2024年新能源行业专题报告：祛魅存真，透析电新

情绪恢复理性之际，聚焦需求与格局

主观情绪总是会在研究认知与投资决策中推波助澜，行业景气度上行时，渗透率低、盈 利好、增速快等特点刺激市场为新能源描绘出星辰大海的版图，导致板块火热出现超买； 而当基本面瑕疵出现，供需不平衡、过度竞争、贸易摩擦、交易筹码拥挤等因素的集体 爆发又令悲观情绪进一步恶化，新能源赛道开始长达约 2-3 年的深度回调。结合产业链 价格、企业盈利、估值水平、筹码结构等因素考虑，我们认为市场对于电新的情绪与认 知已逐步从“过热与过冷”的急剧震荡中回归理性，站在当下的底部区间，我们认为有 必要对锂电、储能、光伏等主力电新板块进行“祛魅存真”的认知梳理，围绕需求与格 局来厘清各大赛道实际的投资价值。

需求：景气度投资的关键，正视短期瓶颈与长期空间

光伏：主力市场承压扰动全球增速，双碳指引、平价上网唤醒各国活力

2024 年前 10 个月，国内新增光伏装机 181.3GW，同比增长约 27%，10 月单月新增装 机 20.42W，同比/环比分别变化+50%/-2%；出口表现方面，2024 年 1-10 月中国出口 光伏电池组件合计 268.5 亿美元，同比下降 30.98%，对应均价测算前 10 个月光伏组 件/电池片分别实现出口 216.52/46.3GW，同比增长 22.47%/39.88%，其中出口欧洲 地区光伏组件电池片合计 88.61GW，同比下降 2.48%，出口欧洲以外市场光伏组件电 池片合计 174.22GW，同比提升 46.32%，欧洲市场出口占比同比下滑 9.57 个 pct 至 33.71%。中欧两大传统主力市场需求放缓，全球装机遍地开花成为今年以来光伏行业 发展的主线。

中国：自从摆脱多晶硅高价的成本压力后，国内光伏电站在 2023 年迎来爆发，全年实 现新增装机 216.3GW，同比增长 147%，主要驱动力来源于前期因组件价格高企而观 望的集中式地面电站项目在年底抢装，23Q4 单季度地面光伏电站新增 58.22GW，同比 /环比增加 212.7%/139.3%。而进入到 2024 年，国内光伏装机增速与结构变化显著， 24Q2 国内地面/户用/工商业光伏电站分别新增 27.67/8.93/20.14GW ，同比变化 +26.15%/-29.14%/96.87%，资源错配、电网基础设施限制、市场不完善等现实因素 对于国内光伏电站建设的扰动在进一步扩大。

问题往往是环环相扣的，过去数年新能源电站作为国家重要的基建投资方向，装机规模 随着成本下降而爆发增长，但电网侧相关的投资进度却稍显落后，输配电能力的“捉襟 见肘”已愈发可见：西部地区规划电源已远超当地用电需求、大部分无法本地消纳的电 量却难以匹配外送通道，东部地区自用比例低、需要大量并网运行的户用光伏也遇到可 接入容量明显受限的问题，叠加光伏发电本身出力曲线与用电负荷不匹配等诸多因素， 光伏消纳困境在所难免。而消纳难题的出现则直接负反馈于电站项目收益，不再稳定 上网的光伏发电流向现货交易市场，市场上供需的错配令交易电价中枢难以抬升，除此 之外，土地财政压力可能迫使地方政府加强对于其他行业的项目收益诉求，电网投资的 分身乏术则可能导致电站投资方需要额外承担部分输送通道建设的成本。由此看来，造 成消纳难题的原因以及消纳难题对光伏电站建设的影响都难以在短时间内得到解决，我国光伏装机在历经数年的高速增长后将进入阵痛的调整期，并且后续需要在用电习惯引 导、电力现货市场完善、相关政策梳理、电网设施升级等各方面多管齐下。

考虑到“五大六小”发电集团等国央企为国内光伏电站投资主力，高层定调的双碳、可 再生能源目标对于后续装机需求参考意义重大。截止 2024 年 10 月，我国风电/光伏累 计装机分别为 480.02/951.05GW，提前 6 年实现总书记在全球气候雄心峰会上提出的 “到 2030 年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上”目标，但在 光伏装机总占比突破 20%的背景下，光伏发电占比仍在个位数水平徘徊，短期各大发 电集团装机动力走弱，国内重心应放在存量新能源发力梳理，以更好地腾挪“十五五” 甚至更长远地新增装机空间。我们以中美联合发表的《阳光之乡声明》里的表述作为指 引，并考虑到国央企承担的基建投资任务，将国内 2030 年可再生能源装机上调至 2020 年的 3.5 倍，以测算到 2030 年还需要约 16.19 亿千瓦风光装机，年化约 270GW， 长期看增速放缓回归合理，但整体基本盘仍能维持。

美国：根据 EIA 数据披露，2024 年前 10 个月，美国累积实现光伏装机 19.32GW，同 比增长 77.85%，IRA 法案对于美国光伏装机的刺激立竿见影。美国光伏装机以大型电 力运营商投资的公用事业型光伏为主，这类运营商通过签订 PPA 的形式向电网、用电 方销售电力。在人工智能、数据中心等高用电量领域景气度上行，本土工业体系重塑等 因素驱动下，美国风光等可再生能源需求旺盛，PPA 价格自 2020 年起一路走高，与装 机成本走出反差，提振业主投资积极性。而对于分布式光伏，个人业主由于缺乏融资手 段而更加关注贷款利率、回收周期等条件，随着美联储正式进入降息周期，高杠杆配置 分布式的户用用户资金压力将得到缓解，叠加美国光伏组件供应链本土化带来的初始投 资下降，分布式光伏装机景气度有望得到修复。

虽然需求处于向好修复的趋势中，但政策端的可持续性可能才是决定美国光伏市场实际 表现的最重要因素。IRA 的作用无疑是关键的，根据其细则，美国政府将延长 ITC/PTC 税收抵免政策的有效期限，而且积极上调各类项目的补贴额度上限，户用光伏从之前 26%的补贴比例提升至 30%，工商业/公用事业光伏补贴上限则从原来的 30%提升至 70%，根据 SEIA 预计，与无新政策的装机预期相比，IRA 法案将提升 34%的美国光伏 装机。

