7 月价格回顾 ： 7 月国内取向硅钢价格呈现先涨后回落走势，上旬至中旬依托下游变压器刚需、新能源及特高压订单支撑，B23R085等主流牌号冲高至阶段高位；但高价持续压制下游采购意愿，市场交投转淡，月末现货价格承压下行，涨势终结。结合远期预期，市场普遍认为本轮冲高行情告一段落。 基本面分析： 8 月国内取向硅钢钢厂整体排产规模与7月大体持平，生产端维持高位运行态势，供给释放节奏未有明显收紧；从产品结构来看，产量依旧以高磁感 HIB 取向硅钢为绝对主力，普通 CGO 取向硅钢产出占比持续偏低，两类品种产出水平相较7月变化不大，钢厂暂无主动集中减产动作，持续高位释放的供应量持续作用于现货市场，对价格进一步上涨形成明显压制。 6 月各类电源新增装机分化特征明显，对取向硅钢需求形成结构性支撑：火电新增装机同比维持较高水平，火电配套升压变、厂用电变压器持续带来取向硅钢刚需；水电新增装机规模大幅走高，水电主变、辅变需求释放；风电、太阳能新增装机相较往年同期偏弱，新能源配套箱变、主变增量有限；核电新增装机回落，核电特种取向硅钢需求阶段性走弱。整体来看，6月传统电源建设发力，火电、水电装机贡献主要增量，支撑大型电力变压器订单，进而带动高牌号取向硅钢需求，风光装机增量不足一定程度上对冲了部分需求增量，需求呈现传统电源强、新能源偏弱的结构性格局。 8 月份价格展望： 展望2026年8月，供应方面，8月我国取向硅钢供应略微下降，主流国营钢厂产线基本延续高负荷运行，部分民营企业存在少量检修，整体供应偏平稳。尽管7月取向价格回落，但多数钢厂利润尚可，加之宝武等主流钢厂8月取向基价上调50元/吨，挺价意愿明显，整体生产积极性尚可，高端牌号资源稳步释放；不过普通牌号货源供给相对充足，导致市场存在库存压力。需求方面，国内“十五五”特高压项目持续落地，变压器企业重点保障特高压配套订单，新能源并网配套变压器高牌号取向硅钢需求保持韧性，但8月高温淡季影响显现，下游多数企业以刚需补库为主，国网、南网招标订单转化存在滞后性，主动备货意愿不强，加之印度对华取向硅钢反倾销调查仍在推进，出口受阻导致回流资源，持续冲击国内市场，价格承压。成本方面，预计8月热卷价格弱势震荡，持续向上动能不足，月均价环比继续下移。综上，SMM预计2026年8月取向硅钢价格将震荡偏弱运行，高端牌号相对抗跌，普通牌号承压更为明显。   数据来源声明: (本报告中除公开信息外的其他数据均是公开信息(包括但不限于行业新闻、研讨会、展览会、企业财报、券商报告、国家统计局数据、海关进出口教据、各大协会和机构公布的各类数据等)、市场交流、依托SMM内部数据库模型，由研究小组进行综合分析和合理推断得出，仅供参考，不构成决策建议。 上海有色网对本声明条款拥有最终解释权，并保留根据实际情况对声明内容进行调整和修改的权利。  

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 、 山东爱思信息科技有限公司 主办的 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-光储技术创新与新型场景应用论坛上 ，中国电力建设集团国际工程有限公司新能源与电力副总经理 郝喜国围绕“海外光储项目落地经验与多场景实践”的话题展开分享。 全球光储发展新形势 1.1 全球太阳能电力装机现状 过去十五年，太阳能装机从 73 GW 飙升至 2391 GW，装机占比由 2011 年的 1.4% 提升至 23.5%，太阳能实现了从边缘能源向主力电源的跨越式蜕变。 全球电力装机增长持续加速，新增规模屡创新高。2025 年全球新增发电装机达 816 GW，其中太阳能新增装机 511 GW，占全部新增装机的 63%。太阳能已经成为全球电力供给扩容的最主要来源，引领全球电力系统低碳扩张。 