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》查看SMM硅产品报价 》订购查看SMM金属现货历史价格走势 SMM7月9日讯: 2026 年上半年,光伏玻璃行业走完一轮供给过剩、需求走弱、价格探底、全行业亏损、冷修产能加速出清的完整下行周期。国内新增装机阶段性回落,出口退税之后需求下降,前期扩产产能释放三重因素导致光伏玻璃行业再度回归下行通道,产能出清节奏加快。 供应端:开工率持续收缩,冷修成行业唯一去库手段 2026 上半年国内光伏玻璃总日熔量维持高位。年初行业在产日熔量达 86210吨/天,理论可匹配47GW/月组件需求,头部企业窑炉点火投产,同时部分前期投产的二三线玻璃产线开始产能爬坡,国内供应持续增多。但由于窑炉持续生产的特殊性以及启停成本较高的原因,企业初期选择以堵口进行减产而非冷修的行为。 出口退税取消之后,组件企业排产开始大幅降低,玻璃采购大幅收缩,玻璃供应过剩程度非常严重,企业开始减产,6月国内在产日熔量下降至78685吨/天。 中国光伏玻璃在产产能 需求端:国内装机走弱,海外成需求唯一增量 2026年国内消纳约束、竞价上网收益下行,电站项目普遍延期,上半年国内新增装机同比明显回落,全年预期下调至 210GW左右,上半年国内组件平均排产下降到35GW左右,组件厂优先消化自身玻璃库存,长单采购大幅缩减,零散刚需拿货成为市场主流,压价采购成为行业常态。 反观海外,上半年整体装机预期较全年同比增长30.24%,且由于海外整体要求本土化生产之后玻璃供应相对有限,对中国玻璃采购依赖度尚强。 组件排产走势 价格走势:H1价格连续下跌,6 月触底后小幅企稳,行业全面亏损 2026 上半年光伏玻璃价格走出 “一季度缓慢下行、二季度加速探底、6 月低位横盘” 的走势,所有规格产品均跌至近五年历史低位。2.0mm单层镀膜年初价格为10.5元/平方米,截至6月底最低成交价格已下跌至8.0元/平方米,价格跌幅达到23.8%,单平方米亏损已达到2元/平方米左右。 导致价格下跌的主要原因为:一方面供给过剩叠加高库存,企业为回笼资金低价抛货;另一方面,下游组件盈利薄弱,持续向上游转嫁成本压力,压价情绪浓厚。 玻璃价格走势 技术方面:上半年行业技术研发全部围绕降本增效、适配高效组件领域前行 首先薄片化全面普及:2.0mm成为双玻标配,头部企业推进1.6-1.8mm超薄玻璃量产,减重、降硅耗适配大尺寸组件。其次透光率突破92.5%,超高透玻璃透光率达到94.7%,适配国内目前高效组件;最后低碳熔窑技术落地、光伏玻璃废料回收一体化产线逐步投产,降低企业生产成本。 对于2026H2展望,首先供给端,预计国内产线冷修持续推进,低效产能加速出清,行业有效供给收缩,库存缓慢去化;需求端方面,三季度海外需求启动,国内集中项目开工,组件排产有望回升,玻璃需求边际改善;价格方面,预计库存持续下降后价格具备修复基础,但大幅涨价需等待产能实质性出清以及需求端增幅可观尚可。 总之,2026H1是近年来光伏玻璃行业的低谷时期,但伴随着落后产能出清,技术升级迭代,玻璃供需情况有望得到修复,国内内卷行为有望改善,后续光伏行业的增长逻辑并未改变,穿梭行业周期之后,玻璃也有望迎来新的起点。
