美国对全球光伏供应的限制，正在从针对特定原产地的关税，延伸至上游材料价格、供应链追溯、设备授权和税收抵免资格。9月11日，美国商务部公布对印度、印度尼西亚及老挝晶硅光伏电池片及组件的双反终裁结果；此前，柬埔寨、马来西亚、泰国和越南已进入独立双反税令实施阶段。随着多晶硅及其衍生品232措施计划于12月4日实施，仅通过调整生产地维持对美低价出口的空间进一步收窄。 SMM认为，这一轮政策变化的核心，并不是美国订单将转移到哪一个国家，而是美国正在同时重设进口产品的成本门槛、供应链合规条件和项目获益资格。其影响具有明显的双向性：一方面，美国本土制造获得更强保护；另一方面，进口上游材料、设备选择和项目交付受到约束，可能推高美国光伏建设成本。全球产能布局也将从寻找低税率生产地，转向比较完整供应链的合规成本和终端项目收益。 双反与301：主要亚洲供应地面临不同层次的贸易壁垒 从原产地看，美国光伏进口限制并非一张统一税率表，而是不同案件、产品和企业税率的组合。 中国大陆晶硅电池片及组件继续受到既有双反措施约束，对华301关税则进一步覆盖下游产品与上游材料。其中，太阳能电池片及组装成组件的相关产品301税率已提高至50%；硅片和多晶硅的相关税率自2025年1月1日起提高至50%。这些属于特定附加税层，不能直接视为所有中国光伏产品的最终总税负。中国台湾相关晶硅光伏产品也存在独立反倾销措施，实际适用情况仍需按案件范围和企业核对。 柬埔寨、马来西亚、泰国和越南则面临另一套政策组合。针对使用中国零部件完成特定加工的反规避裁定，与四国独立双反案并非同一措施；此前暂缓征税安排已于2024年结束，独立双反税令于2025年进入实施阶段。企业不能仅凭在四国设厂，就认定其产品能够脱离原有贸易限制。 最新涉及印度、印尼和老挝的案件进一步扩大了覆盖范围。印度终裁倾销幅度为123.04%，补贴率为126.09%；印尼倾销幅度为94.36%，不同企业补贴率存在显著差异；老挝倾销幅度为65.43%，不同出口商和生产商组合也需分别核对。倾销幅度、补贴率与实际现金保证金率并非完全相同，不能机械相加为统一进口税负。 美国国际贸易委员会目前计划于10月14日就三国产品的产业损害作出最终表决。相应正式税令仍取决于肯定性损害裁定，但调查阶段已存在保证金等安排，不能将等待损害终裁理解为此前进口不受约束。 需要注意的是，美国201光伏保障措施已于2026年2月6日到期，旧有国别“对等关税”中的相关IEEPA税层也不能直接沿用为当前税率。与此同时，7月24日起针对60个经济体实施的强迫劳动301行动，属于另一套关税措施，不能与UFLPA进口合规制度混为一谈。其具体适用及排除仍需核对，其他尚在调查中的措施也不能提前计入已实施税率。判断一笔订单的实际负担，需要按原产地、税号、企业和进口时间核对，不能将不同时期的税率表简单累加。 232条款：从限制特定产地，转向提高全产业链进口价格门槛 如果说双反主要改变哪些产地和企业能够以可承受的成本进入美国，232措施则进一步改变进口产品能够以什么价格进入美国。 按照已公布安排，自2026年12月4日起，多晶硅、硅锭及硅片、电池片、组件分别适用21美元/公斤、100美元/公斤、0.22美元/W和0.38美元/W的最低进口价格。覆盖的硅锭及衍生品一般还适用15%的附加从价税；原料多晶硅不能直接套用同一15%税率。 这套机制并非仅针对中国及已被双反覆盖的亚洲产地。欧盟、日本、韩国等贸易伙伴也不能仅凭未被列入相关双反案件，就视为不受232约束。公告对部分伙伴设置特殊税率计算安排，例如欧盟、日本、韩国、中国台湾、瑞士及列支敦士登的相关产品，232公告第4条税项与普通税率合计按15%安排；英国相关第4条税项为10%。这些并不代表包含双反、最低进口价格相关税额和其他适用税项的最终总税负，也不构成对最低进口价格的普遍豁免。 最低进口价格通过申报证明和特定税额等机制执行，不能直接当作统一到岸报价，也不能用组件0.38美元/W简单乘以1.15，得出所有进口订单的完整成本。获批美国本土投资计划可能获得特定范围内的有条件优惠，但美国建厂并不等于全部进口产品、全部税项自动豁免。 对全球制造企业而言，这意味着避开某一原产地双反税率，只解决了部分问题。即使迁往尚未被相关双反覆盖的国家，仍需重新计算232价格约束、物流、融资和合规成本。12月4日前的交付窗口也不宜被理解为无限制抢运机会，相关安排还包含对囤货及异常进口的监测。 从通关到抵免、设备授权：支付关税并不等于完成全部准入 除价格外，美国正在通过不同制度约束光伏供应链。它们分别影响能否通关、能否取得税收优惠、能否销售新型号，以及项目能否按期交付，不能全部归结为“加征关税”。 首先是原材料追溯。UFLPA项下的进口合规要求可以向多晶硅等上游环节追溯；第三国组装不会自动解除涉及受管制来源或列名实体的风险。对供应商而言，真实原产资格与完整材料记录越来越重要，支付进口税也不能替代通关所需的合规证明。 其次是税收资格。45X、45Y和48E项下涉及被禁止外国实体及“实质性援助”的限制，增加了对企业控制关系、供货安排和材料成本比例的审查。它既不能简单理解为“在美国组装即可享受抵免”，也不能泛化为“中国零部件一律不能使用”。本土含量加成与相关实体限制是不同的资格测试，需要分别满足。 再次是逆变器及电网设备。FCC对特定外国生产联网逆变器的设备授权限制，主要影响相关新型号准入，且后续已调整适用范围；不能概括为所有外国逆变器或既有设备立即禁用。大型电力系统安全规则还将关注范围延伸至部分设备、软件、固件及控制关系，具体交易限制仍需结合主管部门认定和执行安排。 因此，未来对美供应能力不仅取决于组件能否进口，还取决于电池片和多晶硅能否追溯、项目能否保留抵免，以及逆变器等配套设备能否满足交付要求。 本土组件获保护，但硅片和电池片短板可能抬高制造成本 美国本土组件名义产能持续扩张，已逐步具备承接本土年度需求的规模基础。但名义产能与有效供应并不等同，实际交付仍受到产能利用率、产品规格、认证、融资机构认可度和上游材料保障等因素制约。 相比组件组装，美国制造链条更明显的短板仍在硅片和电池片环节。SMM此前梳理显示，2025年美国电池片进口量约为21.82GW，反映出组件制造扩张仍需要境外电池片支撑。硅片和电池产线在资本、工艺、技术人员及量产爬坡方面的要求，也使上游补链难以与组件扩产同步完成。 232措施由此形成双向传导：进口组件价格门槛提高，有利于美国本土组件争取订单；但进口电池片同样受到最低进口价格和适用关税约束，依赖进口电池片的美国组件厂也将承受原料成本压力。 制造端的45X抵免能够提供一定支持，符合条件的组件、电池片及多晶硅典型抵免额分别为0.07美元/W、0.04美元/W和3美元/公斤，但实际取得仍需满足生产、销售和实体资格等要求。这类制造抵免不是开发商必然获得的采购折扣，也不能直接抵销每笔进口交易的税款。 SMM认为，美国制造业的受益程度将出现分化：具备稳定合规上游供应、较高利用率和客户认可度的企业，更有条件承接订单；仅有组件名义产能、但电池供应和资格安排尚未落实的企业，仍可能面对成本上升和交付压力。后续应重点观察合规硅片、电池片的供应增量及美国上游产线爬坡，而不是只看组件工厂的宣布产能。 制造抵免并未整体取消，资格收紧与需求错位仍是隐患 《大而美法案》并未整体取消45X光伏制造生产税收抵免。按照现行安排，符合资格的光伏组件、电池片、硅片及太阳能级多晶硅等产品，在2029年底前销售仍可按法定全额计算抵免；2030年、2031年和2032年分别降至原定额度的75%、50%和25%，2033年起归零。上述比例是法定抵免金额的保留比例，并非对企业投资额的补贴比例。 但支持期尚未结束，并不意味着企业能够持续取得抵免。法案新增的被禁止外国实体及“实质性援助”等限制，可能先于法定退坡影响企业资格。若企业的实体属性、控制关系或材料采购等安排不符合适用要求，即使已经在美国建厂，也可能在2030年之前就失去相关45X抵免资格。因此，美国制造项目不能只按照法定退坡时间表测算收益，还需要评估持续合规能力，以及无法取得抵免时的成本、现金流和偿债压力。 另一项隐患在于制造扩张与终端需求的时间错位。2028—2029年，符合条件的光伏制造产品仍处于45X全额支持期，但未满足2026年7月开工截止条件、且未能在2027年底前投入使用的适用项目，将受到45Y、48E提前终止条款影响。