9月28日至10月4日正值国庆假期前后，全国天气呈现明显“北冷南暖”格局。9月29—30日南方仍受副热带高压影响，广东等地最高气温达到35℃左右；进入10月后冷空气南下，山东、华北等地明显降温，山东最低气温一度降至9℃附近，同时华西至黄淮部分地区出现较强降雨。假期工商业负荷下降叠加北方制冷需求进一步退出，使多数重点市场价格重心较前一周回落。山东截至10月3日实时均价约359.17元/MWh，较前一周下降约16.6%；广东日前均价升至563.29元/MWh，但实时均价回落至542.74元/MWh；内蒙古发电侧实时均价降至256.85元/MWh；山西日前、日内均价分别降至259.45元/MWh和324.27元/MWh；陕西日前、实时均价分别为308.86元/MWh和312.54元/MWh。

本周现货市场的定价逻辑进一步由单一高温负荷向“区域负荷差异、新能源实际出力、日前预测偏差与燃料成本”共同驱动转变。南方持续高温对广东等市场形成明显需求支撑，而北方负荷逐步转弱后，山东、内蒙古、山西及陕西的价格变化更多取决于风光出力、外送及实时供需变化。煤价维持高位继续托住煤电边际成本，而LNG价格由前期高点回落，则使广东气电成本继续上升的压力有所缓解。

2026年9月21日至2026年9月27日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共41项，中标均价0.71元/瓦。中标总采购容量为1291.42MW，相比上一统计区间下降4153.02MW；

9月14日至20日，全国气温整体偏高，“秋老虎”特征仍较明显，华南持续高温，广东部分地区最高气温达到35-36℃；山东、江苏等中东部地区午后热意仍存。19日起弱冷空气开始影响西北、华北北部及东北，局地降温4-6℃。在负荷区域分化的同时，一次能源成本继续处于高位：截至9月18日，CCTD秦皇岛5500大卡、5000大卡动力煤分别维持754元/吨、684元/吨，4500大卡小幅回落至616元/吨；广东粤东LNG均价升至6205元/吨，SMM LNG中国到岸价14日一度达到29.74美元/百万英热，随后回落至18日27.19美元/百万英热。受高温负荷、新能源出力以及燃料成本共同影响，本周各省现货走势明显分化，山东、广东和江苏价格重心上移，内蒙古、陕西回落，山西日前价格下降但日内市场后半周显著走高。

2026年9月14日至2026年9月20日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共53项，中标均价0.73元/瓦。中标总采购容量为5444.44MW，相比上一统计区间上升2226.65MW；

9月7日至13日，北方迎来一轮明显冷空气过程，山东、华北等地区前半周气温下降4-6℃，制冷负荷进一步退出旺季；华南前半周晴热，广东最高气温仍可达到34℃，后半周受南海热带低压影响，粤西及沿海地区降雨增强。气象因素对不同省份负荷形成方向不一的扰动，但本周煤炭和LNG价格同步走强，使传统机组成本支撑较前期明显增强。与此同时，蒙西、陕西等新能源占比较高地区仍受风光实际出力及日前预测偏差影响，现货市场定价逻辑进一步转向“新能源出力+燃料成本+实时供需”共同主导。

2026年8月31日至2026年9月7日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共42项，中标均价0.72元/瓦。中标总采购容量为3217.79MW，相比上一统计区间上升1910.77MW；

山东近期接连调整现货价格下限、工商业分时电价和新能源场站配储规则。三项政策分属批发市场、用户侧和场站侧，却共同指向午间光伏电量消纳。政策并未重新走向强制配储，但机制外光伏的低价风险正在增加，电量时移的重要性也随之上升。

8月31日至9月6日，全国天气由此前的盛夏高温逐渐转向“北方降温、南方风雨”。“沙德尔”残涡8月底重返海面，9月1日在南海重新加强为编号台风，随后折返东北，于3日再次登陆福建，登陆后继续向广东方向移动并最终减弱。其残余环流叠加季风水汽和冷空气，使福建、广东、浙江及江苏南部等地出现明显强降水。 与此同时，北方气温回落推动制冷负荷退出旺季高位。在负荷季节性下降的背景下，本周动力煤价格却继续走强，煤电边际成本支撑增强，与风光出力波动、跨省交易和实时供需偏差共同作用，使各省价格呈现山东先抑后扬、广东深“V”反转、江苏后半周走强、蒙西宽幅震荡、山西冲高回落以及陕西日前与实时明显分化的格局。

2026年8月31日至2026年9月7日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共52项，中标均价0.71元/瓦。中标总采购容量为1307.01MW，相比上一统计区间上升90.39MW；

