全球及中国新能源新增装机规模“十五五”期间预计再上台阶，风光装机渗透率预计将加速提升。“十四五” 期间，中国风电光伏新增装机预计约 1450GW，是“十三五”期间新增风光装机的近 4 倍。“十五五”期间再新 增风光装机约 1600GW。按此趋势，2030 年风光累计装机有望提前完成 3600GW，届时风光装机渗透率将迈向 60%。全球来看，过去 5 年风光新增装机约为 2500GW，是 2016-2020 年新增风光装机 2 倍之多。展望 2026- 2030 年，全球预计将再新增 3000-4000GW。
高比例新能源并网对全球电网稳定性提出显著挑战。电源侧，风光出力波动明显。光伏出力集中于日间， 日内波动大，而风电出力则相对不稳定。电网侧：新能源装机增多导致净负荷呈现“鸭型曲线”。光伏大发的午 间时段净负荷最低，傍晚光伏出力下降，用电负荷迎来高峰，电网系统必须应对快速“爬坡”，这对电网的灵活 性和调节能力提出了更高要求。
新能源大规模并网正引发电力系统四大结构性变化：一是电网调节需求激增，催生海量储能需求；二是电 网消纳能力不足，倒逼全球电网投资增加；三是系统性成本增加将传导至终端，推动电价上行；四是传统风光 局限性显现，高密度、高效率的低碳能源供给，如海风、燃机、核电、SOFC，迎来发展机遇。
1.1 高比例风光并网催生海量调节需求，储能凭经济性迎来爆发增长
风光装机量的激增，对电网灵活性调节产生了巨大需求。为平衡新能源发电的波动性，电网需进行调峰、 调频和能量时移。目前，电化学储能凭借其技术成熟度和经济性优势，正成为满足该需求的主要调节资源。
国内市场，136 号文正推动新能源全面入市，电价加速市场化。随新能源装机增多，日内电价的“鸭型曲 线”趋势愈发明显。而在新能源高渗透率省份，午间电价已降至极低水平，现货市场峰谷价差持续拉大。
海外市场风光渗透率高，电网稳定性明显下降。欧洲市场是新能源高渗透率的代表，新能源渗透率过去几 年持续提升，2024 年风光发电量占比已达 28%。
高新能源渗透率与电网老化叠加，正导致欧美电网失衡事件频发。2021 年欧洲电网分裂和 2025 年伊比利 亚大停电，均暴露了高比例新能源带来的低转动惯量和频率稳定问题。这极大提升了对储能的需求，电化学储 能不仅能提供必要的调峰、调频和转动惯量支持，也能延缓昂贵的电网升级改造。
AIDC 导致北美地区缺电问题严峻，激发大规模配储需求。我们基于主要厂商芯片出货测算 2025-2028 年 美国 AI 需求带来的电力容量需求分别为 18.8、32.1、48.6、70.9GW，再结合其他行业每年新增负荷，对应 25- 28 年分别新增稳定可控电源需求 30.3-67.8GW。再考虑气电、SOFC 占用一部分容量需求，对应 2028 年美国储能需求 102-408GWh 之间。
2023 年以来，在光伏组件价格及储能系统成本大幅降低后，光伏配储的供电模式经济性大幅改善。根据我 们测算，目前全球绝大部分地区，在光伏配 50%+4 小时储能的模式下，光伏配储度电成本已明显低于火电。
我们判断后续储能将形成国内、海外需求共振。国内市场，新能源全面入市拉大峰谷价差，叠加容量电价 与补偿政策，项目 IRR 显著提升，2026 年有望迎非线性增长。海外市场，光伏配储经济性已经显现，同时储能 作为解决电网频率波动和消纳瓶颈的关键资产，未来需求空间打开，此外 AIDC 等新场景将提供额外增量。 在此背景下，储能渗透率将快速提升。我们预计 2025-2027 年全球新增储能装机将达到 272、441、642GWh。
1.2 电网：消纳困难为首要问题，将倒逼电网投资大幅提升