SMM7月9日讯: 2026年上半年,次氧化锌市场整体呈现供应偏紧、成本抬升、需求承压、价格高位运行的特点。春节后企业陆续复工复产,但受钢灰、电炉灰等原料供应偏紧及票据问题持续影响,行业开工和产量释放受限。与此同时,下游需求恢复有限,高价原料接受度不足,市场始终围绕成本支撑与需求压价展开博弈,价格震荡上行。 上半年市场回顾 供应方面,上半年钢灰、电炉灰等原料供应持续偏紧,高炉检修、电炉阶段性停产及票据问题共同制约原料流通,企业采购难度增加,成本持续抬升。尽管企业陆续复产,但受原料紧张影响,部分次氧化锌企业减产或停产,行业整体产量恢复不及预期,供应维持偏紧。 价格方面,上半年次氧化锌价格整体震荡上行。煤炭价格上涨、原料采购成本增加及票据成本传导,为价格提供了较强支撑;叠加市场货源偏紧,企业挺价意愿增强,推动价格重心上移。但由于下游订单表现一般,企业采购以刚需为主,高价成交受到一定制约,市场呈现"成本推涨、需求压价"的运行格局。 预计下半年,钢灰、电炉灰等原料供应仍将维持偏紧格局。受钢厂检修及票据问题持续影响,原料流通性难有明显改善,企业采购成本维持高位,成本端对次氧化锌价格仍将形成较强支撑。同时,受原料供应及成本压力制约,行业开工率和产量提升空间有限,市场供应预计仍将保持偏紧。 需求方面,传统下游采购仍以刚需为主,高价原料接受度有限。但受锌精矿供应偏紧影响,部分冶炼厂仍将采购次氧化锌作为矿石补充,对市场需求形成一定支撑,有望部分对冲终端消费偏弱带来的压力。 综合来看,下半年次氧化锌市场仍将延续"原料偏紧、成本高位、供需博弈"的运行格局。在成本支撑及冶炼厂补库需求带动下,预计价格仍有一定上行空间,但空间有限。 (以上信息基于市场采集及上海有色网研究小组综合评估后得出,文中所提供的信息仅供参考。本文并不构成投资研究决策的直接建议,客户应当谨慎决策,勿以此代替自主独立判断,客户所作出的任何决策与上海有色网无关。) 》点击查看SMM金属产业链数据库
一、本周价格回顾 本周锑市场延续下行态势,价格进一步走弱。7月6日1#锑锭均价为11.05万元/吨,至7月8日已跌至10.95万元/吨,周跌幅1%左右。99.8氧化锑均价约9.55万元/吨,跌至10万元/吨以下,较上周继续下调。本周价格未出现明显止跌企稳,市场交易氛围偏空。 二、市场供应情况 国内供给端,锑矿开采总量控制配额持续收紧,中小矿山产能加速出清,全球范围内无大型新矿投产,供给端弹性有限。但受近几个月进口矿冲击影响,市场实际可用原料供应相对宽松。 进口方面,2026年1-5月中国锑矿砂及精矿进口量达48,658.88吨,同比激增20倍以上(202.39%),去年同期仅为16,091.65吨。进口来源趋于多元化:泰国、缅甸维持传统主力地位,西班牙首次成为主要来源国(4月单月达4,715.7吨),但其报关单价仅2,402.58美元/吨,显著低于泰国(7,474美元/吨)和缅甸(7,628美元/吨),市场普遍认为属低品位矿或贸易商转卖行为,可持续性存疑。市场人士也普遍认为以上进口数据的“异动”难以持续,下半年进口对市场的边际压力将逐步减弱。 三、进出口变化 出口端受管控严格执行影响,呈现“未锻轧锑零出口、氧化锑同比继续大幅萎缩”格局。具体数据如下表所示: 品种 2026年1-5月 2025年同期 同比变化 锑矿砂及精矿进口 48,658.88吨 16,091.65吨 +202.39% 未锻轧锑出口 0吨 247吨 -100% 氧化锑出口 1,878吨 4,563.60吨 -58.85% 出口流向方面,氧化锑出口已从传统的美国、欧洲市场,显著转向俄罗斯、泰国、土耳其等新兴目的地。政策层面,2026年6月24日商务部发布公告,完善战略矿产两用物项出口管制违法违规举报处理机制,覆盖锑等六大核心战略品种,出口管制政策未见松动。 四、终端需求情况 光伏玻璃行业需求依旧处于阶段性疲软周期。近期行业订单依旧持续走弱,多家厂商已启动或规划停产检修。受此影响,企业对焦锑酸钠采购仅维持刚需补库,新增采购需求很少。阻燃剂方面,随着溴价回落,如电子电器等对阻燃性能和成本双重要求严苛的赛道,由于溴锑协同体系仍不可替代,订单相对前期略有转好,采购量略有回升。 短期看,在光伏淡季延续和看跌情绪惯性影响,锑价仍有下探可能,但下行空间正在收窄,成本支撑开始显现。市场信心也在恢复中,目前市场普遍认为10万元/吨为本轮下跌行情的关键支撑位,底部支撑力度较强,预计三季度锑价下跌节奏或将放缓。 》查看SMM铋历史价格
