本周全球热卷市场的主导权发生了明显的地理转移。上周由焦煤成本一手托起的亚洲涨势骤然熄火——中国现货连续回落、焦煤焦炭期货大跌令成本叙事松动，出口报价失去向上牵引；而大西洋一侧却在9月1日欧盟进口新政及“熔炼与浇铸”溯源新规发布的当口全面引爆，配额收紧、超配额关税翻倍叠加意大利两大板坯供应事故，欧洲内贸与进口价格携手跳涨，成为本周全球板材市场无可争议的领涨极。印度则凭借内价三年新高的底气继续挺价，主动收缩对东南亚出口、全力锁定欧洲通道，全球贸易流围绕欧盟配额与关税体系加速重构。 出口市场回顾： 出口端强弱格局在本周重新洗牌。中国出口动能明显衰减，现货连续三日回落、钢厂复产令产量回升，焦煤焦炭期货因蒙煤通关放量而大幅回吐，前期支撑报价的成本叙事被抽走，出口报价小幅回落，民营钢厂率先下调报价，而部分螺纹钢出口报价仅靠惯性小涨，买卖双方再度进入观望僵持。印度延续最强出口方地位，内贸价格创逾三年新高给了钢厂挺价底气：对欧出口报价维持高位并瞄准四季度配额排产，同时主动撤回对越南的出口报价、优先保内贸，等待越南龙头钢厂新盘价落地后再定策略，中厚板与板坯亦多通道齐发。日本竞争力困境未解，废钢出口连月下滑折射国内供应链收缩，对越报盘依旧高挂、与买家心理价差距悬殊，被动出局的局面延续。印尼涨幅收窄但支撑仍在，煤价高企与买家补库托底报价，且德信钢铁预计九月落实高炉检修，供应端收缩将间接支撑东南亚区域价格。土耳其量价齐升的势头由长材扩散至板材，内贸热卷小幅上探、出口报价跟涨，并借欧盟新政窗口向欧洲试探提涨出口报价；因黑海断供而转向亚洲的半成品采购潮持续放量，重塑亚洲半成品定价。黑海市场则进一步冰封，热卷冷轧报价双双下挫，俄罗斯黑海板坯发运自八月初起完全停摆、大量资源滞港，波罗的海通道亦遭无人机袭扰，供给收缩已从叙事变为现实。 进口市场回顾： 三大进口区域呈现“欧洲独热”的分化格局。欧洲毫无疑问是本周的风暴眼：新配额体系与“熔炼与浇铸”溯源新规落地，超配额关税升至五成、发展中国家豁免取消，叠加本土两家板坯供应商相继停产与不可抗力，买家风险溢价快速抬升，西北欧与意大利热卷出厂价连日上行，主流钢厂高调拉涨报价并录得实单，进口到岸价亦同步跳涨，内外价差扩至历史高位。东南亚市场温和跟涨但成色存疑：当前海外涨价整体以成本驱动为主，实质性补库迹象仅集中在菲律宾、泰国、土耳其等地，区域整体跟涨中国的节奏偏慢，涨幅预计持续低于中国本土；越南进口到岸价小幅上移，本土龙头钢厂上调十月盘价并以折让促量，东南亚各国钢价普遍以越南主流钢厂月度报价为锚，进口资源在本土价格与观望情绪的夹击下吸引力受限。美国市场本周相对平静但政策阴云加重，加拿大宣布将对美钢铁关税提升一倍的反制措施，北美贸易链条的不确定性继续压制跨境采购决策，墨西哥则对日本中厚板发起反倾销调查并酝酿月初提价，北美区域壁垒进一步加高。 展望后市： 三条主线将决定市场方向。其一是欧洲涨势的成色检验，新政落地后的首轮实际采购与钢厂挺价能否共振，决定这轮由政策与供给事故点燃的行情能走多远；其二是亚洲的底部确认，中国产量回升与成本松动令价格承压，越南新盘价的市场接受度将为区域进口定价提供锚点，东南亚补库需求的实际力度亦需在旺季启动前得到验证；其三是地缘与政策变量，加拿大对美关税生效、黑海供应链的进一步演变以及伊朗货币危机的外溢，都可能在短期内改写区域价差与贸易流向。

SMM网讯：以下为上海期货交易所9月4日金属库存日报：

