截至7月29日，SMM TOPCon组件182mm、210R及210mm中国港口FOB均价分别为0.107美元/W、0.108美元/W和0.109美元/W。与4月上旬阶段性高点相比，三类产品累计跌幅分别约为8.5%、10.4%和10.3%。区域端虽然都处于下行通道，但欧洲体现为库存消化与应用场景分化，东南亚体现为价格敏感与项目等待，印度则体现为政策准入约束下DCR与非DCR产品同步降价。 出口组件：政策扰动退潮，6月中旬后价格竞争加深 4月初退税取消正式落地后，组件企业一度尝试将新增成本向海外客户传导。4月9日前后，182mm、210R和210mm TOPCon组件FOB均价分别升至0.117美元/W、0.1205美元/W和0.1215美元/W。随后，海外采购从抢发货、抢窗口逐步转入库存消化，终端对高价接受度下降，价格重心开始回落。 5月以来，欧洲渠道库存、东南亚项目等待及主要市场淡季效应相互叠加，企业为争取订单逐步让价。6月中旬后，二线企业率先降价，头部企业被动跟进，三类FOB价格进一步下探。当前不同尺寸产品之间仍维持约0.001美元/W的价差，但趋势已高度一致，说明市场竞争重点已从退税成本转嫁重新转向订单与渠道争夺。 欧洲：分布式仍有支撑，但难抵库存与价格战 截至7月24日，鹿特丹仓库TOPCon组件完税自提均价中，分布式450—475W产品为0.1148欧元/W，分布式620—640W产品为0.1078欧元/W；集中式620—640W及710—730W产品分别为0.1059欧元/W和0.1066欧元/W。 450—475W产品仍保持明显溢价，主要源于其面向特定屋顶及分布式场景，产品替代性相对较低。夏季热浪推高欧洲用电负荷，也提升了工商业及户用项目对自发自用的关注度。与此同时，BC组件凭借较高转换效率和单位屋顶面积发电优势，在高端分布式市场保持较强竞争力，反过来加大了同场景TOPCon产品的降价压力。 当前欧洲市场正处于集中夏季假期前一周，部分仍在施工或计划于假期期间交付的项目出现小幅补货需求。此次采购主要用于补齐前期订单缺口、保障现场施工连续性，或满足临时增加的项目用量，订单普遍具有数量较小、交付周期较短和就近仓库提货等特征。 因此，假期前补货对欧洲现货成交形成了一定短期支撑，却更接近项目端的刚性采购，而非需求趋势反转。渠道商仍担心假期期间施工和物流节奏放缓，加之欧仓库存整体不低，多数采购方不会在此时明显扩大库存。进入集中休假阶段后，市场询单与成交活跃度可能再次下降；更具持续性的需求回补，仍需等待8月下旬至9月项目人员返岗，以及三季度末交付和并网节点进一步明确。 不过，需求支撑并未扭转整体弱势。一季度抢出口形成的欧仓库存进入消化阶段，部分地区负电价频发、并网限制及项目收益率下降继续压制集中式采购。6月海运成本上升曾短暂抬高仓库自提价格，但7月以来各规格价格重新走低，市场价格战特征更加明显。 东南亚：看跌预期压制采购，项目释放仍待兑现 东南亚市场对价格变化更为敏感。二季度末本应是部分项目推进和采购落地的传统节点，但在组件价格持续下行的预期下，终端企业仍以观望和刚需补货为主。 截至7月24日，马来西亚182mm、210R及210mm TOPCon组件CIF均价分别为0.1125美元/W、0.1135美元/W和0.1140美元/W，较4月上旬分别下降约6.6%、9.2%和9.2%。印尼分布式屋顶TOPCon组件CIF均价降至0.1115美元/W，较4月高位下降约11.2%，回落速度快于马来西亚主要规格。 与此同时，东南亚市场已经出现0.10—0.105美元/W，即10—10.5美分/W的低价报价。需要强调的是，这类报价目前更多是市场低位个案，并不等同于区域主流CIF成交价格。其背后通常带有较强的交易条件，例如二线品牌主动去库存、老旧功率段或特定规格产品、大批量订单、较短账期、限定目的港，或报价仅覆盖FOB及部分物流费用。若为标准高效产品的完整CIF报价，则反映出企业为争夺有限订单已经采取较为激进的让价策略，部分价格可能接近成本线，但实际可成交数量、质保条件及交付能力仍需逐单确认。 低价资源的出现进一步强化了买方的看跌预期。