如果工厂产能在这一阶段集中释放，而部分项目采购已提前兑现或因收益承压而延后，本土制造业可能出现产能增长快于新增订单的情况。此前已满足开工条件的项目仍有相对更长的窗口，不能据此推导为2028年美国光伏需求统一中断。 SMM认为，贸易保护与制造激励能够改善美国本土生产的竞争条件，但不能保证所有工厂持续盈利。若上游采购成本抬升、抵免资格受限或产能利用率不足，即使进口竞争受到约束，本土企业仍可能面临利润压缩。后续评估美国制造项目，应同时关注抵免的法定支持期、企业实际领取资格，以及产能释放与项目采购能否匹配。 2027年抢装有时间约束，也有收益率约束 美国制造端保护加强，并不意味着终端需求能够同步扩大。项目端还面临抵免期限变化、设备涨价、融资及并网等约束，政策对供应和需求的影响并不完全同向。 按照现行安排，2026年7月4日之后开工的适用光伏项目，需要在2027年12月31日前投入使用，才能避免45Y、48E相关提前终止条款的影响。此前已满足开工条件的项目，时间窗口相对更长，但仍需满足连续建设等要求。签订合同、支付订金或购买组件，并不当然等于满足开工条件。 因此，2027年存在部分项目加快采购、施工和交付的动力，但不能将所有美国项目都计入同一轮抢装。居民自有系统的25D抵免结束，也意味着户用需求不能直接套用集中式项目的采购逻辑；第三方持有项目是否适用其他抵免，则需另行判断。涉及联邦土地的许可安排及各地区并网进度，也可能影响实际交付，但不能据此认定美国光伏项目普遍停建。 48E属于项目投资税收抵免，并不能直接免除关税。对开发商而言，真正需要测算的是：在计入适用抵免及本土含量加成后，设备采购、融资、施工及延期风险是否仍能被项目现金流覆盖。如果税后收益率仍达到投资门槛，时间约束将推动提前锁单；如果成本上涨侵蚀收益，或无法按期投入使用，项目也可能重新议价、延期或取消。 全球产能重新分配，非美市场不一定能够承接全部转移供应 在多重限制下，对美供应链的调整不会只是从一个低成本国家平移到另一个国家。菲律宾等尚未被本轮三国双反覆盖的产地，可能承接部分真实制造投资和合规订单，但完整产业链配套、可追溯产能及客户认证仍需时间建立。发货地不等于原产地，第三国使用涉案电池片完成组装仍可能受到既有措施约束；符合新产地资格也不自动免除232，出口快速增长后还存在被追加贸易调查的风险。 对原有东南亚及其他境外工厂而言，转向非美市场同样需要重算竞争力。在多数没有同等限制的市场，中国组件仍拥有供应链、产品选择和价格优势。原计划输美的电池片和组件若集中转向欧洲、中东、南亚、非洲和南美，可能增加当地供应并压低成交价格，但实际消化能力仍取决于需求、认证、本地化要求及交付条件。 部分境外工厂可以依靠特定航线、区域客户、本地交付和小批量响应能力争取订单，但这些优势应逐市场判断，不能笼统视为所有境外产能都具有运输距离优势。未来产能投资需要同时比较美国市场的合规溢价与非美市场的价格竞争，单一输美出口基地的经营风险正在上升。 SMM观点：上游供给、实际成本和项目收益，将决定政策后的市场格局 第一，双反已覆盖亚洲多个主要低成本晶硅光伏生产基地，232及最低进口价格又将扩大约束范围，单纯依靠第三国加工或转运维持低价输美的商业空间将进一步收窄。能够持续供应美国的产能，需要具备清晰、真实的原产资格、完整供应链追溯能力及可承受的适用税负，或者在美国建立符合相关要求的制造能力。判断美国供应能力，不能只看组件名义产能，更需要关注硅片和电池片的合规有效供给；若终端需求保持韧性，上游供应缺口及价格弹性可能大于组件。与此同时，原计划输美产品转向非美市场，可能继续加剧其他地区的价格竞争。 第二，组件端的核心变量仍是实际采购成本。进口组件叠加适用双反、232价格机制、物流和融资费用后，若成本高于美国本土产品，本土产能将更有条件优先承接美国需求。但美国组件厂仍较多依赖进口电池片，其成本同样受到上游价格门槛影响。因此，不能只比较进口组件税率，还需比较本土制造的电池采购成本、抵免兑现能力及最终交付价格。 第三，2027年可能出现阶段性抢装，但主要针对未满足2026年7月开工截止条件、需要在2027年底前投入使用以保留相关抵免资格的项目；此前已满足条件的项目仍有相对更长的窗口。48E及适用本土含量加成能够支持项目收益，却不能直接免除关税。若税后净收益仍具吸引力，抢装需求能够支撑采购；若设备涨价、融资成本和延期风险超过项目承受能力，需求也可能转为延期或取消。 还需警惕制造端支持与项目端需求的时间错位。45X光伏制造抵免的法定退坡自2030年开始，但企业可能因实体或供应链资格限制更早失去抵免；2028—2029年制造支持仍在，也不代表终端采购能够同步扩张。若本土产能释放快于订单增长，企业仍可能面对利用率下降和利润压缩，不能将贸易保护直接等同于长期盈利保障。 总体来看，美国正在强化本土制造保护，同时提高进口及项目合规要求。政策能够改变供应来源，却不能消除成本与需求之间的约束。全球光伏企业未来的竞争，将更取决于合规上游供给、实际交付成本和项目兑现能力，而非单纯选择一个暂未被列入双反名单的生产地。 SMM将持续跟踪双反后续裁定、232执行安排、供应链与设备准入规则、美国硅片及电池片投产进度，以及2027年项目采购和交付节奏。 数据来源：SMM。政策状态截至2026年9月21日；具体产品适用范围、企业税率及执行日期需结合后续安排持续核对。  

本周全球主要光伏组件市场继续呈现区域与产品分化。中国港口FOB价格涨跌互现，但整体波动有限；东南亚部分规格价格小幅抬升，实际成交增量仍然偏少；欧洲需求修复有限，市场主要消化存量订单，并通过个别中长期项目让利锁单；印度DCR组件价格保持稳定，非DCR组件则在前期备货需求降温后小幅回落。 整体来看，市场回暖预期正在改善卖方心态，企业普遍降价促销的意愿有所下降，但需求尚不足以支撑全面提价。当前市场仍延续“成本限制降价空间、订单决定实际成交”的运行逻辑，高功率产品与常规产品、政策型市场与市场化项目之间的价格分化进一步显现。 中国港口FOB：高功率产品购买意愿提升，价格仍以窄幅波动为主 周初组件厂商多沿用上周报价，并继续观察需求恢复情况。随着市场对第四季度需求回升的预期增强，企业通过普遍降价促进出货的意愿不高；但实际成交仍偏弱，供需双方以及组件企业之间的价格博弈持续，部分订单仍存在针对性让利。 分产品来看，面向国际高端市场的TOPCon 3.0产品购买意愿逐步提升。部分企业通过调整TOPCon 2.0与TOPCon 3.0之间的价差，推动高功率产品出货。按本周价格区间中值计算，高功率TOPCon G12R组件较常规G12R产品保持约7.0%的溢价，反映出高效率和高功率档位的产品价值，但溢价能否持续扩大仍取决于终端项目对全生命周期收益的认可程度。 市场极低报价较前期有所回收，说明部分企业继续下探价格的意愿下降；不过，在订单竞争仍然激烈的情况下，不排除部分二线企业继续通过低价争取客户。M10产品报价上沿较上周回落0.001美元/W，其他主要规格整体变化不大，也表明当前市场尚未形成一致的价格方向。 短期内，中国港口FOB价格预计仍将维持窄幅波动。后续核心观察点是10月订单能否按计划启动，以及TOPCon 3.0产品的询价能否转化为规模化成交。如果订单释放不及预期，厂商之间的低价竞争仍可能重新加剧。 东南亚：询价改善但采购增量有限，TISI供应缺口逐步收窄 本周东南亚组件市场延续低位窄幅波动，马来西亚、泰国和越南部分规格的报价下限小幅抬升。区域询价活跃度有所改善，但实际成交增量仍然有限，买卖双方继续围绕价格展开博弈。 按三种主要版型的区间中值简单平均，马来西亚TOPCon组件均价约为0.1128美元/W，泰国约为0.1120美元/W，越南约为0.1100美元/W。马来西亚平均价格较越南高约2.6%，但当地虽已出现部分采购需求，总体成交规模仍然偏低，尚不足以推动区域价格普遍上行。 越南与印度尼西亚整体延续上周行情，供需格局变化有限。泰国市场的短期关注重点仍是TISI认证进展。据SMM调研，已有部分供应商陆续取得认证。随着获证企业增加，认证切换造成的阶段性供应缺口预计逐步收窄，后续价格走势将更多回归项目需求、品牌竞争和交付成本本身。 