一、中国出口总览：9月环比明显回升，累计出口仍同比收缩 SMM数据显示，2026年9月中国光伏组件出口量约23.92GW，环比增长44.18%，较8月增加7.33GW；同比下降6.67%，较去年同期减少1.71GW。1—9月累计出口量约184.66GW，较去年同期204.26GW减少19.60GW，同比下降约9.6%。 9月出口量升至年内次高，结束了5—8月在16—20GW附近运行的局面。单月同比降幅较8月明显收窄，但出口规模仍低于去年同期，累计出口尚未转为增长。 从主要目的地看，沙特、荷兰和菲律宾合计贡献3.63GW环比增量，相当于全国增量的49.5%；巴基斯坦、泰国等市场则出现减量。本轮回升主要由部分大型项目市场和欧洲分销市场带动，国别表现仍有明显差异。 二、区域结构：欧洲仍居首位，中东占比明显提高 按已识别目的地汇总，9月欧洲市场出口量合计7.19GW，占全国出口量30.1%；亚太4.20GW，占17.6%；中东3.97GW，占16.6%；非洲0.78GW，占3.3%；美国0.22GW，占0.9%；巴西、哥伦比亚和智利合计1.52GW，占6.4%。上述目的地合计覆盖全国出口量的74.7%，其他为6.04GW，占25.3%。中东包含土耳其，亚太不含中东。 欧洲仍是主要出口市场，但由于中东增速更快，其占比较8月下降约6.5个百分点；中东占比提高约9.7个百分点，是本月出口结构最明显的变化。 三、各市场表现与原因分析 欧洲市场：出口7.19GW，荷兰带动环比回升 9月，中国对上述欧洲市场的组件出口量合计7.19GW，环比增长约18.5%，增加1.12GW；同比下降约21.6%。其中，荷兰由2.43GW升至3.31GW，增加0.88GW，环比增长36.2%，是欧洲最主要的增量来源。英国、西班牙和法国分别增至0.61GW、0.62GW和0.55GW，合计增加0.49GW。 欧洲内部仍有减量市场。意大利由0.63GW降至0.56GW，比利时由0.37GW降至0.29GW，葡萄牙由0.13GW降至0.06GW，三国合计减少0.22GW，对冲了部分增量。 据SMM了解，欧洲夏休结束后，询价及部分四季度交付安排逐步恢复，但成交仍以存量订单为主，新增采购改善有限。部分项目受较低购电协议电价、电力消纳约束及组件成本上涨影响，对新增采购保持谨慎。SMM判断，9月增量可能包含夏休后的交付恢复与阶段性补货，荷兰分销节点的发运回升并不代表欧洲终端需求已全面转强。 亚太市场：出口4.20GW，东南亚增长抵消巴基斯坦回落 9月，中国对上述亚太市场的组件出口量合计4.20GW，环比增长约24.3%，增加0.82GW；同比下降约13.8%。菲律宾由0.45GW升至1.04GW，增加0.59GW，环比增长131.1%；越南由0.27GW升至0.55GW，马来西亚由0.09GW升至0.37GW，两国分别增加0.28GW。上述三个市场合计贡献1.15GW增量。 巴基斯坦则由1.15GW降至0.51GW，减少0.64GW，环比下降55.7%，同比下降50.0%；泰国由0.35GW降至0.17GW，减少0.18GW。澳大利亚、日本和印度分别增至0.57GW、0.39GW和0.26GW，提供部分补充增量。 在菲律宾、越南和马来西亚需求启动的带动下，东南亚组件采购有所转好。同时， 巴基斯坦8月的采购回补未能延续，9月出口量较6月的2.15GW已下降约76.3%。不过，9月巴基斯坦全国多地停限电加重，燃料供应受扰与电网可靠性不足，使居民和工商业用户更加关注供电保障。SMM预计，后续供电稳定性将决定当地分布式光伏需求，并且提高配储及备用供电方案的吸引力。 中东与非洲市场：合计出口4.75GW，沙特成为主要增量来源 9月，中国对沙特阿拉伯、阿联酋及土耳其的组件出口量合计3.97GW，环比增长约245.2%，增加2.82GW；同比增长约68.2%。沙特由0.74GW升至2.90GW，增加2.16GW，环比增长291.9%，为本月最大的单一国别增量。阿联酋由0.27GW升至0.78GW，土耳其由0.14GW升至0.29GW，分别增加0.51GW和0.15GW。 中东大型地面电站建设持续推进，为组件采购提供需求基础。