险公司办理被保险人变更手续，但是定损理赔时要回北京办理。提醒您购置税和车船使用税也要办理变更手续。

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⑶ 中国能源电力行业现状与发展新中国60年电力事业发展状况

中国电力工业自1882年在上海诞生以来，经历了艰难曲折、发展缓慢的67年，到1949年发电装机容量和发电量仅为185万千瓦和43亿千瓦时，分别居世界第21位和第25位。1949年以后我国（大陆，下同）的电力工业得到了快速发展。1978年发电装机容量达到5712万千瓦，发电量达到2566亿千瓦时，分别跃居世界第8位和第7位。改革开放之后，电力工业体制不断改革，在实行多家办电、积极合理利用外资和多渠道资金，运用多种电价和鼓励竞争等有效政策的激励下，电力工业发展迅速，在发展规模、建设速度和技术水平上不断刷新纪录、跨上新的台阶。装机先后超过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，从1996年底开始一直稳居世界第2位。进入新世纪，我国的电力工业发展遇到了前所未有的机遇，呈现出快速发展的态势。

一、发展现状

（一）电力建设快速发展

发电装机容量、发电量持续增长。改革开放以来到上世纪末，我国发电装机和发电量年均增长率分别为7.8%、7.9%。发电装机容量继1987年突破1亿千瓦后，到1995年超过了2亿千瓦，2000年达到了3亿千瓦。发电量在1995年超过了1万亿千瓦时，到2000年达到了1.37万亿千瓦时。进入新世纪，我国电力工业进入历史上的高速发展时期，投产大中型机组逐年上升，2004年5月随着三峡电站7＃机组的投产，我国电源装机达到4亿千瓦，到 2004年底发电装机总量达到4.41亿千瓦，其中：水、火、核电分别达10830、32490、701.4万千瓦。2004年发电量达到21870亿千瓦时。2000～2004年，5年净增发电装机容量14150万千瓦，2004年我国新增电力装机容量5100万千瓦，超过美国在1979年创造的年新增装机4100万千瓦的世界历史最高记录。预计今年新增装机容量约为6000万千瓦，年末装机容量将超过5亿千瓦。

电源结构不断调整和技术升级受到重视。水电开发力度加大，2004年9月，随着青海黄河上游公伯峡水电站首台机组建成投产，我国水电装机超过了1亿千瓦，达到10830万千瓦，占总装机容量的24.6%，目前在建规模约4700万千瓦。核电建设取得进展,经过20年的努力，建成以秦山、大亚湾/岭澳、田湾为代表的三个核电基地，总装机容量达到了870万千瓦。高参数、大容量机组比重有所增加，截止到2004年底，已投运单机容量60万千瓦及以上的大型火电机组约55台，其容量占火电装机容量的10.7%，在今后4年中将有60台以上的超临界机组建成投产，60万千瓦机组中超临界机组已经占有主导地位，单机容量100万千瓦的超超临界机组开始兴建，到2010年将有10台以上100万千瓦超超临界机组投产。

关停了一大批耗能高、污染严重的小机组，自2000到2002年，关停的小机组约1000万千瓦。洁净煤发电技术得到应用，采用引进技术自主设计制造的 30万千瓦CFB锅炉，正在建设或开展前期工作的有10余台，2004年末约有2000万千瓦脱硫装置投入运行或在建，近几年新建火电机组几乎均同步安装烟气脱硫装置，大容量机组烟气脱硝正在逐渐实施，40万千瓦等级的IGCC机组的技术引进及开发工作正在进行。燃气蒸汽联合循环发电技术引进取得成果，目前约有近70套9F级燃机机组正在建设或前期准备中，2005年5月大陆首台9FA重型燃气蒸汽联合循环机组投入运行，燃气轮机的装机容量不久将达到 3000万千瓦以上。