1.2 全球储能电力装机现状 截至2025年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模496.2GW，同比增长33.3%。其中，抽水蓄能累计装机占比首次降至50%以下。 截止2025年底，新型储能保持高速增长态势，累计装机规模达到278.7GW/687.5GWh，同比增长68.5%/79.9%。随着长时储能项目占比不断提升，新型储能平均储能时长达到2.47小时，较2024年同期提高0.16小时。 1.3 全球各区域电力需求增长带来市场机会 全球电力需求持续增长。2022-2025年间，疫情后的经济复苏助推了新兴经济体用电需求的高企，从而推动了全球电力需求的快速增加。 到2027年，全球电力消耗量预期还将呈现强劲增长态势。其中，大部分新增需求将来自新兴和发展中经济体，占总体增长的85%。 1.4 全球南方经济体发展提速，催生海量新增电力需求 “全球南方国家” 泛指亚洲、非洲、拉美等工业化起步较晚的新兴与发展中经济体，与欧美、日韩等发达经济体（全球北方）相对应。 2 0 2 4 年发展中经济体G D P已攀升至45.8 万亿美元；从全球经济份额来看，发展中经济体占比由2000年的 21.1% 持续提升至 2024 年 41.5%，2030 年预计进一步升至 43.9%，全球经济重心加速向发展中经济体转移。 经济高速扩张带动工业化、城镇化持续推进，叠加 AI 算力、矿产开发、居民用电新增负荷，未来全球电力新增需求将逐步转移至“全球南方国家”。 1.5 多国电力供给存在缺口，境外光伏、储能市场空间广阔 2024 年全球整体通电率 92%，仍有 6.55 亿人口无电力供应。 全球共 94 个国家仍存在无电人群；20 个重度缺电国家18 个位于非洲。 世界银行预计按照现有速度，2030 年全球仍有约 6.45 亿人无法用上电，其中 85% 的缺电人口集中在撒哈拉以南非洲。 世界银行测算，为实现2030 年实现全民通电SDG7目标，电气化提速需达到当前 3 倍以上。光伏储能依托离网、微网应用优势，是助力偏远地区快速普及电力的重要技术选择。 1.6 地缘冲突引发能源安全危机，推动各国加大新能源布局 霍尔木兹海峡作为全球能源的出口之一，关系全球约 20%-25%的海运石油和近20%的LNG供应。美以伊战争可能导致能源供应中断、价格飙升、航运受阻三大风险叠加，对高度依赖进口天然气和燃油发电的国家和地区造成系统性冲击。 2 海外光储项目常见挑战及应对建议 开发阶段外部环境挑战 1. 市场竞争加剧；2. 贸易壁垒提升；3. 国际局势承压 投议标阶段风险挑战 1. 工作范围界定风险；2. 上游协议穿透风险；3. 前期基础资料不足风险；4. 本地化合规约束风险；5. 工期风险；6. 性能考核风险。 履约阶段风险挑战 1. 履约管控错位风险；2. 融资模式合同风险3. 设备供应链与物流风险；4. 分包商管控风险。 2.1.1 项目开发阶段外部环境挑战 2.1.2 项目开发阶段建议 2.2.1 项目投议标阶段面临挑战 1. 本地化合规约束风险 部分境外项目在投标文件、合同条款中硬性规定最低本地化采购 / 用工比例，配套设置高额违约罚则。议标阶段若未充分评估属地供应链、本地分包资源能力，后期无法达标将触发罚款。 2. 工期风险 IPP 项目通常已签署 PPA，并网 COD 节点被严格锁定。私人资本对投资收益高度敏感，合同工期普遍预留不足。主变、储能电池等关键长周期设备采购周期难以匹配既定工期；同时延期违约金标准高、索赔通道狭窄，部分项目报价阶段就需要预留潜在工期罚款成本。 3. 性能考核风险 在项目界面、外部边界条件尚未完全厘清的前提下，业主要求承包商承诺光伏电站 PR 值，同时设置苛刻的测试工况、考核规则。