2026 年 8 月中國太陽能模組與電池片出口：模組單月止穩但累計年減擴大

InfoLink 整理中國海關資料顯示，2026 年 8 月中國共出口約 15.26 GW 的太陽能模組，較七月的 15.23 GW 大致持平、月增約 0.2%；惟相對去年八月的 30.82 GW 大幅減少約 50%。2026 年 1-8 月，中國共出口約 158.71 GW 的太陽能模組，較去年同期的 179.42 GW 減少約 12%，累計年減幅自一至七月的約 3% 明顯擴大。需留意的是，去年 8 月為 2025 年單月出口最高點，其中印度單月即進口 2.68 GW（ALMM List-II 實施前的搶運），今年同月已降至 0.07 GW，單一市場即貢獻本月年減差額的約 17%。因此八月年減幅的跳升，基期因素大於需求端的再度轉弱。

觀察太陽能電池片，2026 年 8 月中國共出口約 7.84 GW，較七月大幅回升約 54%，結束連續三個月的下滑，惟仍較去年同期的 13.96 GW 減少約 44%。2026 年 1-8 月，中國太陽能電池片出口約 72.69 GW，較去年同期成長約 9%，累計增幅自一至七月的約 23% 大幅收斂。

2026 年 8 月模組出口單一國家排名，依序為荷蘭、巴基斯坦、巴西、義大利與沙烏地阿拉伯，前五大單一市場合計約 5.65 GW，占整體模組出口約 37%。區域市場方面，歐洲市場 八月進口約 6.51 GW，仍為最大出口區域，占比約 43%；亞太市場約 4.02 GW 居次；美洲、中東與非洲市場則分別約 2.19 GW、1.63 GW 與 0.91 GW。本月總量雖持平，區域間卻出現明顯換手：美洲月增約 30%、亞太約 10%、中東約 3%，而歐洲月減約 5%、非洲月減約 38%。以量體計，美洲與亞太合計月增約 0.89 GW，恰由非洲與歐洲分別月減約 0.55 GW、0.36 GW 抵銷。換言之，八月的「持平」是輪動的結果，而非各區同步回穩。


 

歐洲市場

2026 年 8 月中國出口歐洲市場約 6.51 GW 的太陽能模組，較七月減約 5%，與去年同月相比衰減約 48%；2026 年 1-8 月累計約 65.44 GW，較去年同期減少約 10%。觀察八月單月資料，荷蘭仍為歐洲最大入口，單月進口約 2.61 GW；其後為義大利、比利時、英國與法國，分別約 0.61 GW、0.45 GW、0.43 GW 與 0.42 GW。區內節奏延續分歧：義大利自 0.49 GW 升至 0.61 GW、西班牙自 0.31 GW 回升至 0.41 GW、英國自 0.27 GW 升至 0.43 GW、月增幅度約 60%，而斯洛維尼亞自 0.58 GW 降至 0.42 GW、希臘自 0.42 GW 降至 0.23 GW、波蘭自 0.30 GW 降至 0.21 GW，德國則表現持平約 0.31 GW。

英國的回升具有明確的政策對應：英國自 2026 年 8 月 27 日起正式開放插電式（陽臺）太陽能合法自行安裝，依 SI 2026/848 規定，微逆變器交流輸出上限為 800 W、直流側面板容量可至約 2,000 W，且不含儲能。該法規於 7 月 16 日定案、八月底生效，八月的進口回升較可能反映通路端在開賣前的備貨，而非既有屋頂市場的需求轉強。

整體而言，歐洲需求在八月並未轉強。依 InfoLink 價格指數觀察，八月歐洲模組價格穩中略降：BC 模組月末均價落在0.131 USD/W、TOPCon 模組約 0.119 USD/W。後續變數仍集中在高滲透率市場的負電價與消納限制、儲能配置進度，以及歐盟本土製造與採購要求的落地節奏。


 

亞太市場

2026 年 8 月中國出口亞太市場約 4.02 GW 的太陽能模組，較七月回升約 10%，與去年同月相比衰減約 59%，一至八月累計約 48.76 GW，較去年同期減少約 15%。觀察主要市場，巴基斯坦以約 0.93 GW 重回第一，較七月的 0.81 GW 回升約 14%；澳洲約 0.50 GW 持平居次，其後為菲律賓、日本與泰國，分別約 0.39 GW、0.38 GW 與 0.29 GW。印尼則自七月的 0.07 GW 大幅回升至約 0.27 GW。

