多晶硅：本周多晶硅价格指数为51.99元/千克，N型多晶硅复投料报价49.6-55元/千克，颗粒硅报价49-51元/千克。本周疑似行业相关公司成立，市场情绪稍有所被带动，市场对行业自律信心增加。现货市场短期成交并未发生较大改变——整体成交氛围仍略显清淡。下游部分环节受成本等因素开始止跌，但后续直至春节下游需求的薄弱以及成本预计仍是阻碍多晶硅行情上行的重要因素。 硅片：本周整体硅片价格先跌再涨，N型183硅片价格在1.15-1.2元/片，210R硅片报价为1.20-1.25元/片，210mm硅片报价为1.45-1.5元/片。值得注意的是210R的高价仍处于上下游博弈中，以目前情况来看电池企业扩大亏损接受硅片涨价的可能性比较低。近期价格波动的主要原因是上游情绪面，需求转弱的现实和预期并未发生改变。后面需要密切关注协会自律2.0的会议结果，以及企业实际遵守的程度。 电池片： N型电池部分，TOPCon183N电池片为0.28-0.285元/W，成交均价在0.285元/W，对应FOB中国到港价为0.038-0.04USD/W；TOPCon210RN为0.275-0.28元/W，成交均价在0.275元/W，对应FOB中国到港价为0.037-0.04USD/W；Topcon210N成交区间为0.28-0.285元/W，成交均价为0.285元/W。HJT电池片部分，HJT30%银包铜成交在0.36-0.4元/W，继续持稳。 进入12月，即使市场总体大幅减产，但供需关系尚未得到有效修复。下游订单清淡与上游库存压力并存，使部分电池厂为维持产线运转，提升代工订单比重。其次，近期成本压力显著扩大，成为影响价格的关键因素。根据SMM电池片成本模型测算，当前银浆成本已占非硅成本的60%，系白银价格上涨推动，单瓦银成本较上周上涨近0.002元。原料成本的抬升直接推动了市场代工费用上涨，并促使电池厂停止低价签单，210RN的成交价格区间因此上浮。 目前，市场尝试小幅提价以传导成本，但疲弱的需求是价格能否站稳0.28元/W的关键制约。头部厂商挺价的同时，最终定价仍取决于电池与组件厂的博弈，供需阻力依然显著。 光伏组件：本周国内集中式组件价格小幅下跌，国内当前终端实际采买需求接连下降，且后续新增项目较少，组件企业为订单出货招标价格小幅下跌。分布式方面，本周价格暂时维持稳定，市场低价竞争情绪稍有下降，但成交重心仍有较低。截至当前，国内Topcon组件-182mm（分布式）价格为0.653-0.674元/W；Topcon组件-210mm（分布式）价格在0.670-0.689元/W；Topcon组件-210R（分布式）价格在0.657-0.678元/W，集中式方面，182组件价格为0.657-0.679元/瓦，210组件价格为0.677-0.699元/瓦。库存方面，本周国内组件供应端虽有下降，但下游企业采买力度下降较多，预计本周企业成品库存水位将小幅增加至31GW左右，后续仍有继续增加趋势。 本周光伏组件呈现价跌量增的情况。根据SMM统计，2025年12月1日至12月7日，国内企业中标光伏组件项目共31项，已披露的光伏组件中标价格分布区间集中在0.66~0.76元/瓦，单周加权均价为0.74元/瓦，相比上一统计区间下降0.02元/瓦；中标总采购容量为1649.73MW，相比上一统计区间增加416.95MW。 据SMM分析，当前统计区间的主要中标容量落在100MW~1000MW区间内，占已披露总中标容量的89.97%。