部分项目方即使已有采购需求，也倾向于拆分订单、缩短锁价周期或等待报价继续下探，导致低价并未立即转化为大规模成交，反而可能加重市场观望情绪。品牌分化也随之扩大：融资能力较强、重视长期质保及可融资性的项目仍更倾向头部品牌；对价格高度敏感、融资约束较弱的工商业及贸易型订单，则更容易转向低价资源。因此，10—10.5美分/W更像是当前东南亚价格竞争加剧的“下沿信号”，而不是所有组件产品已经普遍进入这一价格区间。 这一价格下沿也将进一步拉大进口组件与本地制造组件之间的差距。对于无强制本地化要求的市场化项目，低价进口组件能够直接改善初始投资成本；但在印尼PLN、政府项目及其他需要满足TKDN要求的场景中，采购仍需优先考虑本地合规产品，10—10.5美分/W的进口报价难以直接转化为项目采购价。进口低价可以压低市场预期，却未必能够突破本地化准入门槛，这也是东南亚市场后续可能长期维持“双轨价格”的重要原因。 马来西亚中期需求仍有政策项目支撑。7月，马来西亚第六轮大型光伏计划LSS6正式释放2.65GW容量，其中2.5GW配套储能，项目目标于2029年底前实现商业运营。但从招标发布到组件集中采购仍存在时间差，短期内更可能改善市场预期，而非立即扭转现货价格。 印尼6—7月新增项目采购相对有限。PLN于4月30日启动1.225GW Mentari Nusantara I项目招标，并首次采用“GIGA ONE”打捆采购机制，项目计划于2029年商业运营。该项目强调本土含量要求，预计将优先拉动印尼本地TKDN组件需求。SMM 6月调研显示，印尼本地组件价格随本土化比例提高而显著上升，市场正逐步形成“进口高效组件市场价”与“TKDN本地化项目价”两套体系。需要注意的是，截至本文截稿，公开信息尚未确认“7月投标截止、12月公布结果”的具体安排，因此暂不作为确定节点。 印度：DCR与非DCR同步降价，有限豁免带来结构性缓冲 印度市场的核心仍是政策驱动下的双轨价格体系。6月12日，印度本土制造DCR TOPCon组件平均出厂价仍为0.2650美元/W；截至7月24日，该价格已降至0.2425美元/W，六周内下降约8.5%，较4月高点下降约12.5%。同期，非DCR TOPCon组件价格降至0.1405美元/W，较4月初下降约12.7%。尽管两类产品均走低，DCR组件价格仍较非DCR高约72.6%。 DCR组件降价后，项目端接受度有所改善，叠加ALMM List-II执行前后存量项目交付，生产端自4月低点逐步修复。SMM数据显示，印度DCR组件产量由4月的1.55GW回升至5月的1.75GW，并于6月升至1.90GW，环比增长8.6%，但仍略低于3月1.98GW的上半年高点。2026年上半年，印度DCR组件累计产量约10.64GW。 政策端，ALMM List-II于6月1日正式执行。印度新能源与可再生能源部随后明确不进行全面延期，但为部分净计量及开放接入项目提供一次性过渡安排：在2026年12月31日前投运的相关项目可继续豁免电池片List-II合规要求。这一有限豁免有助于消化部分采用非ALMM电池片的组件库存，并为非DCR产品提供阶段性出货空间，但大型地面及政府类项目仍需遵守本土化要求，印度组件市场长期向本土电池片和DCR体系收紧的方向并未改变。 后市展望：价格跌幅或收窄，但区域项目节奏仍决定订单 综合来看，4月退税取消并未带来海外组件价格持续上行。政策成本扰动消退后，库存、项目收益率和采购节奏重新成为价格主导因素。短期内，FOB价格已进入相对低位，继续大幅下跌的空间可能受到成本约束，但欧洲库存消化、东南亚项目落地速度及印度政策豁免范围仍将决定不同区域的成交表现。 欧洲需要关注夏季后分布式需求能否延续，以及负电价、并网和欧仓库存的消化速度；马来西亚需要跟踪LSS6招标及供应链本地化要求，印尼则需关注GIGA ONE后续采购安排和TKDN组件溢价；印度市场应重点观察有限豁免项目的实际规模、本土电池片供给增量以及DCR组件价格下降能否进一步修复项目收益率。 从价格角度看，下半年海外市场仍将呈现“整体承压、区域分化、项目驱动”的格局。企业竞争也将从单纯低价逐步转向产品效率、融资条件、本地交付和政策合规能力的综合比拼。