2025年电新行业四季度策略：格局优化，边际改善

风电行业

全球：全球风电中长期需求保持稳健增长，中国、欧洲、美洲是主要装机区域。根据GWEC预测，2025年全球风电新增装机有望达到 138GW，同比增长17.9%；预计到2030年全球风电新增装机有望达到194GW，2024-2030年CAGR为8.8%，其中陆上风电160GW， CAGR为6.6%，海上风电34GW，CAGR为27.2%。 欧洲：各国制定远期规划，海风发展空间广阔。根据GWEC预测，2025-2034年，欧洲新增海上风电装机规模合计有望达到126GW，年 均新增装机12.6GW。英国、德国、丹麦、荷兰、法国是传统装机区域，波兰、爱尔兰、挪威等加大海风规划力度。根据GWEC统计， 2030年欧洲各国海上风电累计装机目标合计将达到111GW，2050年有望达到317GW。 国内：（1）量价：国内陆风招标价格走出低谷，招标量维持高位。 根据每日风电及风电头条数据，2024年陆上风机（含塔筒）月度中 标均价最低值为4月份的1553元/kW,陆上风机（不含塔筒）月度中标均价最低值为6月份的1133元/kW，2025年陆上风机（含塔筒）、陆 上风机（不含塔筒）月度中标均价均值分别回升至2103元/kW、1543元/kw。根据金风科技公告，2025Q1、2025Q2国内风电招标量分别 为28.6GW、43.3GW，同比分别增长22.7%、1.2%。在2024年高基数情况下，2025年风电招标量仍维持增长。（2）招标价格回升叠加 出口规模扩大推动风电整机毛利率重回上行通道。风机环节从中标到确收通常需要4-8季度，今年Q3-Q4是观察盈利回升的重要窗口期。 同时伴随整机企业出口容量快速提升，有望进一步增厚盈利能力。根据CWEA统计，2024年，中国风电机组新增出口 904台，容量为 5193.7MW，同比增长41.7%。

全球：中长期需求稳健，海上风电维持高增速

全球风电中长期需求保持稳健增长，中国、欧洲、美洲是主要装机区域。根据GWEC预测，2025年全球风电新增装机有望达到 138GW，同比增长17.9%，其中陆上风电122GW，同比增长12.0%，海上风电16GW，同比增长99.8%；预计到2030年全球风电新 增装机有望达到194GW，2024-2030年CAGR为8.8%，其中陆上风电160GW，CAGR为6.6%，海上风电34GW，CAGR为27.2%。陆 风主要潜力市场包括欧洲、北美、印度、其他亚太（不包括中国、印度），海风主要潜力市场包括亚太及欧洲。

欧洲：各国制定远期规划，海风发展空间广阔

欧洲海上风电保持强盛生命力，中远期装机空间广阔。根据GWEC预测，2025-2034年，欧洲新增海上风电装机规模合计有望达到 126GW，年均新增装机12.6GW。英国、德国、丹麦、荷兰、法国是传统装机区域，波兰、爱尔兰、挪威等加大海风规划力度。根据 GWEC统计，2030年欧洲各国海上风电累计装机目标合计将达到111GW，2050年有望达到317GW。

国内：风机招标价格回暖，招标量维持高位

国内陆风招标价格走出低谷。2024年10月16日风电整机企业签署行业自律公约以来，陆风中标价格呈现筑底回升趋势。根据每日风电 及风电头条数据，2024年陆上风机（含塔筒）月度中标均价最低值为4月份的1553元/kW,陆上风机（不含塔筒）月度中标均价最低值 为6月份的1133元/kW，2025年陆上风机（含塔筒）、陆上风机（不含塔筒）月度中标均价均值分别回升至2103元/kW、1543元/kw。

国内风电招标量维持高位。根据金风科技公告，2025Q1、2025Q2国内风电招标量分别为28.6GW、43.3GW，同比分别增长22.7%、 1.2%。在2024年高基数情况下，2025年风电招标量仍维持增长。

整机：行业自律推动盈利拐点出现，出海增厚利润空间

招标价格回升叠加出口规模扩大推动风电整机毛利率重回上行通道。风电整机企业此前面临较大的盈利压力，风机招标价格回升有望 推动整机企业毛利率重回上行通道，风机环节从中标到确收通常需要4-8季度，今年Q3-Q4是观察盈利回升的重要窗口期。同时伴随整 机企业出口容量快速提升，有望进一步增厚盈利能力。根据CWEA统计，2024年，中国风电机组新增出口 904台，容量为5193.7MW， 同比增长41.7%，其中:陆上风电机组出口 882台，共计 5115.5MW;海上风电机组出口 22台，共计 78.2MW。