风光天然的间歇性与波动性对全球电网提出更高要求。风电、光伏等可再生能源的大规模高比例装机，由 于其天然的间歇性、随机性、波动性，使得电网消纳日益困难。电网消纳困难，目前已成为能源转型的关键瓶 颈，倒逼全球电网投资进入增长通道。 全球电网投资正呈现增长趋势。根据 IEA 数据，2024 年全球电网投资达到 3900 亿美元新高，预计 2025 年 将首次突破 4000 亿美元。其中，发达经济体与中国主导了约 80%的投资总额，是全球电网升级的主要力量。
全球电网投资额正随新能源装机投资的增加而增长，显示出明显的带动效应。可再生能源部署以前所未有 的速度加快，倒逼电网必须进行配套升级以承载新增装机。 然而，电网投资增速远未跟上新能源装机增速。电网投资占能源装机投资的比例已从近60%下降至不足40% ， 表明能源建设速度已远超电网配套速度，电网正成为新能源装机关键瓶颈。这一方面对电网的智能化和快速响 应能力提出更高要求，另一方面也为未来电网投资，以及电化学储能等灵活性调节资源打开了巨大需求空间。
1.3 电网成本传导推动终端电价上行，套利机会与新型运营模式涌现
全球终端电价正呈现上行趋势。以美国为例，2022 年至 2025 年，全美平均电价预计上涨 13%，新英格兰 地区涨幅高达 26%。零售电价不仅包括发电成本，还包括输电、配电及其他费用。近年美国电力公司为升级老 化基建，大幅增加了资本投资，是零售电价上涨的主因。
2020-2022 年受能源危机影响，各类能源价格普遍上涨。但 2022 年后走势分化，天然气、汽油价格从高位 回落，而居民电价涨幅持续超过 CPI。这印证了电价上涨的主因已从燃料成本转向系统性成本。即使燃料价格回 落，为新能源并网所必需的电网投资与调节成本，仍在推动终端电价上行。
新能源渗透率提升推高电网改造成本，已成为推动终端电价上行主要因素。电价由能源成本与电网成本组 成，以欧洲电价为例，23 年后能源成本已逐步下行，但电网成本却呈刚性上涨趋势，主因电网老旧及新能源消 纳困难。其中荷兰情况突出，24 年荷兰电网成本已超过能源成本。荷兰风光渗透率高，分布式光伏为主，反向 输电导致电网频繁拥堵，推高电网成本。
长期趋势来看，随着新能源渗透率的持续提升，电网调节成本逐步提升（包括大型储能系统投资和电网改 造成本），推动电网侧输配电成本长期上行，并将传导至终端用户，从而推动全球用电价格持续提升。对终端用 户来说，电价提升将带动户储、工商储需求保持长期增长。
1.4 低碳能源需求高增，高密度电源海风、SOFC 迎发展机遇
传统风光装机在加速渗透的同时，其局限性也日益凸显。陆上风电占用土地面积大，且出力波动性强；光 伏发电则存在负荷匹配度差的问题，是“鸭型曲线”的主要成因。因此，电力系统对出力更稳定、能量密度更 高的新型低碳能源需求正逐步增加。
海风：产业化领先，为确定性较高的高密度低碳能源
海上风电对风资源利用更优，且不占据土地资源。相较于陆风光伏的波动性，以及水电核电的超长建设周 期，海风优势在于利用小时数高、出力更平稳。尽管海风初始投资高、海事工程难度大，但其降本空间可观， 确定性更高。我们预计全球海风累计装机将从 2024 年的 83GW 快速增长至 2030 年的 224GW，复合增速显著， 是未来低碳电力的核心增量之一。
SOFC：高密度低碳能源，正处于产业化前夜
SOFC（固体氧化物燃料电池）是一种高效电化学能量转换装置。其核心竞争力在于极高的发电效率，可达 55-70%，显著高于其他燃料电池技术路线。此外，SOFC 燃料适应性强，可使用天然气、氢气或生物气，且电极 材料无需铂等贵金属，具备成本潜力。
SOFC 作为高密度低碳能源，仍处于产业化前夜。随着技术成熟与成本下降，其高效率、高可靠性优势将 逐步显现。我们预计全球 SOFC 市场将在十年内规模增长超 10 倍，正处于爆发前夜 。