若实际性能指标不达标，将计取高额性能违约金，极端情况下业主有权拒收工程，总包面临巨大履约兜底压力。 4. 前期基础资料不足风险 投标阶段业主提供研究资料往往深度不足，常见如地质、水文勘察资料缺失或精度不足，直接影响光伏场区排水、桩基选型、桩长设计。甚至出现电网接入研究工作转嫁给承包商实施，同时业主对资料准确性免责，相关风险、额外成本全部由总包自行承担。 5. 上游协议穿透风险 招标合同普遍设置 PPA 条款穿透机制。业主将购电协议全部约束传导至总承包商。部分场景下，业主与组件设备与储能电池厂商先行敲定激进性能指标，全部转嫁由 EPC 承包商兜底承担，指标责任边界错位。 6. 工作范围界定风险 IPP 开发商主体参差不齐，招标文件经常存在工作边界模糊问题。如光储配套界面划分不清，场区清表责任、对侧变电站改造等工作范围界定不清的风险，极易形成成本缺口。 2.2.2 项目投议标阶段建议 2.3.1 项目履约阶段风险-履约管控错位风险 FIDIC银皮书（EPC交钥匙模式）的核心优势是弱化业主过程干预，由总包全权负责设计、施工全流程，无传统工程师逐级审批机制，保障项目高效履约、工期可控。 多层级前置审批大幅拉长设计报批周期，原有合同工期无法适配实际履约节奏，直接导致项目严重延误，造成PPA协议过期、项目停滞的重大风险 2.3.2 项目履约阶段风险-融资模式合同风险 工程承包合同条款的严苛程度随融资模式的变化逐步升高 2.3.4 项目履约阶段风险-分包商管控风险 境外光储项目高度依赖设计、施工等属地分包资源。受市场成熟度、管理能力及合同体系差异影响，分包商履约能力参差不齐，若合同约束、过程监督及绩效考核不到位，易引发设计延误、施工质量下降、工期失控等连锁风险。 分包合同约束不足 合同对设计质量、交付成果、出图节点、违约责任约定不完善；履约约束力不足；风险责任划分不清，索赔及争议处理困难。 分包商履约能力不足 技术能力、资源投入及项目管理水平参差不齐；人员配置不足或关键岗位频繁更换，影响设计及施工连续性，返工修改频繁。 过程管控不到位 总包单位对设计、采购、施工接口协调不足；进度、质量、成本缺乏动态监控，问题发现和纠偏滞后，影响整体履约效率。 属地管理协调困难 当地法律、劳工制度及文化差异增加管理难度；语言沟通效率低，设计澄清、技术交底响应慢；属地资源调配能力不足，影响现场施工组织。 2.3.5 项目履约阶段建议 电建海外光储多场景实践 中国电建国际业务介绍 中国电建是国际业务体量最大的中央建筑企业之一，全球设立六大区域总部，在123个国家设有538个驻外机构，业务遍及全球130多个国家和地区。 最后，他还介绍了大型光储综合应用场景、大型光储离网应用场景、水面漂浮光伏应用场景、矿区应用场景以及大型光储综合应用场景等的运营情况。 以大型光储综合应用场景为例： 南非OYA混合能源项目 项目地点：南非马奇斯方丹镇 装机规模：155 MW光伏、86.4 MW风电（18 台风机）及 94 MW / 242 MWh储能系统 项目特点：奥亚项目融合多种可再生能源技术，是全球首个商业化并网风光储混合能源项目，为南非乃至全球新能源发展提供示范。 》点击查看 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛 专题报道

