2025年电新“风光储网”子行业中期投资策略：结构分化，聚焦新技术与非美出口

行情回顾

2025年1-6月电新行情小幅震荡,仍跑输指数。国际贸易壁垒措施日益增多,光储需求放缓、供过于求局面依旧，产业链价格整体呈下行趋势。电网风电海内外共振，AIDC崛起。截至 2025年6月18日，沪深300指数-1.52%;创业板指数-4.06%;电新指数-3.31%，行业排名第24/30。从走势上看，25年初至五月末，电新指数与沪深300基本同向变化，但波动幅度更大，超额收益仅短暂出现在1月中旬及2-3月，主要来自于储能板块，4月中旬后下滑明显，主要因为关税扰动以及业绩期影响下滑较多，5月受益于中美关税降级修复。

车用电机电控、燃料电池及储能亮眼，太阳能表现不佳。按照三级子行业拆分来看，年初至6月18日各子行业表现喜忧参半，核电/车用电机电控/燃料电池涨幅较大，分别为26.9%/14.5%/13.7%，跑赢沪深 300;而锂电/配电设备/太阳能分别-3.4%1-7.7%16.0%。储能指数受个股影响较大，其中海博思创1月27日上市以及AIDC需求旺盛，圣阳股份、科华数据行情较好。

估值已有修复但仍处于历史低位。iFind数据显示，2025年6月10日，电新市盈率(TTM)(剔除负值)为24.1倍，为10年历史估值分位点的20.5%，而电网设备/储能/太阳能/新能源车设备/风电行业的市盈率分别为23.7倍/33.9倍/14.4倍/23.5倍/31.8倍，为10年历史估值分位点的32.6%/54.4%/9.8%/13.7%/96.2%。

风电:产业链量利齐升，出海助推盈利修复

(一)欧洲风电持续推进，出海提振盈利

2024年全球风电新增装机创纪录，25-30年海风CAGR约27%。根据GWEC数据，2024年全球新增风电并网装机容量为117GW，同比+0.3%，其中，新增陆风109GW，同比+3.0%，海风8GW，同比-25.9%，中国(9.8GW，占比68.2%)、美国(4.1GW，占比 3.5%)、德国(4.0GW占比 3.4%)、印度(3.4GW，占比2.9%)与巴西(3.3GW，占比 2.8%)位居前五。GWEC预计2025年新增装机容量为138GW，2025-2030年全球海风/陆风新增总装机分别达156GW/826GWCAGR达 27.3%/6.6%，海风占比将从2024年的7%增加到2030年的18%。中国和欧洲在短期内继续主导增长，东南亚、中亚、中东和北非地区新兴市场的增长势头将进一步增强，每年的新增装机容量将达到创纪录水平。

欧洲海风装机 26年起量。根据Wind Europe欧洲风能协会数据，2024年欧洲新增风电装机容量为 16.4GW,同比-10.4%。其中,陆风新增装机容量13.8GW,同比-4.8%,海风新增装机2.6GW同比-31.6%，新安装量低于预期，受电网拥堵、许可问题和财务状况等因素影响，海上风电扩张还受电网容量、港口容量和船舶可用性限制。Wind Europe预计 2025-2030年欧洲海风/陆风新增总装机量139.6GW/47.6GW.CAGR达28.6%/11.5%。欧洲海风新增装机量从2026年开始呈现明显增长，2029年开始预计将出现急剧增加，2030年海风新增装机达11.77GW，占比31%，而陆风新增装机量相对稳定。

24年欧洲风电拍卖量创历史新高，多国提供补贴。根据WindEurope数据，截至2024年，欧洲风电项目拍卖总量 36.8GW，同比+34.8%，创下年度核准量历史新高，德国投予的容量最多(19GW)，其次是英国(6.3GW)和荷兰(4.1GW)。其中，海风占比超过半数，达到20GW，同比+46.3%。4C offshore报告预计,2025-2027年欧洲海风拍卖量分别为34.7GW、23.2GW、30.2GW将继续保持增长态势。此外，欧洲多国加速布局风电，德国、波兰及立陶宛、拉脱维亚、爱沙尼亚等波罗的海三国(共五国)释放出积极的陆上风电发展信号，挪威、英国、丹麦、法国政府风电补贴力度加大。我们认为拍卖是前瞻指标，且丹麦重回风电补贴时代都释放良好信号，考虑到欧洲风电基础单桩以及海缆本士产能供不应求，已成功开拓欧洲市场的中国塔筒、海缆、零部件厂商有望受益。