电网建设不断加强。随着电源容量的日益增长，我国电网规模不断扩大，电网建设得到了不断加强，特别是近十年来，电网建设得到了迅速发展，输变电容量逐年增加。截至2004年底，220千伏及以上输电线路达到22.8万公里，变电容量达到7.12亿千伏安。全国电网基本形成较为完备的330/500千伏主网架，随着国家电网公司750千伏输变电示范工程的投产，电网最高运行电压等级已经提高到750kV。1998年以来实施的城乡电网建设与改造，特别是农村电网“两改一同价”成效显著，不仅提高了供电质量，降低了电价水平，改善了8亿农民的用电状况，解决了近3000多万无电农村人口的用电问题，而且加强了网架结构，缓解了城市配网高低电压之间联系薄弱的问题，促进了城乡经济发展和生活水平的提高。

西电东送和全国联网发展迅速。我国能源资源和电力负荷分布的不均衡性，决定了“西电东送”是我国的必然选择。西电东送重点在于输送水电电能。按照经济性原则，适度建设燃煤电站，实施西电东送。

目前，西电东送已进入全面实施阶段：贵州到广东500千伏交、直流输变电工程已先后投产运行，向广东送电规模已达1088万千瓦。三峡到华东、广东±500千伏直流输变电工程先后投产。蒙西、山西、陕西地区向京津唐电网送电能力逐步增加。华北与东北、福建与华东、川渝与华中等一批联网工程已经投入运行， 2003年跨区交换电量达到862亿千瓦时。

截至2005年7月，除海南外已经初步实现了全国联网，初步实现了跨区域资源的优化配置，区域电网间的电力电量交换更加频繁，交易类型出现了中长期、短期、超短期、可中断交易等多种模式，呈现多样化的良好局面，由于跨区跨省电力交易比较活跃，部分联网输电通道长期保持大功率送电。西电东送、全国联网工程对调剂电力余缺、缓解电力供应紧张和促进资源优化配置起到重要作用。

（二）电力环保取得显著成绩

污染物排放得到控制。电力工业从上世纪80年代初开始控制烟尘排放，目前安装电除尘器比例达到85%以上，烟尘排放总量较1980年减少32%以上，单位电量烟尘排放量减少了 88%。1995年底结束向江河排灰，2002年废水排放达标率达到97%，部分水资源缺乏地区实现了废水“零排放”。2003年底大陆已累计建成投产的脱硫机组装置容量约1000万千瓦，脱硫设施产生的SO2去除量为96.9万吨，单位电量二氧化硫排放量较1990年减少了40%。洁净煤燃烧技术的研究、开发和技术引进取得进展，已经掌握了低氮燃烧技术。水电、核电和电网的环境保护得到高度重视。

资源节约和综合利用水平不断提高。供电标准煤耗从1978年的471克/千瓦时下降到2004年的376克/千瓦时；发电厂用电率从6.61%下降到5.95%；线路损失率从9.64%下降到7.59%；平均单机容量达到5.68万千瓦。

全国火电厂工业用水总量为1327亿吨，其中新鲜水量为397亿吨，重复用水量为930亿吨，水的重复利用率为70%。全国火电厂工业固体废物产生量为 1.72亿吨，其中粉煤灰为1.38亿吨、渣为0.32亿吨；工业固体废物综合利用量为1.2亿吨，其中粉煤灰为0.95亿吨、渣为0.25亿吨。干灰场得到普遍应用，节约了占地和用水。灰渣综合利用的水平不断提高。在许多地区100%得到利用。

（三）电力科学技术水平有较大提高

电力装备技术水平差距不断缩小。火电主力机型从50、60、70年代的5万、10万、20万千瓦，发展到80年代利用引进技术生产30和60万千瓦，进入新世纪以来60万千瓦超临界、100万千瓦超超临界机组引进技术国产化进程明显加快；水电具备了70万千瓦机组的制造能力；核电可以自主设计生产65万千瓦压水堆核电机组。电网已具备750千伏及以下、额定电流4000安培及以下、短路电流水平63千安及以下交流输变电设备研发及制造能力，产品类型涵盖 “常规敞开式设备 ”至“全封闭组合电器”在内的全系列。±500千伏及以下高压直流输电工程的关键设备—晶闸管阀及换流变压器已基本实现由国内成套供货。交、直流输电系统控制保护设备的技术水平已居于世界领先行列。

