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1、风电：GE重启18MW风机测试，全球风机制造竞争加速

2025年7月3日，挪威水资源和能源管理局正式授权GE Vernova 子公司Georgine Wind在其西部居伦市的斯洛沃格工业区建造并运营全球单18MW海上风电测试样机。该机组叶尖高度达275米，叶轮直径250米，预计年发电量55GWh，相当于挪威2750户家庭年用电需求，计划进行5年技术测试后继续运行25年。

2024年2月，GE因财务压力搁置18MW研发，本次行动标志着18MW机组研发重启。2023年底， RWE-三井联合体中标日本 684MW海上风电项目，原计划采用38台GE 18MW机组（2028 年投产），而研发搁置导致项目停滞，挪威样机实质是为满足日本订单的紧急技术背书。

当前，欧美18MW+风机市场处于真空期。西门子歌美飒 21.5MW样机商用缓慢，维斯塔斯无升级计划，中国整机商受欧美贸易壁垒限制（如英国拟禁用），GE试图抢占过渡窗口。GE18MW样机虽具规模优势，但面临严峻可靠性挑战。2024年GE在美英海上风电项目发生三起叶片断裂事故，直接损失超3亿美元，暴露其材料疲劳和制造工艺缺陷。此次样机250米叶轮的结构强度要求远超事故机组，若测试中重现质量问题将严重动摇市场信心。

此外，海上风机研发周期需5年以上，而中国中船海装18MW机组已在山东东营项目并网运行，电气风电同容量平台完成汕头样机吊装，东方电气26MW机组正式下线。GE样机最快2030年才可能商业化，届时中国企业或已迭代至30MW级，技术代差可能扩大而非缩小。

全球海上风电已从单纯容量竞赛转向全生命周期度电成本竞争。中国凭借产业链协同（如叶片-齿轮箱 -发电机闭环生产）、测试验证体系升级和政策赋能（深远海开发补贴），在18MW级别实现“研发-量产-商用”闭环。而欧美企业受制于财务压力，短期难以突破技术代差。长期竞争的核心变量在于深海技术专利控制与运维体系成熟度。

2、光伏：反内卷第一枪打响，硅料价格环比上涨

据中国有色金属工业协会硅业分会数据（7月9日）显示，n型复投料均价涨至3.71万元/吨，环比上涨近7%；n型颗粒硅均价达3.56万元/吨，环比上涨6.27%。在连续多月价格下行后，这一轮反弹被行业视为价值体系修复的信号弹。

这是一场多重博弈下的系统性反应。就在几天前，中央财经委第六次会议明确提出要用法治化、规范化手段整治低价无序竞争，引导企业提升产品品质，推动落后产能有序退出。7月3日，工信部召集14家光伏企业与行业协会召开闭门会议，聚焦生产经营、科技创新、行业生态治理、市场竞争等议题。7月8日，国内多家硅料企业暂停报价、重新核算完全成本，行业定价逻辑正在发生深刻转变。

近一年来，头部企业一方面竭力通过控产稳价缓冲市场冲击，另一方面则依然渴望通过引资纾困。2024年12月，通威股份、协鑫科技等头部企业相继启动控产计划。其中，通威股份宣布旗下永祥股份将阶段性减产，截至2025年6月底通威股份综合开工率已降至约50%。

今年5月，市场一度流传六大硅料企业拟联合收储、限产、推高价格的消息。尽管未获证实，但也反映出行业对于去化产能、稳住价格的强烈预期。在财务方面，7月初，通威股份控股子公司永祥股份完成增资扩股，引入工银金融资产、中信金融资产等战略投资者，合计融资约49亿元，用于偿还债务和补充流动资金，通威股份持股比例由99.9999%稀释至84.6%。

此轮反内卷，硅料打响了第一枪，释放出行业博弈拐点的明确信号。不仅因其处于产业链上游，更因它是长久以来价格内卷的风暴中心。此前，为争抢订单，不少企业以负利润报价出售硅料，价格一路逼近现金成本线，既透支了利润，也压弯了产业链下游的脊梁。