2026年上半年,国内动力电池梯次利用市场整体呈现前涨后稳的运行特征。上半年上游镍钴锂盐价格走势影响,叠加4月行业新政正式落地重塑应用场景与供给格局,共同构成梯次市场的核心运行逻辑。 原料端走势分化是影响上半年梯次市场的重要背景。电池级碳酸锂上半年呈宽幅震荡走势,年初至2月经历一轮上涨后回落,3月再度企稳回升,4至5月冲高至上半年高点,随后进入持续回落通道,6月末价格较5月高点明显回落。硫酸钴上半年整体呈持续阴跌态势,年初维持高位运行,二季度后下行速度有所加快,价格重心持续下移。硫酸镍同样呈震荡下行走势,尤其6月单边走弱特征明显。整体来看,三大原料价格走势不同步,碳酸锂波动幅度最大,镍钴品类则以持续偏弱运行为主。 对应到梯次产品端,上半年整体呈阶梯式上行,价格涨幅显著弱于原料端波动幅度。年初市场运行平稳,价格维持低位震荡;3月受碳酸锂等原料上涨带动,梯次产品出现一轮集中跳涨;二季度整体维持小幅攀升态势,价格重心稳步上移;进入6月,尽管上游原料普遍走弱,但梯次产品价格并未同步大幅回落,仅局部品类略有调整,整体韧性较强,核心原因在于梯次产品本身价位偏低,底部支撑较强,下行空间有限。 4月新政落地是上半年行业格局变化的关键节点。2026年1月16日,工业和信息化部等六部门联合发布《新能源汽车废旧动力电池回收和综合利用管理暂行办法》,并于4 月1日正式施行。新政一方面明确了梯次利用货源的合规标准,经过电芯厂内循环的电芯不再允许进入梯次利用市场流通,导致市场合格货源供给有所收缩;另一方面,新规对梯次产品的安全标准、应用规范提出更高要求,对此前规模最大的小动力应用场景形成约束,推动行业应用结构加速调整。 受新政影响,国内部分梯次利用市场主体开始调整业务方向,逐渐偏向储能场景应用及再生材料端发展,对市场供给结构与竞争格局均产生了一定影响。但供给端收缩与业务转型并未带动价格大幅上涨,核心原因在于传统最大需求端小动力场景受新规约束,需求增量受限,同时再生端市场价格本就持续低于梯次利用市场,部分货源转向再生端反而对整体市场价格形成一定压制,供需两端基本维持平衡状态,叠加下游应用场景对价格敏感度较高,因此即便成本端出现波动,成品价格传导也相对钝化。 应用场景方面,新政落地前,小动力领域长期是梯次电池最大的应用市场,电动两轮车、低速代步车等场景需求旺盛,相关企业采购活跃度高,是梯次市场的传统基本盘。新规落地后,行业应用结构逐步调整,储能领域成为梯次电池最重要的增长方向,电网侧、工商业储能项目装机量持续提升,对合规梯次电池的采购需求旺盛。备用电源领域需求稳步释放,通信基站、数据中心备电等场景对梯次电池的接受度持续提升,但整体增量空间有限。工程机械、港口机械等新兴应用场景仍处于探索阶段,尚未形成规模化需求。 整体来看,2026年上半年梯次利用市场呈现 "价格持稳、原料分化、结构转型" 的运行特征。下半年来看,随着新政执行持续深化,行业合规门槛进一步抬升,市场集中度有望逐步提高,业务向储能与再生端转型的趋势或将延续。原料端走势仍将是影响梯次价格的重要变量,需求端储能赛道持续增长将成为核心支撑,梯次利用市场有望在结构调整中延续稳健发展态势。