9月，沙特Haden 2GW光伏项目签署EPC合同，显示大型项目储备继续扩展。SMM判断，本月集中增量更可能与既有项目的分批采购、设备进场及发运安排有关。 同期，中国对南非及尼日利亚的组件出口量合计0.78GW，环比增长约122.9%，增加0.43GW；同比增长约41.8%。南非由0.15GW升至0.40GW，环比增长166.7%；尼日利亚由0.20GW升至0.38GW，增长90.0%。 南非工商业购电项目持续落地，尼日利亚户用及微电网等分布式项目继续推进，为组件采购提供需求支撑。不过，两国9月合计出口量仅比7月的0.75GW高0.03GW。SMM判断，本轮增长更接近8月低基数后的采购回补，高环比增速尚不代表需求规模已持续扩张。 美洲市场：拉美温和回升，美国直接出口占比仍不足1% 9月，中国对美国直接出口组件约0.22GW，较8月增加0.10GW，环比增长83.3%；较去年同期0.04GW增长450%，但占全国出口量仍仅约0.9%。高增速主要对应较低基数，对全国出口的拉动有限。 美国9月22日起实施232反囤货临时规则，对特定新增进口商设置数量限制，并加强对存量进口商异常增量的审查，压缩了12月进口调整措施生效前的集中备货空间。SMM判断，反囤货约束削弱了政策窗口期的提前拉货动力，美国对中国组件出口的拉动仍维持在较低水平。 此外，中国对巴西、哥伦比亚和智利的组件出口量合计1.52GW，环比增长约9.4%，增加0.13GW；同比下降约44.3%。巴西由1.04GW升至1.15GW，增加0.11GW，环比增长10.6%；智利由0.06GW升至0.16GW，增加0.10GW；哥伦比亚由0.29GW降至0.21GW，减少0.08GW，抵消部分增量。 巴西9月Sol de Brotas系列光伏项目新增投运130MW，反映既有项目继续落地。SMM判断，巴西和智利出口回升可能包含项目交付与阶段性补货，但巴西出口量仍较去年同期下降48.7%，哥伦比亚也未延续8月的高拉货水平，拉美市场尚未形成持续、同步的增长。 SMM观点 9月组件出口明显反弹，主要增量集中在沙特、荷兰及部分东南亚市场，项目交付和阶段性补货的影响较为突出。全国出口仍同比下降，但菲律宾、越南和马来西亚需求启动，带动东南亚市场转好。四季度需重点关注中东大型项目交付、欧洲新增采购及东南亚需求的延续性；巴基斯坦电力供应问题有望支撑后续光伏和光储需求，美国232反囤货约束下的提前拉货空间则较为有限。 数据来源：SMM

2026年上半年，海外光伏市场整体呈现出需求前置、价格先涨后跌、政策壁垒持续加码的运行特征。中国TOPCon组件FOB出口价格在一季度受出口退税取消窗口期、白银等原材料成本上涨及企业海外囤货行为共同推动，整体偏强运行；进入二季度后，随着政策扰动逐步消退、海外终端对高价组件接受度下降，组件价格重心逐步下移，至6月末主流FOB价格基本稳定在0.107-0.11美元/W区间。 从区域表现来看，印度在ALMM电池片清单实施节点前出现历史级抢装；欧洲经历了从抢出口备货到库存压力显现的完整周期；东南亚需求随组件价格回落缓慢释放；巴基斯坦市场则因净计量机制重构进入结构调整阶段；中东非市场则在地缘扰动与主权级项目储备之间维持阶段性平衡。SMM认为，受主要地区电网接入与消纳瓶颈、部分国家政策环境趋严等因素影响，2026年海外新增光伏装机预计阶段性回落至224GW，同比下降约4%，但中长期增长基础并未发生根本性改变。 基于上述区域差异，本文将从欧洲、印度、亚太及中东非四大市场出发，对2026年上半年海外光伏市场的需求变化、政策影响及价格传导进行系统梳理。 一、欧洲：抢出口与欧仓备货支撑一季度，合规审查与负电价压制下半场 从需求端来看，2026年上半年欧洲市场经历了由接单活跃向库存压力显现的转变。年初受传统假期影响，中国组件出口节奏阶段性放缓；节后随着供应链恢复，叠加出口退税取消窗口期收窄，企业集中安排发货，抢出口现象较为明显。一季度欧洲接单及囤货情况整体较好，部分企业同步增加欧仓备货，带动欧洲渠道库存水平明显抬升。 3月，部分集中式项目进入并网节点，带动阶段性需求释放；4月，在商业运营日期要求及夏季前并网安排支撑下，接单仍具备一定韧性，但新增采购更多以刚性补货及项目交付为主。