这轮由硅料拉动的价格修复，正在向组件端传导。一方面，成本端的抬升使组件价格面临现实性的上行压力；另一方面，业主与采购方普遍存在买涨不买跌的心理预期，反而推动终端加速决策、提前锁货。

过去一年，行业被跌价焦虑所裹挟，不少业主、平台商、集成商一再延迟采购，寄希望于再等等组件更便宜。这反而加剧了市场的不确定性与压价预期，形成恶性循环。而如今，当上游硅料开始反弹，市场预期转变，采购方反而更愿意提前锁货。供需博弈的主动权正在从买方转向卖方。

事实上，近期市场已有组件企业透露订单开始回暖，议价权微幅回升。虽然尚难断言组件价格将全面上涨，但从采购心态变化、渠道回补库存、交付排期拉长等迹象来看，整个价值链的传导机制正在被重新激活。

3、储能：印度正成为中国储能企业出海的突破口

近日，印度开发商Acme Solar向南都电源、天合光能等中国企业下达超3.1GWh的电池储能订单，创下该国历史最大单次采购规模。该批设备将于未来4-8个月内交付，用于多个固定可调度可再生能源（FDRE）项目，预计12-18个月投运。此次订单揭示印度储能市场两大结构性转变：其一是从示范性配套升级为系统刚性需求，FDRE项目要求储能承担电网调峰与新能源消纳的核心功能；其二是中国供应链占据主导地位，本轮印度储能扩张中中国供应商订单占比超60%。

印度市场的爆发源于能源转型困局。尽管非化石能源装机占比达43%，但实际发电贡献不足25%，光伏容量利用率低于20%，风光弃电率高达17%。与此同时，印度峰值负荷增速迅猛（年均超7%，2032年将达370GW），而火电建设落后致调频缺口12GW，迫使政府制定2030年配套160GWh储能的硬性目标。然而现实进展严重滞后——当前仅部署约5GWh储能，未来年均需新增20GWh才能达标。中央电力局规划显示，到2032年需74GW/411.4GWh储能，市场潜力近570亿美元。

政策驱动是印度储能发展的动力。强制配储要求新建光伏项目配套10%容量（2小时）储能，后期可能提升至40%，直接创造14GW 短期需求；可行性资金缺口计划（VGF）计划斥资540亿卢比支持 30GWh项目，覆盖40%成本并豁免跨州输电费至2028年，显著降低投资门槛；本土制造激励（PLI）虽规划50GWh电池产能，但 90%电芯仍依赖进口，为中国企业留下3-5年战略窗口期。更关键的是市场机制突破，日前电力市场最大电价差达0.7元/千瓦时，已覆盖储能度电成本，商业闭环初步形成。

中国企业通过三类路径抢占机遇。轻资产模式占据主流，如南都电源设备直供242.5MWh、阳光电源承接760MWh EPC总包项目；技术授权成为深水区破局关键，向塔塔、信实等本土巨头输出电池集成技术以绑定长期利益；产能合作规避贸易风险，楚能新能源签署的5GWh合资框架协议即典型范例。但市场风险不容忽视：地方政府审批周期长达18-24个月，测试认证标准混乱；参照光伏行业经验，未来可能强制要求50%本地化率；叠加卢比兑美元年贬值超10%，对长期服务合同利润形成持续侵蚀。

破局关键在于构建本地化生态。头部企业正通过三举措建立壁垒：组建本土运维团队降低政治风险，推进卢比-人民币直接结算规避汇率损失，参与辅助服务市场设计推动容量租赁机制落地。印度储能的411GWh蓝图既是全球最大增量市场，也是检验中国企业全球化能力的关键战场——如阳光电源通过本地合资厂绑定信实工业，楚能新能源联合塔塔集团开发专属电池技术，这些深度捆绑模式已超越简单设备出口，正将订单红利转化为可持续的生态竞争力。

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