巴基斯坦的回升幅度有限，尚不足以認定去化階段已經結束。更值得留意的是需求結構本身的改變：NEPRA 於 2026 年 2 月發佈《Prosumer Regulations》（SRO 251(I)/2026），將分布式太陽能的結算機制改為淨計費（net billing），餘電回購改按全國平均購電價計算，而自電網購電仍按零售級距收費。我們認為，此一調整將使巴基斯坦的需求重心自「超額配置、賣電套利」轉向「自用比例最大化＋儲能配置」，月均模組進口不易回到上半年水準，但系統中儲能與逆變器的占比將同步提高。

菲律賓單月量體穩定在 0.39 GW，一至八月累計已達 6.45 GW，為亞太第三大市場。該市場今年的韌性與能源安全直接相關：受荷姆茲海峽封鎖引發的燃料危機影響，菲國於 2026 年 3 月 24 日發佈第 110 號行政命令進入全國能源緊急狀態，至 6 月 30 日解除。

印尼方面，總統于 8 月 14 日宣示 2026 年推動 30 GW 太陽能電站、中長期目標上看 100 GW，並同步汰除 13 GW 柴油機組，為本月印尼模組與電池片進口同步放量提供了政策背景。

印度模組進口續處低位，八月約 0.07 GW，與七月大致持平；東南亞的泰國、越南、柬埔寨與馬來西亞則分別約 0.29 GW、0.21 GW、0.09 GW 與 0.06 GW，延續對美出口路徑受阻後的低檔盤整。


 

美洲市場

2026 年 8 月中國出口美洲市場約 2.19 GW 的太陽能模組，較七月回升約 30%，為五大區域中月增幅最大者，惟與去年同月相比衰減約 29%，一至八月累計約 16.56 GW，較去年同期減少約 15%。單一市場仍以巴西 為主，進口約 0.92 GW，自六月起連續三個月回升；其後為哥倫比亞、墨西哥、巴拿馬與美國，分別約 0.32 GW、0.23 GW、0.15 GW 與 0.10 GW。哥倫比亞自 0.12 GW 躍升至 0.32 GW，為今年單月新高。

巴西連續三個月回升，我們仍傾向解讀為稅務與配額視窗下的節奏調整，而非分布式需求本身的轉折。5 MW 以上集中式項目的進口關稅配額（自 25% 調降至 9.6%）有效期至 2027 年 7 月，時間視窗正在收斂，對集中式項目形成提前拉貨的誘因；同時 2026 年逆變器進口稅自 12.6% 調升至 20%，加上退稅取消推升的到岸成本，整體系統成本壓力並未緩解。分布式端則持續受 Lei 14.300 的 TUSD Fio B 分年加征與併網排程壓抑，補償價值逐年遞減，自用比例的重要性同步上升。


 

中東市場

2026 年 8 月中國出口中東市場約 1.63 GW 的太陽能模組，較七月小增約 3%，但與去年同月相比衰減約 57%；一至八月累計約 13.06 GW，較去年同期減少約 33%，為五大區域中累計年減幅最深者。主要拉貨國為沙烏地阿拉伯、阿聯酋、以色列、土耳其與約旦，分別約 0.59 GW、0.24 GW、0.21 GW、0.11 GW 與 0.10 GW。沙烏地自 0.65 GW 小幅回落至 0.59 GW，阿聯酋則自 0.16 GW 回升至 0.24 GW。

中東的弱勢主要並非來自項目需求的消失，而是航運與保險條件的惡化。自 2026 年 2 月底荷姆茲海峽實質封鎖以來，區域海運風險溢價持續高懸；美國國會研究處指出，截至八月初，荷姆茲的商船通行已受到干擾達約五個月。紅海南端方面，胡塞武裝於 7 月 20 日宣佈對沙烏地實施海上封鎖，8 月 3 日至 9 日巴布曼德海峽的可追蹤通行量降至近一年最低。市場端則反映為戰爭險保費升至船體價值的 15-20%，部分責任保險機構退出波斯灣承保，並疊加戰爭險、緊急衝突、緊急燃油與旺季等多層附加費。我們認為，在航線風險定價回落之前，中東的模組進口將持續以「交付視窗決定報關節點」的方式呈現高波動，單月資料的參考性低於季度均值。


 