进入二季度后期，一季度累库压力逐步显现，市场采购趋于谨慎；同时，欧洲部分地区负电价现象频发，集中式项目收益预期受到扰动，组件价格高位回落。相比之下，分布式及工商业项目推进相对较好，对需求形成一定支撑。分应用场景来看，分布式TOPCon组件在受到BC组件价格挤压的情况下，降价幅度相对更大；而450-475W功率段产品因主要面向特定分布式需求，售价仍维持相对高位。 价格层面，5月以后欧洲组件价格下行幅度相对有限。一方面，前期价格已出现一定回落，企业继续大幅让价意愿不强；另一方面，欧元兑人民币走弱及5月末欧洲航线海运费上涨推高到岸成本，对组件价格形成新的支撑。6月中旬，鹿特丹等主要集散节点仓库周转压力上升，部分区域仓库完税自提价格阶段性上行；月末随着集中式新增项目释放有限，组件厂为争夺订单再度下调报价。 从市场基本面来看，欧洲光伏装机总量已进入平台期。从市场基本面来看，欧洲光伏市场在经历前几年快速扩张后，正逐步由高增长阶段转入平台整理期。近年来，欧洲新增光伏装机规模持续提升，市场体量已达到较高水平，增长模式也逐渐由快速扩张转向结构优化。展望后续，欧洲市场短期或面临一定调整压力，主要受户用需求边际放缓、电网接入瓶颈、负电价现象增加以及政策环境变化等因素影响，装机增长节奏可能有所放缓。但随着能源转型目标持续推进、建筑光伏渗透率提升以及储能配套逐步完善，欧洲光伏市场中长期仍具备增长潜力，预计到2030年新增装机规模有望回升至70GW左右。 政策端是上半年欧洲市场最核心的变量。其一，欧盟对“高风险国家”关联逆变器的限制进一步扩大至电池储能系统及其核心电力转换系统，政策进入过渡消化期。已通知且达到一定成熟度的项目，需在2026年11月前进入正式决策、审批或可获批状态，方可适用过渡安排。四季度将进入成熟项目判断窗口，在最严情景下，部分项目或面临更换供应商、重签合同、融资条件调整乃至投资失败风险。短期来看，该政策反而推动部分项目方为争取成熟项目认定，提前锁定设备合同，形成阶段性抢装动力。 其二，欧盟于2026年3月发布工业加速法案，拟对受公共资金支持的光伏及储能产品引入本土制造要求。法案生效三年内，参与公共采购或竞标的项目需使用欧盟制造的逆变器及电池片；若单一第三国在相关产品全球产能中的占比超过40%，对应产品还将面临更严格的准入限制。 其三，法国CRE于5月发布第九轮地面光伏及农光互补招标规格，总规模约925MW，并首次引入与净零工业法案一致的供应链韧性要求，标志着法国光伏招标正由单纯价格竞争，转向价格、供应链安全及本土化合规并重。 此外，欧盟建筑能效指令要求成员国在2026年5月29日前完成转化，为2027年起建筑光伏需求释放提供政策基础。但若可选设备供应商范围收窄并推高项目成本，建筑光伏放量或与设备限制在执行层面形成一定冲突。融资端方面，意大利约230亿欧元的FER X可再生能源支持机制获批落地，光伏招标规模约10GW；欧洲投资银行亦批准新一轮清洁能源融资，为项目开发及电网升级提供资金支撑。 二、印度：ALMM节点引发历史级抢装，禁令落地后市场进入政策适应期 印度是2026年上半年海外需求最超预期的市场。受ALMM电池片清单2026年6月1日实施节点、财年末并网考核、PM Surya Ghar及农光互补项目推进、输电费减免政策退坡前抢并网等因素共同推动，一季度印度新增光伏装机达14.4GW，接近去年同期的两倍，创单季历史新高。截至2026年3月末，印度累计光伏装机已达约152GW，其中集中式占85%，屋顶光伏占15%；古吉拉特邦与拉贾斯坦邦合计贡献了一季度约八成的集中式新增装机。PM Surya Ghar计划自2024年启动以来，已累计带动近10GW屋顶光伏装机，与PM-KUSUM共同构成印度分布式需求的政策底盘。 政策执行层面，印度MNRE明确不对ALMM List-II实施期限进行统一延期，仅对已形成实质性投资的项目按个案审查给予豁免，延期申请窗口已于6月30日截止。随着禁令正式进入执行阶段，前期提前采购和提前并网带来的需求透支效应逐步显现，下半年装机节奏预计较上半年明显放缓。不过，在年末并网需求支撑下，月度装机仍有望呈现逐步回升趋势。 