电力发展水平走在世界前列。一是火电机组参数等级、效率不断提高，2004年上海外高桥二期工程90万千瓦引进技术超临界机组、河南沁北、江苏常熟两个 60万千瓦超临界机组国产化依托工程成功投入运行，浙江玉环100万千瓦超超临界机组国产化依托工程及山东邹县、江苏泰州等一批同类项目正在顺利实施。二是水电建设代表了当今世界水平，建成了以三峡工程为代表的一批具有世界一流水平的水电工程。三是核电自主化程度不断提高，秦山二期建成投产标志着我国已具备65万千瓦压水堆核电机组的研发制造能力。四是超高压技术跻身国际先进行列，500千伏紧凑型、同塔多回、串联补偿等技术得到应用，2005年9月26 日，我国第一个750千伏输变电示范工程（青海官亭至甘肃兰州输变电工程）正式投入运行，这标志着我国电网建设和输变电设备制造水平跨入世界先进行列；现已开始规划建设交流 1000千伏特高压输变电试验示范工程。五是直流输电技术快速发展，已先后建成单回输送容量120万千瓦的葛上直流工程、单回输送容量180万千瓦的天广直流工程、单回输送容量均为300万千瓦的龙政、三广及贵广I回直流工程，在建和已建的直流线路工程的长度达到了7000公里，并已开展800千伏级特高压直流输电工程可行性研究工作。

（四）可再生能源发电取得进步

风力发电建设规模逐步扩大。从“七五”开始建设风力发电场，到2004年底，内地已建成43个风力发电场，累计装机1292台，总装机容量达到76.4万千瓦，占全国电力装机的0.17%。单机容量达到2000千瓦。

地热发电得到应用。到1993年底，西藏地热发电的总装机达到28.13兆瓦，约占全国地热发电装机(包括台湾在内)的94%；年发电量9700万千瓦时，占拉萨电网约20%。

太阳能发电开始起步。至1999年，光伏发电系统累计装机容量超过13兆瓦。2004年建成容量为1兆瓦的太阳能发电系统，这是目前中国乃至亚洲总装机容量第一的并网光伏发电系统，同时，也是世界上为数不多的兆瓦级大型太阳能光伏发电系统之一。

小水电建设取得巨大成绩。截止到2000年底，全国已建成小水电站4万多座，装机达2485万千瓦，占全国水电装机的32，4％，占世界小水电开发量的40％以上，年发电量800亿千瓦时，占全国水电发电量的36.27%。

（五 ）电力需求旺盛，发展潜力巨大

国民经济持续快速增长，对电力的拉动作用巨大。上世纪70年代起，我国基本处于长期严重缺电的局面，电力供应短缺是制约经济发展的主要瓶颈。随着电力工业快速发展，1997年开始实现了电力供需的基本平衡，部分地区供大于求。进入新世纪，随着我国实施西部大开发战略，实行积极财政政策和扩大内需的经济方针，国民经济持续发展，电力需求增长也屡创新高。继2001年用电增长9%之后，2002年增长11.8%、2003年增长15.4%、2004年增长 14.8%。经济较发达的长江三角洲、珠江三角洲等沿海地区电力需求持续旺盛。从2002年下半年开始，全国电力供需状况又趋紧张，发电装机利用率（利用小时数）大幅提高，局部地区开始启用限电措施。2003年～2004年，全国电力供需平衡继续总体偏紧。整体看来，由于人均发电装机占有量偏低，电力供应的高速增长仍难以满足更快增长的电力需求，电力工业仍存在较大发展空间。

（六）结构性矛盾突出，技术升级任重道远

电源结构有待优化。一是煤电比重很高，近几年又增长较快，所占比重进一步提高，水电开发率较低，清洁发电装机总容量所占比例较小；二是20万千瓦及以下机组超过1亿千瓦（4403台），其中10万千瓦及以下有6570万千瓦（3993台），加之目前各地小机组关停步伐明显放缓、企业自备燃油机组增多，燃煤和燃油小机组仍占有过高比重，投入运行的60万千瓦及以上火电机组仅55台，大型机组为数较少；三是在运行空冷机组容量约500万千瓦，与三北缺水地区装机容量相比，所占比例低，其节水优势没有体现出来；四是热电联产机组少，城市集中供热普及率为27％；五是电源调峰能力不足，主要依靠燃煤火电机组降负荷运行，调峰经济性较差。

