（来源：今日有色）
2026年第三季度已过，海外光伏组件市场并未走出一轮持续、同步的涨价行情。7月，需求偏弱与库存消化压力推动价格重心下移；8月，中国上游原材料及组件成本上涨，促使厂商上调指导价、收缩部分低价订单；9月，欧洲夏休结束、部分市场开始为年底项目备货，但询价回暖尚未全面转化为新增成交，价格修复仍集中于个别区域、规格及订单。
据SMM了解，常规TOPCon组件中国FOB价格从8月低点有所回升，但9月底仍低于7月初；东南亚到岸价格低位修复，印尼相对偏弱；欧洲仓库价格经历短暂反弹后仍受低价库存和项目收益约束；印度则继续维持DCR与非DCR双轨定价，非DCR价格在季度内小幅上涨。
因此，三季度市场的核心变化不是成本上涨已经全面传导，而是厂商普遍降价的意愿有所减弱，终端压价能力却没有同步消失。成本决定供应商的报价诉求，项目收益、库存结构和政策适用范围决定实际成交能够接受的价格。
中国FOB：从持续缓降转向低位修复，指导价与成交仍有距离
7月，中国组件出口价格继续承压。欧洲进入夏季淡季，新兴市场订单增量有限，中东部分交付环节受地缘局势扰动，厂商仍需通过让利维持出货。常规产品同质化程度较高，集中式大单的议价能力较强，海外客户并未因国内厂商挺价而明显加快采购。
8月上旬是常规FOB价格的阶段低点。SMM TOPCon 210R组件均价由7月1日的0.1090美元/W降至8月上旬的0.1055美元/W，随后逐步修复至9月30日的0.1075美元/W。尽管较低点回升约1.9%，季末仍较7月初低约1.4%。182mm和210mm组件同期分别回落约0.9%和2.3%，说明本轮反弹首先是对前期跌幅的部分修复，而非整个季度价格中枢持续上移。
按当月已发布日度价格计算，210R组件7月、8月和9月均价分别约为0.1083、0.1061和0.1068美元/W。9月均价较8月回升约0.6%，但仍低于7月。8月中下旬，部分厂商曾将海外报价和指导价上调约0.003—0.0045美元/W，后续成交修复却相对缓慢，体现出终端需求对成本传导的约束。
进入9月，主流厂商回收极低报价的意愿增强，但这不意味着低价资源已经退出市场。部分二线企业仍针对具体订单让利，分销商则继续清理610—625W及其他非主流库存。新生产产品的成本上升，与旧库存的低价变现同时存在，使主流报价和个别低价成交并行，市场难以形成统一的涨价节奏。
产品结构也在改变定价。高功率TOPCon和BC组件仍有溢价，但溢价并非只涨不跌：8月17日至9月30日，高功率210R均价由0.114降至0.113美元/W；BC 210R均价期间一度下探至0.119美元/W，季末回到0.121美元/W；BC 54版型由0.136升至0.137美元/W。高效率、版型适配及分布式需求为差异化产品提供支撑，但高功率产品仍需通过调整与常规产品的价差争取订单，不能简单把技术升级等同于持续扩大溢价。
东南亚：政策与项目预期升温，实际采购仍以低价小单为主
东南亚三季度价格大体呈现先降后稳、部分修复的走势，但市场之间的差异并未消失。中国FOB低位运行限制了到岸报价的上行空间，海运及交付成本则对CIF价格形成一定支撑。进入8月，供应商尝试传导成本上涨，实际成交却仍以项目刚需、低价小单和渠道补货为主。
马来西亚需求表现相对更有支撑。集中式项目推进及LSS6相关安排改善了中期预期，临近年底的安装需求也带动部分询价和采购。210R组件CIF均价从7月3日的0.1150美元/W降至8月初的0.1115美元/W，9月下旬回升至0.1135美元/W，但仍未收复季初水平。项目储备与招标进展提高了市场关注度，尚未转化为足以持续推升价格的大规模采购。
泰国与越南价格在8月低点后也有修复。泰国采购节奏受到TISI认证推进及准入预期影响，相关认证逐步取得后，阶段性供货约束有望缓和；但认证切换带来的备货需求，不宜直接视为终端装机需求持续扩张。越南则更多依靠工商业和自发自用项目支撑，采购仍受审批、并网和项目执行节奏影响。两国不同尺寸产品价格均维持窄幅波动，低价仍是买方的重要采购条件。
印尼相对偏弱。分布式TOPCon组件CIF均价由7月3日的0.1150美元/W降至9月25日的0.1110美元/W，回落约3.5%。市场仍在等待政府公布下半年项目配额，并关注PLN采购及30GW首期光伏招标的具体安排。配额和项目实施节奏尚未明确，开发商采购偏谨慎，政策预期尚未转化为规模化进口订单；TKDN本地化要求又进一步影响进口组件可参与的项目范围，限制了短期需求放量。