价格端来看，印度本土组件市场结构性分化持续加剧。非DCR组件因本土适用场景收窄，价格持续回落至14美分/W左右。仍可使用ALMM List-I组件的存量项目规模仅剩约30GW，且多数需在2027年末前完成并网，后续该类产品将更多转向出口消化。DCR组件虽有政策及政府项目定向需求支撑，但受制于本土电池片产能有限，组件成本维持高位并推高项目端LCOE，进而压缩电站投资收益率。在需求偏弱与成本压力双重影响下，DCR组件价格同样呈现下行趋势。 生产端来看，SMM数据显示，2026年上半年印度DCR（含本土制造电池片）组件产量累计约10.64GW，印度电池片产量累计约10.76GW，整体规模基本匹配，但月度节奏出现一定分化。一季度在ALMM List-II实施节点前项目提前采购、财年末并网考核及政府类项目推进带动下，印度本土制造链条维持较高排产，其中3月DCR组件产量升至1.98GW，为上半年单月高点。进入二季度后，受本土电池片供应成本偏高、DCR组件价格高于非DCR产品影响，终端项目对高价组件的接受度有所下降，组件出货节奏放缓，并逐步向上游电池片排产形成传导。4月印度电池片产量仍维持在1.88GW，但随后降至5月的1.71GW及6月的1.55GW，显示电池片端在前期高产后进入库存消化及订单节奏调整阶段。整体来看，印度生产端上半年更多体现为政策节点驱动下的阶段性放量，而非需求端的持续性扩张。随着6月1日ALMM List-II正式实施，本土电池片供应稳定性、DCR组件成本中枢及终端项目收益率之间的联动将进一步增强，下半年组件排产预计将围绕本土电池片供应能力、项目豁免进度、政府招标节奏及年末并网需求进行动态调整。 中长期来看，印度本土化要求将继续向上游延伸。针对硅片环节的ALMM List-III计划于2028年6月1日生效，届时受约束项目需同时满足电池片与硅片的全链条本土化要求。考虑到印度硅片产能布局启动较早，预计实际扰动相对有限。在2030年约300GW装机目标及本土制造政策持续推动下，印度中长期装机预期仍具备一定支撑。 三、亚太：进口量3月首超欧洲，东南亚与巴基斯坦驱动逻辑分化 2026年上半年，亚太在中国组件出口版图中的地位显著抬升。从贸易流向来看，3月中国组件出口在退税窗口期集中发运推动下冲高至35GW的单月高点，当月亚太地区进口量首次超越欧洲，成为中国组件第一大出口目的区域。这一结构性变化的背后，是欧洲渠道库存高企、新增采购转向刚性补货，而亚太多国在能源转型压力与终端高电价驱动下，进口需求持续放量。亚太已不再仅是转口贸易的中转跳板，而是逐步转变为重要的终端消纳市场之一。 区域内部来看，东南亚与巴基斯坦需求逻辑分化明显。东南亚主要由项目招标、配额节奏及政策安排主导；巴基斯坦则更多受分布式经济性及电价机制变化驱动。 东南亚方面，上半年组件CIF价格整体呈现前期上行、中期高位承压、后期回落带动部分采购释放的走势。一季度价格上行主要由成本端驱动，春节前后海运费用阶段性抬升，叠加出口退税窗口期集中发货推升运力需求，支撑马来西亚及印尼交付价格处于偏高水平。进入二季度后，随着CIF价格回落，部分前期因价格偏高而延后的采购需求开始释放。6月中旬，船运费用上涨对CIF价格形成阶段性支撑，但海外终端需求偏弱限制上行动能，二线企业率先降价促成交，头部企业随后被动跟进，中下旬价格重心再度回落。 分市场来看，马来西亚二季度末部分集中式项目陆续启动，询单活跃度提升，价格表现相对坚挺；印尼上半年部分装机需求已集中释放，短期新增采购动力不足，价格回落幅度相对更大。后续印尼需求能否放量，仍需关注7月电力部门最新配额安排及政府推动项目招投标进展。 政策端，区域内多国在上半年落地实质性推进举措。马来西亚Solar ATAP机制于1月1日正式启动，屋顶光伏由净计量转向以自发自用为主的模式，企业安装容量上限提升至最高电力需求的100%。5月，马来西亚推出住宅光伏补贴计划。并于6月初，马来西亚宣布第六轮大型太阳能计划预计年内开放，且未来项目将要求配置电池储能，大型光伏开发正由单一电站模式转向光储一体化。 越南新法令于6月26日生效，放宽自发自用屋顶光伏余电销售限制，部分场景余电销售比例由20%提高至50%，改善工商业屋顶项目现金流预期。