风电整机厂抢滩海外新兴市场。据CWEA统计，2024年我国风机出口23个国家共5.19GW同比+41.4%。其中陆风5.11GW占据大头，2024新增出口前五的国家分别为沙特阿拉伯(15%)乌兹別克斯坦(13.1%)、巴西(12.5%)、埃及(10.8%)和哈萨克斯坦(7.2%)，CR5占比达58.6%。国内风机出口厂商集中度较高。整体来看,2024年金风科技(47.7%)和远景能源(44.0%)占据绝对优势，合计占比达91.7%，紧随其后的是运达股份、明阳智能、电气风电。金风科技出海布局最早海外国家覆盖最多;远景能源深度布局印度以及中东市场，业绩斐然;运达股份、三一重能和明阳智能等厂商开始在中亚及东南亚获得批量订单。

(二)国内海风加速开工，产业链加速盈利修复

24、25年国内风电招标高增，支撑未来装机旺盛。招标量为装机量的先行指标，据金风科技统计，2024年全年国内公开招标市场新增招标量164.1GW，同比+90.15%。25Q1，国内公开招标市场新增招标量 28.6GW,同比+22.70%,陆上新增招标容量27.8GW，同比+30.52%,海上新增招标容量0.8GW，同比-60.00%。我们认为2024年全年招标量高增，2025年招标量持续增长，可支撑25年装机高增。

25年风电装机或超105GW,海风弹性大。2024年全国新增风电装机79.8GW,同比+5.40%。其中陆风75.8GW,同比-42.70%,海风4.0GW,同比+7.70%。2501全国新增风电并网装机14.6GW同比-5.70%，其中陆风13.6GW，同比-7.9%，海风4.0GW，同比+42.0%。结合招标以及开工情况以及考虑到临近十四五末期，业主有望提速达成地方政府新能源装机目标，我们预计2025年陆风海风装机达90-100GW/12-16GW，同比+25.3%/+250%(取中值)。

2025年产业链量利齐升，零部件弹性更大。24年招标旺盛，25年装机增速亮眼，零部件成本中，原材料占比较大，且大部分原材料价格呈现下行趋势，大兆瓦零部件谈价有较强议价能力，顺势上涨，我们预计2025年零部件量利齐升，毛利率改善明显，25H2有望兑现。受益于风机价格降幅放缓回归理性,多数原材料价格呈下行趋势以及技术路线转换降本,主机厂商陆风几乎全线双馈,海风半直驱、双馈占比不断增大，叠加供应链优化、大型化以及零部件降本，我们认为主机厂商盈利 25年有望持续改善。此外，我们看好海上及海外订单放量带来的盈利提升。目前风电整机出海仍然初级阶段，海外风机价格高于国内，随着后期海外订单放量兑现，海外毛利率将有明显优势，带动整体盈利修复改善。

江苏、广东2025重点海风项目现已经陆续开工。根据北极星，2025年有9个沿海省区市重点海上风电项目共 87个，总装机容量约46.7GW，其中广东14.3GW、福建7.9GW、山东6.7GW位列前三。江苏、广东海风重点项目限制性因素已解决。江苏国信大丰850MW、三峡大丰800MW项目已开工，且陆续开启第二轮 7.65GW竞配项目前期工作招标。广东帆石一/青州五/青州七项目均已正式开工、三山岛海风柔直工程全面开工，其中粤东海上风电基地属于国管海域。

我们对风电企业近4年的毛利率进行了对比梳理,每个环节选取了1-2家龙头,得出以下结论:1)海缆:盈利水平遥遥领先，主要是因为海缆环节壁垒高、格局好，未来随着海风走向深远化，高压海缆需求有望持续释放，带动毛利率提升，而220KV以下市场竞争加剧，毛利率预计将维持在20%-25%左右;2)塔筒:大金重工得益于出海欧洲海外及海工产品占比增加，毛利率明显改善。天顺风能战略性收缩叶片陆上板块，毛利率持续下滑。大金重工毛利率高于天顺风能，我们认为主要是大金重工优先布局欧洲海外及海工市场，未来有望持续受益。3)叶片:2024年片价格仍处于低位，随着2025年叶片供紧缺，10MW以上大叶片涨价超预期目竞争格局较好，我们判断25年叶片厂商毛利率有望较大修复。4)主轴:2024年毛利率持续承压下滑，伴随国内海风以及海外订单陆续落地,新设备新投入市场爬产需经历部分时间,大兆瓦产品供需阶段性紧张,主轴涨价超预期,25年毛利率有望迎来修复。5)轴承:综合大兆瓦轴承供不应求、国产化替代以及竞争激烈，25年轴承顺势上涨，但幅度不及其他环节。我们认为，2025年为风电大年，海缆盈利水平遥遥领先，大兆瓦零部件供不应求,从涨价幅度看，叶片>铸锻件=塔简>轴承>齿轮箱,零部件量利齐升明显,主机受益于风机价格企稳回升叠加工艺降本以及出海，盈利有望小幅修复，预计明年将迎来更大改善。