1.5 数据中心功耗密度飙升，引发供电系统革命
AI 大模型驱动 AIDC 功耗激增，核心是功率密度革命。以 NVIDIA 最新发布的 GB300 平台为例，其整机 柜功耗飙升至 130-150kW，是传统机柜的 10 倍以上。传统 UPS 架构存在多次交直流转换，效率低、损耗大。 此外，支持 120kW+机柜所需的传统 UPS 和配电单元体积庞大，占据宝贵服务器空间。
HVDC 是替代 UPS 的主流方案。HVDC 取消了逆变环节，系统更简单，故障点更少，效率和可靠性均高于 UPS。其模块化热插拔设计大幅提高了设备利用率，减少了冗余。目前，供电架构正向 800V HVDC 演进，将进 一步节省铜缆用量和空间。 SST 结合 800V HVDC 被视为终极解决方案。SST 将 10kV交流电直接转换为 800V 直流，是高度集成化的 预制产品。相较 UPS，全链路效率提升 3%以上，占地面积缩减超 50%，并大幅节省铜缆。800V 直流输出也易 于与光伏、储能等直流设备并网。
AIDC 正驱动全球电力需求结构性增长。根据 IEA 预测，2024-2030 年全球数据中心电力需求增长预计达 525TWh，是 2014-2024 年 10 年间增量的两倍以上。这驱动数据中心总用电量至 2030 年翻倍至近 1000TW h，约 等于日本当前的全社会用电量，其中 AIDC 预计贡献 70%以上。
“绿电+储能”的商业模式已在全球范围内得到验证和规模化部署。Meta、亚马逊、谷歌等科技巨头已率先 签订 GWh 级别的“光伏+储能”供电协议，为其数据中心确保不间断的清洁电力。同时，光伏配储已具备经济 性，将受益于 AIDC 放量。
2.1、Q3 财务数据分析：大储、锂电、风电等需求驱动较强的行业 Q3 盈利边际好转明显，锂 电、储能合同负债大幅增长，标志行业景气度提升
行情复盘：2025 年以来，申万电力设备指数上涨 46.5%，跑赢沪深 300 指数 28.2pct。分行业来看，2025 年 以来锂电、电网涨幅在电力设备行业中居于前列，整体均涨幅较高。 营业收入：新能源大部分产业链 Q3 营业收入同比实现两位数增长，其中锂电、大储、陆风、电力设备同 比增速较高，主要是受到需求拉动。其中，大储主要系国内储能项目经济性明显提升，推动储能需求快速增长， 同时海外欧洲、亚太、中东非等市场爆发。锂电受到储能需求带动，产业链收入同样实现高速增长。风电方面， 陆风受国内需求增速抬升带动，企业整体开工率提升，企业整体出货增速抬升。而光伏 Q3 行业需求仍然偏弱， 涨价情况下出货量整体平稳。 盈利能力：Q3 光伏、锂电、海风、储能毛利率改善明显。其中大储毛利率改善主要系龙头企业海外高毛利 市场在确收的区域结构上有所提升，从而推动毛利率及净利率环比改善。户储则是部分企业 Q3 出货环比增加， 规模效应有所显现。光伏受反内卷政策带动，上游硅料、硅片毛利率改善明显。海风毛利率同环比均改善，锂 电行业供需边际有所好转，推动毛利率环比提升。电力设备国内（除特高压）景气度边际提升。
合同负债：新能源各赛道 Q3 除户储以外合同负债金额环比均有提升，反映出行业景气度仍处于上行区间。 其中锂电在储能需求加速增长的驱动下，产业链开工率提升，企业订单饱和度提升，部分环节甚至已经出现产 能瓶颈以及涨价情况。同时大储企业合同负债同比也实现较高增速，体现出储能经济性逐步提升后，全球需求 共振趋势。风电受益于国内央国企投资意愿增强及部分环节价格提升，合同负债同比大幅增长。电力设备方面， 特高压、国内网内及网外企业合同负债实现较高增速。 