而新总统的上任则让 IRA 能否继续运行蒙上一层阴影，早在第一次上任期间，特朗普就 表现出对传统能源的偏好，并通过增加关税的方式直接影响当时的美国光伏装机；在本 轮竞选过程中，特朗普及其顾问团队则直接批评 IRA 法案，认为该立法损害经济发展， 并表示可能撤销 IRA 的未使用资金以及取消新能源税收抵免。虽然基于美国现行的法 律体制，短时间内特朗普难以对拜登时期发布的 IRA 进行修改或废弃，IRA 的许多条 款也得到了部分红州的支持，但政策的摇摆使开发商观望情绪增加，不确定性与高壁垒 仍是美国光伏市场的代名词，结合当前项目储备量考虑，保守预计美国光伏装机规模维持弱平稳的趋势。

欧洲：作为全球第二大的光伏市场，在历经 22-24 年的大起大落后，市场对于欧洲光伏 需求的感知还是存在噪音的。欧洲光伏以分布式装机为主，To C 端的模式需要更多依 赖分销渠道，经销商、安装商的拉货动作直接影响组件出货，过去将近一年的去库周期 对国内出口的压制让悲观情绪蔓延，但从整个赛道后续的增速与空间考虑，需要透视关 注终端装机的实际表现以及影响因素。

根据 Rystad Energy 预计，2023 年欧洲光伏新增装机 56GW，同比增长约 35%，主力 装机地区为德国、波兰、意大利、荷兰、西班牙，五大市场贡献欧洲约 50%新增装机。 经济性与安装并网简易程度是影响欧洲分布式需求的主要因素， 2024 年主力各国出现 电价回落、电网承压、政策补贴波动等扰动，欧洲整体全年新增装机表现可能受到冲击。 德国传统能源电价趋缓、光伏高峰时段负电价频出，导致 24Q2 光伏装机同比下降约 10%，24H1 合计新增 7.55 GW ，同比上升约 8%；波兰离峰时段光伏发电量过高导致 电网承压过重，意大利 Superbonus 补贴费率在今年由 90%下调降至 70%，西班牙新 能源发电批发价格持续走跌，保守预计 2024 年欧洲终端光伏装机以 10-20%增速成长。

而从长期维度来看，欧洲光伏仍具备继续增长的动力与空间，核心的逻辑则在于自身化 石资源的缺乏以及能源危机后更大的转型决心，各国针对各自所遇到的发展瓶颈也积极 推出应对措施。SolarPower Europe 指引到 2030 年欧洲太阳能装机容量达到 900- 1000GW，结合近两年装机测算，截至 2023 年底欧洲累计装机约为 265GW，对应后续 7 年约 700GW 装机空间，年均 100GW 的新增量相比当前仍具有可观的成长空间。细 分到主力市场，德国将 2030 年装机目标上调至 215GW，并于今年推出“光伏揽子计 划（Solarpaket 1）”给予工商业、户用、集中式光伏针对性支持；波兰 2030 年光伏装 机目标从 7.3GW 大幅提升至 29.3GW，为了支持可再生能源比例提高当地电力公司 （Polskie Sieci Elektroenergetyczne, PSE）宣布将于 2040 年前投入约 1175 亿欧元，优化输电与配电网等措施；法国于 2023 年生效《可再生能源加速法》，加速实现 2030 年上调至 60GW 的装机目标。与大起大落的急剧震荡相比，稳定且可预见的回收周期 对于光伏装机需求的健康增长更有意义，而经过约三年时间的波动，当下产业链、传统 能源、居民电价已逐步趋于稳定，短期扰动的影响逐步减弱，光储平价与利率下行带来 的装机经济性以及欧盟各会员国对净零碳排目标达成集体共识有望驱动欧洲光伏装机长 期需求重回成长，且考虑到各国目前完成进度不一，随着越接近 2030 年净零碳排目标 的时间节点，相关政策支持以及拉货动力将更加旺盛。

其他市场：从终端装机、国内出口表现来看，日本、澳大利亚、巴西等传统国家市场成 熟、需求稳定，每年维持约 10GW 级体量的新增装机，稳步向各自 2030 年规划迈进， 装机的增量惊喜主要来自于众多新兴市场。

印度 2024 年迎来装机高峰，上半年新增光伏装机容量为 12.2GW ，以 2023H1 到 2024H1 为周期统计，印度光伏新增装机容量实现了 78.9%的增长，主要装机主力为集 中式地面电站，24H1 新增了约 9.6GW ，尤其第一季度在光伏组件价格的下降以及 ALMM 暂停执行的刺激下，单季度新增了约 7.5GW 的大型地面电站装机容量。加大可 再生能源的投入除了希望降低化石能源的依赖，实则还有印度对于本土制造业崛起的 “野望”，愈发平价的光伏发电能帮助当地工业降低用电成本以及应对发达国家的碳关 税，吸引投资与提升出口竞争力将成为印度持续推进新能源的重要动力。截至 24 年 10 月，印度总发电装机容量已达到 452.69GW，其中可再生能源装机达到 201.45GW， 光伏累计装机容量达 90.76GW，根据 2030 年实现 500GW 可再生能源装机容量的目标 测算，预计后续印度有望成为年装机 30GW 规模的成熟市场。

可再生能源的发展与石油资源丰富的中东地区乍看之下会是背道而驰的趋势，但从远期目标规划与实际落地的项目来看，中东反而是愈发坚定能源转型的区域，对于中东地区 的需求或需要更加长远、宏观的视角理解。得天独厚的地理位置为中东北非创造全球最 好的光照条件，适配针对高温条件的光伏组件能充分利用当地广阔的沙漠资源并实现极 为可观的度电成本，过去受限于自身的地理条件与基础设施，中东各国空有资源却难以 找到合适的可投入路径实现经济转型升级，而当下光伏发电日益成熟带来的大量低成本 的电力供应将成为中东地区加速实现现代化工业、农业的坚实基础，因此，即便不考虑 边缘政治冲突下的资源互换，能源转型对中东的长期意义也足以刺激相应的装机需求， MESIA 在《2024 年光伏展望报告》中预计，中东和北非(MENA)地区在 2024 年安装的 光伏系统装机容量将达到 40GW，到 2030 年将达到 180GW。