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2026年8月14日锡午评 沪锡主力合约（sn2609）开盘报 428,610 元/吨，盘中最高 430,360 元/吨，随后回落震荡，上午收盘报 427,930 元/吨，较上一交易日结算价录得涨幅 0.17%；日内资金小幅平仓离场，持仓量减少 997 手至 44,590 手。外盘方面，伦敦三个月期锡震荡盘整，当前暂报 55,690 美元/吨，跌幅 0.24%。 宏观及消息面： （1） 伊朗最高领袖顾问穆赫贝尔 13 日公开表示，若伊方条件得不到满足，最高领袖已做出战略决策，将采取升级冲突的方式予以回应；同时指出建立地区新秩序需推动实施“霍尔木兹经济安全机制”，摆脱对美国军事保障的依赖。地缘政治的不确定性依然对大宗商品市场形成扰动。 （2）闪迪（SNDK）发布的乐观业绩前景指引极大提振了市场对 AI 繁荣带动长期盈利的信心，亚洲存储芯片及半导体板块应声上涨。长期定价协议的签订有助于平抑内存行业的周期性波动，为锡最核心的下游——焊料与电子终端需求注入了偏积极的中长期消费预期。 现货方面，市场成交表现依然偏淡。目前盘面价格整体维持在 42 万元/吨关口上方，下游及终端企业整体采买意愿不强。日内仍以偏低价位区间的挂单为主，且多为个位数吨位的零星刚需采买。据市场持货商反馈，下游若要开启系统性补库，仍需等待盘面价格有效跌破 42 万元/吨关口。 综合来看，当前锡市基本面维持“供需双淡”的平稳格局。供应端整体偏紧的态势仍在延续；而需求端正值传统消费淡季，下游企业普遍维持刚需采买。展望后市，产业端的核心破局点在于两方面：一是缅甸雨季后的矿山复产进度及印尼出货节奏；二是关注“金九银十”传统旺季能否如期兑现实际需求。在基本面缺乏强指引的静默期，近期锡价波动绑定于宏观信号与资金情绪。一方面，AI 芯片与存储半导体的长期向好预期为锡消费打开了中长期成长空间；但另一方面，短期内全球宏观流动性并未释放出确定的宽松修复信号，美联储维持利率不变仅是政策上的“暂缓”，尚无法构成驱动大宗商品全面走强的绝对利好。因此，在长线需求预期向好、短期宏观利好受限，且现实端供需双淡的多方牵制下，市场陷入了僵持局面，资金难以形成单边突破共识。预计短期内沪锡主力合约将以震荡运行为主。

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SMM8月14日讯：广东0#锌主流成交于25475~25605元/吨。主流品牌对2609合约报价贴水115~75元/吨，对上海现货贴水55元/吨，沪粤价差扩大。今日持货商对麒麟、蒙自、安宁、飞龙、兰锌贴水115~75元/吨，今日广东地区精炼锌采购情绪为1.93，销售情绪为2.55。当前锌价仍旧于高位震荡，下游有采购需求的企业仍旧维持刚需采购，库存较为充足的企业当前观望为主，总体来看，高价对市场成交仍有压制，广东现货升贴水持平昨日。                

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 、 山东爱思信息科技有限公司 主办的 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-主论坛上 ，中国能源研究会可再生能源专委会主任委员 梁志鹏围绕“光伏发电从装机指标到系统价值——光储协同发展的政策导向与经济性展望”的话题展开分享。 光伏是全球能源转型中最主要的清洁能源 2024年，全球可再生能源、电网和储能合计投资1.19万亿美元；在可再生能源的总投资中，光伏发电占到约70%。 光伏是全球能源转型中占比最高的清洁能源 根据IEA Renewable 2025: 2022年，全球可再生能源发电累计装机为36.6亿千瓦。到2025年新增7.5亿千瓦，其中分布式光伏占42%。 2025-2030年期间，预计共计新增46亿千瓦，2030年底，预计累计达到95亿千瓦，约为2022年的2.6倍。COP28希望2030年达到115亿千瓦。全球发电量中可再生能源约占43%，其中风电和光伏占28%。 全球发电量中的可再生能源占比预计将从2024年的32%上升到2030年的43%。其中，波动性可再生能源电力的占比将翻一番，达到28%。 2025-2030年新增可再生能源发电装机是此前5年新增装机的2倍，主要驱动力是光伏发电，光伏发电占比为80%。 