现金流：光伏、海风、陆风、大储、电力设备出海等方向 Q3 经营性现金流改善较为明显，其他子行业环比 略有回落，部分原因与行业盈利能力边际变化有关，另一方面也与企业回款及付款节奏有一定关系，具有一定 季节性因素影响。 偿债能力：我们采用两个指标对各子行业的偿债能力进行分析。从“（货币资金+可交易性金融资产）/有息 负债”来看，这一指标下光伏、锂电、陆风、户储等行业现金对有息负债的覆盖比例较低，基本在 0.8-1.4 之间， 其他子行业偿债能力相对稳健，尤其是大储、电力设备等行业，资金充裕度较高。资产负债率角度来看，光伏 主、锂电、陆风、大储等偏重资产的行业资产负债率较高，位于 60%附近，其他行业整体资产负债率位于 40% - 50%。
2.2、供给分析：大部分行业扩产意愿仍然较低
从资本开支、在建工程、固定资产来看，新能源大部分行业扩产意愿仍维持低位，核心原因在于过去几年 产业链景气度大幅下滑，导致企业扩产意愿明显回落。 ① 25Q3 光伏、宁德、锂电（除宁德）、海风、陆风、户储、大储板块固定资产同比增速分别为-1. 1%、 +16.2%、+22.5%、-1.6%、+11.4%、+2.1%、+20%。 ② 从在建工程和资本开支角度来看，海风资本开支同比增加，锂电行业中宁德资本开支同比增长明显，其 他锂电企业资本开支及在建工程仍然同比下降。户储、大储、电力设备等其他大部分行业 Q3 资本开支 同比下降。 ③ 另外，我们引入 AIDC 板块，可以发现 AIDC 板块 Q3 固定资产增速仍然保持在较低水平，且资本开支 及在建工程同比负增长，说明行业仍然处于景气度抬升初期阶段。
2.3、投资策略：把握各行业供需及格局边际变化
对新能源等制造业行业来说，ROE 的边际变化是股价核心矛盾，而决定 ROE 的因素，一是供需边际变化， 二是行业格局边际变化。我们以之前测算出的各板块固定资产增速作为衡量供给增速的指标，同时我们对各行 业需求增速给出判断，需求增速大于供给增速的行业预期供需趋紧，ROE 向上概率较大。同时行业格局边际集 中、平稳、分散也是决定 ROE的一大变量。
根据供需增速对比及各板块行业格局边际变化，我们认为锂电、大储、海风、AIDC、新能源新技术（固态、 BC、铜浆等）、户储、电力设备出海、陆风等值得重点关注。其他行业中陆风核心关注行业景气度边际情况， 以及光伏主要关注反内卷政策落地情况，如果供给端政策强力，那么供需格局也会得到极大改观。
3.1、行情复盘：关税影响逐步弱化，储能行业高景气成为市场共识
近一年来，储能板块行情主要可分为以下几个阶段： （1）对竞争烈度加大的担忧导致股价回落：中东储能市场爆发后，由于更多中国厂商进入，导致中东市场 价格快速下降，对竞争格局和盈利能力的担心导致股价回落。（2）业绩真空期但景气度保持较高，随后受关税战影响暴跌：2024 年三季报后进入业绩真空期，国内招中 标数据较好，同时 2 月份开始，因逆变器出口数据回暖，加之欧洲工商储、亚非拉市场等需求较为旺盛，储能 板块行情有所复苏。但到 4 月 7 日，由于美国发起所谓“对等关税”，导致储能板块大跌。 （3）中美经贸谈判后出货恢复，行情回暖： 5 月中美第一轮瑞士经贸谈判后，“对等关税”推迟一个季度， 同时互相加码的关税被取消，储能产品对美出货恢复，股价得以回暖。 （4）高景气度成为市场共识，板块大涨：进入 Q3 以来由于国内招中标旺盛、容量电价等政策到位，国内 市场景气度超预期，同时引发储能电池、中游材料等价格的普遍上涨，景气度成为市场共识，股价超额收益明 显。同时 AIDC 电源、AI 数据中心配储等概念主导海外储能板块预期，海内外同步共振。
3.2、新能源渗透率提升+产业链价格下降促进储能行业高景气度全球共振