储能

需求端：1）国内市场：新能源全面入市推动峰谷电价差拉大，同时多省相继推出容量电价政策，大储盈利模式逐步明晰并优化，储能需 求开始由政策导向转变为市场导向。国内储能招标数据表现强劲，今年1-9月国内储能招标规模达到92GW/305GWh，同比增长 118%/178%，预计2025年国内储能装机有望达到150GWh。2）美国市场：大而美法案对原材料本土化比例设定要求，导致2025年内出 现抢装需求。美国储能终端需求刚性较强，预计保守场景下2025年美国储能新增装机功率规模将达到18.1GW，同比增长47%。3）欧洲 市场：大储需求爆发，户储去库完成，工商储开始放量。预计2029年欧洲储能新增装机将达到118GWh，2025-2029年CAGR 41%。4） 澳洲市场：电力市场波动较大，储能能量套利空间大，2025上半年共有1.835GW/5.776GWh储能电池储能系统达到财务承诺，后续有望 在容量投资计划的推动下加速发展储能。 供给端：1）出海：国内储能系统集成、电芯等众多企业陆续布局海外，今年1-9月，中国企业海外储能合作累计超19.6GW/208.09GWh， 主要集中在中东、澳洲、欧洲等地区。1-8月，国内逆变器出口总金额为60.46亿美元，同比增长6.96%。国内头部企业竞争优势突出，预 计后续将持续获取海外高毛利订单。2）从价格竞争走向价值竞争：独立储能快速发展，将更加注重储能系统全生命周期表现情况，对储 能系统设备硬件能力、交易运维能力都提出了更高的要求。回归价值本质，硬件+软件能力更强、全生命周期管理能力更强的系统集成商 将有望胜出。

国内：独立储能商业模式边际改善，驱动需求超预期

国内新型储能专项行动方案推出，国家层面装机目标明确。9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案 （2025—2027年）》的通知。行动方案明确储能装机总体目标，2027年全国新型储能装机规模达到180GW以上，带动项目直接投资约2500 亿元。根据国家能源局，截至2024年底，全国新型储能装机73.76GW。考虑到电力市场化后储能配置时长有望提升，如果按照4小时配置计算， 2025-2027年新型储能年均装机将达到35GW/142GWh，政策托底储能需求释放。

容量电价补偿机制政策密集出台，独立储能商业模式逐步跑通。136号文件背景下，推动新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场、通过市 场交易形成价格，同时取消了强制配储。一方面，新能源全面入市有望推动现货市场电价差进一步放大。另一方面，目前已有甘肃、宁夏、河北 等省份推出容量电价机制，甘肃的电网侧新型储能容量电价标准330元/千瓦·年，宁夏的容量电价标准2026年1月起按照165元/千瓦·年执行。同 时，内蒙、河北、新疆等省份积极探索容量补偿机制。我们认为后续各省容量电价补偿政策出台可期，将大幅提升独立储能的经济性。

美国：年内储能抢装加速，大储项目备案量高增

2025年美国储能抢装节奏加速，1-8月大储新增装机同比增速33%，已备案项目储备较多。美国关税再次延期90天，OBBB法案将储 能ITC补贴时间从2032年延至2036年，但要求2026-2030年开工储能项目非“限制外国实体”成本占比分别不低于 55%/60%/65%/70%/75%。在此政策窗口期，2025年全年美国储能市场抢装节奏将加速。根据EIA，今年1-8月美国大储累计新增装 机8.67GW，同比+33.3%。截至8月末统计，美国大储备案量达到65.36GW。其中：①已建成待投运规模3.54GW、②建设进度＞ 50%规模6.14GW、③建设进度＜50%规模8.83GW、④已批准但未开始建设规模3.49GW。

WoodMac预计2025年全年美国储能新增装机18.1GW，同比增长47%。根据WoodMac，2025Q2美国储能新增装机 5.57GW/15.79GWh，同比+68%/+36%。其中，大储装机4.92GW/14.95GWh，同比+63%/+36%，打破了单季度装机量记录；工 商储装机38MW/85MWh，同比+11%/-5%；户储608MW/752MWh，同比+132%/+40%。由于电网老旧以及区域互联性差，美国 储能终端需求刚性较强。WoodMac预计保守场景下2025年美国储能新增装机功率规模将达到18.1GW，同比增长47%。

澳洲：电力市场波动较大，储能收益机制完善

澳大利亚的电力市场波动较大，储能收益空间大，主要以能量套利为主。Rystad Energy分析了全球39个电力市场的公开价格数据， 澳大利亚的国家电力市场（NEM）波动最大。澳大利亚的电网电价波动剧烈，日内价差较大，这也为储能提供了良好的套利空间。根 据AEMO，在2025Q1澳大利亚电池储能收入来源中，与频率控制辅助服务(FCAS)获得的收入相比，能量套利收入所占的比例越来越 大，超过一半的收入来自能量套利，主要是得益于市场波动性增加和负电价时的充电收入。根据澳大利亚清洁能源委员会(CEC)， 2025上半年澳大利亚共有1.835GW/5.776GWh储能电池储能系统达到财务承诺。 澳大利亚政府为户储和工商储提供补贴，有望促进需求释放。根据集邦储能，随着澳大利亚工党成功连任，其此前承诺的全国性电池 储能补贴计划于今年7月1日正式启动，为符合条件的储能系统提供约370澳元/kWh(1737.27元)的前端补贴，预计可降低典型户用储能 系统30%安装成本。补贴覆盖容量5kWh至100kWh储能系统，包括住宅、小型商业及社区机构的并网与离网应用场景。伴随着储能补 贴政策的出台，澳大利亚户储和工商储需求也有望快速增长。