电网:海内外需求共振、AI引领浪潮

(一)AIDC产业链高景气，持续看好供配电、液冷变革

北美互联网大厂加注AI，上调CAPEX。25Q1，META资本支出为129.4亿美元，同/环比+102.2%/-10.3%，主要用于服务器、数据中心和网络基础设施。公司预计，2025年全年资本支出将在640亿至720亿美元之间，高于此前预计的600亿至650亿美元，用于生成式AI及核心业务方面的投资。25Q1，微软资本支出为167.5亿美元，同/环比+53.0%/+6.0%。公司预计，2025 财年将在 A1数据中心方面开支800亿美元，用于建设能够处理人工智能工作负载的数据中心。25Q1,亚马逊资本支出为 250.2亿美元，同/环比+67.6%10.1%，主用于AWS技术基础设施，支持AI和定制芯片。公司预计,2025年投入1000亿美元资本支出，增速将接近20%,用于AI和云服务 AWS的研发与技术升级。2501，谷歌资本支出为172.0亿美元，同/环比+62.9%/+43.2%。公司预计全年资本支出维持此前约750亿美元的指引不变,其中最大的部分是服务器投资,其次是数据中心以支持谷歌服务、谷歌云和谷歌DeepMind业务的增长。

国内互联网大厂延续全年乐观开支展望。2501国内大厂AI资本支出略显平淡，但算力相关业务资本开支占比呈上升趋势，各公司均表示未来将重点投入算力基础设施、AI技术开发等领域。2501，腾讯资本支出为 38.2亿美元，同/环比+91.9%1-24.7%，重点投向算力基础设施、大模型研发及人才储备。公司预计，25年资本支出继续增加，占收入比例提升至低两位数百分比，若以收入增速 8%估算，2025年投入或达1070亿元。2501，阿里资本支出34.2亿美元，同/环比+105.8%/22.3%，主要投向云基础设施、AI技术研发和电商基础设施。公司预计，未来三年将投入至少3800亿元用于云计算及AI基础设施建设，按年均计算，2025年资本支出有望超1200亿元。2501百度资本支出为4.0亿美元，同/环比+41.5%/+24.9%。公司计划继续增加AI投资，以进一步巩固 AI基础并为未来增长做准备。

AIDC电气设备景气向上。AI快速发展，需要大量的计算资源，智算需求助推基础设施AIDC智算中心高景气。根据胡鹏涛《数据中心的节能研究与实践》可知，AIDC 供配电系统是从高压输入点至终端负载的整个电路，包括配变电系统、备用电源系统BBU/柴油发电机、不间断电源系统HVDC/UPS、机架配电系统等。我们认为未来供配电系统向高压直流演进，服务器电源量利齐升UPS和传统HVDC仍将长期并行发展，高电压等级HVDC透率有望在未来5年实现快速提升;关税变局下，大功率柴发机组供需紧张态势加剧，国产品牌价格端明显改善，并加速进口替代;随着英伟达GB300于2025年5月初已开始进行样品测试，预计在2502末开始投产，BBU以及超级电容增最可期。

AIDC呈现加速高密化，全液冷模式大势所趋。目前，房间级风冷空调远端送风型式的散热能力上限为单机柜 25kW,对于单机柜功耗在 25~80kW的高密度散热需求，可采用列间空调、背板式风冷、薄板风墙等近端送风或冷板液冷技术。未来智算中心制冷系统架构有望遵循从芯片(服务器)侧-机柜侧-末端空调侧一冷源侧的整条冷链系统化解决方案。液冷方式上可能采用全液冷的方式包括全冷板，全浸没，或者冷板+浸没的方式。我们认为冷板液冷对服务器芯片组件改动最小，从风冷过渡较为平滑，产业链相对成熟，适用最广，将持续提升换热效率、降低成本和扩展应用场景。冷板一次侧车载产业链厂商有望引领竞争,二次侧柜内外产品变革跨度大,有望带来较多市场机会。浸没式液冷受限于氟化波高成本以及冷却液性能问题，发展相对较慢，未来随着高密度芯片广泛应用，浸没式液冷有望获得较快增长;喷淋式液冷面向芯片级器件精准喷淋冷却液进行散热，有望在特殊场景获得应用。