各容量区间的具体情况如下： 0MW-1MW的标段共6个项目，容量占比0.14%，区间均价未披露； 1MW-5MW的标段共3个项目，容量占比0.38%，区间均价0.662元/瓦； 5MW-10MW的标段共2个项目，容量占比0.88%，区间均价未披露； 10MW-20MW的标段共2个项目，容量占比1.27%，区间均价0.715元/瓦； 20MW-50MW的标段共1个项目，容量占比1.91%，区间均价0.660元/瓦； 50MW-100MW的标段共1个项目，容量占比5.46%，区间均价未披露； 100MW-200MW的标段共4个项目，容量占比44.94%，区间均价0.749元/瓦； 200MW-500MW的标段共1个项目，容量占比14.08%，区间均价0.756元/瓦； 500-1000MW的标段共1个项目，容量占比30.95%，区间均价0.740元/瓦。 经SMM分析，当前统计区间光伏组件中标价格主要集中于区间0.66~0.76元/瓦（0.66元/瓦的低价为31.46MW的标段）。当前统计区间加权均价为0.74元/瓦，相较上一统计区间（0.76元/瓦）下降0.02元/瓦，原因为受到主要中标容量区间加权均价的影响：在披露价格的区间中，容量占比最大的为100MW-200MW，该区间容量占比44.94%，区间均价为0.749元/瓦，其次为500-1000MW，该区间占比30.95%，区间均价为0.740元/瓦。 中标总采购容量方面，当周为1649.73MW，相比上一统计区间增加416.95MW，上升原因为当前统计区间存在一个510MW的大容量标段，即正泰新能科技股份有限公司中标的《中建四局（雄安）新能源建设有限公司江苏华电盐城洪港渔光互补光伏发电项目光伏组件》510MW标段。 在地区分布方面，本周中标容量最高的地区为江苏省，占容量总计的44.06%，其次是贵州省和云南省，分别占总量的21.84%及14.08%。 统计期间（12月1日至12月7日）主要中标信息： 在《中建四局（雄安）新能源建设有限公司江苏华电盐城洪港渔光互补光伏发电项目光伏组件》中，正泰新能科技股份有限公司以0.740元/瓦的均价中标510MW的光伏组件。 在《华电云南发电有限公司所属项目工程云南华电2025年光伏组件》中，隆基乐叶光伏科技有限公司以0.756元/瓦的均价中标232MW的光伏组件。 在《中国电建铜山区刘集镇120MW、姜堰45MW渔光互补光伏组件》中，浙江爱旭太阳能科技有限公司中标184MW的光伏组件。 光伏玻璃：本周，光伏玻璃价格开始下跌，国内部分深加工企业开始低价甩货，市场低价开始下降，且部分玻璃企业由于市场低价竞争的情绪上升叠加自身库存水位较高的原因也开始让利出货，本周国内市场成交重心逐渐下降，伴随着组件排产的进一步减少，预计玻璃价格仍将继续下跌。截至当前国内2.0mm单层镀膜主流成交为11.5元/平方米。 石英砂：本周，国内高纯石英砂报价小幅下跌，内层、中层、外层高纯石英砂价格持稳，进口砂散单价格下跌1000元。目前市场报价如下：内层砂每吨5.5-6.0万元，中层砂每吨2.0-3.0万元，外层砂每吨1.5-2.0万元。坩埚价格止跌企稳，本周硅片企业外采坩埚的量有所减少，受季节性因素和硅片企业减产所致，外采需求有所减少。 组件回收：上周，国内光伏组件回收市场继续保持全面上涨的态势。从需求角度来看，小尺寸含边框的早期BSF组件仍是市场需求最旺盛的类型，含边框型号普遍上涨2.00-2.50元/块，单玻一手成交价价格普遍落在从73-80元/块的区间内，双玻一手成交价则落在68-74元/块的区间内，无边框型号也随着银价的上涨普遍上涨5.00至7.50元/吨不等。除早期小尺寸组件以外，大尺寸组件价格也有所上涨，含边框型号价格上涨1.50-2.00元/块，无边框型号上涨5.00-7.50元/吨。