电力生产主要技术指标与国际水平还有一定差距。火电机组参数等级不够先进，亚临界及以上参数机组占40％，高压、超高压参数机组占29％，高压及以下参数机组占 31％；超临界机组仅960万千瓦，占火电装机总量的2.95%。国产大机组的经济性落后于相应进口机组，30万千瓦容量等级，国产亚临界机组的供电煤耗比进口机组高4～12g/kWh；60万千瓦容量等级，国产亚临界机组的供电煤耗比进口机组高20～23g/kWh，比进口超临界机组高28～39.5g /kWh。在30万千瓦、60万千瓦亚临界机组主、辅机引进消化过程中，由于主、辅机出力、可靠性等因素影响，形成从标准上、设计和管理上要求增大辅机配备裕度，直接导致辅机运行偏离经济工况，厂用电升高，机组经济性下降。电网的平均损失率为7.71%,尚有进一步降低的空间。清洁煤发电技术、核电技术的进步较慢，大型超(超)临界机组、大型燃气轮机、大型抽水蓄能设备及高压直流输电设备等本地化水平还比较低，自主开发和设计制造能力不强，不能满足电力工业产业升级和技术进步的需要。

二、发展趋势

未来20年，是我国经济和社会发展的重要战略机遇期。目前我国人均国内生产总值已超过1000美元，进入了世界中低收入国家行列，消费结构升级，工业化进程加快，城镇化水平提高，人均用电量超过1400千瓦时，进入了重工业化发展阶段。加快工业化、现代化进程对电力发展提出更高的要求。

（一）电力建设任务艰巨

资源条件制约发展。我国水能、煤炭较丰富，油、气资源不足，且分布很不均衡。水能资源居世界首位，但3/4以上的水能资源分布在西部。我国煤炭探明保有储量居世界第三位，人均储量为世界平均水平的55%。我国天然气和石油人均储量仅为世界平均水平的11%和4.5%。风能和太阳能等新能源发电受技术因素限制，多为间歇性能源，短期内所占比重不可能太高，需要引导积极开发。

电力发展与资源、环境矛盾日益突出。电力生产高度依赖煤炭，大量开发和燃烧煤炭引发环境生态问题，包括地面沉陷、地下水系遭到破坏，酸雨危害的地理面积逐年扩大，温室气体和固体废料的大量排放等。火力发电需要耗用大量的淡水资源，而我国淡水资源短缺，人均占有量为世界平均水平的1/4，且分布不均，其中华北和西北属严重缺水地区。同时，我国也是世界上水土流失、土地荒漠化和环境污染严重的国家之一。以我国的发展阶段分析，未来若干年，是大量消耗资源、人与自然之间冲突极为激烈的时期。目前的能源消耗方式，是我国能源、水资源和环境容量无法支撑的。

经济增长方式需要转变。当前我国经济尚属于高投入、高消耗、高排放、不协调、难循环、低效率的粗放型增长模式。若按近几年的用电增速计算，2020年全国电力需求将高达11万亿千瓦时，相应发电装机24亿千瓦，发电用煤将超过50亿吨，是目前的6倍，这显然是不可能的。在持续、快速的经济增长背景下，经济增长方式中长期被GDP数字大幅上升掩盖的不足正逐渐显现，直接给经济运行带来隐忧。经济增长方式需要根本性转变，以保证国民经济可持续发展。

改革开放以来，通过科技进步和效率提高，我国产值单耗不断下降，单位产值电耗从1980年的0.21千瓦时降至2000年的0.151千瓦时,下降了 0.059千瓦时。假如未来20年仍能保持这样的下降幅度，按照2020年GDP翻两番的目标，约可减少电耗3.22万亿千瓦时。节能提效空间巨大。