印尼主权投资机构计划投资组件制造，以便本土产能能够支撑其50GW太阳能目标，并推进村庄光伏融资计划；柬埔寨正式取消光伏产品进口关税；菲律宾则加速推进约1.2GW光伏项目。 贸易环境方面，美国对印度、印尼及老挝晶硅光伏电池及组件的AD/CVD调查在上半年先后作出反补贴与反倾销初步裁定，叠加针对经埃塞俄比亚出口产品的反规避调查申请，东南亚作为出口中转产地的贸易风险持续累积，区域组件产能的海外应用场景面临逐步收窄压力。 巴基斯坦方面，上半年的核心变量是分布式电价机制的根本性调整。2月，NEPRA颁布2026年产消者条例，以净计费模式取代已实施十年的净计量框架，电网按国家平均购电成本收购余电、按终端电价售电，一比一抵扣机制正式终结。新用户余电收购价从此前约25卢比/度大幅下调至8卢比/度左右，降幅超过三分之二，合同期限亦由七年缩短至五年。4月，监管方进一步修订条例，确认存量用户在合同有效期内维持原有计费安排，但对系统扩容部分不再延续原电价优惠。 机制调整并未改变市场的底层驱动。截至2026年初，巴基斯坦自中国累计进口光伏组件已超过51GW，而2018年这一数字尚不足1GW，构成有记录以来增长最快的消费者主导型能源转型之一。其中，最近一个财年进口量即达18GW，市场机构估算全国实际装机或已达33GW。官方口径下，并网净计量容量约7000MW，注册用户约46.6万户，另有约1.3万至1.4万MW离网系统独立运行。 高电价与频繁停电仍是巴基斯坦光伏需求的根本支撑。上半年，美伊冲突导致霍尔木兹海峡通行风险上升，区域能源供应承压，进一步凸显分布式光伏对巴基斯坦能源安全的对冲价值。对组件出口市场而言，巴基斯坦仍是典型的价格敏感型市场，上半年低价报价频出，也是二线组件企业率先降价抢单的主要区域之一。 往后看，在净计费机制下，余电出口收益大幅缩水，市场重心将从出口导向型系统转向自发自用最大化。工商业日间用电场景及光储一体化系统的经济性相对占优，储能配套需求有望成为该市场新的增长点。但新政对户用新增装机意愿的抑制效应，以及部分需求转向离网系统的趋势，仍需在下半年持续观察。 整体来看，亚太区域装机增长具备政策目标、绿电需求与分布式经济性共振的基础。但东南亚项目从规划到并网，仍受融资环境、购电协议签署、电网接入能力及审批效率制约；越南等国电网设施老化与容量饱和、印尼严格的装机配额制度，仍将约束短期放量节奏。巴基斯坦则需继续消化电价机制重构带来的需求结构切换。区域进口量对欧洲的超越能否延续，将取决于下半年东南亚项目招标兑现情况及巴基斯坦自发自用需求韧性。 四、中东非：地缘扰动压制交付节奏，主权级项目储备支撑中长期增长 2026年上半年，中东非市场的运行主线是地缘扰动与能源转型诉求并行。美伊冲突及霍尔木兹海峡封锁风险阶段性抬升，对区域组件供应、海运物流及项目交付周期造成明显扰动。6月中旬，海运成本一度被推高至原先的2至3倍，发往欧洲及中东方向的光伏产品海运费较前期上涨约2000-3000美元/高柜，部分原定夏季前完工的中东项目被迫延后。随着局势边际缓和，若后续霍尔木兹海峡及周边航道维持通畅，前期因运输扰动而积压的供应链需求有望集中释放，中国出口至中东地区的组件发运量存在快速修复的可能。 项目储备层面，主权级能源战略持续推进。沙特于1月公布国家可再生能源计划第七轮合格竞标者名单，涵盖四个光伏项目，合计约3.1GW，同时包括2.2GW风电项目；4月，沙特又启动第二批共3GW/12GWh独立储能项目资格预审。此前六轮招标已累计授出超过12.6GW可再生能源容量，2030年58.7GW可再生能源目标中，40GW为光伏。阿曼于6月末发布1.5GW太阳能独立电站资格预审，部分项目配套储能，显示中东大型光储一体化项目正加速规模化。非洲方面，5月世界银行批准2.5亿美元融资支持马达加斯加能源项目，国际开发性融资持续改善非洲电网、离网供电及可再生能源接入条件。 装机结构上，中东以大型地面电站及光储项目为主，沙特、阿联酋贡献主要增量；非洲则呈现分布式、离网系统与部分集中式项目并行的特征，埃及、南非、摩洛哥等电网基础较好的市场具备推进大型项目的条件。前期密集招标及签署购电协议的大型电站，有望在2027年及以后进入集中建设与并网阶段，区域新增装机中枢或将显著抬升。