欧洲：存量订单支撑交付，高功率产品关注度提升 本周欧洲组件需求修复幅度仍然有限，交易继续以存量订单交付为主。部分组件企业针对个别百兆瓦级中长期项目提供让利，以锁定预计于2027年交付的订单。这类订单能够改善企业远期订单能见度，但并不代表欧洲现货需求已经全面恢复。 分销市场对高功率TOPCon组件的关注度逐步提升，后续需要观察终端对效率溢价的实际接受程度。常规组件仍处于明显的价格博弈阶段，成交价格继续维持相对低位。 从鹿特丹仓库价格结构看，分布式G12R 48版型较集中式G12R 66/72版型保持约9.3%的均价溢价，体现小版型产品在屋顶及特定分布式场景中的规格价值；分布式与集中式G12R 66/72版型之间的均价差约为2.5%，同规格产品在不同应用场景中的价差仍然较窄。葡萄牙和希腊仓库价格则继续较鹿特丹高约2.2%—2.4%，反映区域物流及本地交付溢价。 短期内，欧洲市场的关键仍是第四季度项目询价能否转化为新增签单。若需求释放不及预期，组件企业和渠道商为争夺有限订单，市场仍可能回归价格竞争。 印度：非DCR备货需求降温，出口型产能面临政策不确定性 本周印度DCR组件价格保持稳定，非DCR组件价格小幅回落。按区间中值计算，DCR TOPCon组件均价约为0.245美元/W，非DCR均价约为0.1435美元/W，DCR组件仍保持约70.7%的溢价。非DCR均价较上周下降约1.4%，显示前期集中备货需求降温后，市场高位支撑开始减弱。 此前受美国Section 232相关政策预期影响，印度非DCR组件市场出现阶段性备货。随着抢货需求降温，终端对高报价的接受能力重新成为价格约束。 与此同时，美国商务部已公布对印度晶硅光伏电池片和组件反倾销、反补贴调查的终裁结果，美国国际贸易委员会计划于10月14日作出最终产业损害裁定。只有在肯定性裁定后，美国商务部才会发布相应税令；若裁定为否定，调查将终止。因此，该案首先影响的是印度面向美国市场的出口型非DCR产能及订单预期，并不直接决定印度本土DCR项目需求。DCR组件后续表现仍需重点关注印度国内政策型项目采购、库存去化及本土供应节奏。 库存方面，印度DCR组件库存约为13.453GW，仍处于较高水平；电池片库存约为4.28GW。高库存继续限制DCR组件价格的上行空间。若本土项目采购未能明显加快，组件企业仍可能通过调整排产、优化产品结构或增加订单竞争控制库存。 后市判断：10月订单启动情况将检验需求修复成色 短期来看，中国组件企业继续大幅降价的意愿已经减弱，但当前需求尚不足以支持价格全面上涨。常规TOPCon产品预计维持窄幅波动，高功率TOPCon及BC产品则将继续围绕效率溢价、品牌和项目适配能力呈现分化。 此外，按照相关政策执行排期，部分已签订但计划于2027年第一季度及第二季度交付的项目，预计将逐步受到电池环节消费税带来的新增成本影响。为避免远期订单在交付阶段出现成本倒挂，组件企业可能提前上调远期报价，或在合同中增加价格调整机制，相关交付项目存在一定的涨价动力。 东南亚市场需要关注年底安装需求是否按期释放，以及泰国TISI认证供应商增加后，阶段性供需缺口能否平稳收窄。若采购增量仍然有限，局部报价抬升可能难以转化为区域主流成交上涨。 欧洲市场需关注高功率产品询价、2027年交付项目锁单及第四季度新增签单。个别大项目让利能够提高订单能见度，但也表明项目方仍掌握较强议价权。 印度市场则需区分本土DCR需求和面向美国的非DCR出口逻辑。非DCR价格短期可能继续受到备货需求消退及美国贸易政策不确定性的影响；DCR市场能否改善，仍取决于印度本土项目采购和高库存去化速度。 总体而言，海外组件市场仍将延续“价格波动有限、区域表现分化、产品结构升级、实际订单主导”的运行格局。 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。

近年来，印尼能源转型进程明显提速。随着政府提出更积极的可再生能源发展目标，叠加矿业低碳化、岛屿型电力系统改造、浮体光伏项目落地以及本土制造体系建设推进，印尼光伏、储能及微电网市场的长期发展空间正在进一步打开。 SMM在近期参加印尼关键金属大会（ICM）及其煤炭与能源转型专题论坛期间，与当地光伏企业、储能及能源系统解决方案企业、矿端相关企业、行业协会，以及印尼国家电力公司PLN相关人士交流后了解到，当前印尼能源转型并非单纯由光伏装机目标驱动，而是正在逐步从“政策规划”走向“具体应用场景”。其中，矿区能源转型、弱电网及离网场景、浮体光伏、本地化组件制造、储能系统以及绿电和碳管理需求，正在成为印尼新能源市场发展的主要线索。 政策目标明确，但短期落地仍受电网与项目机制制约 从政策方向来看，印尼政府对可再生能源的支持力度正在提升。无论是长期的光伏装机目标，还是PLN相关电力规划，都显示出印尼希望通过太阳能、水电、地热、风电及储能等方式改善能源结构，并逐步降低对传统化石能源的依赖。 不过，从实际市场反馈来看，印尼能源转型仍处于“目标明确、落地谨慎”的阶段。印尼是典型的群岛国家，主电网主要覆盖爪哇和巴厘岛，其他许多岛屿仍更多依赖微电网、自备电或柴油发电系统。如果将远端岛屿或矿区全部接入主电网，不仅建设成本较高，也会面临较大的输配电损耗。因此，电网条件成为印尼新能源项目落地过程中最核心的现实约束之一。 与此同时，项目审批、土地协调、融资条件、PPA机制、本地化要求以及PLN项目执行节奏，也会影响光伏及储能项目的实际推进速度。部分企业认为，印尼中长期市场潜力明确，但短期不会出现简单快速放量，项目落地仍需要政策、电网、资金和终端需求共同配合。 矿端能源转型成为最具确定性的增量场景 与普通地面光伏项目相比，矿区及工业用能场景正在成为印尼能源转型中更具商业逻辑的方向。印尼拥有丰富的镍、铜、铝土矿、硅石等矿产资源，矿区及冶炼项目往往分布在苏拉威西、加里曼丹等电网基础相对薄弱的区域。部分矿区长期依赖煤电、柴油或自备电厂，电力成本较高，同时也面临传统能源价格波动和碳排放压力。 从企业交流情况来看，矿区能源转型已经不再只是环保要求，而是同时关系到能源安全、成本控制、出口竞争力和下游客户准入。对于镍、铜等关键金属企业而言，未来出口至欧洲、日本、韩国等市场时，产品碳足迹、ESG要求、电池护照及潜在碳成本都可能成为重要约束。矿企如果能够提高绿电使用比例，将有助于降低单位产品碳排放，并提升其在国际供应链中的竞争力。 在这一背景下，光伏、风电、储能、柴油备份及微电网控制系统的组合方案，正在成为矿端能源转型的重要路径。对于弱电网或无电网地区，风光储系统不仅可以降低综合度电成本，也可以提升供电稳定性，减少矿企对柴油和外部电网的依赖。 微电网与储能是印尼新能源发展的关键支撑 印尼能源转型的难点并不只是“建多少光伏”，而是如何让可再生能源在复杂电网环境下稳定运行。由于岛屿分散、负荷结构复杂、部分区域电网强度不足，单纯依靠光伏组件并不能解决全部问题。储能系统、PCS、EMS、逆变器、变压器及智能调度能力，将成为项目能否稳定运行的关键。 SMM认为，印尼市场具备较大的可再生能源发展潜力，但其电网结构相对复杂，许多项目并不是简单安装单一设备即可解决，而是需要综合考虑系统匹配、电网稳定性、长期运维及本地交付能力。对于弱电网、微电网及浮体光伏项目，一体化系统解决方案有助于减少不同设备之间的适配问题，提高系统稳定性和服务响应效率。 同时，SMM在企业交流中了解到，未来印尼矿业能源系统将逐步从单一设备采购，走向“风光储 + AI + 碳管理”的综合解决方案。尤其是在风电和光伏出力存在波动的情况下，AI能力可用于气象预测、发电侧调度、用电侧匹配及系统运行优化，从而提升新型电力系统的经济性和稳定性。 因此，印尼新能源市场未来的竞争重点，可能不再只是组件、逆变器或储能电池的单一价格竞争，而是系统集成能力、弱电网适应能力、长期运维能力和本地交付能力的综合竞争。 浮体光伏有望成为印尼特色应用场景 除了矿区能源转型，浮体光伏也是印尼市场值得关注的重要方向。印尼岛屿众多，水库及水体资源较为丰富，同时部分地区也面临土地资源受限的问题，使浮体光伏具备较强的应用基础。近年来，Cirata等大型浮体光伏项目的落地，已经为印尼后续同类项目提供了示范作用。 