8月24日至30日，全国天气由盛夏大范围高温逐步切换至南北明显分化。24日出伏后，冷空气开始影响华北、东北，部分地区最低气温降至20℃以下；南方前半周仍受副热带高压控制，四川盆地及长江中下游部分区域延续35℃以上高温。27日起，“沙德尔”逐渐靠近华东沿海，并于28日8时05分前后在浙江台州玉环登陆，约1小时后又在温州龙湾再次登陆，浙江、福建及后续江西、湖南、广东等地区风雨明显增强。 高温降温和台风强降雨同步改变区域负荷及新能源出力条件，使本周现货市场呈现山东逐步走弱、广东高位回落、江苏震荡上行、蒙西宽幅波动、山西先升后降、陕西大幅震荡的差异化走势。

2026年8月24日至2026年8月30日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共38项，中标均价0.70元/瓦。中标总采购容量为1216.62MW，相比上一统计区间上升895.78MW；

8月17日至23日，全国天气由此前大范围高温逐步转向高温与强降雨并存。山东中西部仍受副热带高压影响，多地最高气温维持35℃以上；与此同时，西北太平洋“沙德尔”“紫檀”“简拉维”三个台风同时活动，其外围环流叠加季风槽，使广东、浙江、江苏等华南、华东沿海地区雷雨和强对流过程增多。台风外围环流一方面通过降雨、降温阶段性压低制冷负荷，另一方面也扰动沿海风电出力及日前预测，叠加不同区域新能源供需差异，推动本周现货市场呈现山东高位走强、广东高位回落、江苏窄幅震荡、蒙西周末急升、山西震荡偏强、陕西低位反弹的分化格局。

2026年8月17日至2026年8月23日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共37项，中标均价0.70元/瓦。中标总采购容量为320.84MW，相比上一统计区间上升7558.85MW；

8.10-8.16，全国天气呈现“西部高温持续、东部降雨增多”的特征，台风“白海豚”残余环流继续影响华东、华南，江苏、浙江、广东等地出现明显降雨，而新疆、重庆及黄淮部分区域高温仍然突出。高温支撑用电负荷维持旺季水平，但区域性强降雨对制冷需求形成阶段性压制，叠加风光出力及省间供需变化，各省现货价格继续分化：广东价格整体维持高位，日前周均价约426元/MWh，较上周明显抬升，日内价格一度冲至607元/MWh；山东日内价格整体回落，由371元/MWh降至336元/MWh；江苏低位震荡，日前价格主要运行于290-346元/MWh；蒙西波动显著加剧，发电侧日内均价周末连续冲高至418.55元/MWh和526.34元/MWh；山西震荡运行，日前均价主要处于241-316元/MWh区间；陕西整体仍处低价区间，但周末日内价格快速升至290元/MWh。一次能源方面，截至8月14日，CCTD秦皇岛5500大卡动力煤价格报730元/吨，较上周上涨4元/吨，高温日耗及港口去库继续支撑煤价；SMM LNG中国到岸价可得报价运行于20.81-21.66美元/百万英热区间，广东粤东LNG均价维持5860

2026年8月10日至2026年8月16日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共36项，中标均价0.69元/瓦。中标总采购容量为7879.69MW，相比上一统计区间上升5822.55MW；

本周概述： 8.3-8.9，全国天气呈现明显“前热后雨”格局。前半周受副热带高压持续控制，华北、黄淮、江南大范围高温，山东北部、浙江中部局地突破40℃，制冷负荷维持高位；后半周第13号台风“白海豚”逼近华东并于9日晚影响浙江沿海，强风暴雨推动区域气温快速回落。高温负荷、台风降温、新能源出力及周末负荷回落共同作用下，各省电价走势进一步分化：山东先升后骤降，日前均价由401元/MWh升至523元/MWh后跌至248元/MWh；广东震荡上行，日前均价由338元/MWh最高升至438元/MWh；江苏持续走弱，由388元/MWh降至284元/MWh；蒙西宽幅震荡，日内加权均价在200-347元/MWh之间运行；山西日前、日内价格波动显著加剧；陕西持续下行，日前均价由343元/MWh降至79元/MWh。

2026年8月3日至2026年8月9日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共45项，中标均价0.70元/瓦。中标总采购容量为2057.14MW，相比上一统计区间下降237.11MW；