钛精矿 本周，国产钛精矿（TiO2≥46%）报价1200-1250元/吨，均价1225元/吨，TiO2≥47%规格报价1300-1350元/吨，均价1325元/吨。莫桑比克产TiO₂≥46%钛精矿报价1270-1300元/吨，均价为1285元/吨，较上周价格下调50元/吨；尼日利亚产TiO₂≥50%钛精矿报价1430-1500元/吨，较上周报价持平；澳大利亚产TiO₂≥50%钛精矿报价1500-1550元/吨，较上周价格同样持平。 本周钛精矿市场整体平稳，攀西46矿成交在1200元/吨附近，47矿较46矿仅高出百元左右价差，下游钛白粉厂拿货节奏一般，产销水平相比没有明显变化。虽然近期进口矿到货有所减少，但整体矿价依旧偏低，矿山盈利微薄，叠加新疆新增矿源持续释放，国产矿供应压力仍存。进口矿价格持续走低，与国产矿价差不断压缩，部分进口货源价格甚至更低，沿海不少钛白粉企业生产工艺已经尝试适配进口矿。而下游钛白粉厂虽有调价动作，但终端需求并未实质回暖，钛白粉行业现状向上传导，压制钛精矿行情。但市场认为当前矿价已经处于低位，继续下行空间有限，未来或有小幅抬升可能，但对9月旺季不抱太高期待，即便出现反弹，上涨幅度也会比较有限。 钛白粉 本周，锐钛型钛白粉报价收于12000-13000元/吨，均价12500元/吨；金红石型钛白粉报价收于12500-14800元/吨，均价为13650元/吨；氯化法钛白粉价格收于15300-17000元/吨，本周各类型钛白粉价格基本持平。 本周钛白粉整体维持弱稳僵持格局，市场向上提价阻力重重。供应端呈现明显分化，头部客户基础较好的企业产销基本平衡、库存压力较小，部分货源甚至偏紧。但不少工厂产销衔接不顺，库存持续累积，为消化库存选择让利出货，市场实际成交价差被进一步拉大。行业开工整体保持稳定，叠加新增产能逐步释放，整体供应压力短期难以消解，氯化法因供给偏少，价格波动相对有限。原料层面，农用磷肥出口管控到期带来硫酸成本抬升的预期，但钛精矿行情依旧承压，原料端实际支撑力度偏弱。需求端房地产、涂料行业持续疲软，传统“金九银十”旺季尚未兑现，下游大多随用随采，没有集中补库行为，即便部分厂家发布调价、试探性上调报价，终端接受度不高，实单跟进不足。成本形成一定托底，但高库存和弱需求压制涨价空间，行情上下两难，短期延续震荡僵持，后续重点关注下游实际订单释放情况。 钛渣 本周，酸溶性钛渣（四川）报价3600-3800元/吨；普通90钛渣主流报价为5200-5400元/吨。 本周钛渣市场整体呈弱稳运行态势。价格方面，90低钙镁高钛渣招标价格落地5400元/吨，较上一轮下调50元/吨，下行压力仍在释放。供应端，行业整体开工维持低位，辽宁地区受电费成本高企拖累，仅个别企业维持生产且处于减产状态；内蒙古地区产量相对较大，但盈利空间依旧不足，企业生产积极性受限。原料端，氯化钛矿价格持续阴跌，然而钛渣企业仍处于亏损区间，成本与售价倒挂局面未改。需求端未见明显起色，下游采购以刚需为主，市场交投清淡。综合来看，在成本高企、需求疲软、盈利承压的多重因素叠加下，短期钛渣市场仍将维持弱势格局。 海绵钛 本周，0级海绵钛报价44000-45000元/吨，均价44500元/吨；0级海绵钛FOB均价6800美元/吨；1级海绵钛报价43000-44000元/吨，均价43500元/吨；2级海绵钛报价42000-43000元/吨，均价42500元/吨。 8月海绵钛市场维持弱稳运行。7月集体下调报价后，终端仅维持刚需采购，部分前期计划减产的企业未兑现减产承诺，叠加今年产能持续扩张，行业仍维持产量高位运行。8月下旬企业报价再度松动，下游多倾向议价成交。出口方面，海绵钛出口订单多以长协执行，整体变动不大。 