据SMM了解，2026年印尼仍有多个浮体光伏项目正在推进，其中包括Karangkates floating project，规模约130MWdc；以及Saguling floating project，规模约92MWdc。上述项目均涉及TKDN 4.0 豁免，也反映出在本地化供应能力、项目执行周期及组件技术选择之间，印尼浮体光伏市场仍需要在政策要求与项目落地效率之间进行平衡。 从项目需求来看，大型浮体光伏对系统方案的要求较高，需综合考虑组件效率、逆变器选型、线缆成本、浮体系统、运维便利性及长期稳定性。相比普通地面项目，浮体光伏对单位面积发电能力、设备可靠性及系统集成能力要求更高，因此高效组件、集中式逆变器、储能及智能运维方案均有望在该类项目中获得更多应用机会。 整体来看，浮体光伏有望成为印尼新能源市场中较具代表性的应用场景之一。一方面，其能够缓解部分项目的土地约束；另一方面，也有助于推动高效组件及系统化解决方案在印尼市场的应用。不过，后续项目放量仍需关注本地化政策执行、项目审批、并网条件及融资安排等因素。 TKDN本地化要求推动本土制造，但成本溢价仍明显 印尼能源转型的另一条主线是本地化制造。随着TKDN本地化要求持续推进，印尼政府及PLN相关项目对本地化组件的需求正在上升，本地组件制造企业在政府项目和强制本地化项目中具备一定市场空间。 据SMM了解，2026年印尼部分政府及PLN相关项目将逐步进入执行阶段，其中约1.2GW项目需求与TKDN 4.0本地化含量要求密切相关。由于相关项目需要使用符合TKDN要求的组件，本地化组件需求仍主要由政府项目、PLN项目及强制本地化应用场景驱动。 来源：SMM 不过，从价格体系来看，本地TKDN组件价格明显高于中国进口组件。根据SMM调研，10MW以上项目的TKDN组件价格约为14.5美分/W，小规模项目价格可能达到约16美分/W。通常TKDN含量约40%的组件相比中国进口组件价格高出约20%–30%。这一溢价主要来自本地制造成本、供应链配套不足、技术效率差异以及政策定价机制。 SMM认为，印尼本地组件并不是完全与中国进口组件直接竞争，而是更多服务于政府项目、PLN项目及强制本地化要求较高的应用场景。未来印尼组件市场可能逐步形成两套价格体系：一套是以进口高效组件为主的市场化价格体系，另一套是以TKDN组件为主的本地化项目价格体系。对于价格指数和市场研究而言，区分本地TKDN组件价格、进口组件价格及二者之间的溢价，将变得越来越重要。 印尼TKDN限制对于光伏发展究竟是利是弊？ 印尼能源转型的另一条主线是本地化制造。随着TKDN本地化要求持续推进，印尼政府及PLN相关项目对本地化组件的需求正在上升，本地组件制造企业在政府项目和强制本地化项目中具备一定市场空间。 据SMM了解，目前中国TOPCon组件FOB价格约为0.110美元/W，出口至印尼的TOPCon组件CIF价格约为0.114-0.12美元/W。相比之下，印尼本地TKDN组件价格整体明显更高，其中TKDN 25% TOPCon组件价格约为0.130美元/W，TKDN 40% TOPCon组件价格约为0.150美元/W，TKDN高于40%的TOPCon组件价格则可达到约0.185美元/W。 从价格差异来看，TKDN 25%组件较中国CIF印尼组件价格溢价相对有限，约为5%左右；但随着本地化含量要求提升，成本溢价明显扩大。TKDN 40%组件较中国CIF印尼组件价格高出约21%，而TKDN高于40%的组件价格则较中国CIF印尼组件价格高出约49%。这一差异主要来自本地制造成本、供应链配套不足、产线规模效应有限、技术效率差异以及政策定价机制等因素。 来源：SMM 短期来看，TKDN要求有助于提升印尼本地组件产能利用率，推动电池、组件、玻璃、铝边框及其他辅材环节在当地形成更完整的制造配套，也有助于重塑印尼光伏制造链和本土就业体系。 但从项目经济性角度来看，TKDN限制也会对印尼未来光伏发展带来一定成本与收益平衡挑战。一方面，本地化要求能够增强印尼光伏供应链自主性，提升本土制造能力，并为政府项目和PLN项目提供本地产业支撑；另一方面，较高的TKDN组件价格会推高项目初始投资成本，并可能影响部分项目的PPA价格、投资回报周期及终端开发积极性。 SMM认为，印尼本地组件并不是完全与中国进口组件直接竞争，而是更多服务于政府项目、PLN项目及强制本地化要求较高的应用场景。未来印尼组件市场可能逐步形成两套价格体系：一套是以进口高效组件为主的市场化价格体系，另一套是以TKDN组件为主的本地化项目价格体系。对于印尼能源转型而言，TKDN政策能够推动制造链本地化重塑，但若成本溢价长期维持在较高水平，也可能对光伏项目放量速度形成一定约束。因此，如何在本土制造收益与项目开发成本之间取得平衡，将成为印尼光伏市场后续发展的关键问题。 矿业低碳化将推动“绿电 + 碳管理”需求上升 在关键金属产业链中，能源转型的意义正在从“降电费”延伸至“降碳足迹”。尤其是在镍、铜、硅石等矿产资源开发过程中，未来终端客户可能会越来越关注原材料生产过程中的电力来源、碳排放强度及可追溯性。 远景能源在交流中提到，其优势不仅在于提供绿色电力系统，也在于碳管理能力。通过基于物联网平台的碳管理系统，企业可以对开采、冶炼、生产过程中的端到端碳排放进行核算，并进一步分摊至单位产品碳足迹。相比传统Excel静态核算，实时追踪系统更有助于企业对接认证机构，缩短认证周期并降低认证成本。 对于印尼矿企而言，未来低碳能力可能不仅影响生产成本，也会影响产品进入国际市场的能力。随着下游电池、汽车及金属消费企业对低碳原料要求提高，印尼矿企对绿电、储能、碳管理和可验证绿色电力的需求有望持续增加。 SMM观点：印尼能源转型将从“装机目标”走向“系统解决方案” 整体来看，印尼能源转型正在从政策目标驱动，逐步走向矿端、岛屿、浮体光伏及工业园区等具体场景落地。短期来看，印尼光伏市场仍面临电网接入、项目融资、PPA机制、本地化要求和项目执行节奏等限制，实际装机释放仍需时间。但中长期来看，印尼特殊的岛屿结构、丰富的矿产资源、高成本自备电场景以及下游低碳供应链要求，将持续为光伏、储能、微电网和碳管理系统创造需求。 未来印尼新能源市场的核心竞争力，或将不再局限于单一组件价格，而是转向更综合的系统能力。对于新能源企业而言，谁能够提供适应弱电网、离网、浮体光伏和矿区负荷特征的一体化解决方案，谁就更有机会在印尼能源转型中获得长期市场份额。 对于SMM而言，后续印尼市场研究也需要从传统组件价格进一步延伸至TKDN组件溢价、本地制造成本、浮体光伏项目进展、矿区绿电需求、储能系统成本、微电网配置、低碳矿产出口要求以及硅石、石英砂等上游原料价格体系。随着印尼能源转型进入更实际的项目落地阶段，价格透明度、成本测算及数据服务的重要性将进一步提升。

2026年5月，欧盟在新能源领域对华采取了一系列限制性措施，其中与光伏、储能产业链直接相关。叠加自5月1日起生效的欧洲投资银行（EIB）、欧洲投资基金（EIF）对“高风险国家”逆变器项目的融资限制，中国光伏逆变器和储能企业的欧洲市场环境预计将出现明显变化。本次政策不同于其他国家以往以反倾销、反补贴等为代表的传统贸易壁垒，而是从项目融资准入、供应链审查、网络安全等维度构建非关税壁垒，针对性更强，影响范围更广。 一、EIB/EIF逆变器融资限制的核心政策内容 （一）政策覆盖范围与适用主体 欧盟委员会已决定限制EIB、EIF等机构为使用“高风险国家”逆变器的可再生能源项目提供资金支持。所谓“高风险国家”包括中国、俄罗斯、伊朗及朝鲜，理由为“网络安全风险”。 从覆盖技术范围看，该限制涉及全部可再生能源应用场景中的逆变器，即光伏、风电、储能三大板块均被纳入。需要特别指出的是，欧盟委员会文件明确将储能系统中的功率转换系统（PCS）纳入限制范围，这意味着所有依赖一体化PCS供应的欧盟资金支持储能项目均将受到影响。 从适用主体看，该限制不仅针对原产于上述四国的逆变器产品，同样适用于由这些国家的实体或个人所有或控制的公司，即便其生产基地位于欧洲本土。欧洲太阳能制造业理事会（ESMC）秘书长在公开表态中确认，该规定不存在按功率等级划分的豁免空间。无论是户用小功率逆变器、工商业组串式逆变器，还是大型项目用集中式逆变器，均一视同仁。该规则同样适用于连接至欧洲电网的北非、西巴尔干等周边地区项目。 （二）关键时间节点与建设中存量项目豁免 根据欧盟委员会发给金融机构的内部文件，核心时间安排如下： 2026年5月1日是金融机构向欧盟委员会通报所有在建项目储备清单的截止日期。 2026年9月1日为建设中存量项目（“祖父条款”）豁免的截止日。 2026年11月1日为项目成熟度判定的关键节点。只有在该日期前足够成熟、可获批通过的项目，才能适用祖父条款豁免。 值得关注的是，文件明确规定，对于尚处于早期阶段、仍有条件更换逆变器供应商的项目，即便已纳入金融机构通报清单，也不适用豁免条款。这一规则实质上要求项目在合规层面不存在调整空间时方可获得豁免，留给中国供应商的调整空间相当有限。 对于不接入或不计划接入欧盟电网的境外项目，高风险供应商逆变器须在2027年4月15日前完成淘汰。 （三）EIB新设20亿欧元专项融资额度 EIB已宣布设立一项规模为20亿欧元（约21.7亿美元）的专项融资额度，用于支持欧盟范围内的可再生能源项目。该资金同样不可用于含高风险国家逆变器供应商的项目。根据欧盟委员会披露，2025年EIB单独为欧盟约20%的光伏装机项目提供了资金支持。若按这一比例延续，本次限制对市场的实际影响不容低估。 （四）关键缓冲点：被动元件与功率半导体不在限制范围 欧盟委员会现阶段并未将逆变器所用的被动元件纳入审查范围。欧洲本土制造的逆变器，其高压直流—交流转换过程中使用的关键功率器件（IGBT、MOSFET等）仍可从中国厂商采购。 这一政策口径意味着，中国上游功率半导体厂商对欧洲逆变器制造业的供货关系暂未受到实质性冲击，该细分领域成为本次政策中相对明确的缓冲点。 （五）中方表态 中国商务部新闻发言人于5月7日明确表态：欧方在没有任何实际证据的情况下，首次将中国划定为所谓“高风险国家”，并以此为由禁止对使用中国逆变器的项目提供资金支持，这是对中国的污名化行为，且对中国产品构成不公平、歧视性待遇，中方拒绝接受并坚决反对。 中方进一步指出，欧盟此举将影响中欧互信，破坏双边经贸合作。中方将密切关注欧方政策影响，并采取必要措施维护中国企业正当权益。 二、对中国新能源产业的影响评估 据SMM调研，目前中国制造商在全球逆变器市场占据约80%的份额，欧洲是中国逆变器出口的第一大海外市场。从产品结构看，欧洲户用、工商业、大储市场的主流逆变器供应均高度依赖中国厂商。其中，头部中国企业在欧洲户用市场的市占率长期处于行业领先位置，大型项目用集中式与组串式逆变器在欧洲公用事业项目中亦占据较高份额。 SMM认为短期而言, 直接业务冲击相对有限。此次限制为"融资禁令",而非"进口禁令"。使用中国逆变器的项目仍可建设,只是无法获得 EIB、EIF 等欧盟资金支持。逆变器在大型光伏装机总成本中占比约 5%,对项目整体经济性影响有限。户用、工商业等非项目融资驱动的细分市场,在 EIB 融资范畴外的影响相对较小,但需注意 EIB 资金支持本身覆盖了大量分布式项目,实际影响范围可能比表面看到的更广。 中期看,渠道与品牌的挤出效应不容忽视,但替代供给的爬坡速度将决定实际冲击幅度。2025年,EIB 为欧盟约20%的光伏装机项目提供了融资,欧洲复兴开发银行(EBRD)以及德国 KfW 等管理欧盟资金的国家开发银行同样适用本次禁令。大型公用事业级地面光伏与独立储能项目也是中国头部企业的重要业务领域,后续将面临系统性的渠道收缩压力。需要强调的是,在禁令生效初期,欧盟项目开发商若被迫更换逆变器供应商,短期内将面临采购成本上升、交付周期延长、产品认证与系统适配重新测试等额外支出,这部分成本最终会反映在项目度电成本(LCOE)上。但从中期供给端看, 欧美厂商以及日韩供应商均已释放扩产信号,叠加欧洲本土企业借助 NZIA、CID 等政策获得的产能补贴,非中国逆变器的有效供给将随时间逐步提升。换言之,禁令对欧洲项目造成的成本冲击具有阶段性特征, 短期内压力较大,中期随着替代供给爬坡,边际冲击将逐步缓解 。这一供需动态平衡的实际节奏,取决于替代供应商的扩产进度与产品认证速度,目前业内对于2027年至2028年期间替代产能能否完全覆盖欧盟项目需求仍存在分歧。 储能 PCS 板块所受冲击程度可能高于光伏逆变器,主要原因有二。第一,欧洲大型独立储能项目对项目融资的依赖度显著高于户用光伏,而 EIB 等机构是欧洲独立储能项目的重要融资方。第二,亚洲供应商在欧洲市场推广的电池-PCS 一体化产品方案,因 PCS 受限将面临强制拆分或更换组件的合规压力,采购清单需重新调整,中国 PCS 厂商在大储市场的拓展节奏可能受到明显影响。值得指出的是,储能 PCS 的非中国替代供给当前尚不如光伏逆变器成熟,欧洲本土 PCS 厂商规模相对有限,这也是 PCS 受冲击程度更大的另一原因。 需要特别警惕的是,ESMC 秘书长的公开表态明确,即便中国企业在欧洲本土设立逆变器生产基地,只要该实体被认定为"中资所有或控制",依然受本次限制约束。这一政策口径使通过欧洲本地化生产规避限制的主要路径难以继续适用,中国企业在欧合规策略需重新评估。 三、补充背景：NZIA第28条指南要求光伏系统八项部件中至少四项非中国原产 本次EIB/EIF融资限制并非孤立动作。早于2026年1月，欧盟委员会已在《欧盟官方公报》发布《关于〈净零工业法案〉（NZIA）第28条实施的指南》，并自2025年12月30日起适用。该指南在面向居民、企业、消费者的购买补贴层面，建立了“可持续性与韧性贡献”评估框架。 针对光伏系统，指南通过海关编码明确了八项主要部件：光伏级多晶硅、硅锭、硅片、光伏电池、光伏玻璃、光伏组件、光伏逆变器、光伏跟踪器。指南明确认定，欧盟光伏系统对单一第三国（实指中国）的供应依赖度高达79%，触发韧性标准。 韧性标准采用“通过/失败”评分制，要求光伏系统须满足以下三个条件方可获得及格分： 第一，光伏系统不得在该高依赖性第三国（中国）组装。 第二，所列八项主要部件中，至少四项不得原产于该第三国。 第三，在上述四项中，光伏逆变器和光伏电池（或其等同物）必须非该第三国原产，光伏组件不得在该第三国组装。 换言之，该规则一方面对组件、电池、逆变器三大核心环节作出强制性原产地要求，即逆变器和电池强制非中国原产，组件强制非中国组装；另一方面，还要求八项部件中至少再有一项同样符合非中国原产要求，可在多晶硅、硅锭、硅片、光伏玻璃、跟踪器中任选。这意味着原产地核查不仅限于组件环节，更将穿透至多晶硅、硅锭、硅片等上游环节，中国企业在欧洲补贴市场的合规门槛显著抬高。 NZIA第28条覆盖户用与中小工商业分布式市场的补贴入口，与EIB/EIF融资限制覆盖的大型项目融资入口形成互补，共同构成对中国光伏全市场层级的政策约束。   来源：欧盟委员会 四、欧洲本土光伏产能替代面临现实障碍 欧盟此次系列限制措施的政策初衷之一，是为本土光伏与储能制造业争取替代空间。但从产业基础与成本结构看，欧洲在短期至中期内难以实质性补足光伏产业链产能缺口。 电力成本仍是制约欧洲光伏制造的核心因素之一。需要指出的是，2025年至2026年初，欧洲多个市场确实出现了较高频次的负电价时段。据欧盟统计局公开数据，2025年德国、法国、荷兰、西班牙等市场负电价小时占比已达约6%—9%，2026年一季度欧盟27国日前市场负电价小时数同比翻倍。但这一现象主要源于光伏与风电出力高峰时段的供需阶段性失衡，反映的是现货市场的边际价格，并不代表工业用户的实际综合用电成本。 从行业公开报告看，欧盟能源密集型工业用电的综合价格（年用电量超过150GWh的工业用户口径）在2025年仍保持高位，平均水平远高于中国与美国同口径数据，且这一差距已与2024年水平相近。对于多晶硅、硅锭、硅片等高耗能光伏上游环节而言，真正影响投资决策的是工业用电的综合成本，包含电价、税费、电网附加、长期供电稳定性，而非短时的现货负价格。负电价的出现反而反映出欧洲电力系统调节能力不足、市场价格波动剧烈的结构性问题，对长期重资产投资并非利好。 欧盟碳排放交易体系（EU ETS）对工业排放设有严格的配额与价格机制。光伏上游生产过程中电力消耗与间接碳排放较高，在EU ETS框架下，新建产能须承担相应的碳成本。叠加欧盟工业排放指令（IED）、化学品法规（REACH）等对硅料、硅片、电池生产中涉及的化学品使用与排放的严格限制，环保合规成本显著高于其他地区。