(二)特高压 25H2有望招标提速、现货市场加速配用电智能化

国内电网投资高增。2025年1-4月全国电源投资1933.0亿元，同比+1.6%，其中电网投资1408.0亿元，同比+14.6%，保持稳健增长。积极财政政策持续发挥逆周期调节作用，2024-2025年政府加力扩围实施“两新”政策，大规模设备更新扩大至能源设备更新。此外，2025年国家电网进一步加大投资力度，全年电网投资有望首次超过6500亿元，南方电网也预告2025年1750亿元的电网投资规模。多重因素推动下，我们认为电网投资依旧高景气，特高压及主网跨区域输电是投资重点，配电数智化改造有望迎来景气向上。

电改提速，136号文推动新能源全面入市。2024年电力现货市场持续推进，政策密集出台。2025年2月国家发改委、能源局联合印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》发改价格(2025〕136号明确，新能源全面入市，且不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。5月29日，全国首个正式下发的地方承接文件--蒙东电网的136号文衔接文件正式下发，此前山东、广西、广东发布了征求意见稿。从 136号文到各地承接文件，我们可以看出基本符合“存量保稳、增量竟优”的双轨制设计，存量项目通过“差价结算”平衡市场化冲击，增量项目通过“申报率+分类型竞价”推动市场定价，明确机制电价、机制电量等参数，其中蒙东现货市场申报价格上限暂定1.5元/千瓦时，下限突破至-0.05元/千瓦时，显著扩大价格波动空间，倒逼储能参与实时套利。我们认为，531后政策红利消退，新增项目将面临新能源入市后市场化竞价定价压力，新能源市场价格更加全面完整充分地反映供需关系，同时激励储能、虚拟电厂、雷求侧响应等灵活性资源发展，破解新型电力系统面临的“灵活性困局”。

2025年国网电表招标有望达9000万只，价格有望止跌。2024年电表招标数量约9000万，中标总金额为249.2亿元(含集中器、采集器、专变采集终端等)。2025年5月，国家电网营销项目计量设备1批中标公示，电能表 3199.79万只，同比-27.5%，环比+7.8%，中标金额(电能表/采集终端/计量互感器)约75.0亿元,同比-39.4%,环比-6.4%。2025年计量设备招标仍保持3个批次,我们预计 25年电表招标数量约9000万，随着新一代标准推广，单表价格有望止跌，考虑到电表厂商持续提质增效，我们认为电表厂商盈利能力有望保持相对稳定。

(三)配用电出海提振增长空间

变压器、电表出口同环比向上。经济复苏以及AI高速发展，全球电力需求持续增长，叠加新能源并网以及电网更新改造需求,全球电网建设迎来高景气。根据海关总署数据,变压器4月出口 47.8亿元，同比+33.8%，环比+9.3%;1-4月合计出口174亿元，同比+34.8%。1-4月分区域同比增速来看，北美洲(+46.3%)/拉丁美洲(+38.6%)/亚洲(+36.3%)欧洲(+30.1%)/大洋洲(+22.7%)/非洲(+22.4%)。1-4月出口金额占比中，亚洲 49.1%>欧洲 20.0%>北美洲 11.3%>拉丁美洲9.6%>非洲 8.0%。据海关总署，2014-2024年电表出口金额CAGR达14.6%。25年4月出口9.8亿元，同比+34.3%，环比+27.7%;1-4月合计出口35.3亿元，同比+14.81%。1-4月分区域同比增速来看，大洋洲(+117.52%)/拉丁美洲(+41.85%)/欧洲(+16.62%)/非洲(+11.23%)/亚洲(+4.7%)/北美洲(-55.76%)。

储能:平价时代，全球多点开花

(一)国内储能短期承压，看好独储、工商储潜力

储能招中标规模持续走强。据CESA统计，2025年1-4月，国内储能EPC/PC(含直流侧设备)、储能系统、储能电池采购等招标规模已高达 34.52GW/125.6GWh，容量规模同比+156%;中标规模达27.12GW/132.28GWh，容量规模同比+281%。

中标均价EPC环比上升，储能系统延续下跌。2025年4月，锂电储能系统入围中标加权均价0.4395元/Wh，环比-6.61%，延续了 2025年以来价格下跌的趋势;锂电储能EPC/PC(不含工商储)中标加权均价1.1099元/Wh，环比上涨 29.80%，其中用户侧工商业储能EPC/PC中标加权均价1.0701元/Wh，环比上涨10.59%，整体呈现波动中缓慢下降态势。