近十年，全球新能源发电量及渗透率持续上升。其中，全球新能源发电量从 2014 年的约 5000TW h 增长至 2024 年的约 9400TWh，CAGR 约为 6.6%；新能源发电渗透率从 2014 年的约 21%提升至 2024 年的约 31% ，平 均每年上升 1pct。预计 2025 年，新能源总发电量将首次超过燃煤总发电量，煤炭在全球发电结构中的占比将降 至 33%以下，预计截至 2027 年，全球新能源发电渗透率将增至约 39%。
从全球新增发电量来看，2024 年新能源新增发电量约 890TWh，同比 2023 年增长约 96%，占全年新增发电 量约 74%。预计 2025-2027 年新能源新增发电量均能稳定在 1000TWh 以上，对总新增发电量贡献超过 90%。
新能源渗透率提升催生对调节资源的需求。如加州新能源占比提升，净负荷曲线已呈现明显的“鸭型曲线”， 傍晚光伏退出时系统负荷急剧升高，需要储能提供顶峰支持；新能源由于其电力电子接入的特性，爬坡、惯量 支撑能力较为缺乏，在新能源占比较高的地区，也需要储能提供调频、惯量、爬坡等支持。
全球锂电池价格持续下滑。根据 Bloomberg 统计数据，2024 年，全球锂电池电芯、电池组价格分别为$78、 115/kWh，较 2023 年分别下滑 30%、20%，为历史最大年降幅。自 2014 年以来，全球锂电池价格已下滑约 84%， CAGR 为约 16.7%。
新能源占比提升、锂电池成本下降，催生储能经济性提升，是储能不断增长的核心逻辑。
3.3、国内市场：经济性提升导致储能需求爆发，投资积极性极为旺盛
（1）现象：储能招标旺盛，全年有望超过 360GWh
我们统计下来今年 1-9 月份国内储能项目新增招标 255.8GWh，同比增长 97.7%。其中 1-9 月份除 5 月外， 均保持同比增长。此前市场认为，136 号文“取消强制配储”条款将导致 5 月以后需求下降，1-3 月份招标数据 同比增长，是因抢 5.31 日抢装节点所致，而 5.31 后招标数据理应回落，但实际上 136 号文生效后，储能项目招 标不减反增，6、7、8、9 月新增招标同比增速分别达到 231%、195%、75.5%、101%。
从招标角度来看，Q4 往往为招标旺季，我们统计下来，去年全年招标 235.2GWh 中，有 105.8GW h 产生于 Q4，占全年招标量之比达到 45%。假设今年招标季度结构与去年相同，则全年招标有望达到 465GWh，即使保 守来看今年 Q4 招标量同比持平无增长，则全年招标至少可达到 361.6GWh。
（2）原因：政策+市场助推经济性爆发，多省成为投资富矿
今年，甘肃、宁夏先后发布新型储能容量电价政策，甘肃、宁夏容量电价标准分别为 330 元/kW/年和 165 元/kW/年，较 2024 年发布的河北容量电价 100 元/kW/年更高。但甘肃、宁夏的储能容量电价政策相较河北政策 也有诸多不同，如容量补偿标准与储能放电时长挂钩，基准时长为 6h，即储能时长需达到 6h 才能按上述标准 获得容量电价，若不足 6h 则按时长打折。总之，容量电价体现了政策积极保障储能保底收益的导向，未来，储 能容量电价有望像煤电容量电价那样实现全国推广。