钛材 本周，TA1钛锭价格为55-57元/Kg，TA2钛锭价格为54-55元/Kg，TC4价格为64-66元/Kg。本周热轧钛板（3-8mm)报价为64-68元/kg, 钛焊管报价为105-110元/kg，纯钛钛棒报价为105-110元/kg，纯合金棒报价为120-125元/kg。 当前钛材市场供需格局呈现明显的结构性分化。供应端，民用领域产能释放受限，中小型铸锭厂开工率不足五成，冷轧环节利润被压缩至盈亏边缘，企业生产意愿偏弱；而航空级钛材产能集中于头部企业，订单饱满导致交付周期显著拉长，供给偏紧。需求端，民用市场受淡季影响，化工储罐、低端设备等领域采购萎缩，下游以小批量刚需补库为主，观望情绪浓厚；航空航天及军工领域则保持高景气，锻件企业提前备货锁价，大规格钛坯及真空自耗铸锭需求旺盛。整体来看，民用钛材供过于求、高端钛材供不应求的两极格局短期难以改变，上游海绵钛接近成本线对全产业链形成底部支撑。 本周小结 本周国内钛产业链呈现上游弱势承压、中游僵持震荡、下游结构性分化格局，全链成本传导不畅，旺季预期尚未兑现。上游钛精矿处于低位，进口矿下行，新疆新增货源加大国产供应，矿山利润微薄，价格下跌空间有限；钛渣开工低位，企业亏损，市场交投清淡。中游钛白粉弱稳僵持，开工稳定、新增产能释放，库存分化，部分企业让利去库。磷肥出口管控到期带来硫酸成本抬升预期，但钛精矿走弱削弱原料支撑，地产、涂料需求疲软，调价多为订单修复，实单跟进不足，行情上下两难。下游海绵钛受高产能压制，仅刚需成交；钛材两极分化，民用需求低迷，航空航天、军工高端订单充足，海绵钛成本形成底部托底，各环节走势分化主导短期行情。 后市预期 预计短期钛市场震荡运行。供应端，近期多家钛白粉企业主动上调报价，但本轮调价更多是前期低价订单结束后的修复行为，下游对涨价的接受度有限，市场仅将调价视作信号，并非行情实质好转的佐证。原料端，市场虽存在硫酸价格上行的预期，但硫酸尚未显现明显走强迹象，钛精矿也延续承压态势，原料仅起到托底防跌的作用，并未形成强劲向上支撑。需求方面，9月以来订单出现边际改善，不过对于前期库存高企的企业而言，小幅回暖仅能轻微缓解库存压力。市场仍有待下游需求进一步释放，叠加传统 “金九银十” 旺季真正兑现，钛白粉市场才具备反弹的基础。

SMM网讯：

据SMM了解，葡萄牙、法国、西班牙、意大利、德国、大不列颠、爱尔兰及土耳其分别在瞬时出力、单日发电量、月度发电量或发电占比方面创下新高。欧盟27国7月太阳能发电量约为55.27TWh，较6月的52.27TWh增加3.00TWh，环比增长约5.7%；太阳能连续两个月贡献欧盟约25%的发电量。发电量增加而占比基本稳定，说明高温期间整体电力需求及其他电源出力也在同步变化，不能只根据太阳能绝对发电量判断电力结构变化。 欧洲多国太阳能发电纪录集中刷新 从单日发电量来看，南欧及西欧市场表现较为突出。 7月6日，法国太阳能单日发电量升至约199GWh，刷新历史纪录；7月8日，西班牙太阳能发电量达到约278.6GWh，创下该国单日新高；7月10日，意大利太阳能单日发电量达到约167GWh，同样刷新历史纪录。 西班牙7月太阳能累计发电量约为7.696TWh，同比增长22.2%，占当月全国发电量的28.3%，月度发电量和占比均达到新高。太阳能已连续第四个月成为西班牙第一大发电来源，反映出其在电力系统中的角色正在由补充性电源向主力电源转变。若进一步计入约1.654TWh的自发自用光伏电量，当月可再生能源发电占比将由54.1%提高至55.7%，也说明只观察公共电网侧数据可能低估分布式光伏的实际贡献。 