政策强配驱动转向市场盈利驱动。136号文以2025年6月1日为节点，划定存量项目及增量项目，纳入机制电价。为规避复杂的收益测算和市场竞价规则，一些企业选择将风电、光伏项目提前在6月1日前并网，保障预期收益率，531节点出现抢装现象。我们认为136号文明确要求不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，一些省份出现“抢装潮”，储能增速阶段性增长。长期看，储能行业从依靠政策强配驱动转向市场盈利驱动，利好具备技术优势、资金实力和良好服务的头部储能企业，看好独立储能、工商储等细分市场发展潜力，储充/光储充应总电源/分布式光伏配储/微电网储能等多样化应用场景有望带动工商业储能景气向上。峰谷套利政策分化，工商储多元收益重构经济模型。2025年4月，江苏发布分时电价新政，仅上网电价参与浮动，输配电价等固定费用不调整，上午峰时段缩水，光伏大发时段电价降幅大，Z商业储能收益明显下滑。随后贵州、陕西跟进，参与浮动的内容仅剩交易电价(代理购电价格)输配电量电价、上网环节线损费用、系统运行费不再参与浮动。2025年5月，安徽发布《关于进步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》,新增午间低谷时段,且浮动的电价包含输配电,使得工商储全天可实现两充两放，价差0.75元/kWh，工商储收益明显提升。以10千伏大工业/工商业两部制电价作为分析对象，2025年6月全国20个地区峰价差超过0.6元/kWh，其中广东(珠三鶥蕢霎銥夌博/江门豎嗓亡/鮒馞嫌默州)、山东、湖南峰谷价差均超过0.8元/kWh。根据量道储能数据，工商业储能两充两放全生命周期度电成本(LCOS)在0.3~0.4元/Wh 区间，一充一放全生命周期度电成本(LCOS)高达 0.7~0.8元/kWh,我们认为各省有望通过加大尖峰及深谷价差增加对新能源大发时段的用电积极性、以提升消纳能力，两充两放模式下仍具有收益。据CESA不完全统计，2501国内新增备案的用户侧工商业储能项目共计 2474个，其中1758个项目公示了具体建设规模，总规模达6.53GW/16.16GWh，容量规模同比+234.36%。短期来看，工商储装机仍有支撑。长期来看，未来随着储能成本持续下降(电芯大型化、3S融合)和循环寿命、日历寿命的持续上升，储能LCOS有很大的下降空间。各省峰谷价差明显缩小。我们认为随着电力现货市场建设，分时电价波动将更频繁，依靠峰谷价差建立的工商业储能商业收益不确定性增加，但电力现货交易、辅助服务、容量电费管理以及“光储融合+动态充放”等多元收益有望重构经济模型，进入新的高速发展时期。

(二)海外新兴市场潜力大，欧洲户储复苏工商储爆发

美国大储占主导，户储增长潜力大。根据Wood Mackenzie 及美国清洁能源协会统计，2024年美国新增储能装机 12.3GW/37.1GWh，同比+32.8%/34%，较2023年90%增速略有下滑但仍维持高增水平，主要原因是储能产品价格快速下降，2404大储系统价格降至864美元W，同比降幅达 16%。结构上看,大储仍是增长主体,24年大储、工商储、户储分别实现装机 10.9GW/33.7GWh、10.9GW/33.7GWh、1.3GW/3.0GWh，同比分别+31%/+32%、+22%/+11%、+57%/+64%。从储能时长看，户储平均时长下滑至1.8h左右，而大储稳定在3h，在大储带动下综合平均储能市场稳步增长至 2.9h,趋势明确。WoodMackenzie公司预测，在联邦补贴、州级支持以及电网需求增长驱动下，2025年美国储能装机15GW/48GWh，其中大储/户储13.3GW/1.8GW，同比+22%/47%，工商业充满不确定性。我们认为中美贸易谈判取得阶段性成果，在一定程度上缓解美国储能市场的不确定性，考虑到美国储能需求旺盛，市场高价值，我们预计美国关税若处于50%及以下，企业仍具有出口动力，并可部分传导关税成本，90天窗口期内有望迎来短期出口需求激增及订单交付。

欧洲户储温和复苏，大储、工商储有望高速发展，工商储增速最快。根据SPE数据，2024年欧洲新增储能装机 21.9GWh，同比+14.7%，累计装机 61.1GWh，其中大储/工商储/户储分别装机10.8/2.2/8.8GWh，同比-11.5%/+15.8%/+79.6%。欧洲首次出现表前(大储)与表后市场装机规模基本持平，增长引擎逐步由表后市场切换至表前市场。大储、工商储预计将进入高速发展期，欧洲户储经历 2024年下跌后，预计将进入平稳发展期。中性境下，SPE预计2025新增储能装机29.7GWh，同比+36.2%，其中大储/工商储/户储分别装机16.3/3.6/9.8GWh，同比+51.3%/+62%/+11.4%;预计29年新增储能装机118GWh，同比+30%，其中大储/工商储/户储分别装机 81.4/20.1/16.5GWh，24-29年CAGR分别达49.8%/55.6%/13.4%。

