报告要点：
　　本周回顾：
　　行情回顾：背景：受到价格形成机制、跨区配置和新能源消纳约束变化的影响，2024-2025年间的电力价格持续下跌。2025年省内中长期均价区间由0.231—0.505元/千瓦时收窄至0.230—0.478元/千瓦时，较煤电基准价的全国平均关系由高4.7%转为低1.9%，官方报告确认27个地区均价同比下降。与此同时，全国风电、光伏利用率按消纳监测口径分别由95.9%/96.8%降至94.3%/94.8%；2026年一季度进一步降至91.9%/91.2%。而在2026由于电网侧储能的爆发性增长，局部尖峰，峰谷价差均有所缓解，但是由于电网调节能力约束，区域性弃电压力始终存在，并使得光伏产业链需求增速受到一定程度的物理制约。那么在此背景下，那些过去消纳能力显著不足的地方将成为当下首要的关注重点。相关西北省份地区的容量补偿政策可以刺激相关地区的消纳能力修复，消纳瓶颈缓解才能创造增量的光伏装机需求或等待源网荷储走向泛化形成第二增长曲线。
　　海外地区，我们一直维持着我们较为乐观的预期，在当前能源价格边际明确抬升，短期中东问题长期化的当下，我们认为对新能源的需求在能源带动的输入通胀创造的疤痕效应的长期影响是不可忽视的，自此基础上当前厄尔尼诺又使得灾害气象更为频发，预期海外欧洲地区澳洲地区能源转型政策将会持续，新能源出海将持续保持较高增速。美洲地区：受本轮LLM（生成式大模型）技术革命的影响，电力不稳定性，环境保护的压力都同时增加。在此影响之下，算力中性将拉动能源向核能，天然气，风光能转型，预期美洲地区需求也存在长期韧性。而当前RSI（自我递归）已经取得一定进展，如后续进展兑现将形成第二增长曲线使得海外电力需求加速扩张。
　　转变：发改价格〔2025〕136号要求新能源上网电量原则上全部进入市场、价格由交易形成，同时建立市场外差价结算机制；2026年统一电力市场实施意见进一步提出到2030年市场化交易电量约占全社会用电量70%、现货全面转正式运行。传导链条因此更清晰：新能源装机与出力增长——午间/低负荷时段现货价格承压——-中长期均价和煤电基准溢价收窄——消纳受限地区项目收益分化——跨省交易、储能、需求响应和长期购电协议的价值上升。
　　消纳难题：按消纳监测中心同口径，2025年全国风电利用率同比下降1.6个百分点，光伏下降2.0个百分点。2025年光伏利用率低于90%的地区包括甘肃、青海、新疆和西藏；其中青海83.4%、新疆86.3%、西藏64.9%。2026年一季度，光伏压力继续扩散：青海76.8%、甘肃82.5%、新疆83.2%、云南84.8%、海南86.5%，风电端蒙西85.0%、河北87.7%、新疆88.0%。
　　8月6号多家媒体报道“国内通威、协鑫等八大多晶硅头部企业在上海签署《反内卷倡议书》”并披露“承诺所有产品售价不得低于完全成本、企业互相监督举报，并严格执行能耗新标准主动出清落后产能”。在配合7月份发布的《光伏行业成本核算模型通则》与后续的光伏行业能耗限制政策的落地预期，使得市场情绪出现显著改善。
　　市场层面，现货企业近端整体投机情绪较强，整体采取联合封盘暂停对外报价的策略拉动市场情绪，而下游硅片电池片组件环节也在近日普遍采取提高报价的策略。市场看涨情绪较为浓厚。最终是否能反内卷成功还是如去年一样未取得预期进展需要的是供需双边的配合，但积极的一面是，如果企业能够严格约束供给，淘汰落后产能，是可以加速行情出清周期，抬高价格中枢的。但如果企业并未严格履行自身义务，则可能将当前矛盾扩大化，延长行业周期，因此当前的价格联盟将同时面对联盟内的协调竞争，联盟外上下游利润的争夺。
　　关注点：宏观扰动库存去化行业出清节奏分化