光伏

光伏设备指数：年初至今超额收益6.0%，9月超额收益显著

指数表现：截至2025年10月13日，光伏设备行业指数（申万）上涨26.2%，相对沪深300超额收益为6.0%。主要因为前几年 光伏行业产能持续扩张，目前产能处于过剩状态，产业链价格处在底部区间，各环节盈利能力均处于历史低位。其中25年9月 光伏设备指数相对沪深300出现显著的超额收益，主要受到供给侧改革以及反内卷政策影响，产业链盈利预期和估值修复显著。

国内需求：136号文件规定新老划断，25H2装机需求下滑

国内需求：2025年1-8月国内新增光伏装机230.6GW，同比增长65%，其中8月国内新增光伏装机7.4GW，同比下降55.3%。 累计装机数据高速增长，25H2装机需求下滑，主要原因包括：1）136号文件规定光伏项目新老划断，25H1上半年强装透支 部分需求；2）光伏装机规模逐年提升，当前处于高基数阶段。

供给分析： CPIA引导行业自律，供给侧改革持续推进

在光伏组件价格不断下滑，招投标市场不断出现超低价中标案例情况 下，中国光伏协会（CPIA）发布了光伏产业链成本分析，并号召企业 依法合规地参与市场竞争，不要进行低于成本的销售与投标。根据 2024年12月数据，当前产业链组件含税成本（含最低必要费用）为 0.692元/W 。在协会号召下，组件招标价格触底回升。根据SMM数据， 当前一线组件报价达到0.7元/W，成交价达到0.69元/W。

锂电

2025年四季度策略观点——锂电行业

产销—产销两旺，新增长动能驱动周期上行：25年1-9月我国动力和其他电池合计产/销分别为1122GWh/1067GWh，累计同比增速分 别+51%/+56%，产销两旺延续。结构上，其他电池累计销量达281GWh，累计同比增速高达+79%，主要系储能需求爆发式增长；动力 电池累计销量786GWh，累计同比增速+49%，其中纯电动货车景气度极高，1-9月累计装车同比增速达+157%。传统金九银十旺季叠加 国内外储能需求爆发，10月锂电排产继续高增。我们认为，锂电行业周期有望从产能去化向主动补库切换，有望逐步进入上行期。 价格—6F价格率先触底反弹，其他环节有望迎结构性涨价：6F率先供需扭转涨价，一方面系产能集中度极高，且龙头与二三线企业拉开 成本差距；另一方面储能电池需求拉动下行业供需逆转，龙头产能利用率80%以上且库存水平较低，9月下旬起产品价格急涨。其他主材 有望结构性上涨，LFP正极：高压实LFP正极在储能拉动下需求旺盛，龙头锁产能凸显景气度；电解液：6F等原材料成本提升但价格滞涨， 后续有望顺价；隔膜：头部公司湿法隔膜产能紧张，10月价格有望进一步上涨；负极：石油焦下半年价格上涨，负极端有望顺价，同时 头部负极厂商有望受益快充产品占比提升。 盈利—供需格局边际改善下，Q4盈利能力有望修复：2023到2025上半年锂电行业持续处于底部运行，各环节代表企业盈利能力走低； 随着各环节资本开支的有效减少控制有效供给，以及储能、电动商用车等对需求端的大幅拉动，我们认为锂电各环节盈利能力底部已经初 步显现，四季度有望随价格上涨和产能利用率提升迎来修复。 固态电池—技术路线收敛，关注中试线及上车验证进展。多家锂电产业链头部企业对固态电池给出明确积极的指引，技术路线收敛于硫 化物，我们预计年内将有百MWh级中试线投产及固态电池上车验证，建议关注细分环节布局领先的龙头企业。

产销：前三季度锂电产销两旺，新增长动能驱动周期上行

前三季度产销超1TWh，储能和商用车增速亮眼。25年1-9月我国动力和其他电池合计产/销分别为1122GWh/1067GWh，累计同比 增速分别+51%/+56%，产销两旺延续。结构上，其他电池累计销量达281GWh，累计同比增速高达+79%，主要系储能需求爆发式 增长；动力电池累计销量786GWh，累计同比增速+49%，其中纯电动货车景气度极高，1-9月累计装车同比增速达+157%。

10月排产高基数继续上行，锂电行业进入上行周期。传统金九银十旺季叠加国内外储能需求爆发，10月锂电排产继续高增，鑫椤统计 国内电池样本企业排产142GWh，环比增长近10%。我们认为，锂电行业周期有望从产能去化向主动补库切换，有望逐步进入上行期。

报告节选：

编辑：火腿肠