意大利7月太阳能发电量达到约6.709TWh，同比增长20.6%；1—7月累计发电量约33.003TWh，同比增长19.5%。因此，7月10日的单日纪录并非孤立天气事件，而是装机扩张与累计发电能力同步提升的结果。 德国7月公共电网侧光伏发电量接近12TWh，创下月度新高，平均正午光伏上网功率超过40GW。该数据尚未包括部分户用及工商业自发自用电量，因此实际太阳能产出可能更高。7月10日，德国光伏发电量约为494GWh，成为当地历年7月太阳能发电量最高的一天，同时也是德国历史第二高的光伏单日发电量。 大不列颠7月太阳能发电量约为3.2TWh，占当地发电量的14.4%，发电量和发电占比均创月度纪录。其太阳能发电占比较2025年7月的9.6%提高4.8个百分点，相对增幅达到50%。该口径覆盖英格兰、苏格兰和威尔士，并不完全等同于整个英国。 土耳其7月太阳能发电量达到约5.37TWh，占当月发电量的15.5%，创下月度新高。若将水电、风电、太阳能、地热及生物质发电合并计算，当月可再生能源发电占比达到约58.2%。 瞬时出力方面，葡萄牙8月太阳能发电功率一度达到约3.85GW，刷新历史纪录。葡萄牙8月太阳能发电量约791GWh，覆盖全国用电约18%，但同期净进口电量仍覆盖约36%的用电需求。这表明，较高的太阳能峰值出力并不等于电力系统已经实现全天候自给。 8月24日，爱尔兰共和国公用事业级太阳能出力首次超过1.3GW，达到约1.301GW；若按照全爱尔兰岛口径计算，同期太阳能出力约为1.4GW，约相当于当时用电需求的34%。爱尔兰太阳能总装机已由约十年前的2MW增长至超过3GW，市场扩张速度同样反映在发电纪录之中。 进入8月后，欧洲太阳能高发电水平仍在延续。西班牙、法国、意大利、葡萄牙和德国均在8月初创下各自历年8月同期的单日发电纪录。不过，这些数据属于“8月单日纪录”，并不意味着均已超过各国全年历史最高水平。 装机扩张是纪录刷新的基础 本轮纪录集中出现并非完全由短期天气推动，持续扩大的光伏装机规模是更重要的基础。 截至2026年7月底，意大利光伏累计装机约47.30GW，年内新增装机约3.79GW，其中7月单月增加约699MW；德国累计光伏装机已升至约127GW，7月登记新增规模约1.83GW，但最近一个月数据仍可能因补报而调整；葡萄牙累计装机约7.33GW；英国累计太阳能装机接近23GW。截至一季度末，法国累计太阳能装机约33GW，一季度新增约1.5GW。爱尔兰的太阳能装机规模也已超过3GW。 需要注意的是，上述数据来自各市场最新公布口径，统计时点以及是否覆盖自发自用、离网系统和直流侧容量均存在差异，不能直接据此进行严格排名，也不能将不同年度口径之间的差额全部解释为2026年新增装机。 随着新增项目并网和分布式光伏持续渗透，即使辐照条件与往年相近，欧洲太阳能发电量仍有可能不断刷新纪录。南欧地区较高的太阳辐照资源、北欧市场快速增长的分布式装机，以及大量工商业屋顶项目并网，共同推动太阳能发电曲线不断抬升。 高温提高发电量，也同步推高电力需求 7月至8月欧洲多地出现持续高温天气。晴朗少云的气象条件提高了太阳能发电量，而空调及制冷负荷上升又推高了白天用电需求，使更多太阳能电量能够在当地被消纳。 在部分高温时段，太阳能对缓解午间供电压力发挥了明显作用。法国和匈牙利高温日的太阳能发电量较同期普通天气高约17%，西班牙高约5%。但高温也令意大利、匈牙利、法国和西班牙的电力需求分别增加约28%、23%、14%和13%，太阳能增量并未完全抵消负荷增长带来的系统压力。 太阳能正在改变欧洲电力系统运行方式 随着太阳能发电占比提高，欧洲电力系统的日内运行特征正在发生变化。 