与此同时，内蒙的容量补偿政策力度更大，《关于加快新型储能建设的通知》明确 2025 年投产的独立储能 可获得 0.35 元/kWh 的容量补偿，按对电网的放电量进行补偿，且连续补偿 10 年。补偿金额由发电侧机组根据 装机容量分摊。前不久河南《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》则是“兜底放电电价 +容量电价”双保险，因现货运行导致收益减少时，保障放电电价兜底 0.383 元/kWh；对于没有租赁出去的储能 新项目，则配套容量电价机制；还规定调节电源按照储能、抽蓄、气电、煤电依次调用，减少煤电深调，为储能 让出调节空间。 新能源全面入市后，电价水平可能下降，峰谷价差拉大。以现货市场转正最早的山西省为例，今年 1-4 月 份山西日前均价已从去年同期 0.301 元/kWh 下降到今年 1-4 月份的 0.271 元/kWh。而从峰谷价差来看，11- 16 点 现货价格已经降至 0.1 元/kWh 以下，而 18-22 点价格又猛升至 0.5 元/kWh 以上，呈现明显的“鸭型曲线”形态。
山东、江苏、广东、河南、河北等沿海和中部较为发达的省份，且具备较多光伏装机，峰谷价差较大。以今 年 8 月为例，分时电价峰谷价差较大的省包括山东、山西、甘肃、蒙西、湖北、陕西、辽宁等。若比较 2 月份， 冬季因负荷较低，午间低谷更为明显，山东、山西、甘肃、蒙西峰谷价差较大。
目前来看，内蒙因其优越的 0.35 元/kWh 容量补偿、海量的新能源装机和高耗能行业的存在，成为储能投资 的沃土。山东年平均峰谷价差达到 0.45 元/kWh 甚至更高，峰谷套利市场化收益丰厚。河北因储能可参与中长期 市场套利达到两充两放，也是储能投资的沃土。而宁夏、甘肃，以及东部沿海省份等，则因容量电价、辅助服 务市场收益等，各自走出了经济性，大多可达到资本金 IRR8%以上。
（3）结果：投资积极性旺盛，多省释放大量储能投资指标
目前国内储能项目在 136 号文“取消强制配储”之后，各地储能项目投资已从“要我投”向“我要投”转 变。据储能头条统计，今年以来各省发布的储能项目清单已达到 505 个，项目总容量达到 85.59GW/250.1GW h。 值得注意的是，与此前新能源竞配等场合要求风光项目强制配储若干比例不同，今年以来由于取消强制配储， 因此上述项目是由社会资本申报投资需求，再由政府审批下发的项目指标，可以理解为社会真实的投资需求， 具备较高的兑现度。
从项目分布来看，内蒙、河北、山东项目较多，分别达到 77.4、67.9、40.5GWh，均为新能源装机占比高、 消纳有一定困难的省份，体现出这些省份储能投资积极性非常旺盛。其中，今年以来内蒙古发布了 4 批次储能 项目清单，数量达 44 个，总规模达到 17.95GW/77.4GWh，投资主体上内蒙古能源集团、内蒙古电力集团占比 较高，均达到 8GWh 以上。 河北发布了2批项目，其中第一批“2025 年拟安排项目的公示”共发放项目指标37 个，容量6.4GW/20.86GW h。 而第二批“多元技术路线独立储能项目”则发放指标 97 个，容量达到 13.8GW/47GWh。两批项目分别需在 2025 年、2026 年完成开工并网，可见投资积极性极为旺盛。 我们认为，经济性的提升是国内储能需求旺盛的最核心原因，多省已达到 8%以上的 IRR 门槛，更有内蒙、 山东、河北等省收益丰厚，从项目指标的发放来看也可印证出色的经济性和旺盛的投资积极性。从招标来看， 上文已提出今年新增招标至少达到 360GWh 以上，再加上地方企业、民营企业部分项目不进行公开招标，我们 上调明年国内新增储能装机达到 300GWh，经济性提升导致储能行业进入非线性增长是主要原因。
3.4、海外市场：“硬缺电”问题逐步严峻，数据中心配储成为必选
我们基于主要厂商芯片出货测算 2025-2028 年美国 AI 需求带来的电力容量需求分别为 19、31、47、67GW， 三年 CAGR 约为 42.4%。其中对于英伟达芯片出货量，考虑 60%供美国本土，而其他厂商则考虑 100%供美国 本土。