电气化、城镇化提升带来的用电量提升与不可逆的全球双碳趋势是光伏装机需求的底层 逻辑，虽然各国尤其新兴市场由于商业模式、基础设施、贸易政策等因素会导致需求出 现波动，但光储平价时代的到来让更多地区具备高性价比的装机条件，需求活力涌现且 理论天花板得以打开。结合各主力市场当下政策刺激、消纳条件、目标指引等因素考虑， 我们预计 2024-2026 年全球光伏装机需求位于 510-580GW 的规模区间，第一大市场中 国的需求走缓对整体市场增速表现冲击明显，预计 25-26 年均维持 10%左右的成长增 速，结合容配比、物流仓储等因素考虑，对应近三年全球光伏组件实际需求体量可能处 于 650-700GW 的规模区间。

储能：能源转型的必选项，因地制宜、全球风起

中国：我国的储能装机以国央企运营的独立储能、风光配储等大型储能项目为主，装机 增长动力来源于政策驱动及电网需求，相关业主强调项目 irr 以及初始投资成本，在新 能源强配、项目补贴、大基地规划等政策指引下，国内储能一直具备装机潜力，但上游 组件与电芯价格的波动直接影响整体开工装机节奏。而自原材料价格从高位回落，国内 众多观望项目积极开工推进，根据 CNESA 数据披露，2024 年前 9 个月国内新型储能 装 机 20.67GW/50.72GWh ，同比增长 69%/99% ， 三 季 度 单 季 度 装 机 6.79GW/16.89GWh，同比增长 62%/99%。锂电原材料从碳酸锂到电芯均已处于供给 宽松阶段，各环节开启产能出清的价格战，储能装机受制于投资成本的可能性已相对较 小，而结合当下消纳情况考虑，各地补贴、储能支持等相关政策有望持续，鼓励长时化、 配储比例趋严的趋势下，国内新增储能的动力及天花板仍较为乐观。

政策积极引导，国内储能模式路径愈发清晰。在储能项目可研的众多假设条件中，较为 容易与现实发生落差的是充放电次数，即项目的利用率。过去由于商业模式、市场制度 等条件的不清晰，储能项目的运营因调用次数不高陷入窘迫，尤其强制配储的模式从过 去两年的实践来看并没有发挥设想中的作用，除了责任、收益分配尚未明确以外，项目 分散且规模小的特点也让电网难以调度，配储的建设还是成为了置换资源的成本项。与 强制配储相比，独立储能单体项目体量更大、建设规格也更高，能形成稳定的大规模电 力输出，由此有望获得更多的调度机会以及更丰富的收益来源，叠加在政策持续加码、 模式得以完善的驱动下，当下独立储能电站有望成为主流的发展方向，2024 年前 9 个 月我国电网侧独立/共享储能电站新增投资 873.63 亿元，占比 70.37%。而根据中电联 统计的 24 年上半年电化学储能电站运行数据，电网侧独立储能等效充放电次数约 0.73 次，在山东、甘肃等现货市场运行项目可达 0.8 次，高于配储项目的 0.5 次，对比 23 年数据已小幅修复，利用率提升带来的项目回本周期兑现有望让行业生态走向健康，国 内储能装机需求释放也将更加顺畅。

美国：美国整体的电力结构以燃气发电为主，燃气机组因自身调节范围宽、响应速度快、 运行可靠性高的特点而成为十分优质的灵活性调节资源，由此带来更加充裕的新能源消 纳空间。但由于资源分布、经济政治体制等原因，不同地区区域的电力系统存在较为明 显的差异，进而决定储能在美国的定位与需求。 丰富的页岩气集中在美国的中东部，西部地区由于地势落差较大而具备丰富的水电资源， 太平洋沿岸及西南地区光照条件充足，加州和德州成为主力的新能源装机区域。西部、 东部和德州三大电网区域之间能源结构迥异，电力市场中运营主体多样、监管主体复杂， 叠加主要的输电方式为短距离交流输电，美国电力的跨区域协调能力与效率较低，导致 当地的储能需求主要来自于服务各地区本身的电力供需平衡与新能源消纳。根据 WoodMac 统计数据，24H1 美国储能装机结构为大储：工商业：户储=92：1：7。

储能需求增长的动力与光伏息息相关，主要来自于工业体系重塑、能源转型加速、电网 设施老旧、政策补贴加码等因素的共振。根据美国能源部统计，当下美国 70%的输电 线路和电力变压器运行年限在 25 年以上，60%的断路器运行年限超过 30 年，电力基 础设施老化导致电网脆弱的问题在能源转型的进程中更加捉襟见肘。Ai 浪潮的掀起与 制造业的回流对大规模且稳定的电力供应提出更高的要求，能为当地电网提供电压支持、 拥堵缓解等辅助服务的储能电站在上述因素共振下更加受到重视，根据 EIA 数据统计， 2024 年前 10 个月美国已实现大型电池储能装机 7.47GW/20.83GWh，同比增长 63.93%/71.42%。

而由于美国大储的运营业主以民营私企为主，为了刺激储能装机，美国自 2007 起就开 始完善电力市场交易体系，引导储能运营商进入电力市场，并从 2006 年开始实施投资 税收抵免政策。在 ITC 指导下，业主以“光伏+储能”的模式投资建设新项目，通过现 货电力市场套利、辅助服务市场和容量电价获取储能端的收益，当下美国大储商业模式 已较为稳定，各大投资商储备项目充足，截至 24 年 10 月，美国大型电池储能项目备 案量已达 45.42GW。近年来杠杆利率、并网拥挤等问题大多为短期扰动，而最终决定大量项目能否如期落地以支撑美国储能长期成长趋势的条件也是 IRA 在新总统任职期 间的实际表现。在 IRA 支持下，独立的储能项目首次被纳入税收抵免范围，户用项目 补贴的基础额度与上限得到进一步提升，大储项目满足所有相关条件后的补贴天花板获 得大幅提高。而且与光伏相比，美国在储能供应链中更加依赖中日韩厂商，IRA 对于本 土制造的扶持意义深重，若增加关税与 IRA 取消同时举措，进口成本的提升以及本土 制造的延缓将持续冲击储能的经济性。