欧洲储能遍地开花。从国家分布来看，2025年到2029年，储能区域格局分化，传统强国德/意份额下降，但仍是核心市场，英国、荷兰、西班牙成新增长极，法国以及波兰崛起，欧洲市场将从意大利、德国、英国三国主导，逐步变成多点开花的新局面。我们认为，西班牙、葡萄牙断电事件短期影响并不明显，长期来看欧洲或加速推进电网升级改造，增加储能配置，储能市场长期需求旺盛。

非洲或成为户储下一个潜力市场。(1)非洲是全球电力普及程度最低的地区，拥有近6亿缺电人口，撒哈拉以南的非洲电力普及率约50%，全球80%的无电人口和20个能源短缺最严重的国家中的18个都位于撒哈拉以南非洲。南非作为非洲工业化程度最高的经济体，分区轮流停电频繁，非洲大部分地区的情况与此类似。(2)非洲可再生能源潜力大，但仍处于开发早期。根据非洲开发银行的评估，非洲拥有几乎无限的太阳能发电潜力(10TW)、风能(110GW)。根据IRENA发布的《非洲大陆电力系统总体规划》(CMP)，非洲可再生能源装机容量将从2023年的62GW增长至2040年的 750吉瓦，最适合开发风光资源的TOP10国家将分别占据太阳能光伏和风能装机容量的74%和 93%。南非、尼日利亚、埃及、利比亚、埃塞俄比亚、阿尔及利亚、加纳、赞比亚、科特迪瓦等是重要市场、埃及、摩洛哥、突尼斯、尼日尔、纳米比亚等非洲国家均明确了发展规划。(3)非洲是“一带一路”重要地区，中国不仅是非洲最大的双边贸易伙伴，也是非洲最大的外援资金来源之一，同时还拥有全球 80%以上的可再生能源制造能力。随着光储成本下降，绝大部分非洲地区已经实现光伏平价上网。

孤岛、电网薄弱、以及政策激励影响下，东南亚光储有望成为新增量。(1)东南亚国家普遍具有人口众多、岛屿众多、能源结构以化石能源为主、电网基础设施薄弱、电力供应不稳定等共性特征，叠加工业化城镇化快速发展、太阳能资源丰富和光储系统成本持续下降，区域分布式光伏与离网系统需求有望高增。(2)政策层面,近年东南亚国家相继出台了净计量政策、上网电价机制(FiT)、直接购电协议(DPPA)、大型再生能源招标计划等政策工具，形成以市场机制为导向、鼓励自发自用与企业参与的政策趋同局面。根据Infolink预测，截至2024年，整个东南亚地区的光伏需求量约落在 8-12GW之间，2028年有望较2024年增长超过70%。

光伏:全球增长稳健，关注BC及铜浆新技术

(一)25 年国内装机或微降，全球装机增长稳健

国内2024年新增装机增速明显退坡但韧性强，2501企稳回升。国内2024年新增装机增速明显退坡但韧性强，25年1-4月抢装需求拉动装机大幅提升。2025年1-4月累计装机144.4GW，同比+74.6%，其中4月单月装机高达45.2GW，同比+214.7%/环比+123.4%。主要是因为政策密集出台推动了下游“430”“531”两大节点抢装需求。2025年1月17日出台的《分布式光伏发电开发建设管理办法》和2月9日出台的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》设定新老项目节点，开发商纷纷加快项目备案进程，锁定成本、保障收益，应对电价调整预期。5月7日，山东率先印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案(征求意见稿)》及配套《山东省新能源机制电价竞价实施细则(征求意见稿)》，其中对2025年5月31日前投产的存量项目，电价上限明确为0.3949元/千瓦时;增量项目则通过市场化竞价确定电价，要求申报充足率不低于125%，按技术类型分别设置机制电量规模，分别组织竞价。我们认为，531后政策红利消退，新能源新增项目将面临市场化竞价定价压力，山东率先公布新能源入市新政细则，将对各地136号文配套方案的制定起到一定参考示范作用。