9月后半段，东南亚部分分销商开始集中清理620W及以下库存。即使常规及高功率产品的指导价有所上调，低功率现货仍能为价格敏感买方提供替代选择。区域价格能否进一步修复，关键不只是项目规模有多大，而是订单何时落实、旧库存是否消化，以及项目对效率和交付要求是否足以支撑更高价格。
欧洲：夏休结束不等于需求全面回暖，项目收益压制涨价空间
欧洲是三季度价格承压较明显的市场之一。7月以来，夏季休假放缓项目推进和采购，仓库可交付资源较为充足，渠道库存周转压力推动常规组件价格下移。分布式补货和部分高效率产品需求虽然相对有韧性，仍不足以扭转常规TOPCon供货宽松、低价争单的局面。
7月3日至9月25日，鹿特丹仓库分布式450—475W TOPCon组件均价由0.1197降至0.1127欧元/W，回落约5.8%；分布式620—640W由0.1097降至0.1067欧元/W，回落约2.7%。集中式620—640W及710—730W产品分别回落约3.4%和4.5%。不同场景虽有阶段性修复，但上述价格点季末均低于季初。
8月，厂商在成本压力下试探上调欧洲报价，部分分布式产品价格短暂回升。但进入9月，夏休结束首先带来的是延期订单交付、紧急补库及小规模分销采购，新增项目和集中式大单尚未明显放量。面向圣诞节前交付的货物也已陆续发运，但主要对应此前已签订单。部分面向明年交付的百兆瓦级项目仍通过让利锁单，新增需求对价格的支撑有限。
低PPA电价是需求修复乏力的重要原因。部分已中标项目锁定的购电协议（PPA）电价偏低，项目收益空间本就有限，组件涨价又会增加初始投资、压缩内部收益率。开发商因此更倾向于压价、分批采购或延后锁单，难以直接承接厂商提价。融资成本及并网等待进一步拉长资金回收周期，也削弱了新增项目加快采购的意愿。
负电价则影响了项目投资预期。过去一段时间，欧洲部分市场在午间光伏集中出力时段频繁出现低电价甚至负电价，拉低光伏实际捕获电价，并增加限电及收益波动风险。对于市场化售电比例较高或尚未锁定长期收益的项目，投资者更加谨慎，设备采购也随之趋于保守。
储能建设虽在提速，但受并网审批、收益模式、融资和建设周期制约，短期落地速度仍不足以充分缓解光伏高峰时段的消纳压力。缺少储能与电网的及时配合，项目收益难以迅速改善，组件成本上涨也就缺少终端收益增长的支撑。低功率库存持续释放，又为买方提供了压价和替代采购的空间。
与此同时，高功率TOPCon需求有所增加，并不代表所有高效率产品均可顺利提价。买方仍会比较系统收益、产品溢价与安装条件，供应商需要证明更高组件价格能够带来相应的系统价值。四季度欧洲市场能否摆脱价格竞争，仍取决于新增签单和库存去化，而不能仅凭夏休结束后的询价活跃度判断。
印度：美国抢运窗口收紧，非DCR外需面临降温与退运风险
印度三季度继续维持DCR与非DCR组件双轨运行。本土含量要求、印度制造电池片成本和政策型项目采购支撑DCR溢价；非DCR产品则更受进口电池片成本、适用项目需求及海外订单变化影响。
SMM周度数据显示，DCR组件均价由7月3日的0.2485美元/W降至7月下旬的0.2425美元/W，8月底恢复至0.2450美元/W，随后保持稳定，期内仍回落约1.4%。非DCR均价从0.1410美元/W起步，7月下旬降至0.1405美元/W，8月底升至0.1455美元/W，9月回落并稳定在0.1435美元/W，期内上涨约1.8%。季末DCR较非DCR的价格溢价仍约为70.7%。
印度本土政策也影响两条价格曲线。ALMM List-II对部分净计量及开放接入项目保留有限过渡安排，为符合条件的非DCR采购提供阶段性空间，部分订单因此从DCR产品分流。DCR本土含量要求与ALMM准入规则仍分别适用。
外需方面，美国232措施实施前的提前备货，是三季度印度非DCR组件订单获得支撑的重要因素。据SMM调研，在相关关税及最低进口价格安排将于12月4日起实施的预期下，部分美国进口商将采购和交付前置，试图在新增成本约束落地前建立库存。这部分需求带有明显的政策窗口期囤货特征，叠加上游成本上涨，对印度非DCR组件8月的订单及价格形成支撑并不等同于美国终端装机需求同步增加。
但美国已开始收紧这一抢运窗口。9月22日起实施、持续至12月3日的反囤货安排规定，2026年8月6日及以后向美国海关注册的新进口商，在未获得美国商务部批准豁免的情况下，每周进口相关光伏组件不得超过55件、电池片不得超过2,000件。存量进口商则接受异常放量审核，显著超过历史进口水平的企业可能被暂停后续进口。周度限额针对特定新进口商，并非美国全部进口商共用的全国配额。