欧洲：能源危机的经历以及能源价格的波动暴露了欧洲电力体系的不足与缺陷，尤其在 能源转型升级的过程中，当下欧洲的基础设施及政策体系可能难以应付突如其来的能源 剧变，也难以支撑可再生能源更大比例的应用，各大新能源装机主力国负电价愈发频繁。

欧洲地区当下希望通过电改以构建更可靠的电力系统，其中在灵活性资源方面，出于对 传统能源受制于人的心有余悸，新的电改方案鼓励电网引入以储能为主的非化石燃料类 灵活性资源，并为了确保这些项目的经济性，除了辅助服务外，还计划完善容量市场、 现货市场拓宽其收入渠道。在政策、市场化共同驱动下，欧洲大储装机从 2023 年规模 起量，全年装机 3.6GWh，同比增长 50%，并有望持续保持强劲的增长动力。由于地理位置与电网相对远离欧洲大陆，英国是最重视发展大储的欧洲国家，截至 2024 年 9 月底已投运电池储能累计装机已达 4.3GW/5.8GWh，24Q3 新增装机 259MW，环比 +90%，预计将有 4.3GW 的电池容量于 10 月签订容量市场协议，三季度末仍有 1.4GW 签订 2024/25 容量市场协议的电池储能容量尚未并网。英国大储商业模式完善、 市场化成熟 ，政府支 持力度持 续上行 ，去除项 目尺寸限 制，并通 过 Capacity Remuneration Mechanism 积极地为表前储能提供金融支持，稳步向 2030 年规划部署 的 24GW 目标稳步迈进。意大利在 177 亿欧元储能计划得到批准后积极推进大储、长 时储能，2024 年上半年实现大储装机 1.2GWh，Q2 单季度并网 0.9GWh，远超 23 年 全年 0.2GWh 的规模体量，排队审批项目接近 20GW。除此之外，过去户储主力市场 德国也在为提升大储投资积极性而探索更灵活的项目运行、收益机制，众多主力市场的 放量与转向有望改变欧洲储能市场结构，大储将逐步接过户储的接力棒，成为欧洲最主 要的装机类型。

其他市场方面，结合电力结构、新能源装机规划、自身消纳能力等条件考虑，中东、澳 大利亚、印度、智利等地区有望涌现大储装机潜力，并已具备旺盛的项目储备。过去由 于能源结构、地缘政治等问题，中东地区输配电线路分散且缺乏跨国联动，而且对电力 系统的投资中仅有 8%~12%用于输配电，大部分线路以 500kV 及以下的电压等级为主， 自身电网基础薄弱与可再生能源发展激进的矛盾下催生出旺盛的储能需求，其中沙特能 源部制定 2024~2025 年 24GWh 的储能项目计划，阿联酋、以色列均积极推进的储能招标，预计后续装机规模迅速突破两位数 GWh 级别后继续稳中有进。

而由于可再生能源发电占比较高，澳大利亚电力市场波动剧烈，政策激励叠加运营收益 可观刺激储能需求，2023 年当地储能项目总投资额达 49 亿澳元，同比增长 157.9%， 在建项目总容量从约 1.4GW / 2GWh 增长至约 5GW / 11GWh，目前预期及计划中的储 能项目规模接近 80GW，其中计划于 2025、2026 年开始商业运行的大储项目规模分别 为 4GW/8GWh、6GW/15GWh。与之类似的还有印度市场，光伏发电占比的提升明显 冲击其电网承受能力，印度中央电力局预测，到 2026-2027 年印度电池储能需求规模 将达 8.7GW/34.7GWh，印度政府于 23 年 9 月推出 4GW 项目补贴计划，提供高达 40% 的初始资本成本的财政支持，根据 Mercom 数据披露，24Q1 印度电池储能装机 219.1MWh，已大于 23 年全年装机，同时约有 1GW/1.6GWh 的独立电池储能项目处于 开发阶段，9.7GW 可再生能源项目具有配储规划。

整体来看，大储需求均来自于可再生能源占比提升形成对电网的冲击，特高压、抽水蓄 能等方案建设周期较长，迫在眉睫的消纳难题需要落地更快的大规模电化学储能。而即 便有了大储的辅助，新能源发电不稳定、出力时间与负荷高峰错开的缺点也难以得到根 治，在全球城镇化、电气化率持续提升的趋势下，用电侧对于降低用电成本、提高用电 稳定性的诉求则驱动户储景气度愈发明朗。 单个市场波动在所难免，光储平价让户储遍地开花。过去户储与欧洲市场高度相关，但 从 2024 年的实际出口表现来看，以往的认知可能需要被修正，在欧洲市场挣扎于去库 周期的 23H2-24H1，亚非拉等新兴市场支撑起了分布式光储的需求，2024 年前 10 个 月，我国实现逆变器出口 497.51 亿元，同比下降 18.9%，其中出口欧洲市场 203.62 亿元，同比下降 43.58%，出口非欧洲市场 293.90 亿元，同比增长 16.34%。这些新需 求的爆发也并非仅集中在某些地区与国家，从传统的巴西、印度，到如今的主力市场南 非、巴基斯坦、乌克兰，再到蠢蠢欲动的尼日利亚、东南亚，电力系统羸弱导致限电、停电频繁的情况正不断重复上演，而组件、逆变器、电池包等原材料的大幅降价让这些 经济欠发达地区的分布式需求得以顺畅释放，我们以巴基斯坦为例，结合 CEIC、世界 银行数据，按人均年用电量 460KWh、一户家庭 6 人口计算，匹配 4KW 光伏+8KWh 储 能的户用光储系统，总计量政策下假设系统离网自发自用，在组件、电池成本快速触底 的当下，即便考虑到渠道商的加价，我们测算度电成本为 14 美分，与当前在 18-23 美 分区间波动的居民电价（不包含固定容量费用）相比具备性价比，回收周期约 4-5 年， 即使考虑到后续政府为了获得 IMF 贷款修复电力系统债务危机会下调电价促进需求量， 但输配电损耗率过高、电力系统羸弱的矛盾短期难以根治，用电稳定性的诉求支撑光储 装机景气度中枢。