这一矛盾在政策层面形成内在张力：欧盟一方面希望通过NZIA等政策推动本土光伏制造，另一方面其环保与碳排放约束又抬高了本土制造门槛。 产业配套不完整是另一核心障碍。完整的光伏产业链涉及多晶硅、硅锭、硅片、电池、组件、辅材（玻璃、背板、EVA/POE胶膜、银浆、边框）及核心设备。中国在过去十余年已形成全球最完整的产业配套生态，而欧洲在多个关键环节，尤其是N型硅片、电池设备等领域，缺乏成熟的本土供应链。 即便组件环节实现欧洲组装，核心部件与材料仍需依赖进口，产业链韧性的实际改善有限。从资本回报角度看，光伏产业链具有重资产、长周期、强周期特征。在中国厂商已实现规模化、低成本生产的背景下，欧洲新建产能须承担更高的单位投资强度，而产品售价又受到国际市场低价竞争压制。这种投入大、回报慢、风险高的结构，使欧洲资本市场对光伏制造项目的投资意愿不足。直至今日，欧洲已有多家本土光伏组件厂宣布停产或破产，反映出该问题的现实性。 值得关注的是，与欧盟相邻的土耳其正在成为欧洲光伏制造的现实承接地，但其产能扩张主体并非中国企业，而是土耳其本土厂商。土耳其于2024年推出HIT-30高科技投资激励计划，总规模约300亿美元，为光伏制造提供税收优惠与补贴。土耳其本土企业组件与电池片产能已占欧洲主体。 来源：SMM 土耳其的优势在于工业电价显著低于欧盟主要国家，劳动力成本较低，且与欧盟之间有关税同盟安排，产品进入欧盟享有税收便利。但需要明确的是，土耳其本土厂商的扩张并不等同于中国企业的产能转移，反而是土耳其在构建独立于中国的本土光伏制造体系。土耳其已于2024年与2025年两次大幅上调电池进口参考价（MIP），直接对中国电池片与组件出口至土耳其形成贸易壁垒。换言之，土耳其在欧盟光伏供应链中扮演的是“第三方替代供给者”的角色，而非中国企业的转口或规避渠道。这一格局预计将在后续对中国光伏出海构成新的挑战。 上述结构性障碍意味着，即便欧盟通过EIB融资限制、NZIA第28条、可再生能源拍卖非价格标准等多重政策推动本土替代，在2027年至2028年甚至更长时间内，欧洲市场对中国光伏产品，尤其是上游硅片、电池的实际需求，仍难以被欧盟本土供给完全覆盖。 中国企业若选择直接在欧盟境内建厂以满足原产地要求，将面对欧洲本土生产同样存在的成本与监管压力，高电价、碳成本、环保合规要求等问题不会因投资主体的国别而改变。结合本次EIB/EIF限制中“中资控制实体不予豁免”的明确规定，在欧盟境内建厂这一路径的实际合规价值进一步下降。 五、SMM观点 第一，政策溢出风险需要高度警惕。欧盟此次以网络安全为切入点，绕开了WTO框架下传统的反倾销、反补贴工具，以融资排他作为新型限制手段。这一模式存在被其他经济体效仿的可能，中国逆变器企业在北美、英国、澳大利亚等市场或将于日后面临类似审查压力。 第二，存量项目可豁免空间有限，存量项目交付周期紧迫。从欧盟委员会设定的5月1日、9月1日、11月1日三个关键节点看，真正能够通过祖父条款保留中国逆变器的项目，必须在2026年11月1日前达到足够成熟度，且不存在更换供应商的空间。符合这一条件的项目数量预计相对有限。中国企业应尽快摸清欧洲在建项目的具体进度，并争取在合规框架下完成存量交付。 第三，NZIA第28条对组件、电池、逆变器三大环节构成同步压力。指南将组件不得在中国组装、电池和逆变器不得原产于中国列为强制性条件，意味着中国光伏产业链中最核心的三个环节在欧洲补贴市场同步面临准入门槛抬高。叠加八项部件中至少四项非中国原产的要求，中国一体化龙头企业过去依靠“全链条覆盖”形成的竞争优势，在欧洲补贴市场反而可能逐步成为合规劣势。 第四，储能PCS板块所受冲击大于光伏逆变器。欧洲大型储能项目对项目融资的依赖度显著高于户用光伏，叠加电池—PCS一体化产品方案受到合规拆分压力，中国PCS厂商在欧洲大储市场的拓展节奏可能受到明显影响。后续需重点关注一体化方案在欧洲市场的落地变化与订单兑现情况。 第五，欧洲境内建厂路径的合规价值明显下降，中资控制实体认定是关键风险点。ESMC秘书长公开表态明确，即便中国企业在欧洲本土生产逆变器，只要被认定为“中资控制”，同样不可获得EIB资金支持项目的订单。这一规则使过去常用的“在欧建厂规避政策”路径难以继续适用。中国企业的合规策略须重新设计，股权结构重塑、合资品牌运作等方式的有效性也面临“实质控制”穿透审查的考验。 第六，功率半导体与被动元件不受限，是上游环节的明确缓冲点。本次政策未涉及IGBT、MOSFET等关键功率器件的采购限制，中国上游功率半导体厂商对欧洲本土逆变器制造商的供货关系暂未受到实质性冲击。该细分领域是中国上游企业在欧洲市场少数明确未受影响的环节，相关厂商可重点跟进欧洲本土逆变器制造商扩产带来的器件需求增量。 第七，欧洲本土产能替代的现实约束，只能为中国企业提供有限缓冲。欧洲高工业电价、严格碳排放约束、产业配套不足等结构性问题，决定了欧盟境内本土产能扩张速度有限，也意味着政策目标与产业现实之间存在落差。但需要注意，土耳其等周边国家本土厂商的产能扩张正在快速填补这一缺口，中国企业可利用的调整时间可能短于预期。 第八，中方反制措施范围可能进一步扩大。中国商务部已就EIB融资限制明确表态“将采取必要措施”。后续可能的反制方向包括稀土与多晶硅出口管控、对欧盟产品的反倾销与反补贴调查、WTO争端解决机制下的法律行动等。截至目前，欧盟委员会尚未发布EIB/EIF融资限制的官方指导方针正式文本，后续执行口径中对“中资控制”的具体判定标准、被动元件审查是否扩围等关键细节仍需密切跟踪。

霍尔木兹海峡作为全球核心能源通道，承载着全球约百分之二十一的石油贸易量。东南亚地区约百分之六十的石油进口高度依赖中东，使得高度依赖化石燃料发电的东南亚国家在此次危机中首当其冲。进入2026年，中东地缘冲突升级导致的航道受阻，已在该地区引发了真实的能源与通胀危机。国际油价飙升直接冲击了菲律宾的电力供应，该国超过一百二十万离网家庭面临长达八至十六小时的轮流停电风险，电网备用容量不足引发了实质性的能源危机。在中南半岛，化石能源输入性通胀更为极端。受国际供应链断裂影响，柬埔寨国内柴油零售价格较冲突前飙升了百分之八十四，常规汽油价格上涨百分之四十一点五。相邻的老挝同样遭受重创，由于单月燃油进口成本激增百分之九十九点七，老挝3月份的通货膨胀率被推高至百分之九点七，创下十一个月以来的新高。 在极端油价情景（如 150美元/桶 ）下，由于燃料成本在燃油发电成本结构中的主导地位，以柴油或重油为主的发电体系其度电成本可能突破 0.15–0.20美元/千瓦时 。与此同时，根据 International Renewable Energy Agency(IRENA)  的测算，全球大型地面光伏电站的加权平均 LCOE 已降至约 0.043美元/千瓦时 。在这一成本结构对比下，光伏发电不仅确立了显著的经济性优势，也进一步强化了其在全球能源体系中的战略地位。 布伦特原油期货: 2026年4月21日 数据来源：Investing.com 光伏：能源危机中的结构性价格对冲工具 为量化评估光伏发电在能源危机中作为价格缓冲工具的真实效用，以2026年3月1日至17日为统计窗口期，在实际具备当前光伏发电装机容量的情景下，欧盟额外化石燃料进口成本的实测值为60亿欧元 （数据来自Solar Power Europe）。根据对比假设模型，若剔除系统中的光伏发电增量，同期额外进口成本将直接攀升至79亿欧元。实证数据表明，在危机爆发初期的十七天内，光伏发电为欧盟实际抵消了约十九亿欧元的额外化石燃料进口支出，日均对冲成本高达1.12亿欧元，总体化石能源进口成本降幅达到32%。进一步的极端情景压力测试揭示了光伏替代效益的非线性放大特征。以2026年3月中旬天然气预期价格为基准，欧盟本年度光伏发电可节省约346亿欧元的进口成本；而一旦天然气进入价格翻倍的极端飙升情景，光伏的成本对冲效益同步放大至约675亿欧元。远期预测显示，至2030年该替代效应累计可节省最高达1700亿欧元的财政支出。这套实证逻辑完全适用于高度依赖外部能源供给的东南亚市场，即地缘能源危机的烈度越高，光伏资产抵御输入性通胀的经济学乘数效应越明显。 数据来源：SolarPower Europe 东南亚光伏装机现状与最新政策目标空间 目前区域内各国光伏累计装机规模差异显著，整体呈现出“少数领先市场 + 多数早期市场”的格局。