非洲市場

2026 年 8 月中國出口非洲市場約 0.91 GW 的太陽能模組，較七月大減約 38%，與去年同月相比衰減約 47%；惟一至八月累計約 14.90 GW，較去年同期的 10.61 GW 成長約 41%，仍是五大區域中唯一累計正成長者。觀察八月單月資料，南非約 0.16 GW 位居第一，其後為埃及、蘇丹、奈及利亞與剛果民主共和國，分別約 0.16 GW、0.07 GW、0.06 GW 與 0.06 GW。

本月的回落高度集中：奈及利亞月減約 0.25 GW、南非約 0.22 GW、埃及約 0.14 GW，三者合計已超過非洲整體的月減量。考慮三國政策面在八月並未出現不利變動，此一回落較可能反映港口與清關節奏，而非終端需求的轉折。西非拉各斯港八月錨地等待時間達 14 至 21 天，南非德班港亦處於壅塞狀態，東非則因紅海繞行而成為轉運受益方。非洲模組端的中長期支撐因素並未改變：電氣化缺口、離網與微電網項目，以及備援用電與能源成本壓力，仍是結構性動能。


 

電池片出口

2026 年 8 月中國太陽能電池片出口約 7.84 GW，總量自年內低點回升約 54%。亞太市場約 4.35 GW，占比自七月的約 47% 回升至約 56%；非洲市場約 2.07 GW，占比約 26%；中東市場約 0.80 GW，占比約 10%；美洲市場約 0.59 GW；歐洲市場僅約 0.03 GW。

觀察單一國家資料，印尼以約 2.01 GW 大幅躍居第一；其後為菲律賓、奈及利亞、肯亞與土耳其，分別約 1.08 GW、0.75 GW、0.72 GW 與 0.59 GW。美國約 0.59 GW，寮國約 0.57 GW，烏茲別克約 0.37 GW，吉布地與坦尚尼亞各約 0.19 GW。

八月電池片出口有三項結構性變化值得留意。

第一，印尼、寮國與菲律賓同步放量，對應 232 條款生效前的搶運窗口。 三者八月合計月增約 2.18 GW，占整體電池片月增量的八成。232 政策制度設計的關鍵在於：最低進口價不分原產地適用，於 12 月 4 日之後進入美國，電池片均須滿足每瓦 0.22 美元的價格門檻。考慮海運與組裝前置期合計約需兩至三個月，八月至九月出運的電池片，正是最後一批仍有機會在下閘前完成美國清關的批次。這解釋了為何本月的放量集中於具備組裝產能、且尚未被課征反傾銷反補貼稅的節點。同期美國自中國直接進口電池片約 0.59 GW，一至八月累計約 3.87 GW，亦延續第 201 條防衛措施於 2026 年 2 月 7 日到期後、本土模組組裝產能大於本土電池片產能的缺口邏輯。

惟此一搶運視窗，已自九月下旬起被行政手段主動收窄。美國商務部工業安全局（BIS）於 2026 年 9 月 22 日發佈臨時最終規則（Docket No. 260915-0004，RIN 0694-AK57），直接針對 232 條款生效前的囤積行為，效期自 2026 年 9 月 22 日至 12 月 3 日，完整覆蓋下閘前的剩餘窗口。

規則要點有三。其一，對 2026 年 8 月 6 日前既有的進口商（IOR），商務部將逐案比對其 8 月 6 日後的累計與周均進口量、2026 年 1 月 1 日至 8 月 6 日的周均量，以及 2025 年的周均量；一旦判定顯著高於歷史均值，即通知 CBP 禁止其於 12 月 4 日前再行進口。其二，對 2026 年 8 月 6 日當日或之後才向 CBP 註冊的新進口商，設定極低的周度進口上限——電池片（HTSUS 8541.42.00）每週 2,000 片、模組（HTSUS 8541.43.00）每週 55 片、多晶矽每週 12 公斤——實質等同封死以新設主體承接搶運量體的路徑。其三，報關行負有主動查核義務，須確認進口商是否為 8 月 6 日後新設、其受益人是否另設多個 IOR、最終收貨人是否為已受禁令的主體；協助規避者可能面臨執照吊銷或罰則。受限企業可向 BIS 申請豁免，商務部表示將於收件後 14 日內回復。