根据世界银行 2022 年的全球各地缺电情况统计，东非和南非综合统计有超过 50%的 人口处于缺电局面，中东北非、东南亚地区也尚未做到 100%的电力接入，仍有约 3- 10%的人口面临缺电。基础设施老化、熟练劳动力短缺、人为破坏、拖欠电费、极端 天气、战争冲突等一系列因素的影响下全球部分地区仍将处于电力供应不足的困境中， 新兴市场需求的涌现并非昙花一现，偶然的变化实则是上述因素共振下的必然，愈发平 价的分布式光储将有望持续受益，户储装机需求也不再局限于某几个特定市场。

结合各主力市场国家规划目标、储备项目、推进速度、储能发展方向，我们预计 24-26 年全球大型电池储能装机规模为 138.39、192.84、239.69GWh，同比增速为 88.8%、 39.3%、24.3%，对应全球电池储能装机为 166.62、231.15、290.71GWh，同比增速 为 77.4%、38.7%、25.8%，仍然为电新领域景气度最活跃的主要赛道，考虑到项目备货周期、物流仓储等因素的放大效应，预计 26 年储能系统出货体量将位于 400- 450GWh。

动力电池：刺激消费的重要方向，海外市场仍有政策补贴依赖

根据中汽协数据，2024 年前 10 月中国实现新能源车销量约 975.1 万辆，同比增长约 34.85%，10 月单月实现销量 143 万辆，同比/环比增长 49.58%/11.11%，10 月份单 月新能源渗透率达 46.84%，创历史新高；前 10 个月累积出口新能源汽车 105.7 万辆， 同比+11.85%，10 月单月出口 12.8 万辆，同比/环比增长 3.23%/15.32%，整体来看， 24 年出口市场相对平稳，国内需求旺盛超预期支撑成长。 从装机数据来看，2024 年前 10 月国内动力电池装机 405.8GWh，同比增长 37.7%，10 月单月装机 59.2GWh，环比增长 8.82%，测算今年月度平均单车带电量 41.45KWh， 磷酸铁锂路线迎合众多爆款车型、主流地位确立，前 10 个月累计装车量 294.5GWh， 占总装车量 72.6%，累计同比增长 46.7%。

核心的驱动因素是产品、市场的愈发成熟以及政策补贴的持续刺激。我国深耕新能源汽 车多年，行业经历了为骗取补贴的野蛮生长、爆款产品问世的拐点爆发以及当下产品体 验、配套设施趋于逐步完善。在市场规模庞大、景气度活跃的刺激下，新势力跃进、传 统车企转向，供给端产品迭代加速，对于各目标人群以及价格段的布局也愈发精细，几 乎每隔 2-3 万元就会有新的车型产品可以选择，且产品体验成熟、性价比显著，对传统 燃油车形成“降维打击”。除此之外，观察部分价格段，即便该价位段出现爆款电动车 产品，原有的传统燃油车销量与并未受到显著影响，新能源供给端的琳琅满目除了带来 自身渗透率的提升，还挖掘激发了许多潜在需求，不再局限于“油电”之争，而有助于 总需求的扩容。

而从“消费、投资、出口”的三架马车来看，近年来基建、工业投资已承担了较重的经 济增长任务且相关的瓶颈与弊端已有所展现，出口表现在外部贸易形势下承压震荡，消 费对于国内经济稳增长的意义愈发重要。今年来针对新能源汽车由国家主导、地方引导 的促消费政策支持力度持续加码，国家层面的以旧换新政策对新能源购车补贴由 1 万提 升至 2 万元，各省市也还有不定期的“新能源下乡”、“新能源购置”消费补贴平均惠及 单车 2000-10000 元，补贴支持立竿见影叠加车企价格战刺激导致新能源车市场自 24 年 3 月起已超预期放量，全年呈现“淡季不淡，旺季兑现”的趋势。电池、车、充电桩在内的全生态持续迭代升级已打造出成熟完善的产品体验，即便在高基数的影响下，我 们预计国内新能源汽车仍能以 10-15%的增速中枢成长，而国内对拉动内需的持续加码 则有望带来乐观的弹性。

另外两大主力市场欧洲和美国则明显遇冷。2024 年前三季度，美国实现电动车销量 117.09 万辆，同比增长 9%，电动化渗透率达 9.9%，其中 9 月份单月实现销量电动车 销量 12.67 万辆，同比/环比下降 3%/15%。主力欧洲九国今年前 10 个月合计累积实 现电动车销量 177.75 万辆，同比下降约 4%，电动化渗透率达 21.2%，10 月单月实现 销量 18.86 万辆，同比/环比下降约 0.3%/19%。

造成欧美市场困境的原因是相似的。从能源价格来看，尤其在美国，燃油车与电动车的补能成本接近，电动车在通勤上并不具备显著的性价比优势，配套基础设施建设的欠缺 加剧里程焦虑也在影响消费者决策。而且由于当地车企电动化转型速度不一以及本土产 业链羸弱，电动车爆款产品较少且价格高昂，在利率高企、经济承压的大环境下，即便 是经济发达的欧美地区也难免出现电动车销量遇冷的情况。除此之外，能源转型之路的 曲折导致各国在环保激励政策发生分歧，欧洲部分主力国对于电动车补贴出现退坡，以 德国为例，2024 年该国纯电动汽车消费者的补贴从最初的 6000 欧元降至 3000 欧元， 并在后续逐步取消电动汽车激励措施，进一步打击消费热情。 由此看来，欧美电动车市场仍难言成熟，政策的支持对中短期销量表现影响显著，长期 拐点则需要依靠供给端迈向成熟。2025 年是欧洲碳排放考核节点，当下电动化渗透率 离满足考核仍有距离，即使考虑通过购买积分等其他方式，仍需要电动车实现约 15% 的销量增长；而美国的电动车销量可能同样需要观察 IRA 在新总统执政下的实际表现， 政策支持的单车 7500 美元购车补贴对终端消费刺激以及本土产能建设作用关键。国产 新能源汽车产业链的竞争力在过去两年已充分体现，过去傲慢且激进的欧美车企态度已 逐步转变、开始沉淀打造有竞争力产品，叠加供应链本土化带来的成本包袱减轻，静候 25 年年底或 26 年欧美新能源车在供给端的变化。 结合各大主力国家的市场状态、政策力度、车型结构以及产业变化等因素考虑，我们预 计 2024-2026 年全球动力电池装机 875.2、10009.3、1136.6GWh，同比增长 24.06%、 15.32%、12.61%，叠加储能、消费锂电考虑，预计 2024-2026 年全球锂电装机需求 为 1154.2、1364、1557GWh，若计算出货端的放大效应，2026 年全球锂电产量可能 接近 2TWh。