SMM7月9日讯: 2026年上半年,镀锌行业整体呈现"一季度恢复偏慢、二季度旺季不旺"的特征,行业开工率整体弱于去年同期。 一季度受春节假期、节前黑色价格持续走弱以及冬储意愿不足影响,企业提前停产放假,节后复工及工人返岗节奏偏慢,叠加北方环保因素扰动,3月开工虽逐步恢复,但整体仍低于去年同期。 二季度作为传统消费旺季,在"十五五"规划、电网、特高压及地下管网建设等政策预期支撑下,市场普遍看好需求改善。然而实际终端恢复不及预期,房地产新增开工仍偏弱,仅保交楼项目支撑部分刚需;地方债资金落地节奏偏慢,基建项目开工进度不及预期,政策利好尚未有效传导至终端消费,行业整体呈现旺季兑现不足的局面。 不过,行业内部仍存在结构性亮点,铁塔、电网及出口护栏等工程类订单保持较强韧性,而建筑镀锌板、民用管材等传统需求依旧疲弱。整体来看,上半年镀锌行业需求恢复偏缓,开工率同比仍维持弱势。 2026年下半年展望 展望下半年,镀锌行业预计呈现"前弱后强、逐步修复"的走势。 7—8月受高温天气及传统淡季影响,房地产及基建施工仍将受到一定制约,行业开工率预计继续低位运行。随着8月底"金九"备货启动,叠加专项债资金逐步形成实物工作量,地下管网、电网、特高压等基建项目施工有望加快,终端需求将逐步改善。 进入9月以后,高温影响减弱,传统旺季到来,前期积累的备货需求与基建施工需求集中释放,行业开工率有望明显回升。虽然房地产仍难以形成明显增量,但基建投资、电网建设及部分出口订单仍将为行业提供支撑,预计下半年行业景气度较上半年改善,全年开工率同比降幅有望持续收窄。 (以上信息基于市场采集及上海有色网研究小组综合评估后得出,文中所提供的信息仅供参考。本文并不构成投资研究决策的直接建议,客户应当谨慎决策,勿以此代替自主独立判断,客户所作出的任何决策与上海有色网无关。) 》点击查看SMM金属产业链数据库
SMM镍7月9日讯: 宏观及市场消息: (1)美军于当地时间7月8日完成了新一轮对伊朗的打击,以进一步削弱伊朗在霍尔木兹海峡攻击商船和无辜平民海员的能力,连续两日打击约170个军事目标。 (2)北京时间周四凌晨公布的美联储会议纪要显示,官员们对后续政策路径并未形成单一判断。若今年通胀持续处于高位,加息将被视为必要选择;若价格压力很快缓解,利率也可以继续保持不变。 现货市场: 7月9日SMM1#电解镍价格较上一交易日价格上涨600元/吨。现货升贴水方面,金川1#电解镍均值2,350元/吨,较上一交易日持平,国内主流品牌电积镍区间为-400-400元/吨。 期货市场: 沪镍主力合约(2609)早盘大幅回落,截至早盘收盘报125,640元/吨,跌幅0.63%。 7月处于印尼镍矿RKAB申报窗口期内,最终审批结果将决定下半年供需格局,是当前最核心的不确定变量。短期预计镍价在12.5-13.5万元/吨区间偏弱运行。
本周,三元前驱体价格走弱,硫酸镍、硫酸钴价格本周有所走低,硫酸锰价格持稳。 折扣方面,针对7月以及三季度订单,由于硫酸盐原料相对偏紧,部分厂商有提高折扣意愿。长单方面,部分厂商长协年初已商定,系数尚未出现上调,季度单下游对系数上调同样接受度较弱。散单方面,6月部分消费类散单镍钴系数有所上行,但近期镍钴盐价格表现相对偏弱,7月订单系数整体承压运行。 生产方面,头部厂商海外订单本月依旧表现良好,排产处于较高水平,但也有厂商由于下游年中控库存导致出现一定成品库存积压,而降低生产负荷。 展望后市,近期硫酸盐价格整体有所回落,后续新订单价格需关注三季度下游备库节奏。