此番普涨主要源于两方面原因，一是收料难的问题仍然存在，市场上一手货源较难获得，普遍以二、三手成交，收料价格相较一手高出1.5倍左右。二是银铝价格持续走高，推动回收价值的提高。上周银价继续走高，1号银价格从12月3日的13695元/千克攀升至12月10日的14313元/千克，A00铝价也从12月3日的21710元/吨攀升至12月9日的21880元/吨，直接提升了组件内部银浆及废铝的回收价值，有力支撑了组件回收价格的上涨态势。 》查看SMM光伏产业链数据库

本周整体硅片价格先跌再涨 ，其中N型183硅片价格在1.15-1.2元/片，210R硅片报价为1.20-1.25元/片，210mm硅片报价为1.45-1.5元/片。值得注意的是210R的高价仍处于上下游博弈中，以目前情况来看电池企业扩大亏损接受硅片涨价的可能性比较低。近期价格波动的主要原因是上游情绪面，需求转弱的现实和预期并未发生改变。后面需要密切关注协会自律2.0的会议结果，以及企业实际遵守的程度。 据SMM硅片日度成本，以210R尺寸为例， 10月不含税完全成本从1.408元/片降至12月的1.403元/片，利润率却从-12.03%扩大至-22.41%。 数据表明，同期210R硅成本、非硅成本、三费占比为49%、48%、3%，比例基本未发生变化，辅材坩埚价格和气体价格波动可以忽略不记。 因此利润大幅下滑的核心原因在于硅片售价大幅下跌， 通过上图也可以看出，210R硅片含税售价从1.4元/片降至1.23元/片，降幅达12.1%。SMM根据市场调研，预期12月210R成本受坩埚降价影响有小幅下降空间，利润有向上修复空间，但具体仍需关注本轮涨价能否为电池企业所接受。 据SMM统计，12月硅片产量预计45.7GW，环比下降15.95%。 实际排产变化应该不大，月初由于硅片降价速度过快使得多家企业减产速度超过预期，但进入12月中旬，三家企业陆续不同程度的提产，增量弥补此前的减量，总体保持预期水平。根据供需平衡计算，电池需求超过供应2GW左右，但考虑到近期银浆价格大幅上涨使得电池亏损扩大，企业被迫大幅减产，因此实际排产可能略低于预期， 使得12月供需紧平衡/微幅去库 。 据SMM最新统计， 目前上游硅片成品库存约达到23.3GW，下游原料库存约有7GW，硅片总库存合计超过30GW ，接近合理水平。值得注意的是，12月硅片外代工也有近8000吨，除两家1000吨左右的外代工量停止外，其余减量并不明显，这部分量影响下游原料库存，使得这部分库存消化速度减慢。 综合上述数据，年前若硅料价格撑住不降价，则硅片价格已经见底，至于博弈反弹，我们认为比较困难，尤其在电池企业已被银浆涨价扩大亏损的背景下。目前上游多环节企图通过涨价，迫使终端接受组件涨价，但国央企在采购组件的考量上核心看收益率，收益率又与电价强相关，与组件价格弱相关，所以这根本是两个行业的事，若想解决只能通过调整电力系统内部结构。光伏的产能整合还是要以市场化为前提，市场秩序原本就存在， 任何“伸手”行为都是在打乱市场预期 。我们看到，上游高价使得投机需求将转为投机供应，杠杆、库存、产能这三项衡量指标不仅没有下降反而个别指标有上升趋势，这就是现实。 我认为，优质的光伏企业仍应坚持高质量发展为前提，与资本融合加快转型速度，差异化竞争而非抱团减产。以合作的形式出海建设产能，放弃低价抢市场的模式转向与当地企业合作建厂，加快东南亚产能自给自足，沿一带一路扶持势力，围绕多个中心扩大全球光伏版图。   》查看SMM光伏产业链数据库