与此同时，光伏也将更多服务于绿氢、海水淡化及大型用电负荷低碳化需求。 不过，短期项目兑现仍受多重因素制约，包括地缘政治风险、海运通道稳定性、融资成本、汇率波动、主权信用及电力公司支付能力等。中东非市场中长期增长确定性较强，但短期装机释放节奏仍存在较高不确定性。 总体研判与下半年展望 综合来看，2026年上半年海外光伏市场的价格与需求节奏，更多由政策窗口期、成本扰动及区域项目节点主导，而非终端需求的全面改善。一季度组件价格上涨主要受出口退税取消窗口期、抢出口备货、海运成本抬升及企业挺价策略共同推动；进入二季度后，随着政策扰动逐步消退，市场重新回归需求主导，企业在半年度出货压力下逐步让价促单，组件价格重心随之回落。 区域分化是上半年海外市场最鲜明的结构特征。印度政策性抢装透支部分下半年需求；欧洲库存消化与合规审查并行，集中式项目受负电价及并网约束影响仍较明显；东南亚市场仍等待项目招标、配额安排及政府项目落地兑现；巴基斯坦进入电价机制重构后的需求结构调整阶段；中东非则受地缘局势及海运节奏牵制，短期交付存在扰动，但中长期主权级项目储备仍具支撑。 展望下半年，7-8月受海外部分区域夏季假期、高温天气及项目施工节奏放缓影响，预计海外光伏并网量或出现阶段性回落。9月起，随着假期结束、项目推进恢复，以及部分地区招标结果、配额安排和政策豁免进度逐步落实，四季度在年末并网考核及政策节点推动下，需求端预计将有所修复。但考虑到前期需求已有一定透支，叠加海外库存消化、印度政策适应期及部分新兴市场项目落地节奏偏慢，整体接货及接单情况仍将处于承压状态。同时，中东局势于当前有恶化的迹象，预计将导致海运成本，物流段受到一定程度影响。 后续需重点跟踪的变量包括：欧盟逆变器限制在11月前的成熟项目认定进展及相关《网络安全法》修订走向；印度ALMM 禁令2落地后的政策适应节奏与本土电池片产能释放；印尼三季度配额安排及政府项目招标落地情况；中东局势与霍尔木兹海峡通行稳定性；以及海运费与汇率变化对到岸成本的传导。同时，当前中东局势仍存在进一步恶化迹象，若霍尔木兹海峡及周边航道通行风险再次上升，预计将进一步对组件出口物流周期及海运成本形成一定扰动，进而阶段性抬升部分区域到岸成本。 价格方面，在组件成本压力逐步缓降、海外终端需求恢复力度有限及企业出货压力仍存的背景下，预计中国出口组件价格仍将持续承压。但与此同时，上半年以来人民币兑美元及欧元走强，压缩了出口企业汇兑收益及利润空间，部分企业进一步大幅让价意愿有限，预计将部分程度对出口报价形成一定支撑。综合判断，下半年中国出口组件价格预计将以承压窄幅波动为主，价格重心仍存下行压力。

今年以来，欧洲光伏市场增长明显放缓。SMM预计，2026年欧洲市场全年光伏新增装机量将下滑至68.5GW左右，同比下降约2%。在需求走弱的同时，欧盟层面多项产业链限制政策持续推进，包括《净零工业法案》（NZIA）、《工业加速法案》（IAA）以及针对"高风险国家"逆变器的相关限制措施，正在对欧洲光伏供应链选择、项目准入及企业竞争格局产生影响。 不过，政策对欧洲光伏市场的作用更多体现为供应链门槛的抬高，而非终端装机需求的直接拉动。相关政策提高了项目对供应链来源、碳足迹及关键设备安全性的要求，客观上有利于欧洲本土制造和供应链多元化推进；但本土制造成本仍明显高于进口产品，项目收益率持续承压，这类政策短期内更多起到抬高准入门槛的作用，尚难以成为拉动终端装机增长的核心动力。 需求结构分化，东欧及英爱市场承接部分增量 欧洲分布式市场增速相对稳健，集中式项目端则受到项目收益率、并网条件、电网消纳能力及电价波动等因素制约，部分项目推进节奏有所延后。叠加负电价频发、融资成本偏高及电网接入周期拉长等因素，开发商对新增集中式项目的推进更加谨慎。 区域层面，今年欧洲市场新增需求更多转向东欧、英国及爱尔兰等区域。东欧市场主要包括罗马尼亚、乌克兰、波兰等地，部分市场仍存在项目储备释放和渠道扩张机会；英国和爱尔兰则更多受益于分布式需求及后续潜在政策支持。与此同时，德国等传统核心市场出货节奏有所放缓，欧洲需求重心正逐步从成熟核心市场向增量区域和分销渠道转移。 