过去6年全球可再生能源发电增长情况 2013-2030年期间可再生能源发电增长对比 中国光伏装机快速增长带来的困难和挑战 2.1 新型能源体系的宏观图景 2.2 可再生能源成为能源转型的主力 截至2025年底，我国可再生能源发电装机约23.4亿千瓦，约占全部装机的60%。 2025年可再生能源发电量合计约4万亿千瓦时，约占全部发电量的38.5%。 2.3 中国电力需求增长情况 在“双碳”战略目标下，需要更高水平电气化来支撑煤油气达峰。人工智能、电动汽车等新兴高用电行业快速发展。预计2030年我国全社会用电量、全社会最大负荷代数和分别达到13.2万亿千瓦时、23.5亿千瓦，“十五五”年均增速约4.7%、5.1%。 2.4 中国风电光伏发电的前景展望 有关机构研究，2060年，风电光伏装机合计为88～97亿千瓦；风电装机为32~33亿千瓦，分散式风电占28%~29%；光伏发电装机为55~65亿千瓦，分布式光伏占50%~55%。 2.5 光伏发电装机快速增长带来的消纳难题 2.6 光伏发电的市场交易“困境” 光伏发电全面进入市场交易，“成本优势”对应的却是“价格劣势” 山东省率先完成新建光伏发电的机制电价竞争，0.225元/千瓦时的电价让市场充满悲观情绪。有7个省级区域的机制电价低于0.25元/千瓦时。 光伏发电参与现货电力交易的价格更低，有5个省级电力现货交易午间时间（11:00-14:00) 40%的时间，交易电价低于0.20元/千瓦时（甘肃、蒙西、山东、青海、宁夏）。很多时间光伏发电的市场电价降至0.10 元/kWh 以下（部分时段负电价）。 光伏发电自身的时间不可选择性对自身收益构成损害，也同时损害其他协同运行的电源的收益。 光伏发电从装机增长转向系统价值的路径 3.1 中国光伏产业的发展历程 3.2 中国光伏发电的市场竞争力分级 3.3 影响光伏发电价值的五个维度 核心观点：光伏发电的价值远超单纯的度电收益。全面认识其在能源替代、可靠供电、时空分布及生态环保上的多维价值，是实现光伏潜在价值转变为合理收益的关键前提。 3.4 光伏发电时间价值的变量是储能技术 各类储能技术路线的发展状况 新型电力系统下光储融合发展的前景展望 4.1 新型电力系统初步建成 风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体 六项标志性成果共同构成"初步建成"的判定标准，覆盖供给、电网、用电、调节、产业、机制六个维度。 4.2 “十五五”规划提出可靠替代量化指标 电力系统的安全稳定运行既需要充足的电量，也需要不间断的可靠电力。规划从电量、电力两方面进一步提升可再生能源对电力系统的支撑。 解读：这是本规划最重要的增量信息。过去规划只考核“装了多少、发了多少”（装机、电量），“十五五”首次考核“顶得上、靠得住”（置信出力、顶峰能力、晚高峰电量占比）——标志着可再生能源从“规模发展”转向“功能发展”。 读懂两个新概念：置信出力与可靠顶峰发电能力 概念一风电光伏置信出力 定义： 省级电网或场站范围风电、光伏发电（含源侧配建储能）在保供控制时段、95%置信水平下的保证发电功率与风电、光伏发电装机的比值。 全国风电光伏平均置信出力，是各省区置信出力按本地利用并网装机容量的加权平均值。 通俗理解： 在系统最需要电的保供时段，100千瓦的风光装机中，有95%的把握能保证发出多少千瓦——这个比例就是置信出力，衡量的是新能源“顶得上”的能力。 概念二可靠顶峰发电能力 定义： 在保供控制时段、95%置信水平下，可再生能源以及配套储能设施合计可提供的保证发电功率。 “十五五”期间，全国新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。 