下游采购情绪偏弱 本周镍盐价格下行 截至本周五,SMM电池级硫酸镍均价有所下滑。 从需求端来看,6月中报节点过后,下游企业仍存在一定库存水位,7月备库情绪偏弱,对镍盐价格接受度偏低;供应端来看,当前MHP系数和辅料价格仍处高位,需求偏弱情况下,部分厂商存在减产预期,预计加速市场去库进程。展望后市,本月上半旬预计市场整体仍以去库为主,硫酸镍价格承压。 库存方面,本周上游镍盐厂库存指数由9.7天下滑至9.5天,下游前驱厂库存指数由12.3天下滑至11.7天,一体化企业库存指数由7.0天上涨至8.1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维持2.5,一体化企业情绪因子维持2.4。(历史数据可登录数据库查询) 镍价横盘震荡 镍盐成本略降 从成本端分析,MHP原料供应略有改善,叠加下游盐厂接受度偏弱,本周MHP系数出现一定走松。镍价方面,本周镍价整体受自身弱基本面和宏观情绪修复共同影响,整体呈横盘震荡走势,直至周五受印尼镍生铁管控落地刺激有所上行。综合整周来看,本周镍价持稳,MHP系数走低,镍盐生产即期成本较上周略有下行。
7.9 晨会纪要 市场热点: 印尼 Excelsior Nickel Cobalt(ENC)HPAL 项目预计 7 月产出首批 MHP、8 月产出精炼镍,年产能达 7.2 万吨镍当量,印尼镍下游扩张进一步加速。项目投产将提升红土褐铁矿(Limonite)长期需求,但全球一级镍供应增量扩大,或加剧电池级镍过剩,对 MHP 与镍价形成下行压力,并压缩印尼镍产业链利润空间。在市场关注追加 RKAB 配额审批的背景下,该项目进一步强化未来镍供应过剩担忧。 印尼投资与下游部表示,澳大利亚电池材料加工技术公司Pure Battery Technologies(PBT)计划在印度尼西亚建设一个三元前驱体项目,基于印尼本土MHP进行生产,投资额为3.5亿美元。 宏观: (1)美国中央司令部表示,美军中央司令部部队已开始对伊朗发动一系列强力打击,以回应伊朗针对国际水道中由平民船员操作的商业航运实施瞄准和袭击。 (2)中国6月末黄金储备报7544万盎司(约2346.446吨),环比增加48万盎司(约14.93吨),5月末黄金储备报7496万盎司(约2331.52吨),为连续第20个月增持黄金。 现货市场: 7月8日SMM1#电解镍价格较上一交易日价格下跌1,200元/吨。现货升贴水方面,金川1#电解镍均值2,350元/吨,较上一交易日上涨50元/吨,国内主流品牌电积镍区间为-400-400元/吨。 期货市场: 沪镍主力合约(2609)早盘小幅冲高后回落,截至早盘收盘报126,220元/吨,跌幅0.52%。 7月处于印尼镍矿RKAB申报窗口期内,最终审批结果将决定下半年供需格局,是当前最核心的不确定变量。短期预计镍价在12.5-13.5万元/吨区间偏弱运行。 硫酸镍 7月8日,SMM电池级硫酸镍均价有所下滑。 从成本端来看,镍价进入横盘震荡,受自身库存和加息预期压制,硫酸镍生产即期成本低位震荡;从供应端来看,中间品供应偏紧格局未改,MHP系数及硫酸等辅料价格仍处于高位,镍盐厂报价维持高位,但也有部分企业释放低成本库存;从需求端来看,由于镍价较上月大幅下行,叠加下游部分企业存在一定库存累积,下游建库情绪偏弱,对镍盐价格接受度相对较低。今日,上游镍盐厂出货情绪因子为1.8,下游前驱厂采购情绪因子为2.5,一体化企业情绪因子为2.4(历史数据可登录数据库查询)。 展望后市,7月备库节点预计后移至下旬,需关注镍价和中间品对成本支撑力度的影响。 