暑期淡季结束后，三季度末至四季度欧洲市场预计将出现小幅需求回补，但随后即进入冬季淡季，下半年需求释放节奏预计仍难以明显改善。地缘局势下欧洲能源自主诉求有所增强，长期看有利于强化可再生能源发展逻辑，但短期内装机节奏仍受制于项目收益率、电网消纳能力及政策落地进度，对全年装机的实际拉动作用相对有限。 技术路线加速分化，高功率产品需求提升 欧洲市场呈现出较明显的场景分化。西欧分布式市场中，BC组件整体表现相对优于传统TOPCon产品，主要受益于其高效率、高颜值及分布式客户对溢价的接受度；但在集中式电站端，BC组件应用规模仍然有限，仍处于市场验证阶段，组件价格、系统成本、交付稳定性及长期可靠性对大型项目而言仍是更关键的决策因素。 目前TOPCon仍是欧洲项目端主流技术路线，但多分片、高功率产品需求正在提升。据SMM了解，部分开发商及工程总包企业希望2026年底交付项目的210R（G12R）组件功率能达到650W左右，而当前组件主流功率段仍多集中在630W附近，后续功率、效率、版型适配能力及稳定交付能力预计将成为项目端筛选供应商的重要标准。这一趋势预计将推动需求进一步向高功率产品集中，但短期内很难转向单一技术路线：具备高功率TOPCon量产能力的企业仍将主导项目端，BC组件等差异化产品则更多在分布式及高溢价场景中占据一席之地。 组件价格持续承压，FOB与欧洲现货价差扩大 欧洲组件市场整体仍处于低位运行，FOB出口价格端压力更为明显。受需求放缓、项目推进延后及出货压力仍存等因素影响，部分组件厂为维持订单规模、渠道份额和现金流，阶段性给出较低报价，价格竞争仍然激烈。行业普遍反馈，组件环节亏损压力仍在延续，部分低价订单已接近企业现金成本区间，出货更多是为了维持现金流和市场存在感，而非追求明显利润。据SMM了解，当前欧洲市场TOPCon组件价格仍处于相对承压区间，项目端竞争尤为明显；同期白银等辅材价格阶段性回落，也带动组件成本有所下移，市场对后续FOB价格进一步下探的预期有所增强。相比之下，欧洲本地现货价格并未完全跟随出口价格同步下行，二者价差近期有所扩大。除库存成本和现货周转节奏外，海运费较年初低位明显上行也是推高到岸成本的原因之一，欧洲本地现货价格短期内仍受运输成本和库存周转支撑，跌幅预计相对有限。 若三季度末需求回补力度有限，叠加四季度进入冬季淡季，欧洲组件价格仍将面临下行压力，出口端与本地现货端的跌价节奏或将继续分化。随着盈利能力持续承压，行业出清预期升温，缺乏技术迭代能力、渠道优势及资金支撑的企业，后续在欧洲市场的经营压力可能进一步加大。 逆变器及净零工业法案相关政策执行力度分化 欧盟层面对光伏产业链的约束目前主要集中在两方面：一是金融机构对来自"高风险国家"逆变器项目的融资限制，二是《净零工业法案》第28条相关实施指引的落地。从执行力度看，净零工业法案更多以单一项目为约束对象，若项目实际使用产品来源与申报信息不一致，后续可能面临处罚，市场普遍认为该政策执行节奏相对较快。 不过，由于欧盟与多个地区签有自由贸易协定，相关地区制造的产品仍可在满足条件的情况下进入欧洲项目体系，政策实际约束对象更多集中于中国供应链本身，而非所有非欧盟来源产品。对于具备海外产能布局、自由贸易协定地区产能或更完整合规路径的供应商而言，后续在欧洲项目端可能具备一定准入优势。 从环节差异看，逆变器限制的可操作性相对更强，主要因为欧洲本土及非中国产能相对充裕，项目方在替代供应上有更多选择空间；组件环节则因欧洲本土制造成本明显高于进口产品，即便叠加政策支持，短期内大规模制造回流仍面临经济性制约。当前欧洲电价波动较大，项目收益率本身承压，在没有硬性政策限制下，开发商大规模采购高价本土组件的意愿依然有限，若缺乏足够补贴和成本下降路径，本土组件制造短期内仍难以与亚洲供应链形成直接成本竞争，政策更多是在推动供应链来源重构和合规路径调整，而非快速带动本土产能大规模放量。 欧洲本土制造探索差异化路线，产业链配套仍在建设 本次展会上，相当比例的欧洲组件企业展示了HJT相关产品。与中国产能普遍围绕TOPCon迭代、功率持续提升的路线不同，欧洲本土组件厂更倾向于通过HJT、低碳组件、轻量化组件、防眩光组件等差异化路线维持市场定位。 欧洲企业选择HJT更多是成本劣势下的现实选择，而非单纯的技术偏好。