电网安全要求不断提高。我国电网进入快速发展时期，大电网具有大规模输送能量，实现跨流域调节、减少备用容量，推迟新机组投产，降低电力工业整体成本，提高效率等优点。但随着目前电网进一步扩展，影响安全的因素增多，技术更加复杂，需要协调的问题更多，事故可能波及的范围更广，造成的损失可能会更大。 8·14美加电网事故造成大范围停电给全世界敲响了警钟，大电网的电力安全要求更高。

（二）电力发展需求强劲

经济增长率仍将持续走高。目前我国处于工业化的阶段，重化工业产业发展迅速，全社会用电以工业为主，工业用电以重工业为主的格局还将持续一段时间。随着增长方式的逐步转变、结构调整力度加大、产业技术进步加快和劳动生产率逐步提高，第二产业单耗水平总体上将呈下降趋势。

从今后一个较长时期来看，一方面，随着工业化、城镇化进程以及人民生活水平的提高，我国电力消耗强度会有一个加大的过程，但另一方面通过结构调整，高附加值、低能耗的产业将加快发展，即使是高耗能行业，其电耗水平也应有较大下降。

用电负荷增长速度高于用电量增长。预计用电负荷增长速度高于电量增长，但考虑加强电力需求侧管理，负荷增长速度与电量增长速度的差距将逐步缩小。预计 2010年我国全社会用电量为30450亿千瓦时左右，2005年～2010年期间平均增长6%左右；2020年全社会用电量将不低于45000亿千瓦时，后10年年均增长4%左右。

（三）电力发展趋势特点鲜明

我国电力发展的基本方针是：提高能源效率，保护生态环境，加强电网建设，大力开发水电，优化发展煤电，积极推进核电建设，适度发展天然气发电，鼓励新能源和可再生能源发电，带动装备工业发展，深化体制改革。在此方针的指导下，结合近期电力工业建设重点及目标，我国电力发展将呈现以下鲜明特点：

结构调整力度将会继续加大。将重点推进水电流域梯级综合开发，加快建设大型水电基地，因地制宜开发中小型水电站和发展抽水蓄能电站，使水电开发率有较大幅度提高。合理布局发展煤电,加快技术升级，节约资源，保护环境，节约用水，提高煤电技术水平和经济性。实现百万千瓦级压水堆核电工程设计、设备制造本土化、批量化的目标，全面掌握新一代百万千瓦级压水堆核电站工程设计和设备制造技术，积极推进高温气冷堆核电技术研究和应用，到2020年核电装机力争达到 4000万千瓦左右。在电力负荷中心、环境要求严格、电价承受力强的地区，因地制宜建设适当规模的天然气电厂，提高天然气发电比重。在风力资源丰富的地区，开发较大规模的风力发电场；在大电网覆盖不到的边远地区，发展太阳能光伏电池发电；因地制宜发展地热发电、潮汐电站、生物质能（秸秆等）与沼气发电等；与垃圾处理相结合，在大中城市规划建设垃圾发电项目；到2020年力争使新能源发电装机比重超过4％。

预计到2010年，全国发电装机容量7亿千瓦左右，年均增长6.7%，其中水电1.65亿千瓦,煤电4.68亿千瓦,核电1200万千瓦,气电3500万千瓦,新能源发电1000万千瓦。

预计2020年全国发电装机容量将可能超过9.5亿千瓦左右，其中水电2.46亿千瓦（含抽水蓄能2600万千瓦），煤电5.62亿千瓦，核电4000万千瓦，气电6000万千瓦，新能源发电4100万千瓦。

技术进步和产业升级步伐将会加快。

⑷ 新能源发电企业能不能参与电力直接交易

在市场化交易中，发电企业如何实现理智报价，从而获取更高收益?“国能日新”的电力交易解决方案项目负责人给出三个建议：

1)通过中长期市场提前锁定收益;

2)优化现货交易策略实现整体利益最大化;

3)利用专业的交易辅助决策工具。

策略1：通过中长期市场提前锁定收益

国家发改委日前发布了《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》，鼓励市场主体高比例签约中长期，并且未来的中长期交易采用带电力负荷曲线交易机制。