壁垒决定格局，周期的拐点看格局重塑

回归到生产供给的本质，光伏、储能、动力电池均是制造业，而评判制造业价值的核心 因素可能不仅在于“新”，更多需要关注“难”，尤其在行业增速回落的当下，对于行业 竞争格局的把握显得更加重要，过去接近三年的行业景气度回落而导致各家公司在经营 行为、盈利能力、报表差异等方面的变化成为我们厘清行业门槛的重要素材。

光伏：需求难以为继、技术进步趋缓，开启供给侧改革

在装机增速放缓的背景下，供给端的过剩尤为严重，根据 PV infolink、SMM 数据披露， 到 2024 年年底，全球主要供给地区硅料、硅片、电池片、组件对应名义产能分别为 315 万吨、1320GW、1534GW、1455GW，即便考虑部分成本、效率落后的产能将被 淘汰以及高度内卷下新产能实际落地进度放缓，但当前供给侧仍可满足直流侧 1-1.2TW 的装机需求。

快速下行的产品价格与惨烈的业绩表现除了是供需不平衡的体现，实则也揭示了光伏产 品同质化、标准品的行业属性。2024 年前三季度 SW 光伏设备板块实现总营收 6970.07 亿元，同比下降 21.44%，实现归母净利润-20.12 亿元，同比下降 102.07%，经营活动/筹 资活动现金流净额分别为-17.69/942.34 亿元，行业整体资产负债率达 63.25%，为近六年 最高值。根据对每周产业链价格与单瓦盈利的跟踪测算，硅料、硅片、电池片、组件四大 光伏主链环节从年中进入全面亏损，原本在行业景气时期凭借加长自身产业链条获得丰厚 盈利的一体化企业也再难言顺利，一体化的产能布局在行业探底时期反而可能形成负担 拖累，各家的财报表现愈发显得“众生平等”，龙头企业的优势更多集中于前期积累下 的品牌渠道与资金、规模体量。

行业话语权与竞争格局分散且暗流涌动。从格局来看，结合装机量与各家年报数据测算， 2023 年组件行业的 CR5 约为 60%、CR10 接近 80%，从数据上看集中度不低，但回顾 历年的全球组件出货排名，每一年的排位次序实际上都有可能出现大洗牌，即便是头部 大厂出现了某些决策失误便可能会在单季度内马上发酵，竞争格局整体实际表现混乱且 激烈。而自多晶硅料新产能集中放量后，光伏产业链已不存在硬性的产能供给瓶颈，行 业的定价权与话语权本将有望重新分配，但同质化的属性导致价格战成为各家企业抢占 市场最直接的手段，24 年上半年硅片环节试图重新定义专业化与一体化的地位，硅料、 组件环节以价换量力保自身出货等非理性经营策略加速行业震荡，横向的同业竞争与纵 向的产业链地位冲突让竞争愈发复杂。

行业活力渐弱的本质可能还是技术进步迭代已趋缓。回顾上一轮的底部周期，我们认为 驱动行业走出底部的核心动力是 PERC 技术进步将光伏平价上网变成现实从而打开全球 光伏装机的需求天花板与增速。当下 TOPCon、xBC、HJT 的技术迭代虽然有望将“光 伏平价”进一步提升为“光储平价”，但对于装机空间与增速的影响在边际减弱，影响 需求增速的核心更多在于土地、装机环境、消纳能力、高基数等因素，转换效率的提高 对于硬性约束的改善相对乏力。除此之外，随着理论效率天花板的接近，晶硅电池技术 迭代的收益也正在减弱，虽然仍有激光 SE、LECO、0BB、银包铜等新技术积极推进， 但投入与产出的性价比在行业内卷之际让各家企业愈发慎重，先储备、再观望成为大多 数企业的理念，而且由于设备厂、材料厂与电池厂共同开发新技术时的主导地位暧昧不 明以及专利保护问题状况频出，新技术的普及或追赶过程被缩短，领先企业能收获市场 份额作为红利，但“一家突破，各家迅速跟上”的趋势导致同质化困境难解。当下 TOPCon、xBC、HJT 综合效率与成本考虑仍无法真正拉开差距，下游客户对技术倾向 较弱，三种新产品都暂时仅在各自擅长的领域占领市场，预计后续迭代方向主要为 BC 技术的平台化应用与非银浆料的普及。

困境之下，有形之手加强引导。10 月 14 日，中国光伏行业协会邀请业内多家头部企业 在上海举行防止行业“内卷式”恶性竞争专题座谈会，并随后通过官微发布通告《光伏组 件当前成本分析：低于成本投标中标涉嫌违法》，公布测算 2024 年 10 月份的光伏组件 最低含税成本为 0.68 元/W，随后硅料、硅片、出口贸易等各环节均召开自律座谈会； 财政部、国家税务总局发布关于调整出口退税政策的公告，将部分光伏、电池出口退税 率由 13%下调至 9%；11 月 20 日工信部发布《光伏制造行业规范条件（2024 年本）》， 对光伏行业存量、扩建产能的性能、能耗做出更加严格的要求限制，政策组合拳频出， 态度坚决且方向明确希望引导行业摆脱无下限的低价内卷、回归健康发展的状态。

而从引导的方向与力度来看，我们认为政策端的预期在于先让行业回到一个合理的盈利 经营状态。根据《规范条件》的具体要求指标来看，基本可以归纳为“硅料要求宽松， 电池片要求严格”，硅料作为光伏组件最上游的环节，具有较明显的化工属性，重资产 投入、投产爬产周期长，产能启停慎重等特点导致一直以来硅料供给变化对于光伏主链 周期影响最为深重，虽然正式版对于《意见稿》版本已有更加严格的趋势，但结合现有 先进产能的能耗指标来看，限制条件仍相对缓和，侧面反映政策端对于后续光伏行业回 归平稳运行的期望，减少产能供给的大起大落，从电池片的转换效率指标上实现落后产 能淘汰与整体行业升级。除此之外，光伏制造端的经营主体均为民营企业，并引入了较 大体量的地方政府投资、资源倾斜，大开大合的“一刀切”可能更加难以推进，我们将 行业周期修复的假设与预期暂定为“合理利润”，且对于达成的时间也将相对保守。