本土制造成本明显高于中国主流产品，若直接切入已高度规模化、价格竞争激烈的TOPCon路线较难形成优势，HJT在工艺和产品性能上与主流产品存在一定区隔，客观上有助于避开正面价格竞争。生产流程中高温工序相对更少，单位产品能耗和碳足迹理论上更低，也与欧洲市场强调的低碳制造、供应链可追溯性要求较为契合，在政策支持项目和分布式高端市场中具备一定叙事空间。部分企业还将其视为后续钙钛矿叠层电池的技术基础，低温工艺特性适合作为叠层底层结构，因此在布局HJT的同时同步推进钙钛矿研发；欧洲及周边地区在HJT设备环节也有一定产业积累，沿用既有设备和工艺基础相比重新切换至TOPCon产线更具连贯性。 目前HJT在欧洲整体组件出货中的占比仍然有限，多数本土企业开工率和供应稳定性尚未形成规模化优势，后续能否放量仍取决于效率提升、成本下降和终端客户对溢价的接受程度。钙钛矿方面，欧洲部分企业的研发目前仍处于中试验证阶段，在欧洲项目普遍要求较长质保周期的情况下，效率衰减和长期稳定性问题尚未完全解决，短期内更多是技术储备方向，对当前组件供需格局影响有限。 光储融合渐成关注焦点，负电价现象加剧收益不确定性 随着欧洲部分地区电网消纳压力上升，负电价现象频繁出现。以今年4月26日为例，中西欧部分地区负电价一度达到约-500欧元/MWh，欧洲整体最低电价甚至接近-2000欧元/MWh，主要原因在于光伏装机快速提升，午间发电高峰阶段电力供给明显超过当地电网消纳能力。在此背景下，单纯以组件出货数据判断欧洲市场需求已显不足，储能配置能力、并网条件及项目收益率正在成为影响欧洲光伏项目推进节奏的重要变量。 开发商、工程总包企业及投资机构的关注重点，已从单一组件价格逐步转向光伏配储后的整体收益表现，包括电价波动、储能套利空间、并网条件、项目回报周期及长期现金流稳定性等，储能对新增装机释放节奏的影响正变得更加直接。集中式项目收益率承压、电网接入难度提升，光储融合正成为欧洲市场的重要观察方向：若储能配置能够有效改善项目经济性，缓解部分时段的弃电和负电价压力，欧洲部分延期项目仍有机会重新启动；但若储能成本、并网规则或电价机制无法形成有效支撑，欧洲光伏需求释放节奏仍可能继续受到抑制。 印度组件企业短期内竞争力有限，出海路径趋于多元 尽管欧盟层面推动供应链来源多元化，客观上为非中国供应链地区带来一定机会，但从展会及企业反馈情况看，成本和价格端的优势仍是外部企业进入欧洲市场的主要门槛，短期内印度组件企业在欧洲实现实质性份额提升的难度仍然较大。 中国组件企业在成本、价格、交付能力及海外渠道方面仍具备明显优势，印度组件企业的品牌影响力、渠道基础和客户认知则相对有限。即便政策鼓励供应链多元化，终端项目方实际采购时仍会优先考虑价格、质量、交期及融资条件等综合因素。印度本土方面，政策持续推进产业链准入限制，年度装机需求预计维持在40至45GW左右，产能扩张与需求增速不匹配，本土组件行业出清和头部集中趋势预计延续，部分企业在政策推动下仍具备增长空间，但同时也面临成本上升、项目收益率下降及短期装机节奏放缓的压力。 由此，部分印度企业已开始调整海外策略，更多从项目开发、工程总包、投资或其他配套业务环节切入国际市场，而非单纯依靠组件产品参与价格竞争。对于具备集团资源、项目开发能力及金融配套能力的企业而言，通过项目带动组件出海可能比直接参与欧洲组件价格竞争更具可行性。 后市展望 在需求增速放缓、政策约束逐步落地、产业链竞争加剧的多重背景下，欧洲光伏市场正从过去以装机规模扩张和组件低价竞争为主的阶段，转向技术路线分化、供应链合规和收益结构优化并重的新阶段。短期内，欧洲市场仍将面临需求释放偏弱、项目延期、价格承压及本土制造成本偏高等问题，三季度末至四季度可能出现阶段性需求回补，但预计难以扭转全年需求放缓趋势。中长期看，欧洲光伏市场仍具备能源转型需求支撑，但后续增长节奏将更加依赖政策执行力度、储能配置进展、电网消纳改善以及本土制造实际投产情况。 SMM认为，2026年起欧洲光伏市场并非长期需求消失，而是需求释放逻辑正在发生变化，后续判断欧洲市场不能只看组件价格和短期出货，还需结合项目收益率、储能配置、政策合规路径及供应链重构进展综合评估。