考虑稳定可控电源，即排除掉太阳能、风电这两种不稳定电源之后，可控电源的总装机反而是下降的，从 2011 年的 974GW 逐步下降到 2024 年的 923GW，主要因煤电退坡较快，油电也有下降，而气电的增长不足以 弥补前两者退出所致，电池储能近几年才得到发展，也不足以弥补稳定可控电源装机的减少。若以稳定可控电 源装机/峰值电力负荷之比作为电力系统稳定度的标志，则根据过去若干年情况，该比值应在 1.20 左右。
考虑不同负荷的同时率（即负荷预测时应根据不同用电负荷之间彼此不会在同一时刻达到负荷最高点，应 打一定折扣），则根据我们对未来美国 AI 数据中心电力容量需求，加上 NERC 对美国未来新增功率（约每年 20GW，假设为常规制造业回流、再工业化等负荷）的预测。如上表所示，我们认为美国未来稳定电源装机需求， 2025-2028 年分别为 25.4、32.6、42.4、54.2GW。 为了满足上述需求，目前来看，美国可以选取的解决方案主要包括： （1）储能（搭配光伏、风电等可再生能源，也可作为顶峰电源单独使用）：交付迅速、度电成本具备显著 优势，反应速度快，调节性能好 （2）SOFC（单体固态氧化物燃料电池）：交付迅速，已实现与燃气轮机的平价 （3）燃气轮机：产能限制大、交期显著延长。估算通用电气、西门子能源、三菱重工三家总和年产能约 20GW， 远远无法满足美国每年数十至上百 GW 的电源装机需求。 （4）小堆核电（SMR）：目前尚未有投运项目，建设周期长。 因此，我们认为光储、SOFC 是目前美国满足电力装机需求较为可行的两种方案。
假设每年发电用燃气轮机可用的产能为 10GW，考虑 SOFC 产能扩张后 2025-2028 年可新增 1.2、1. 5、2、 4GW 装机容量，对储能的需求 2025-2028 年可达 19-51GW。考虑数据中心建设浪潮初期时尚可以消耗电力系统 原先冗余，而后期电力系统出现功率硬缺口，功率配比逐渐朝 100%发展。时长方面，仅起顶峰作用时时长约 1- 2h，但后期功率、电量均出现缺口时，考虑部分数据中心离网供电，需配置较多储能用于提升冗余安全可靠性，有可能时长朝着 6-8h 演变。因此我们认为，到 2028 年，美国数据中心新增储能容量有望在 102-408GW h 之间。 其他市场方面，亮点包括欧洲、澳洲等，欧洲多国开始推进储能投资计划，如西班牙政府目标到 2030 年实 现 22.5GW 的储能装机容量，主要是西班牙与中欧电网的互联容量极为有限，2025 年 3 月，英国企业 Renewco 和 Atlantica 宣布在西班牙开发总计 2.2GW 的电池储能项目。意大利市场今年推出新机制 MACSE，输电系统运 营商将与 BESS 所有者签订 15 年期承购协议， 2027 年前将投运 10GWh 储能项目。英国则制定了 2030 年电池 储能装机达到 23-27GW 的目标。
澳大利亚的 CIS 计划提供长期收入合同。这使得开发商能够为大型项目获取融资。澳大利亚近期公布的第 四轮 CIS 招标结果中，共有 3.5GW/11.4GWh 的太阳能+储能项目获得合同。而之前的招标也收到市场追捧，其 中第三轮招标中成功中标超过 15GWh 的储能项目，表明在收入支持框架下，市场对电网规模储能部署持续抱有 热情。
3.5、三季报总结：电池、集成环节持续高景气
（1）集成：国内市场独储逻辑兑现；海外市场盈利能力坚挺