分布式光伏“政策驱动”向“市场驱动”转型,集中式光伏再次成为主导。据国家能源局统计,国内25Q1集中式/工商业/户用光伏分别新增装机23.41GW/31.26GW/5.05GW，分别+6.75%/85.08%27.02%,占比39.20%/52.34%/8.46%,同比分别-8.75pcts/+15.42pcts/6.67pcts工商业光伏新增装机同比大幅增长。各省市陆续出台了分布式光伏管理的政策,宁夏、四川、湖北、吉林、山东等地的最新政策都对工商业分布式光伏自发自用上网电量比例做出了从30%-80%不等的严格限制。我们认为，电价机制调整加速行业洗牌，在430和531节点的双重驱动下，分布式光伏从“政策驱动”向“市场驱动”彻底转型，长三角、珠三角等经济发达地区电网改造较快，消纳能力更强，有望为分布式光伏提供增量;风光大基地确定性更大，将再次成为主导装机类型，农村“沐光”行动亦提供持续增量。

光伏装机承压，25年或同比下降10%。我们认为电力市场趋势下，未来光伏现货市场电价大概率走低，但同时我们也看到规划中积极提出推广绿证、促消纳、拓场景、全社会提高终端绿电占比等，在量的基础上确保高质量发展成为首要目标，2024年光伏发电量占比8.3%，较十四五初的3%已大幅提升;但考虑到我国24年光伏累计装机占比26.5%已达全球领先水平，发电量占比较德国、澳大利亚等发达国家仍有差距，因此我们依然看好未来国内需求长期保持增长态势。但考虑到各地新能源项目收益不确定性增加;我们认为25年国内光伏装机规模阶段性下滑至230-270GW.同比下降10%(取中值)。考虑到我国坚定实现双碳目标，且可再生能源的电力消纳预计在2025年12030年底前达20%/25%，预计国内光伏市场2025-2030年仍将保持增长。行业供雷改善有主要靠供给侧改革，乐观预期下2026H1迎来触底反弹。

光伏产能全球化，美国本土以及低关税地区有望保持竞争优势。目前，全球各环节产能仍处于供过于求阶段，但在各国的贸易壁垒与本土化激励下，中国仍位居全球最主要的电池片、组件供应国，到2030年仍将提供全球80%的产能，中国以外的产能扩充仍在陆续进行。部分商硅片厂家持续规划海外中东、美国、及东南亚扩产。电池以及组件环节，受美国双反、301、201以及对等关税等影响，多年来国内产能持续外溢，已形成东南亚、印度、美国、土耳其等产能。根据InfoLink数据，2025年海外电池片产能，东南亚、印度、美国、中东预计分别扩产至近70GW、25GW、5GW、1GW;2025年海外组件产能，印度、美国、中东分别预计增加至80GW、80GW以及25GW。我们认为光伏产能全球化大势所趋，具有美国本土以及其他低关税地区产能布局能力的企业有望保持竞争优势，获取一定幅度的壁垒超额利润。

(二)产业芳链嚨鮒厲价格持续承压下行，静待供给侧改革

价格仍持续承压。25年1月至6月初，下游终端项目抢装短期带动价格回暖，但光伏主辅材整体价格持续走弱，随着国内430、531抢装结束，我们预计国内终端需求有所下滑，价格压力仍在。Solarzoom数据显示，截至2025年6月10日，特级致密硅料成交价 34.00元/千克，年初至今5.6%;N型 182硅片0.94(元/片)，年初至今-14.5%;N-HJT专用硅片0.63(元/片)，年初至今-10.1%;topcon 182电池片0.25(元/W)，年初至今-12.3%;HJT电池高价 0.36(元/W)年初至今-7.7%;topcon组件0.68(元/W)，年初至今-4.2%;HJT组件0.70(元/W)，年初至今持平;镀膜玻璃 3.2mm 19.00元/平方米，年初至今-5.0%;镀膜玻璃2.2mm 11.50元/平方米年初至今持平;光伏银浆 9200.00(元/千克)，年初至今+17.6%;EVA胶膜5.40元/平方米，年初至今-12.9%。

政策+行业自律推动供给侧改革，26年价格或拐点向上。从2024年开始，在中央层面关于内卷式竞争的重视程度持续提升:(1)2024年7月,在政治局会议层面首次提出“要强化行业自律，防止'内卷式’恶性竞争”;(2)同年12月，首次在中央经济工作会议层面，明确要“综合整治'内卷式’竞争，规范地方政府和企业行为”的重点改革任务:2024年11月20日工信部正式发布《光伏制造行业规范条件(2024年本)》，主要变化在于大幅提高了技术指标、提高资本金比例要求、加强知识产权保护等，此次标准提高对新增产能，尤其是升级改建产能提高了门槛。(3)今年3月在年度政府工作报告中首次提出要综合整治“内卷式”竞争。2024年12月5日召开，业内33 家企业签订了一份自律公约，约定了产能配额。得益于顶层重视指导、企业自律共识，行业产能将得到有效控制。此次供改或成为中国产业纾困的典型案例。对于价格趋势判断，我们认为周期拐点最重要的仍是需求的启动，这将取决于全球能源转型进度、电网建设配套、技术持续创新、应用场景开拓等因素，我们估计136号文在各地承接细则落地后，26年光伏行业或将重迎稳健增长期。

