硅料价格
供应方面，八月整体新增供应规模与前期预估环比下降的情况相符，但是近期四川方向由于持续高温导致阶段性限电的情况确有发生，影响区域内硅料生产企业的正常产出量，导致小幅度迫降负荷，目前具体影响时间需要以天气温度和供电情况为考量，暂时预计对于九月排产情况也会产生一定影响。供给方面出现较为复杂多变的特点，TOP5 企业中有前期减产/检修预计逐步恢复的企业、也有维持高开的企业和持续低开的企业，甚至存在新产能即将投产的计划；二三线企业特点较为统一，整体减产/检修的计划仍然较为明确，个别三线企业已经出现陆续关停状态。
需求方面，八月中旬开始硅料使用端、尤其是个别龙头企业下调拉晶稼动的举措将会对市场有一定冲击，若其他专业硅片厂九月也有下调拉晶稼动的预期，那么对于硅料需求端来说，无疑将会形成明显的不利影响。另外，九月存在部分硅料企业结束检修、提高稼动和新增产出量的预期，如此恐将带动九月新增供应量从底部开始小幅回弹，恐将对已经明显下降的供给端库存带来新一轮上涨压力，继而更加不利于硅料现货价格的反弹动能。
价格方面，国产致密块料价格维持每公斤 37-42 元区间，均价 39.5 元，环比变化 0%；国产颗粒硅价格维持每公斤 36-37 元区间，均价 36 元，环比变化 0%；海外致密块料价格维持每公斤 17-23.5 美元，均价 21.5 美元，环比变化 0%，但是价格仍然承压，有下跌可能。
观察硅料采买签单情况分化，一部分买方拥有前期到货的、超出实际使用范围的硅料现货库存，且当前拉晶稼动整体水平仍然处于低迷水平，故实际采买需求或用料需求并不迫切，抵触和观望情绪影响；另外一部分买方对于生产刚需的采买结束，市场主流价格中枢小幅回调的变化也已完成；九月硅片价格能否实现反弹，实则成为上下游共同关注的焦点之一，也将间接影响硅料价格的震荡空间。
硅片价格
本周硅片主流成交价格水位仅管维持平稳没有变化，市场氛围仍然紧张，随着硅片生产企业提出调高报价的预告后，买卖双方皆静待 8 月 29 日的更新报价执行，硅片企业针对 183N 价格更新报价至每片 1.15 元人民币、针对 210RN 与 210N 也调高到每片 1.3 元与每片 1.5 元人民币，截至今日未有听到明显成交意愿。
在价格部分， P 型硅片 M10 和 G12 规格的成交价格分别为每片 1.25 元和 1.7 元人民币，其中头部企业在本周也调高针对 210P 的部分报价，来到每片 1.7-1.75 元人民币；而 N 型硅片部分，这周经历了比较明显的波动，183N 硅片主流成交价格落在每片 1.08 元人民币，然而当周 1.05-1.06 元人民币价格也有批量成交落地。至于 G12 及 G12R 规格的成交价格约为每片 1.5 元和 1.23 元人民币。
从当前市场氛围来看，预期明天硅片价格的博弈将非常激烈。近日已有部分硅片企业策略性暂缓出货，等待明天的价格更新。然而，硅片涨价预期将引发电池企业的强烈抵触，市场正静候明天买卖双方博弈的最终结果。
电池片价格
本周电池片价格分化明显，范围如下：P 型 M10 电池片价格大多落在 0.28-0.285 元人民币，头部厂家仍有前期每瓦 0.29-0.30 元人民币的订单在本周交付，但该价格区间的量体较少，而 P 型 G12 尺寸电池片成交价格则落在每瓦 0.28-0.29 元人民币。听闻部分厂家将在今年四季度逐步关停 P 型产能，预计在产能退坡、供给减少的情况下，P 型电池片价格将持稳发展。
N 型电池片方面，受到部分厂家月底抛售影响，价格开始往下松动，M10 TOPCon 电池片价格在每瓦 0.27-0.29 元人民币；至于 G12R 和 G12 TOPCon 电池片，当前价格皆落在每瓦 0.28-0.29 元人民币的区间。
由于本周硅片报价上调，理论上电池环节将因成本上升而调涨电池片价格，但根据厂家反馈，受制于终端需求并未明显起量，电池片价格上升难以被组件端大面积接受，此时硅片报价上涨仅仅是增加电池端的成本压力，因此多数厂家对此事发展较为悲观，总体来看，预计电池片价格在近期仍难有明显回升，继续持稳发展的可能性较高。
组件价格
组件厂家持续受到库存积累、需求弱稳运行的局面挤压，厂家持续出清库存减少呆滞产品，近期低于 0.7 元人民币的特价组件持续扰乱市场售价，近期新签执行价格持续下探，厂家价格竞争策略越来越激进。近期集中项目价格仍有下探趋势，本周均价尚仍在每瓦 0.75-0.77 元人民币，新的执行订单低价持续贴近 0.7 元人民币。但业主方也反馈 0.7-0.72 元人民币以内的水平执行难度上十分困难，买卖双方仍在博弈价格。分布项目价格受到厂家现货出厂价格影响仍有下降趋势，本周价格约 0.77-0.82 元人民币，整体 TOPCon 均价小幅松动来到 0.75-0.77 元人民币。
182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.67-0.8 元人民币。HJT 组件价格约在每瓦 0.8-0.95 元人民币之间，大项目价格偏向低价，但厂家维持价格贴近 0.9 元人民币左右。
BC 方面，P-IBC 价格从原先与 TOPCon 价差目前维持约 2 分钱左右的差距，N-TBC 的部分，目前报价价差维持 3-7 分人民币，价差略为收窄。展望后续随着国内集采项目不少都开始规划 BC 产品的标段，厂家排产也响应上升，后续需观察招开标状况。
对于后续需求展望较为悲观，从厂家排产观察也可看到部分库存略高的厂家在策略面上转趋保守，总体全球排产预估将落在 50-51 GW 之间，市场上仍充斥低价抢单、低效产品、库存商品等致使价格下探，持续打乱市场节奏，组件价格修复回升较有难度。
海外市场部分，HJT 价格每瓦 0.12-0.125 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.09-0.10 美元。TOPCon 价格区域分化明显，亚太区域价格约 0.1-0.11 美元左右，其中日韩市场价格维持在每瓦 0.10-0.11 美元左右，欧洲及澳洲区域价格仍有分别 0.085-0.11 欧元及 0.105-0.12 美元的执行价位；巴西市场价格约 0.085-0.11 美元，中东市场价格大宗价格约在 0.10-0.11 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 元美元以内，前期订单也有 0.15 美元的正在交付，新签执行价格也有落在 0.09-0.10 美元之间的水平，价差分化较大；拉美 0.09-0.11 美元。美国市场价格受政策波动影响，项目拉动减弱，厂家新交付 TOPCon 组件价格执行约在 0.23-0.28 美元，前期签单约在 0.28-0.3 美元左右，PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.02-0.03 美元。后续 InfoLink 将视市场情况添加本地制造价格。