按照当前的设备投资与资本开支强度，多晶硅料、硅片、电池片、组件的单位设备投资 /全投资额分别为 6-7/10 亿元每万吨、1.5-2/2.5 亿元每 GW、1.4-1.7/2.3 亿元每 GW、 0.3/0.8 亿元每 GW。而根据各环节的竞争同质化程度以及后续迭代再投入强度，以 10- 15%的 ROE、30-40%的资本金比例以及相应开工率作测算，我们认为当前光伏行业各 环节在合理情形下单位利润分别为 0.5-0.6 万元/吨、0.015 元/W、0.02 元/W、0-0.005 元/W，对应主流一体化企业为 0.04-0.05 元/W。而由于当下原材料价格稳定、各环节 降本速度放缓，在合理的利润表现假设下尝试反推产品的价格表现，硅料的含税价可能 应回升至 5.84 万元/吨，终端组件则需重回 1 元时代，若再考虑产业链中其他辅材的盈 利诉求，涨价空间将更加宽裕。

锂电：差异化加速格局重塑，市场拐点愈发清晰

与光伏相比，锂电产品的非标属性是更显著的。下游新能源汽车、储能、手机笔电、消 费电子等领域仍层出不穷地迭代新产品，配套开发的锂电池项目对厂商响应速度、技术 水平、供应能力都有较高的要求，拥有先发优势的头部厂商市场份额表现稳定，行业竞 争最集中、价格战最激烈的地方在国内成熟的存量项目以及普遍规格的电芯产品，对于 高容量密度电芯与整套 PACK 方案的输出仍具有较高竞争门槛，领先的龙头企业由此护 城河带来的优质客户、规模优势、产品结构也直接正相关于销售均价与盈利能力。而由 下游反推到中游，逻辑也是成立的，锂电四大材料正极、负极、电解液、隔膜同样需要 配套下游锂电项目进行研究开发，尤其对于正极、负极环节，领先厂商与中游锂电客户 的配合研究开发体系已相对成熟、关系稳定，各自又因客户对于材料体系、能量密度、 快充等要求差异而有不同侧重的产品，更加偏向于化工行业的属性也让中游材料环节各 厂商在能耗控制、工艺水平、降本控费等多方面存在差异。

差异化带来的是格局相对稳定与快速洗牌，根据 SNE 数据统计，2024 年 1-10 月全球 动力锂电池装机前五为宁德时代、比亚迪、LGES、中创新航、SK ON，分别对应市场 份额 36.8%、16.8%、11.8%、4.8%、4.5%，CR5 达 74.7%；2024 年上半年全球储 能锂电池出货前五为宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、比亚迪，CR5 达 73.2%。龙头们在电车、储能的稳定份额决定了其对锂电材料供应链的主导权，电池厂 按年度、半年度、月度进行招标或者采购以辐射中游材料的经营，由于缺少议价话语权， 中游材料的生存空间在行业下行周期中积压严重，龙头电池厂对供应链极致的管控刺激 各家材料厂“八仙过海、各显神通”，大浪淘沙下的优胜劣汰愈发明显，由下游带动中 游的行业格局重塑完成在即。

能量化的结果可能是更具有说服力的，也是在历经了数个季度的业绩验证后，市场才完 成或者加深了对于锂电产品属性的认知与 price in，尤其电池、铁锂、负极等环节出现 了明显的预期差。宁德时代自 2022Q2 开始业绩持续超预期表现，产销表现、盈利能力 在跌宕起伏的周期中仍维持稳定且显著领先于海内外其他电池厂，在当时市场极度悲观 的情绪下扭转认知，报表拆分均价领跑行业印证龙头与下游优质客户关系稳定、新技术、新产品迭代活力十足，规模效应下的高产能利用率与供应链话语权作用在成本端效果明 显，宁德单 Wh 净利润穿越周期稳定在 0.09-0.1 元的表现以及与其他厂商对比所形成 的差异成为行业属性最好的映射。

对于铁锂环节，由于上游原材料属于矿产和化工等大宗商品，固相法、液相法两大主要 制备工艺也依赖于化学反应，在 2021、2022 年锂电行业火热的驱动下，大量资本的集 中涌入铁锂产业，且不乏数百亿市值化工巨头的身影，导致一时之间对于铁锂行业门槛、 竞争格局的消极情绪开始发酵，锂电景气度放缓之后对于铁锂的预期供给改善、周期反 转的预期也愈加悲观。但从数个季度的产业跟踪来看，铁锂格局的变化并没有悲观所 想象的过分复杂与恶化，对于降本与技术迭代的双重要求显著提高了行业的门槛。下 游宁德时代、比亚迪等龙头电池厂商集中在能量密度、快充倍率的方向实现产品迭代升 级，对高端铁锂新品需求热情高涨，需要技术领先、响应迅速的成熟供应商配合，新玩 家更多集中在要求较低的老项目竞争难以破局，部分跨界厂商布局出师未捷，头部、二 三线、新入局玩家各自开工率对比明显。除此之外，铁锂领先厂商积累下的工艺生产优 势已经带来了足够的成本差异，行业目前形成龙头微利、二线厂商单吨盈利落后 2- 3000 元、其他厂商差距更大的生态，阶梯级差距明显令格局逐步趋向稳定。

负极决定了锂电充放电倍率的性能，从消费电池到动力再到储能，不同的性能要求对于 负极的微观结构各异，继而影响负极生产的石墨化、烧结、等工序，产线切换难度较大， 产品端足够的差异使厂商之间的竞争相对缓和，各家厂商团结挺价的意愿也相对更强。 从单季度的盈利表现来看，负极与其他环节相比，在行业下行的过程中大规模深度亏损 的情况尚且可控，“井水难犯河水”的状态也让格局相对平衡。