光伏装机主要集中在越南、马来西亚、菲律宾与泰国等先行国家，而部分人口规模较大的经济体光伏发展仍明显滞后。 数据来源：IRENA，经SMM模型加工 越南装机规模领先但发展进入调整阶段。 2019至2021年补贴电价政策推动光伏装机在短期内爆发式增长，使越南成为东南亚最大的光伏市场。然而电网基础设施建设明显滞后，部分地区长期存在限电问题。补贴结束后新增项目明显放缓，目前市场主要等待新的购电协议机制与电价政策落地。 菲律宾需求快速增长，分布式市场爆发。 菲律宾长期处于亚洲电价最高水平之一，高电价显著提升了工商业用户自发自用光伏的经济性。近年来随着绿色能源拍卖机制推进以及企业购电协议逐步普及，光伏项目储备规模快速扩大，成为东南亚增长潜力最为突出的市场之一。 其他市场如印度尼西亚装机规模与经济体量明显不匹配。 作为东南亚最大的经济体，印度尼西亚光伏累计装机规模仍处于较低水平。煤电在电力结构中的主导地位以及政府针对光伏项目实施严格的区域配额制度削弱了光伏竞争力，同时电网输电时的稳定性及运输问题也在一定程度上抑制了光伏市场的发展。 能源安全压力推动区域政策加速调整。 在中东局势紧张及霍尔木兹海峡运输风险上升的背景下，国际油气价格波动加剧，东南亚高度依赖能源进口的结构性风险再次凸显。在此情况下，多国相继上调可再生能源发展目标，并通过扩大光伏招标规模、完善购电协议机制及推出税收激励等措施，加快能源结构转型并降低对化石能源的依赖。 图：各国可再生能源目标 为达成宏观能源转型目标并加速缓解当前的地缘能源压力，东南亚各国在政策倾斜、行政审批与资金引入方面采取了实质性的破局行动。例如，菲律宾政府近期集中加速了22个可再生能源项目的行政审批进程，其中包含12个核心光伏项目；同时，越南中部嘉莱省于近期也正式批准了总价值达1.9亿美元的专项投资项目；柬埔寨政府更是于2026年4月1日起正式执行针对太阳能系统、锂电池及相关可再生能源设备的零关税政策，旨在通过降低进口成本直接刺激市场需求。这些微观层面的加速信号，印证了各国正试图利用政策红利撬动产业资本。目前各主要经济体的宏观装机进度与最新官方规划如下表所示。 高比例光伏渗透下的电力系统结构性矛盾 尽管地缘危机提供的外部推力与各国最新修订的宏观政策均指向光伏产能的大规模扩张，但东南亚光伏能源转型的实际落地速率，根本上受制于光伏高比例渗透与各国国家电力体系传统商业模式之间的系统性矛盾。这一冲突主要在三个维度集中爆发。其一是终端售电收入的存量剥夺效应，工商业及居民分布式屋顶光伏的自发自用模式，直接削减了高价值用户对公共电网的净购电量。如在菲律宾市场，由于终端电价高企引发工商业装机爆发，这一趋势已对国家电网公司NGCP及下游配电商的售电体量和营收利润表构成了实质性下行压力。其二是日内负荷曲线异变对电价套利机制的破坏，集中式光伏的出力高峰强制重合于日间高负荷时段，随着并网规模扩大，大量零边际成本的电力注入电网，直接将原本的高峰电价抹平甚至打成负值。这一效应严重侵蚀了高度依赖峰时溢价获利的传统国家电力公司的盈利根基。其三是系统调节冗余成本的外部化错配，光伏出力的强间歇性与波动性，迫使电网必须额外配置大规模的调峰机组、储能设施以及旋转备用容量。目前这些高昂的辅助服务投资与电网柔性化改造成本几乎完全由国有电网企业单方面承担，在缺乏完善的过网费或容量电价向发电侧及用户侧进行成本疏导的背景下，加剧了电网主体推进光伏并网的消极态度。 结论与展望：政策调控决定转型进度 霍尔木兹海峡的持续封锁及引发的区域性能源短缺与通货膨胀，对东南亚能源结构实施了一次无差别的压力测试。从老挝的通胀飙升到菲律宾的电网危机，结合欧洲在同类危机中的成本节约实证，充分验证了光伏发电已跳脱纯粹的气候保护范畴，正式跃升为对冲宏观经济风险、保障国家能源供给底线的战略性硬资产。参考最新一轮东南亚各国能源发展规划，正是对这一资产属性重估的政策确认。然而，决定该地区光伏装机增量兑现率的深层壁垒并未消除，其核心依然是国家电力体系面对利益重构时的体制性阻力。以印度尼西亚为例，国际多边出资框架设定的激进光伏目标与该国国家电力公司保守的电网规划之间产生的巨大政策鸿沟，本质上是对传统煤电搁浅资产与电网升级成本分配无法达成共识的集中映射。在国有能源实体绝对掌控电网投资与调度权的市场结构下，转型的破局点完全取决于各国政府高层的政治决断力。只有当政府能够利用此次能源危机的倒逼机制，强力介入并实质性重构电力现货市场、建立公平的辅助服务费用分摊体系、并为传统能源的平稳退出提供清晰的财务补偿机制时，光伏的大规模并网才能从政策文件真正转化为物理装机。在未来两至三年内，这套深水区电力体制改革的落地节奏，将成为研判东南亚光伏市场投资确定性与空间上限的最核心风向标。

印度尼西亚（下文简称印尼）作为东南亚地区的重要新兴市场，具备庞大的光伏产业发展潜力。根据能源与矿产资源部评估，印尼的光伏发电潜在容量高达 207 GW。本文将带您深入洞察当前印尼光伏市场的真实脉络与产业格局。 一、市场背景 截至2025年底，印尼累计并网装机量已达到1.49 GW，其中2025年全年新增装机约546 MW。印尼政府已明确将实现100 GW光伏装机容量作为国家能源发展目标，在这宏大的目标中，约有80 GW的规划侧重于在无电或依赖柴油发电的偏远乡村建设1 MW级别的微型电网。在实际推进中，政府计划将13 GW的装机容量作为优先落地的第一阶段项目。 尽管印尼政府在此前的新版国家能源政策中，将可再生能源在电力结构中的占比目标调整至17%-19%，2025年实际占比为15.75%，处于稳步追赶阶段。整体光伏市场中，工商业（'C&I'）屋顶光伏由于企业强烈的减碳需求驱动，成为2025年最核心的市场增长引擎。相比之下，随着净计量（'Net Metering'）政策的调整，户用屋顶光伏的发展模式正处于过渡期。此外，在储能领域，本土市场仍处于极早期发展阶段，全国安装总量不足1 MWh。 来源：IRENA，经SMM模型加工 二、光伏组件市场供需 印尼目前尚未建立起完整的光伏产业供应链，本土产能主要集中于电池片、组件及光伏玻璃生产环节。同时，为支持庞大的国家光伏计划，印尼已成功引入约14亿美元投资用于建设50 GW的本土组件制造工厂。该笔资金自2025年起已陆续到位，首期制造项目预计将于2026年年底前完成，这将在中长期内大幅提升其本土供应链的自给能力。 在装机需求端，随着屋顶光伏市场的成熟，大型消费者的需求持续增长。印尼政府在2026年1月新开放了485 MW的屋顶光伏并网配额（包含前期统筹等待的304 MW及新增的183 MW），并正寻求额外增加400 MW的配额。然而，集中式地面电站（'Utility-scale'）的推进节奏受国家电力公司（'PLN'）整体采购规划统筹的影响，目前仍处于逐步释放阶段。2025年 'PLN' 规划新增777 MW的集中式项目，目前已实现约75 MW的项目并网投运，其余部分仍在稳步推进中。虽然2026年规划了近988.4 MW的商业化运营项目，但受采购招标机制的调整周期影响，实际落地情况仍具有一定的灵活变动空间。叠加市场内部已形成约80MW的库存积压，现有库存对新增采购需求形成了一定延缓。 在进出口贸易方面，印尼光伏产业的进出口结构存在显著差异。由于本土光伏产业链上游尚未完善，印尼本土制造环节高度依赖自中国进口的硅片、电池片及辅材等原材料与半成品。在光伏组件成品进口方面，2024年印尼进口量为0.76 GW，2025年进口量为0.77 GW，这部分主要用于满足本土装机需求。在出口方面，受美国对东南亚四国实施双反关税政策的影响，印尼承接了部分海外产能转移，成为光伏产品的制造与出口地。2024年印尼光伏成品总出口量为2.95 GW，2025年出口量增长至11 GW，主要出口目标市场为美国，占比近90%。近期，美国商务部对印尼晶硅太阳能电池与组件作出初步的反补贴税（'CVD'）裁定，一般税率为104.38%，部分企业税率达143.3%。该关税政策将对印尼光伏产品在美国市场的价格体系产生影响。受外部贸易环境与本土产能扩大规划的双重驱动，印尼光伏产业预计将加快向本土终端应用市场转型。 