(三)新技术引领革命，看好BC及铜浆加速产业化

BC加速产业化

BC电池产能加速扩张。BC电池将电池的正负电极均集成在背面，正面无栅线遮挡，最大限度地吸收太阳光，具有高转换效率、低衰减系数、低温度系数等优势，理论效率极限达29.1%，接近单品硅电池理论极限，并且其与PERC、TOPCOn、HIT等技术结合形成的HPBC、HBC、TBC等电池结构，可进一步提升性能。目前头部企业领先布局，加速产能扩张。降基绿能BC产能规模领先，PERC、TOPCon加速改造迁移为BC电池，2025年底BC产能有望达50GW，2026年底国内电池产能计划全部切换为BC产能。爱旭股份ABC组件性能优异，2025年产能将有35GW。此外多个企业的BC项目在规划或建设中，包括隆基与英发德耀、五粮液合作的HPBC电池项目，隆基与金阳新能源、福建钜能合作的HBC电池项目，爱旭与创维光伏合作的BC电池项目等。BC电池客户海内外接受度提升。(1)首先是因为BC效率优势领先，2025年4月11日，隆基宜布，其自主研发的杂化背接触晶硅太阳电池HIBC经德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)认证光电转换效率达到27.81%，再一次刷新世界纪录，6月11日，在第18届(2025)国际太阳能光伏展(SNEC)上发布HIBC新品，量产组件效率通近26%。(2)技术进步推动下，BC电池制造难度和生产成本大幅下降。近两年，激光图形化、湿法工艺、低阻高氧硅片、0BB、无银金属化等一系列技术的出现，令BC电池突破瓶颈，实现了大规模量产。爱旭首创超快激光图形化技术，将BC电池的生产步骤从最初的20+步缩减至12步，整体电池生产成本降低60%以上。(3)应用场景的适配性大幅提升。目前，BC电池凭借外观美观，不仅适配高端分布式场景，并逐步向集中式地面电站拓展。2024年下半年以来国央企组件集采相关标段规模达4.4GW,在海外市场也实现量的突破，未来市场渗透率有望逐步提升。根据中电联《背接触(BC)电池技术发展白皮书》保守估计,从 2025年起BC组件的市场占比将持续提升，到2030年渗透率将达到62%。

少银化势在必行，铜浆料有望率先产业化

银浆占电池非硅成本超50%,去银少银势在必行。根据CPIA,银浆在电池片成本中占比较高2024年12月各环节不计折旧，硅料、硅片、电池片环节不含增值税的情况下，最终组件含税成本(含最低必要费用)为0.692元/W，其中银浆(包含主副栅)的成本为0.072元/W，占电池成本的27.3%，占到电池非硅成本超50%，组件成本的10.4%。银价高位下，少银/无银化势在必行。目前主要通过多主栅技术、减小栅线宽度、贱金属技术等来减少银浆消耗量。2024年TOPcon电池 OBB市场占比增至约1%,预计在 2030年达到约39.6%,XBC将与 TOPCon 电池片保持类似的趋势;HJT电池2025年0BB技术将成为市场主流，2026年将全面使用0BB,银耗下降空间有限，因为需依赖材料创新。我们认为TOPCon 将推动银铝浆优化，HJT加速银铜、铜电镀应用。

产业已实现量产突破。隆基绿能、晶科能源、晶澳科技等都在进行无银金属化电池片研发，聚和材料、帝科股份等企业通过材料创新与工艺迭代，逐步攻克氧化、扩散和焊接难题。目前，东方日升的异质结伏曦电池片使得电池单瓦纯银耗量从6mg/W降0.5mg/W。聚合材料低固含浆料(降银 0.2-0.4t/GW)与银包铜浆料(含银量已下探至20%)快速迭代，铜浆技术HJT 路线完成验证(DH2000)、TOPCon方案(DH1000)即将定版。帝科股份采用银包铜浆料Stencil细线印刷技术革新与量产应用，推动的<20%低银含DK61F银包铜浆料产业探索与实践。

编辑：火腿肠