行业动态、产业链变化
汽车数据统计：
据乘联会，7月1日至5日，全国乘用车厂商批发12.7万辆，同比去年7月同期下降35%，较上月同期下降13%，今年以来累计批发1,267.3万辆，同比下降6%。7月1日至5日，全国乘用车厂商新能源批发8.3万辆，同比去年7月同期下降20%，较上月同期下降15%，今年以来累计批发687.1万辆，同比增长5%。
光伏主产业链价格，根据PVinfoLink的数据：
多晶硅（致密料）均价为18.5美元/千克和32.5元/千克，环比持平；多晶硅(颗粒料)均价为32.0元/千克，环比持平。
N型单晶硅片（182-183.75mm，130μm）均价为0.128美元/片和0.870元/片，环比-1.2%/环比-1.1%；N型单晶硅片（182*210mm，130μm）均价为0.970元/片，环比-1.0%；N型单晶硅片（210mm，130μm）均价为1.170元/片，环比-0.8%。
单晶PERC电池片（23.1%+，182-183.75mm）均价为0.049美元/瓦，环比持平；TOPCon电池片（25.3%+，182-183.75mm）均价为0.041美元/瓦和0.270元/瓦，环比持平；TOPCon电池片（25.3%+，182*210mm）均价为0.270元/瓦，环比持平；TOPCon电池片（25.3%+，210mm）均价为0.275元/瓦，环比-1.8%。
182*182-210mm/210mm单晶TOPCon组件均价为0.116美元/瓦和0.728元/瓦，环比持平/环比-1.2%；双面双玻单晶HJT组件（210mm）均价为0.110美元/瓦和0.750元/瓦，环比持平。
中国182*182-210mm/210mm TOPCon组件集中式项目均价为0.710元/瓦，环比持平；分布式项目均价为0.745元/瓦，环比-1.3%；182*182-210mm BC组件集中式项目均价为0.818元/W，环比持平；182*182-210mm BC组件工商业分布式项目均价为0.846元/W，环比持平。
印度封装TOPCon组件FOB价格0.145美元/W，环比-3.3%；美国封装TOPCon组件FOB价格0.310美元/W，环比持平；美国项目东南亚制TOPCon组件FOB价格0.270美元/W，环比持平；欧洲项目中国制TOPCon组件FOB价格0.125美元/W，环比-0.8%；欧洲工商业分布项目中国制BC组件0.139美元/W，环比持平；欧洲工商业分布项目中国制BC全黑组件0.201美元/W，环比持平。
锂电产业链价格方面，根据鑫椤锂电数据：
上游材料：电池级碳酸锂价格为15.30万元/吨，下跌1.20万元/吨。硫酸钴价格为9.55万元/吨，维持稳定。电池级硫酸镍价格为3.35万元/吨，维持稳定。 电池级硫酸锰价格为0.62万元/吨，维持稳定。
正极材料：NCM 811价格为20.35万元/吨，下跌0.45万元/吨。 NCM 523前驱体价格为11.05万元/吨，维持稳定；NCM 811前驱体价格为11.85万元/吨，维持稳定。
负极材料：高端人造负极价格为4.83万元/吨，维持稳定。
隔膜：基膜（湿法,9μm）价格为0.88元/平方米，维持稳定。
电解液：电解液（三元/圆柱/2600mAh）价格为2.73万元/吨，维持稳定。DMC（电池级）价格为0.42万元/吨，维持稳定。六氟磷酸锂（国产）价格为10.20万元/吨，维持稳定。
市场整体走势
上周市场仍以调整为主，汽车、电力设备板块跟随市场调整，两个板块相对表现都较为一般。
数据来源：iFinD，数据截止时间：2026年7月10日，指数涨跌幅仅供参考，不预示未来表现，也不代表具体基金表现。沪深300指数代码000300，科创50指数代码000688，新能源指数代码000941。
行情解读
上周市场仍以调整为主，汽车、电力设备板块跟随市场调整，两个板块相对表现都较为一般。其中，电力设备板块涨跌幅在31个申万一级行业中排名第30；汽车板块涨跌幅在31个申万一级行业中排名第23。
具体板块来看，汽车方面，2026上半年，乘用车内需表现较弱，供应链连带承压。在AI等新方向有布局的公司有望受益于大的行业趋势，相关新业务预计今年起贡献可观。机器人方面，随着宇树上市以及特斯拉机器人的规模量产临近，国内外产业催化密集，布局丝杆、减速器、电机等核心环节的公司有望受益。
根据乘联分会数据，乘用车6月批发/零售分别为235.8/160.2万辆，同比分别-6%/-23%，2026上半年零售同比-20%，批发受益出口超预期，同比-6%，新能源零售同比-14%，批发+5%。展望2026下半年，受益小米、小鹏等新车发布及上市交付，新能源下乡助力叠加8月起的销售旺季，内需环比趋势有望改善，出口端增长势头不减，车企销售及盈利趋势预计边际向好。
新能源方面，过去一段时间科技等方向持续吸引资金，电新主链相对缺乏短期催化，部分资金从风电、储能系统、PCS、电池环节流出。从基本面看，新能源装机高位运行、电网消纳压力上升、电力市场化推进、峰谷价差、容量补偿和辅助服务机制完善，仍将支撑独立储能、工商业储能和电网侧储能需求。强制配储弱化后，行业确实会经历从“政策驱动装机”向“收益驱动投资”的切换，项目质量和收益率会分化，但这并不等于总需求收缩。相反，随着系统价格下行、现货市场扩围和收益模型逐步清晰，储能需求有望从新能源侧配储转向电力系统侧刚需。同时，国内AI算力中心建设提速可能带来局部供电压力，推动地方和园区加快配套电源、电网扩容及绿电消纳建设，进一步拉动风光储一体化、源网荷储和数据中心侧储能需求。
7月9日至10日，广东省阳江、汕尾、江门三地启动海上风电竞配，规模共计10.3GW；其中，阳江区域（阳江三山岛七至十三）7GW ，汕尾区域2.4GW（红海湾场址一、二、七、八），江门区域0.9GW（江门川岛三）。2025年以来，国内海风项目竞配及招标流程稳步推进，“十五五”规划明确2030年累计100GW海风装机底线目标，对应2026-2030年需至少新增约53GW海风装机，看好国内海风项目开工逐步加速。
相关基金
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