通俗理解： 把风光电站与配套储能作为一个整体，在晚高峰等关键时刻能够“随叫随到”的可靠功率，相当于新能源领域新增的“准火电”保供能力。 新要求： 2030年全国风电光伏平均置信出力达到8%（风电11%左右、光伏6%左右）；迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏（含源侧配建储能）电量占比达到20%以上、提高约10个百分点——两项指标均瞄准电力保供最关键的晚高峰场景。 4.3新能源多能一体化建设和运行 01 政策引领：构建多能互补新格局 《可再生能源发展“十五五”规划》明确提出：积极推进新能源多能一体化建设，实现风能、光伏、储能、生物质能、小水电等多能互补与协同运行。通过联合规划、一体化设计与运营，破解单一能源的间歇性瓶颈，提升电力系统调节能力与供电可靠性，构建清洁低碳、安全高效的新型电力系统基石。 4.4分布式光储融合的广泛应用 01 分布式光伏储能一体化 模式：户用或工商业屋顶光伏与储能系统深度耦合，实现发电、储电与用电的高效协同。 价值：最大化本地光伏消纳，降低对大电网依赖；利用峰谷价差套利降本；提供应急UPS保障关键负荷；参与需求响应获取额外收益。 02 智能微电网系统 模式：聚合分布式光伏、储能集群与智能控制系统，构建自治可控的区域能源网络。 价值：提升园区或偏远区域的能源自给率与供电安全；智能协同优化能源利用效率；平抑电压波动治理电能质量；具备黑启动能力以快速恢复供电。 03 离网型风光储供能系统 模式：风光多能互补结合储能系统，形成独立的电力供给源，可按需配置柴油发电机备用。 价值：解决无电网覆盖地区的基础用电刚需；以清洁能源替代柴油发电，减少碳排放；通过多能互补保障24小时不间断供电，经济性优于长距离输电。 04 弱电网区域光储构网型系统 模式：光伏阵列搭配构网型储能，模拟传统同步发电机特性，为电网提供稳定的电压与频率支撑。 价值：增强薄弱电网的抗扰动能力与稳定性；有效抑制电压波动与闪变；提升电网对新能源的消纳能力；延缓电网升级改造，大幅降低基础设施投资成本。 4.5深化改革是推进光储融合应用的关键 深化电力市场化改革，构建适应光伏发电等可再生能源电力广泛应用的新机制。 现行的电力市场体系是从过去传统的集中式发电的基础上演变而来的，在新能源电力占比小的时候，新能源发电带着政策保护进入电力市场，对市场没有大的冲击；在新能源电力占比已经很高后，不论规模大小，不区分集中式和分布式，都进入同一个省级电力市场，是否适当？需要考虑这个问题。同时，电力市场本身是否适应各种分布式光伏发电等星罗棋布、数不胜数的小型电力经营主体，也是一个需要深入研究的问题。 加快推进适应分布式可再生能源发电的输配电价改革。现行输配电价建立在集中式发电的基础上，按照电力用户接入电网的电压等级，从高压到低压输配电价逐级增加，不利于同一配电网内分布式可再生能源发电就近消纳利用。应该研究输电网、配电网输送费用分开确定的模式，未使用输电网资产的电力输送，只缴纳配电网的输送费用。进一步的改革，还可以建立随时间而变化的动态输电、配电费率机制。 》点击查看 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛 专题报道

SMM8月14日讯： 今日华北地区1#电解铜现货对当月合约报均价贴水420元/吨-贴水350元/吨，均价贴水385元/吨较上一交易日未发生变化，成交价格均价107830元/吨较上一交易日减少40元/吨；铜价企稳叠加临近换月窗口，下游观望情绪浓厚。持货商出货意愿有所回落，贸易商普遍静待换月行情，市场成交依旧稀少，华北现货贴水暂时企稳。今日华北地区电解铜采购情绪为1较上个交易日维持不变，出货情绪为2.88较上个交易日减少0.01。（ 历史数据可以登录数据库查询 ）。 》订购查看SMM金属现货历史价格