镍生铁 7月8日讯,SMM高镍生铁市场情绪因子为1.97,环比下滑0.02,高镍生铁上游情绪因子为2.23,环比下滑0.02,高镍生铁下游情绪因子为1.72,环比下滑0.01。今日高镍生铁现货市场整体观望氛围浓厚,下游采购谨慎,场内成交稀少,市场对后市价格分歧加大。下游钢厂看空后续行情,压价心理明显,供应端各企业报价多保持稳定,调价意愿不强。短期价格缺乏强势指引,市场供需博弈加剧,现货价格大概率维持偏弱区间震荡,成交难有明显放量。 不锈钢 据SMM 7月8日消息,SS期货盘面整体走跌回落。受资金端操作影响,SS期货盘面终结此前涨势,重回走弱趋势,截至收盘,SS主力合约报收14450元/吨。现货市场方面,受SS期货盘面回落拖累,不锈钢现货报价同步走低,市场“买涨不买跌”的心态叠加本就处于消费淡季,成交清淡的格局难以扭转。 SS期货主力合约。上午10:15,SS2608报14490元/吨,较前一交易日下跌300元/吨。无锡地区304/2B现货升贴水在530-980元/吨区间。现货市场中,无锡冷轧201/2B卷均价上涨50元/吨;冷轧毛边304/2B卷,无锡均价下跌25元/吨,佛山均价价上涨50元/吨;无锡地区冷轧316L/2B卷价格持平;热轧316L/NO.1卷,无锡报价持平;无锡、佛山两地冷轧430/2B卷持平。 本周宏观与产业逻辑博弈主导盘面走势。美国通胀数据回落,市场对美联储加息预期进一步降温,美元指数走弱,整体提振大宗商品及有色金属估值,为金属板块提供宏观支撑。但产业端情绪持续偏空,印尼镍矿补充配额事宜悬而未决,市场对后续镍资源供给宽松存在较强担忧,沪镍低位区间运行,未能有效反弹。受镍价拖累,SS期货整体维持弱势震荡走势,上行乏力,但下方关键14500元/吨一线支撑力度较强,盘面未出现破位下行,整体区间震荡运行。现货与库存方面,主流钢厂挺价意愿持续坚定,从出厂端锁住现货下行空间。当前市场已全面进入传统消费淡季,终端刚需天然偏弱,叠加SS期货持续弱势运行,市场整体交易信心不足,贸易商降库出货意愿较强。下游终端谨慎观望情绪浓厚,按需采买为主,场内成交持续清淡。供给端检修减产消息持续发酵,叠加本轮社会库存虽止降微增、但增幅有限,整体库存压力依旧偏小,多重因素共同支撑现货价格保持坚挺。成本与利润端,本周成材与原料价格同步走弱,结构性价差改善带动钢厂利润环比扩张。周内镍系原料及不锈钢成材价格重心同步下移,原料端下行幅度大于成材端调整幅度。叠加现货价格依托钢厂挺价保持坚挺,成材盈利空间得到修复,本周不锈钢厂整体冶炼利润有所扩大,行业盈利环境边际改善。整体来看,本周不锈钢市场呈现宏观托底、产业压制的双向格局,弱势盘面与坚挺现货形成明显分化。淡季终端需求疲软、成交清淡是基本面核心利空,而钢厂挺价、检修预期及低位库存持续托底现货价格。原料价格下行让利修复钢厂利润,生产端盈利压力缓解。短期市场仍将围绕美联储政策预期、印尼镍矿政策博弈运行,盘面维持区间震荡,现货坚挺格局延续。后续重点跟踪美元指数走势、印尼镍配额落地情况、SS期货关键支撑力度、下游淡季刚需变化及钢厂检修投产进度。 镍矿: 菲律宾市场: CIF中国报价本周整体下滑,1.3%报45.5–47美元/湿吨,1.4%报56–57美元/湿吨,1.5%报64–65美元/湿吨,1.8%报91–94美元/湿吨;CIF印尼报价持平,1.3%报45–46美元,1.4%报55–56美元,已与冶炼厂招标价基本对齐。运费方面本周显著松动:Surigao–连云港约13.25美元/湿吨,Surigao–印尼约11美元/湿吨,整体运费环比下降约0.5美元/湿吨,此前"运费居高不下"局面明显缓解。