当前电力直接交易、集中竞价交易、跨区跨省交易为中长期主要交易品种，交易周期覆盖年度、季度、月度、月内、日前多时间维度。其中，基础电量、双边协商、竞价交易、挂牌交易、发电权交易等多种交易模式相互交织、相互影响、相互制约，且每省、每种交易规则都不尽相同，交易模式和交易品种趋向多元化。

新能源发电企业一方面需要通过现货价格信号，来指导中长期合约签订的价格，另一方面需要精准的中长期发电量预测，并核算签订中长期合约的比例。中长期合约的价格以及签约多少电量至关重要，直接影响整体收益。

策略2：优化现货交易策略实现整体利益最大化

现货交易的本质是偏差结算，其体系基本颠覆了现有交易和结算模式。

对于新能源发电企业来说，对交易策略的精细化、日前、实时出力预测的准确性以及交易人员的综合素质都带来挑战。

如何通过现货市场的中长期分解机制、精准的出力预测、合理的报价策略，达到在现货市场偏差结算中的收益最大化，需要发电企业统筹考虑中长期与现货两个市场交易，需要对中长期市场与现货市场的价格趋势、电量比例分配有精准的分析、预测与测算。

通过现货市场的合理策略，能达到交易收益最大化。

策略3：利用交易辅助决策工具分析决策

市场化改革在快速推进，对新能源发电企业的快速响应能力、市场分析能力、决策能力、风险规避能力提出更高要求，大量的数据分析、统计、决策无法人工开展、手动完成，迫切需要专业化的分析工具。

目前大家普遍认为，中长期交易能提前锁定收益。“并不是签订的中长电量量越多，收益越大” 国能日新电力交易项目负责人介绍，“如果价格过低，可以考虑把部分电量放到现货市场上交易，通过现货市场获取更高的收益。”

因此，对于发电企业来说，中长期签订价格在多少范围内，以及签订多少电量，需要考虑现货的整体价格水平以及对自身中长期发电量的预测。新能源发电企业需要精准的交易辅助决策工具来分析市场，对现货市场的风险进行评估，作出精准决策，达到中长期+现货市场整体收益最大化。

结语

电力市场改革在不断尝试中前进，对于新能源发电企业来说，虽然现状已打破了原有的计划保障体制，但在带来风险挑战的同时，机遇也增加了。

随着国家经济的快速发展，能源已经成为支柱国民经济的重要产业，而新能源更是未来主体能源，电力交易市场化机制的推行，势必会刺激电力发电企业和用电企业的积极性。

我们期待着未来市场中会有更多的电量进入现货交易，到那时，复杂的市场环境、各主体的利益诉求的不同会让现货交易更充分的发挥其价格信号，市场主体则可利用自动化、智能化的预测分析工具来更加精准的获取预测报价方案，最终实现电力交易价值。国能日新电力交易决策支持平台即可为发电企业提供从中长期电量预测到“中长期+现货”交易决策整体解决方案，实现智能、自动报价决策分析。

⑸ 中国电力新能源发展有限公司怎么样

简介：中国电力新能源发展有限公司于1999年7月27日在百慕达注册成立为受豁免有限公司。其股份于1999年11月4日在香港联合交易所有限公司上市。公司前称为「东成控股有限公司」,于2007年6月4日更名为「中国电力新能源发展有限公司」。