7.27-8.2，今年第12号台风“红霞”残余环流持续影响华南、黄淮南部，副热带高压逐步西伸北抬，华南前期暴雨后期转闷热，黄淮、江南晴热高温持续发展。台风残涡降雨压制负荷、副高回归推升制冷需求、新能源出力区域分化共同作用下，各省电价走势持续分化：广东震荡走弱，日前均价由352元/MWh跌至296元/MWh；山东冲高回落，日前均价由423元/MWh高位下行至351元/MWh；江苏稳步上行，日前均价由339元/MWh升至373元/MWh；蒙西先稳后骤升，实时均价由241元/MWh冲高至410元/MWh；山西窄幅震荡偏强，日前均价运行于283-354元/MWh之间。一次能源方面，秦皇岛港5500K报825元/吨，周环比持平，高温日耗支撑但高库存压制；SMM LNG中国到岸价周内运行于20.50-21.56美元/百万英热区间，广东粤东LNG到岸均价由6080元/吨进一步下调至6000元/吨，气电成本持续走低。气象方面，台风“红霞”残涡北上给华南、黄淮南部带来持续降雨，后期副高回归致江南、黄淮高温发展，后续需关注华东高温持续时长及华北降水变化。

2026年7月27日至2026年8月2日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共42项，中标均价0.73元/瓦。中标总采购容量为2294.25MW，相比上一统计区间下降1273.10MW；

2026年6月1日到2026年6月30日，SMM统计国内企业中标光伏组件项目共100项，其中93家披露中标容量，总计为14.24GW，相比上一统计区间下降2.62GW。有42家披露中标价格，中标价格分布区间集中在0.64~0.91元/瓦，采购加权均价0.76元/瓦，相比上一统计区间下跌0.02元/瓦。

7.20-7.26，今年第12号台风“红霞”登陆粤东沿海，给华南带来强风暴雨。台风降雨压制制冷负荷、高温支撑效应消退、新能源出力区域分化共同作用下，各省电价走势分化明显：广东连日走低，日前均价由345元/MWh跌至260元/MWh；山东冲高回落，日前均价由310元/MWh冲高至416元/MWh后回落至380元/MWh；江苏高位下行，日前均价由362元/MWh回落至285元/MWh；蒙西先扬后抑，实时均价由277元/MWh冲高至286元/MWh后回落至244元/MWh；山西震荡偏弱，日前均价波动于262-357元/MWh之间。一次能源方面，CCTD秦皇岛5500K报725元/吨，周涨3元/吨；广东粤东LNG到岸均价周跌8%至6080元/吨。气象方面，台风“红霞”给广东带来强风暴雨，华东受外围及冷空气影响气温阶段性回落，后续需关注台风残涡北上路径及副高回补节奏。

2026年7月20日至2026年7月26日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共41项，中标均价0.75元/瓦。中标总采购容量为3567.35MW，相比上一统计区间上涨2084.93MW；

受9号台风“巴威”及副高回补先后影响，四省电力现货市场走势显著分化。江苏受台风后高温反弹带动，负荷创新高，价格稳步上行；广东周初冲高后受台风外围扰动回落；蒙西因风电大发日内价格探底；山东受强降雨预期打压震荡偏弱。一次能源方面，煤价整体平稳，高库存压制反弹空间。短期需关注厄尔尼诺背景下高温持续时长及台风活动对各省供需的扰动。

7月20日，安徽省发展改革委发布《安徽省新能源增量项目机制电价竞价实施细则（修订稿）》征求意见。根据修订稿，源网荷储、绿电直连等新能源就近消纳项目，以及2027年1月1日及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价执行范围。

在2026年上半年光伏利用率降至91.2%的消纳压力下，浙江以“四同步”强制新建工业厂房100%安装光伏，锚定“十五五”新增1000万千瓦装机目标；国家层面将绿电直连从“一对一”升级为“一对多”，以“以荷定源”刚性机制锁定消纳与装机的联动。两类政策分别从“强制打开屋顶资源”和“重构就近消纳模式”入手，共同推动光伏终端市场从“政策驱动装机”向“消纳能力驱动”切换。

2026年7月13日至2026年7月19日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共42项，中标均价0.72元/瓦。中标总采购容量为1636.73MW，相比上一统计区间上涨154.31MW；

2026年7月6日至2026年7月12日，当前统计区间SMM统计国内企业中标光伏组件项目共43项，中标均价0.72元/瓦。中标总采购容量为1482.42MW，相比上一统计区间下降12654.58MW；

2026年上半年，光伏组件回收行业迎来制度体系快速完善的重要阶段。围绕行业长期存在的回收标准缺失、环保监管不足及退役处置不规范等问题，国务院、工信部、生态环境部、商务部、国家发改委等部门密集出台政策，从产业规划、环保标准、回收网络建设到电站安全管理逐步形成制度闭环。与此同时，首批光伏电站正逐步进入退役周期，市场关注点由"资源回收"逐渐转向"合规回收"。在政策驱动与退役预期共同作用下，行业正由过去的无序竞争迈向规范化、规模化发展的新阶段。