来源：SMM 来源：SMM 三、辅料与石英砂供需 在辅料及原材料供应方面，印尼具备一定的石英砂供应基础，现阶段主要面向海外市场（尤其是中国）出口，2025年印尼石英砂预计出口规模在400万至500万吨之间。在供需匹配与标准制定方面，现行的石英砂出口合规标准与部分下游实际应用市场的需求品位存在一定差异。为了契合相应的出口规范，生产企业需相应提升加工与提纯标准，这在一定程度上推高了供应链前端的整体生产与合规成本。此外，在产业数据统筹上，石英砂等上游原材料的区域统计与监测机制目前仍处于逐步整合与完善阶段，以期未来能更好地服务于光伏产业链的协同发展。 四、当前发展困境 印尼光伏发展在推进过程中面临多重考验。首先在成本与资金层面，现有的传统能源市场体系及经济模型在一定程度上影响了可再生能源的相对投资吸引力，且本土金融机构的绿色融资渠道仍有待进一步拓宽。其次在基础设施层面，印尼岛屿众多的地理特征导致电网呈现碎片化，亟需进行电网现代化升级，以匹配可再生能源高比例接入所需的调度能力和系统稳定性。 为平衡国家电力系统的综合消纳能力，并保障电网长期运营的经济性与平稳过渡，政府现阶段对光伏等新能源的并网接入实施了较为谨慎的配额统筹管理。 目前的配额申请与审批流程需经过多部门跨区域协同，使得项目从申报到最终落实购电协议（'PPA'）的周期相对较长。此外，在非并网项目推进中，岛屿间复杂的物流运输条件，也对设备交付与装机进度提出了更高要求。 五、结语 受并网统筹进度及资金配置的影响，部分企业转而开发离网（'Off-grid'）项目与独立发电商（'IPP'）项目。由于上述项目容量的统计体系仍在不断完善中，印尼光伏市场的真实体量可能高于当前的官方统计数据。印尼有望在未来引入更加灵活、开放的招标框架，并提升市场咨询与招标的常态化频率。综上所述，印尼光伏产业正处于向规范化迈进的关键期，持续完善透明的数据基准体系、优化投资与电网基础设施，将为行业的爆发式增长提供坚实的制度支撑。 最后，为进一步提高市场透明度并为行业提供精准定价基准，SMM 将于3月20日正式上线印尼光伏组件（分布式-屋顶项目）价格。

中东地区在这两年来已逐步成为世界新兴的主要光伏市场之一，其潜力巨大。中东各国政府设置了不同的光伏目标，如沙特阿拉伯的“2030愿景”计划实现50%的发电量来自可再生能源，以及 'Dubai Clean Energy Strategy 2050' 等战略规划。同时，阿曼等地区也已成为光伏产业制造链在海外布局的重要枢纽。 近期，中东区域地缘局势出现动荡，这对整体海外光伏市场带来了一定的冲击。下面我们以不同视角来深度剖析当前的中东光伏市场： 一、 市场需求 中东地区具备显著的新兴光伏市场特征，其本土装机规模的扩张与组件进口需求呈现高度协同态势。在整体装机量方面，中东及北非区域能源转型进程加速，2025年各类可再生能源已投运总容量达到43.7 GW，较2024年的30.3GW 有显著提升。在已并网的光伏领域，截至2025年底，区域内实际正在运行的光伏装机容量已达到34.5 GW，较2023年底新增了12.2GW。在主要国家分布上，沙特阿拉伯的光伏投运容量高达11.15GW，阿联酋达到6.5GW。 Source：SMM 在组件进口需求端，该区域对海外供应链表现出极高的依赖度。据SMM不完全统计，2024年至2025年期间，中东地区光伏组件累计进口总量维持在24GW 左右。在供应格局上，中国是中东光伏市场绝对的核心来源国，出口至该地区的光伏组件在总进口量中的占比高达95%，整体进口量同比增幅达到74.57%。在主要进口国家分布方面，市场集中度特征明显：沙特阿拉伯其组件进口量约占中东整体市场份额的75%；阿联酋表现出极高的增长速度，进口占比约为17%，其组件进口量同比增幅高达97.1%；伊朗的进口份额占整体的5.5%。总体而言，中东各国对光伏组件的基础建设需求持续保持高位。 二、 建设进度 中东光伏项目在招标时普遍采用极低的购电协议（'PPA'）电价，利润空间被极限压缩。以沙特阿拉伯2025年最新入选的独立发电商项目为例，1,400 MW 的 'Narjan PV' 项目中标平准化度电成本仅为 10.96 美元/兆瓦时，2,000MW 的 'Afif 2 PV' 项目也仅为 12.59 美元/兆瓦时。这种利润模型十分考验工程方（EPC）对首年现金流具有高度精确的管控。三月至四月是中东市场传统的并网作业考核节点，工程方必须在此阶段完成全容量或部分并网，以确保电站能全量覆盖五月至九月的夏季高光辐照期。当前地缘冲突导致设备供应链中断与现场施工受限，实际影响体现在以下四个核心维度： 波及产能基数庞大且增速迅猛： 数据显示，2025年中东及北非地区处于“在建”阶段的可再生能源项目总容量达38GW，较2024年的18GW实现翻倍增长。从项目数量来看，该区域共有61个可再生能源项目处于在建状态，主要集中在阿尔及利亚（17个）、沙特阿拉伯（14个）和埃及（10个）。 Source：SMM 主力集中式项目面临交付考验： 局势动荡直接影响了目前正在施工的大型标志性项目交付节点。目前处于建设期的超大型项目包括阿联酋的 'Masdar-EWEC'（5,200MW），以及沙特阿拉伯的 'Haden'（2,000 MW）和 'Muwayh'（2,000 MW）等。虽然前期如 'Al Shuaibah 2'（2,030 MW）与 'MBR Solar Park VI'（1,000 MW）等项目已顺利投运，但在建的新增骨干产能面临显著的工期不确定性。 辅材交付与用工短缺拉长工期： 核心组件、逆变器及跟踪支架的海运延误，叠加现场外籍工程人员的避险限制，导致多数大型集中式项目的施工节点向后推迟至少1至2个季度。 内部收益率（'IRR'）受挫： 若在建项目因延期错过今年夏季的发电高峰，首年发电量与预期收益将大幅下降。正如前述10至15美元/兆瓦时的极致中标电价数据所示，在如此低 'PPA' 电价的财务模型下，首年现金流的延迟流入将直接击穿项目的整体投资回报率底线，同时工程方还将面临未能按期并网的巨额违约金（'LDs'）赔付风险。 Source: Dii Desert Energy 三、 物流运输 中东地区不仅是光伏终端市场，也是全球物流的关键节点。当前，光伏跨境物流正面临国内发运高峰与国际航道受阻的双重压力。在国内发运端，过去两周正值中国春节假期，节后本身即面临传统复工阶段的货物集中运输压力；此外，三月是中国光伏产品出口退税取消的关键窗口期，各大企业为规避政策调整带来的成本增加，集中加速发货，进一步大幅推高了近期的整体出口运输压力。 在国际运输端，庞大的出货潮正遭遇中东地缘局势的严峻考验。目前霍尔木兹海峡的航道受封锁影响，直接阻断了中国光伏组件发往欧洲市场的常规运输路线（苏伊士运河路线）。物流商船必须改变航线，绕行非洲好望角。根据 SMM了解，受节后集中出货与航线变更的双重挤压，整体发往欧洲的综合运输费用预计将实现翻倍。同时，整体海运周期相比常规航线延长约半个月。这一系列因素客观上显著增加了欧洲光伏市场的供应链资金压力与库存周转时间。 四、 战后重建 针对战后能源系统的恢复，光伏发电具备建设周期短、度电成本控制精确的客观属性，使其成为战后电力系统重建的首要能源方案。此外，光伏发电设备与储能系统相配合的离网模式在特殊时期具备独立运行能力。将光伏阵列产生的电能储存于储能设备内，可以在外部大电网瘫痪的时期提供稳定的电力供应。 SMM认为，战争结束后的全面基础设施恢复将有力推动光伏组件的潜在新增需求。在传统集中式输配电网受损且短期内难以全面修复的条件下，光伏系统因其模块化部署特点，将直接嵌入住宅、工商业设施及医疗、等关键公共基础设施的重建工程中。基于战后恢复的刚性用电需求，中东市场在经历短期工程停滞后，将进入周期性的组件采购增量阶段。光储混合技术在动荡局势下展现出的供电可靠性，将进一步强化其在各国民生与工业基础设施规划中的核心地位，从而实质性推动中东区域整体光伏组件采购与装机规模的提升。 五、 总结 中东地缘动荡对全球光伏市场产生双向影响。在局部市场，局势动荡直接导致中东本土的光伏装机工程推迟；在长远层面，未来基于基础设施修复的重建工作将进一步带动该地区的潜在光伏相关产品需求。在全球供应链方面，中东运输枢纽的阻断，正在引发对其他海外市场，如欧洲等地区的物流延误与成本上升。 附件：2025-2026年中东地区主要光伏项目