FOB价格同步走低,1.3%报32–35美元/湿吨,1.4%报41.5–43.5美元/湿吨,1.8%报76–78美元/湿吨,印证此前FOB将跟随CIF回落的判断。 供应端,三描礼士及北吕宋产区正式进入雨季,矿山道路恶化导致出货受阻、外运量偏低。天气方面,菲律宾未来一周前5天预计连续降雨,后两天转为阵雨为主,全境周累计降雨量整体激增;与此同时东部海域正形成一低气压系统,虽预计不会升级为热带低压或热带风暴,但下周一预计从菲律宾中南部登陆并沿陆地向西北方向移动,将波及吕宋、米沙鄢及棉兰老三大岛。主产区中,Manicani-Homonhon-Dinagat-Surigao一带下周周累计降雨量预计较本周翻倍以上,其中Homonhon地区预计有2–3天受浪涌影响;Dinapigue地区下周降雨量预计约为本周的6倍,且周三、四浪高预计达1.7米左右;Palawan的RTN、Ipilan、Berong等装点下周降雨量均预计进一步高于本周;Zambales地区下周累计降雨量预计约为本周的2.5倍。尽管天气扰动持续,但中国港口库存已处高位,天气对价格的支撑十分有限。 成本端,国际油价小幅回落,缓解采运成本压力,但现货运费仍维持相对高位,松动尚未完全兑现。需求端,中印两地冶炼厂库存双高,短期补货意愿偏弱,买方主导格局未变,市场成交清淡。库存方面,截至6月26日,中国港口菲律宾镍矿库存约644万湿吨(约合5.1万镍金属吨),供应宽松格局延续。 印尼市场: 印尼能矿部公布HMA七月第一期镍基准价为17,225.67美元/干吨,较六月第二期的18,642.33美元大幅下调约7.6%。据此测算,Ni1.6%火法矿HPM理论价约为66.6美元/湿吨,Ni1.2%湿法矿HPM理论价约为47.4美元/湿吨。升水方面,1.6%品位升水维持稳定,1.4%品位升水约1.3美元/湿吨,1.5%及1.6%品位升水约3美元/湿吨,整体波动有限。现货成交方面, 1.2%湿法矿报价约29.5美元/湿吨 , 1.3%湿法矿报价约31.5美元/湿吨, 1.5%火法矿报价约64.5美元/湿吨,两者本周合计下跌约5.5美元/湿吨,跌幅主要受HMA基准价大幅走低带动。 供应端,苏拉威西产区雨季影响在部分区域仍相对轻微,整体出运受影响有限;但哈马黑拉及Obi岛产区天气状况整体偏严重,持续强降雨叠加海况恶化,已导致部分矿山产量受到一定限制。尽管出货端受到扰动,冶炼厂整体库存水平仍相对充裕,短期内对采购节奏的影响有限。与此同时,冶炼厂对镍矿品位的要求持续走高,低品位矿(1.3–1.4%)供应已大量由菲律宾来料填补,多家冶炼厂转而主动寻求高品位矿(≥1.45%),但印尼国内高品位矿供应依然稀缺,流通品位集中于1.45–1.50% Ni区间,采购竞争有所加剧。湿法矿(1.2%)现货成交价本周保持稳定,冶炼厂采购维持低位,普遍不愿按HPM理论价成交,折价幅度仍深,HPAL开工率维持低位持续压制采购价。政策方面,6月25日(周四),印尼矿产与煤炭总局局长Tri Winarno澄清2026年镍矿RKAB总配额尚未最终确定,政府仍按官方评估机制审核企业修订申请,具体数字未定,重点是评估产业实际需求而非放宽限制。RKAB修订窗口期已于7月1日正式开放至7月31日,目前各矿山企业已陆续启动修订申请准备工作,密集提交产量配额调整材料,所有调整须经全面审查。
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。
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