值得注意的是，BIS 在規則說明中直接指出，第 11052 號公告發佈後一周的貿易資料，已顯示部分進口商的進口量較其歷史周均出現劇烈增加，因此援引行政程式法的正當理由條款，略過預告與評論程式即刻生效。這從美方的行政紀錄側面印證了本文對八月電池片放量的判讀：該批量體確實是針對 12 月 4 日的時間套利，而非終端需求回升。就後續量體而言，由於限制系以美國進口端的歷史均值為基準，海外組裝節點即使順利取得中國電池片並完成組裝，其美國買方也未必具備可用的進口額度。我們認為：九月初量體可能仍受八月訂單的交付慣性支撐，但下旬已開始明顯減緩。廠商在報價與帳期條件上，應將「美國買方是否具備 12 月 4 日前的可用進口額度」列為授信前提，而非僅檢視組裝端的產能排程。

第二，非洲節點完成一輪替換，衣索比亞退場已成定局。 衣索比亞電池片進口連續兩個月歸零（六月尚有 0.33 GW），一至八月累計停在約 3.23 GW；肯亞與奈及利亞則穩定維持在 0.72 GW 與 0.75 GW，兩者合計已占非洲電池片進口的約七成。吉布地則自七月的歸零回升至約 0.19 GW。美國商務部於 2026 年 7 月 17 日啟動針對衣索比亞的全國性反規避調查，初裁預計 2026 年 12 月 10 日、終裁約 2027 年 5 月 10 日，且追溯效力可回溯至立案日。與七月不同的是，本月資料已足以確認衣索比亞路徑並非暫停而是關閉；而肯亞與奈及利亞在承接量體的同時，也同步累積了下一輪立案的曝險。至於吉布地的回升也需要額外注意，因其為衣索比亞的出海口與紅海航線節點。

第三，印度通道實質關閉，烏茲別克與土耳其成為新增節點。 印度八月自中國進口電池片僅約 0.04 GW，較四月的 2.56 GW 下滑逾 98%，一至八月累計 9.63 GW 幾乎全數集中於上半年。印度 ALMM List-II 自 2026 年 6 月 1 日起對政府支持、淨計量與 Open Access 項目強制適用；MNRE 於 8 月 21 日發佈第 9 次 List-II 修訂，國產合格電池片掛牌產能升至約 39.4 GW，而 List-I 模組掛牌產能約 217 GW。合格電池片供給仍是印度本土的瓶頸，但缺口正由本土產能逐步填補，中國電池片直接出口印度的空間已大致封閉。相對地，土耳其八月約 0.59 GW 創年內新高、一至八月累計約 3.06 GW；烏茲別克約 0.37 GW，為連續第五個月成長，兩者正成為新的組裝與中轉節點。
 

八月政策與市場動態解析

整體而言，2026 年 8 月中國太陽能出口市場呈現三項特徵。

其一，模組單月止穩，但累計年減擴大至約 12%。需強調的是，八月年減 50% 的讀數受到去年單月最高基期（30.82 GW）的放大；若排除印度單一市場的基期落差，年減幅仍在四成以上，顯示退稅取消後的價格重議與管道修正尚未結束，但本月的「持平」確實反映量體已在 15 GW 附近取得短期支撐。

其二，區域輪動取代整體回溫。美洲與亞太的回升，恰由非洲與歐洲的回落抵銷；中東成為累計年減最深的區域（約 -33%），主因並非項目需求消失，而是荷姆茲與紅海的航運風險定價；非洲則是唯一累計正成長的區域（約 +41%），但其成長動能已自模組轉向電池片。此一輪動意味著，未來數月的判讀重點應放在「哪一區在換手」，而非整體量體的絕對水準。

其三，電池片的驅動邏輯自「被動位移」轉為「主動搶運」。六至七月的區域重組，是被美方立案節奏壓縮出來的被動調整；八月的放量，則是廠商主動針對 12 月 4 日這個明確日期進行的時間套利。這類量體有兩項特性值得納入接單判斷：一是具有硬性截止日，九月或仍有交付慣性支撐，但回落壓力將自十月起浮現，早于原先預期的十一月；二是價量時序分離，量在前、價在後——我們在九月初已觀察到國內與東南亞電池片的前期高位報價回落、溢價幅度大幅收斂，這與八月的海關放量並不矛盾，而是搶運備貨大致完成後的正常結果。

對中國電池片與模組廠而言，需留意搶運結束後，九至十月累積的管道庫存可能在 2027 年第一季形成新一輪去化壓力。同時，肯亞、奈及利亞、烏茲別克與土耳其等新節點的有效營運視窗，在美方現行立案節奏下，恐仍以 12 至 18 個月為量級—客戶結構的更替速度將持續快於價格週期本身。