从价格节奏看，非DCR组件在9月前半段已从高点回落，前期抢货需求降温及终端对高价的抵触开始显现。9月下旬反囤货管控落地后，通过新进口商集中抢运的空间进一步压缩，原先依靠政策窗口拉动的对美备货需求面临明显降温。若正常项目需求及获批进口未能接续，印度企业可能面临后续订单缩减、交付调整及非DCR价格承压。
在途货物也存在潜在风险。若相关进口商受到限制、货物无法按原计划清关，且未能获得适用批准，部分组件可能面临滞港、改道或海退风险，并增加仓储、物流和资金占用成本。若后续出现退运货源回流印度，或原计划输美的组件转向其他市场销售，额外供给还可能加剧非DCR组件的价格竞争。
与此同时，美国对印度晶硅电池片及组件的双反终裁进一步增加了对美订单的不确定性，后续税令仍取决于产业损害裁定。非DCR组件同时承受关税预期与抢运限制，DCR组件则主要依托印度本土政策型项目及年底交付，需求驱动仍有明显区别。
库存验证：印度电池片与组件的去化并不同步
库存进一步说明，价格企稳还不能视为供需压力已经解除。SMM日度数据显示，印度DCR组件库存由8月20日的13.16GW升至9月30日的13.48GW，期间虽有小幅去库，但整体仍在高位。电池片库存则在9月后段明显下降，月底降至3.62GW。
上下游库存表现不同，意味着电池片端的去库尚未对应为组件端持续、同步的库存下降。电池片库存减少可能与出货、采购和排产调整共同有关，不能单独证明终端需求全面走强。对四季度而言，只有项目采购持续增加、组件库存同步回落，DCR价格的需求支撑才会更加扎实。
三季度海外主要政策回顾：美国收紧抢运，亚洲项目与准入牵动采购
三季度政策对市场的影响，集中体现在需求前置、项目释放和供应准入三条路径。美国8月公布232进口调整措施，促使部分采购向12月4日实施前集中；9月对印度、印尼和老挝双反终裁，以及随后反囤货规则的执行，又增加了提前备货的约束。对供应商而言，政策窗口形成的订单脉冲正在面临收缩，出口计划更依赖真实项目需求和进口合规条件。
亚洲市场则更多受到本土项目及准入节奏影响。印度7月明确部分项目的ALMM过渡安排，为符合条件的非DCR订单保留阶段性空间；马来西亚LSS6及配储项目推进，扩大了中期需求储备；印尼30GW首期招标计划提高市场预期，但政府配额、具体标段及TKDN要求仍影响进口订单释放；泰国TISI产品测试、工厂审查与认证推进，则改变供应商准入和交付节奏，强制实施安排仍需以最终法规为准。
这些变化并未带来所有市场同步补库，而是将需求进一步分化为政策窗口订单、项目交付订单和认证切换备货。进入四季度，项目和配额能否落地、进口商能否合规交付、低价库存能否消化，将比单一政策目标更直接地影响组件采购与成交价格。
四季度能否提价，取决于新订单和旧库存谁先变化
SMM认为，三季度海外组件市场完成的是从持续让价向低位博弈的转变，而不是供需关系已经全面逆转。成本上升降低了厂商继续普遍降价的意愿，高效率产品和部分项目需求提供了结构性支撑，但终端投资回报约束、旧库存和同业竞争仍在限制成交涨幅。
四季度首先需要观察新增订单的质量，而不只是询价数量。欧洲补货能否延伸为新增项目采购，东南亚等市场的项目推进能否形成规模化订单，印度年底项目需求能否带动组件持续去库，将共同决定价格修复的持续性。圣诞节前及年底交付所形成的发货增加，也需要与前期存量订单的集中履约区分开来。
印度非DCR组件需要重点观察美国抢运需求的退潮速度。周度限额及异常放量审核收紧后，集中备货可能明显降温；若印度本土适用项目及其他海外市场未能及时承接，出口转内销、改道销售及潜在退运货源可能加大价格压力。DCR组件则仍需依靠印度本土项目采购和库存去化，维持两类市场分化运行。
其次，库存将决定不同产品的价格修复速度。若610—625W等旧库存持续低价释放，常规组件仍可能承受替代竞争；若低价资源逐步减少，且项目愿意为效率、认证和可靠性支付溢价，高功率及差异化产品有望率先改善议价能力。但高功率TOPCon在季末也有小幅让价，意味着技术优势仍需要通过订单接受度来兑现。
面向2027年交付的订单，厂商对产品质量要求及合规成本变化的预期，可能继续强化远期提价意愿。不过，预期成本上升不会自动形成现货涨幅：只有采购节奏、旧库存消化和项目收益能够共同配合，指导价才更容易进入成交。若需求释放不及预期，厂商与渠道商仍可能为有限订单重新加大价格竞争。
总体而言，海外组件价格有望继续呈现区域、技术和订单类型分化，难以简单复制中国上游原材料的涨势。三季度留下的最重要信号是：报价可以先行，真正决定四季度价格能否站稳的，仍是新增订单与库存去化。
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