同一产业链的剧情总是相似地重复演绎，与光伏相比，锂电有能主导产业链的绝对龙头， 各环节已经存在足够的成本、技术、产品端差异来加速实现市场化的出清。供需关系的 逐步回暖增强对于行业周期修复的预期，今年以来，铁锂、负极、六氟等多个环节均出 现过短暂或分散的涨价动作，降本增效的苛求已接近供应商的极限，相对更高的竞争门 槛让供给端数次出现超预期的紧张，部分环节的部分产品在排产旺季已出现难以替代的 供不应求，产业链端的景气修复确定性正在愈发清晰。结合今年的排产节奏、明年需求 增速、有效产能等数据测算，考虑到电池厂月度的排产分布与产品结构变化，我们认为 铁锂、负极、六氟在明年 3 季度末的旺季时段产能利用率有望攀升至 70%左右的近年 高点，叠加各家厂商业绩长期受挫后的利润诉求，有望形成大规模的集体涨价，行业迎 来拐点、格局基本完成重塑，同时产品持续的升级迭代也有望带来更乐观的集中度提升 以及优质产能紧缺，关注龙头的份额与弹性。

除了基本面的企稳改善，短期内锂电产业链可关注的变化还有技术迭代以及出海产能兑 现。锂电下游的 C 端用户对于续航、快充需求迫切且反馈直接，而且各类产品在定价 时就已做出较为明确的用户定位，新技术有较为健康的传导机制与溢价空间。而且由于 竞争格局集中稳定，锂电技术迭代的具体方向与速度相对较为有序，宁德等巨头历经多 年行业技术变化后已经形成自身成熟的技术、工艺、工程师体系，需求的传导路径清晰 高效，对于把握产业链变化的确定性也更高。而结合下游需求以及电池龙头自身的技术 依赖路径，我们认为短期主要的迭代方向包括快充产品渗透率提升（负极）、新电池项 目带来材料体系升级（正极、导电剂、硅碳）以及复合集流体放量落地，而送样测试、 研发突破密集落地催生的情绪活跃则有望积极带动固态电池主题演绎的弹性与持续时间。 而在海外各地主力市场强调本土制造的驱动下，电池、正极、电解液等环节的海外产能 有望于 2025 年逐步落地放量，各环节本土化带来的材料成本下降将有助于海外需求逐 步从政策导向转变为更健康的市场导向，而当前各国政策端对本土制造的资源倾斜与补 贴也让出海产能成为抢手的优质资产，首轮锂电出海的领先厂商红利明显，盈利弹性、 份额扩张的兑现将先反应于估值提升。

储能：龙头聚焦大储，逆变器分化已现

尽管近两年储能成为了增速最快的电新赛道，但却难言享受景气度上行的红利。产业链 供给与光伏、锂电的高度重合让储能放量之际便无供应瓶颈，除此之外，作为最大的储 能装机市场，我国储能电站商业模式尚且不成熟，政策端的强配驱动让大部分业主方将 储能仍作为成本项支出，形成对储能系统采购价格的挤压，再者电网调度的不频繁也让 投资方不断放宽产品性能要求，以次充好、应付政策成为近两年的投资心态。恶性循环 之下，国内大储市场供应商、产品鱼龙混杂，根据 CNESA 统计，24 年 9 月单月中标均 价 0.578 元/Wh，触及历史新低，同比-42%，环比-4%，并且首次出现低于 0.5 元/Wh 的中标价格，“劣币驱逐良币”导致各大厂商难言盈利。

海外的大储市场则承接了大家对利润的期待。美国、欧洲、中东、澳洲等各地仍有望保持 50-100%的爆发式增速，且各地在商业模式成熟、需求已对接、电网规划急需等原 因下而将真实地频繁调度利用储能，因此更加看重储能系统的性能与后续相关配套服务， 能在海外收获订单的均是具备大规模供应能力、成熟项目经验的锂电、光伏、逆变器头 部企业。虽然从报表端来看，海外储能的高盈利正在经历考验，主要系碳酸锂跌价与前 期高价订单执行的红利正逐步消退，龙头们为争标志项目、打造品牌而展开的“神仙打 架”也让近期“不赚钱订单”传闻频出，但制造业的盈利能力终究还是与其格局门槛息 息相关，以项目制执行的大储周期长、意义重，随时响应调度、安全标准严格等要求都 决定了其产品属性的高规格，在终端商业模式运转合理的状态下，盈利中枢支撑能力较 强，预计海外储能系统合理毛利率落在 25-30%的区间。

分布式光储时代百花齐放，看“工程师红利”与下沉市场布局。在经历了 2022 年欧洲 能源危机的需求爆发以及 2023 年库存累积导致的出货哑火后，逆变器行业在 2024 年 二季度逐步回归正轨。同样以财报表现去印证行业属性，即便在景气度跌宕起伏时期， 仍能观察到各家逆变器企业的海外毛利率在 30%以上的高位保持相对稳定，行情的变 化更多直接影响于销售净利率。逆变器作为联系光储发电侧与电网/用电侧的电气设备， 其效率、稳定性显著影响用户的用电质量，并且需要根据最新的光伏组件、储能电池以 及当地的电力环境开发最新的产品，对待售后需要做到迅速反应，因此渠道商与电站客 户更加注重逆变器厂商的品牌、服务、产品质量，价格敏感度则相对较低。逆变器厂商 的费用支出集中与对新的海外市场、渠道开拓投入大量的人力物力以及开发新品的研发 投入，当出货受挫时，费用难以摊销最终直接影响利润率表现。

今年以来逆变器行业的出货、业绩表现主题为分化，国内厂商对比海外厂商率先实现了 复苏，而国内厂商之间亦有不小的差距。变化的根源还是需求结构发生了改变，过去分 布式光储装机以经济发达的欧洲、澳洲地区为主，当地的逆变器厂商树立高端品牌、国 内厂商以性价比突围，但自南非、巴基斯坦等经济落后地区需求崛起，过去的商业逻辑 与产品皆不再成立，新兴市场需要能用耐用的低价产品，走高端路线的品牌难以生存， 国内厂商工程师团队雄厚，迅速相应配套开发才占得先机。而从渠道端来看，部分新兴 市场甚至缺少可靠的经销商与安装商，需要逆变器厂商亲力亲为地扶持培养，各家都在 做的洞察新市场、布局新市场终究是“纸上得来终觉浅”，实际运作十分考验企业的执 行能力与对下沉市场的理解，业绩的分化已表明并不是每一家国内厂商都能把握分布式 光储百花齐放的机遇，“认识趋势—洞察市场—配套开发—布局渠道”的每一步都需要 对各国当地用电、经济、文化环境有深入的理解，需要及时扭转认知、调整组织架构才 有望享受新的贝塔趋势。

编辑：火腿肠