本周，国内高纯石英砂报价小幅下跌，内层、中层、外层高纯石英砂价格持稳，进口砂散单价格下跌1000元。目前市场报价如下：内层砂每吨5.5-6.0万元，中层砂每吨2.0-3.0万元，外层砂每吨1.5-2.0万元。坩埚价格止跌企稳，本周硅片企业外采坩埚的量有所减少，受季节性因素和硅片企业减产所致，外采需求有所减少。 》查看SMM光伏产业链数据库

本周三元前驱体价格出现小幅反弹。从原材料端看，硫酸镍价格延续小幅下跌，硫酸钴市场情绪好转，价格上行，硫酸锰则保持稳定。折扣系数方面，当前厂商长单基本维持原有水平，散单市场中硫酸镍折扣有所下调，硫酸钴与硫酸锰折扣变动不大。 目前，前驱体厂商仍在就明年长单的商务条件进行谈判。由于原材料价格未来走势不确定性较强，且下游正极厂涨价意愿不足，部分前驱体厂商为规避风险，不愿签订周期过长的订单，预计明年订单周期存在缩短趋势。当前多数厂商尚未最终敲定明年长单的商务条件。从市场反馈看，由于价格上涨尚未有效传导至电芯环节，下游正极厂让步空间有限，前驱体厂商在激烈的行业竞争下仍缺乏定价话语权，预计折扣上调的可能性较低。 需求方面，临近年末，前驱体厂商无论是原料采购还是生产节奏均有所放缓，部分企业主动控制库存水平。同时，动力与消费市场的需求也出现季节性回落。展望下周，前驱体价格预计将主要受硫酸钴上涨的带动，存在进一步上调的空间。

本周市场成交冷清 镍盐价格略有下滑 截至本周五，SMM电池级硫酸镍指数价格为27197/吨，电池级硫酸镍的报价区间为27440-27540元/吨，均价较上周有所下滑。 从需求端来看，本月下游排产预期有所下行，部分厂商仍有一定原料库存积累，叠加部分厂商年末去库倾向，近期硫酸镍采购情绪相对较弱；供应端来看，近日镍价较上月低位有所反弹，部分厂商有挺价意愿，但由于下游需求整体较弱，暂未见价格接受度有所上浮。展望后市，预计本月需求回落对镍盐价格持续产生压力，但需关注镍价反弹持续能否对镍盐成本形成支撑。 库存方面，本周上游镍盐厂库存指数由4.7天上涨至4.9天，下游前驱厂库存指数由8.9天下降至8.8天，预计本月下游整体以去库为主，一体化企业库存指数由7天上涨至7.3天；买卖强弱方面，本周上游镍盐厂出货情绪因子维持1.8，下游前驱厂采购情绪因子由2.8下降至2.7，上下游成交情绪整体偏弱，一体化企业情绪因子维持2.7。（历史数据可登录数据库查询） 本周镍价有所下行 镍盐生产成本走低 从成本端分析，MHP原料市场流通偏紧，本周MHP系数维持高位。镍价方面，本周美联储降息落地，未超市场预期，镍价回归受弱基本面压制状态。综合整周来看，本周镍价较上周下行，MHP系数持稳，带动镍盐生产即期成本较上周有所走低。截至本周五，使用MHP的利润率为0.9%，使用黄渣的利润率为-3.1%，使用镍豆的利润率为-0.5%，使用高冰镍的利润率为6.1%。

评述：本周（12.05-12.11）三家企业不同程度提产，硅片企业库存继续累加，库存结构发生改变，下游电池企业硅片库存逐渐消耗至7天以内。 》查看SMM光伏产业链数据库

SMM12月11日讯，             12月11日讯，SMM10-12%高镍生铁均价888.5元/镍点（出厂含税），较前一工作日环比上升1元/镍点。高镍生铁市场情绪因子为1.70，环比下滑0.05。供应端来看，上游报价虽整体抬升，但出货困难，市场多数成交以均价为主。需求端来看，在终端消费疲软的压制下，下游钢厂采购意愿仍然低迷，多数钢厂对900元/镍点以上的价格难以接受。总体而言，市场上下游矛盾明显，高镍生铁价格重心虽上抬，但市场成交低迷。         》订购查看SMM金属现货历史价格