⑹ 售电新能源公司注册之前是需要验资吗

一般都是先做企业，后期才实缴！实缴的规模一般和后期开展业务量相搭配的！提供资金和验资报告！

⑺ 中国新能源企业30强的上榜企业

2019全球新能源企业500强：协鑫第一 晶科第六

华夏能源网

10月22日中国能源经济研究院、中国能源报社共同发布“2019全球新能源企业500强榜单”。

中国能源经济研究院院长魏秋利介绍，经过前几年的快速增长后，“500强”企业的入围门槛增速放缓，进入了一个平台期，这也反映了新能源产业整体发展的现状。

2019“500强”排名前十的企业中，中国企业有协鑫集团有限公司、晶科能源控股有限公司两家企业分列第一和第六。

2019全球新能源企业500强光伏企业榜单

排名公司国家/地区

1协鑫集团有限公司中国

6晶科能源控股有限公司中国

33天合光能股份有限公司中国

35阿特斯阳光电力集团中国

36通威集团有限公司中国

39NextEra Energy Inc.美国

43隆基绿能科技股份有限公司中国

47晶澳太阳能控股有限公司中国

54江苏中利集团股份有限公司中国

56First Solar Inc.美国

60江苏爱康实业集团有限公司中国

61Hanwha Q CELLS Co., Ltd.韩国

68天津中环半导体股份有限公司中国

71BayWa R.E.德国

76新特能源股份有限公司中国

77Sunpower Corporation美国

81Solar Danmark A.S.丹麦

84Xcel Energy Inc. 美国

86浙江正泰新能源开发有限公司中国

88顺风国际清洁能源有限公司中国

89特变电工新疆新能源股份有限公司中国

91阳光电源股份有限公司中国

93Tata Power Ltd印度

96东方日升新能源股份有限公司中国

138江苏苏美达能源控股有限公司中国

140Solar Frontier K.K.日本

141Wacker Chemie AG德国

145SolarEdge Technologies Inc.以色列

146信义光能控股有限公司中国

155SMA Solar Technology AG德国

156兴业太阳能技术控股有限公司中国香港

180晋能清洁能源有限公司中国

188Ingeteam Corporation西班牙

190东旭蓝天新能源投资有限公司中国

191中节能太阳能股份有限公司中国

200杭州福斯特应用材料股份有限公司中国

206易事特集团股份有限公司中国

212英利集团有限公司中国

228阳光能源控股有限公司中国香港

236无锡先导智能装备股份有限公司中国

254友达光电股份有限公司中国台湾

255亿晶光电科技股份有限公司中国

258江西展宇新能源股份有限公司中国

265厦门科华恒盛股份有限公司中国

282日出东方太阳能股份有限公司中国

292Motech Instries Inc.中国台湾

315Meyer Burger AG瑞士

317河南易成新能源股份有限公司中国

323深圳科士达科技股份有限公司中国

327泰州中来光电科技有限公司中国

339浙江晶盛机电股份有限公司中国

347湖南红太阳新能源科技有限公司中国

354江苏林洋能源股份有限公司中国

369中美矽晶制品股份有限公司中国台湾

377Adani Green Energy Limited印度

382正信光电科技股份有限公司中国

389Enphase Energy Inc.美国

394熊猫绿色能源集团有限公司中国

403大全新能源有限公司中国

430Advanced Energy Instries Inc.美国

431江山控股有限公司中国香港

448硕禾电子材料股份有限公司中国台湾

458珈伟新能源股份有限公司中国

477常州亚玛顿股份有限公司中国

4799REC Silicon A.S.A.挪威

487深圳市捷佳伟创新能源装备股份有限公司中国

498协合新能源集团有限公司中国

可参考：资料来源

⑻ 新能源股龙头有哪些

1、新能源板块龙头：天威保变 600550

天威保变 600550：经上海证券交易所同意，于2001 年1月12日通过上海证券交易所交易系统以上网定价的发行方式向社会公开发行人民币普通股(A 股)6,000 万股。

2、新能源板块龙头：丰原生化 000930

丰原生化 000930：是一只A股证券，经营范围主要有食品添加剂生产、经营，燃料乙醇、食用酒精生产、储存等。

3、新能源汽车电控龙头：万向钱潮000559

万向钱潮涉足新能源汽车动力总成，拥有电控、电机、电池较为完整的产业链和产业化规模，是国内较为优质的新能源汽车动力总成供应商。

4、新能源汽车电机龙头：宁波韵升600366

利用开发磁性材料的优势主攻汽车电机产品，新能源汽车所需磁钢是公司在高新钕铁硼应用领域的重大拓展，可取得巨大收益。公司参股的上海电驱动有限公司专门从事新能源汽车用电机系统研发和生产，是该细分领域的龙头企业。

5、新能源汽车电池龙头：中信国安000839

公司非公开发行股票募集资金将全部用于是中航锂电建设锂离子动力电池项目，作为国内顶尖军工研发机构的子公司，其锂离子动力电池产品广泛用于电动车、机车、储能等民用电源领域。