在天气晴朗的午间，太阳能可以压低火电机组出力需求，缓解空调负荷增长带来的供应压力，并降低部分时段的批发电价。但在光伏高发、需求相对有限或跨区域输电能力不足的地区，午间低电价、负电价及弃光风险也可能随之增加。 日落后，太阳能出力快速下降，而居民用电及空调负荷仍处于较高水平，电力系统需要依靠储能、燃气发电、水电、跨境电力交易及需求响应填补缺口。因此，太阳能发电记录不断刷新，并不意味着欧洲已经解决全天候供电和电力平衡问题。 2026年夏季，欧洲部分地区水电出力受到高温和降水不足影响，传统火电机组也可能面临冷却水温度、设备效率和运行灵活性约束。在此背景下，太阳能对午间保供的重要性进一步提高，但傍晚爬坡、跨区域输电和长时间调节能力仍是电力系统的薄弱环节。 发电纪录不等于组件需求同步增长 从光伏产业角度看，持续刷新的发电纪录证明欧洲光伏累计装机已经形成较强的系统影响力，也为储能、逆变器升级、智能运维和电网改造提供了需求基础。其中，组件需求主要由新增项目规模决定，而储能、逆变器替换和智能运维需求则能够更多受益于持续扩大的存量装机。 不过，发电量创新高并不等于组件采购需求会在短期内同步增长。新增组件需求仍取决于项目招标、土地与许可、购电协议、融资成本、并网容量及项目收益率。欧洲夏季休假也会放缓部分项目的采购、施工和交付节奏。 随着欧洲夏季休假逐步结束，项目开发商、EPC及渠道商将陆续恢复询价和采购，前期推迟的项目交付、仓储补货及四季度并网需求可能在9月后阶段性释放，对欧洲组件成交量和价格形成一定支撑。不过，发电纪录本身不会直接推动组件涨价；价格能否回升，仍取决于欧仓库存去化、项目收益率、资金成本以及新增订单对上调报价的接受程度。若补库需求集中释放且低价库存明显下降，组件价格存在温和上移的可能；若市场仍以零散采购为主，则更可能维持“询价恢复、成交分化、价格窄幅波动”的格局。若夏休后的实际需求释放不及预期，组件企业及渠道商为争夺有限订单，市场可能再次回归价格竞争。 更值得关注的是，太阳能装机快速扩大后，开发商面对的核心问题正在从“能否发电”转向“所发电量能否以合理价格被消纳”。如果午间电价持续承压、限电风险上升，即使组件价格处于低位，单独建设光伏项目的收益率仍可能受到影响。 因此，欧洲新增光伏项目或将进一步强化储能配置，并更加重视组件效率、逆变器控制能力、电站出力曲线和电力交易策略。对设备企业而言，后续机会可能更多来自光储协同、高功率逆变器、构网控制、旧电站增容改造和数字化运维，而不仅是单纯增加组件销量。能够参与调峰、提供辅助服务或与工商业负荷直接匹配的项目，预计将获得更高的市场认可度。 下一阶段竞争重点预计将由发电规模转向系统价值 SMM认为，欧洲多国在2026年夏季集中刷新太阳能发电纪录，说明光伏已经成为欧洲电力供应体系中的重要组成部分。太阳能不仅增加了低碳电力供应，也在高温和用电负荷上升期间承担了更明显的午间保供作用。 但随着渗透率继续提升，仅追求装机规模和峰值发电量已不足以衡量市场发展质量。电力系统还需要同步增加电池储能、抽水蓄能、需求响应、跨境输电和灵活电源，才能将更多午间太阳能电量转移至傍晚及夜间使用。 未来欧洲光伏市场需要重点关注的指标，也将由单纯的累计装机和发电纪录，逐步扩展至弃光率、市场化电价捕获率、储能配套比例、并网等待时间以及项目全生命周期收益率。 对于组件、逆变器和储能企业而言，市场竞争预计将从单一设备价格，进一步转向高效率发电、电网适配、储能协同、数据管理和长期运维能力。能够帮助项目提高可消纳电量和电力市场收益的综合解决方案，将获得更大的竞争优势。