从集成环节来看，代表性标的海博思创、阳光电源单季度收入、盈利均创新高，盈利能力显著提升。分国 内外来看： 国内市场以海博思创为代表，从量的方面来看，Q3 通常为传统淡季，且在 Q2 “531”抢装后市场担心项 目节奏青黄不接 Q3 出货、收入环比下降，但实际 Q3 出货在 Q2 高增的基础上继续环比增长，我们认为主要是 企业自行开发的独立储能项目放量所致。从价格和盈利能力来看，Q3 来看海博思创单价环比提升，毛利率也提 升，同时单位盈利从上半年的 0.03 元/Wh 左右提升至 0.04 元/Wh 左右，呈现量、价、利三升局面，主要是由于 136 号文之后独立储能占比提高，同时公司自己的独立储能项目开发逐步体现在报表所致，这些独立储能项目 具备更好的经济性和更高的盈利能力。
海外市场则以阳光电源为代表，从量的角度来看，因 5 月中美经贸谈判“对等关税”延期后对美出货恢复， Q3 公司储能出货（销售口径）达到 8GWh 以上，且海外占比超过 80%，加上美国储能抢发，带动 Q3 平均单价 达到 1.3 元/Wh 以上，且平均单位盈利达到 0.3 元/Wh 以上。我们认为在储能电池涨价、关税问题的情况下，做 到该水平证明了中国储能产业链的盈利能力，未来产业链价格将触底回升，盈利能力有望稳中有升。
集成环节由于直接面对下游客户，是储能行业景气度下最为受益的环节。目前来看此前市场担忧的国内市 场、海外市场价格持续下降导致盈利能力下降的现象已出现根本性扭转。同时，国内、海外市场需求共振，带 动的量的提升。
（2）户储、工商储：Q3 出货量环比继续增长，工商储贡献新增量
今年 Q3 因欧洲去库、工商储增长等影响，各公司出货量持续增长，尤其是澳大利亚等新兴市场成为今年各 家增长的亮点。
（3）储能电池：出货量高增，盈利能力明显恢复
储能电池是产能制约较大的环节，Q3 来看，派能科技、鹏辉能源出货量环比大幅增长，尤其是鹏辉能源成 功扭亏，并实现历年最高单季度盈利。
3.6、投资方向：储能需求高增带动锂电行业新周期来临
我们认为，经济性的提升是国内储能需求旺盛的最核心原因，多省已达到 8%以上的 IRR 门槛，更有内蒙、 山东、河北等省收益丰厚，从项目指标的发放来看也可印证出色的经济性和旺盛的投资积极性。从招标来看， 上文已提出今年新增招标至少达到 360GWh 以上，再加上地方企业、民营企业部分项目不进行公开招标，我们 上调明年国内新增储能装机达到 300GWh。
4.1 锂电行情复盘：储能需求超预期下迎来锂电产业涨价预期
近期锂电行情上涨显著，主要系以下催化： 1） 储能：4-5 月市场担心 136 号文取消强配叠加抢装影响 25H2 需求，但 8-9 月招标数据不降反升，证明 储能需求旺盛；9 月起看到储能电芯散单到大单的涨价。 2） 6F：8 月底-9 月中旬，需求偏紧预期逐步极强，开始出现涨价预期，股价开始反应；9 月中旬- 10 月中旬，6F 散单价格开始跳涨，1 个月内累计涨幅超 5.9 万元/吨，涨幅 120%，股价持续走强；10 月下旬， 市场开始等待长单谈价的结果。 3） 铁锂：9 月底铁锂厂商开始与电池厂谈判涨价，股价初步反应涨价预期；10 月下旬，部分二线电池厂商 涨价落地，叠加龙头公司业绩环比修复显著，涨价预期加强。
4.2 核心矛盾：储能需求非线性增长，带动全球锂电需求增速有望超预期
需求测算：预计 26 年锂电总需求为 2603GWh，同比+26.2%
动力方面，当前核心担忧为明年国内新能源汽车销量表现。分国内和海外来看： 国内方面，乘用车销量驱动力为当前新上市车型数量。2025 年 9 月，中国新能源乘用车销量 150 万辆， 同比+22%，渗透率 53.5%，同比+2.8%。9 月当月在售新车型数量 349 款，较上年同比增加 39 款，新车型推出 速度快，对新能源车的拉动效应显著。2026 年依然有较多新车型。预计 2026 年主力新车型合计 42 款，延续 前几年的车型推出趋势，预计 26 年中国乘用车销量 1800 万辆，同比+16%。
国内商用车电动化率快速提升，电动重卡经济性迎来拐点。2025 年 1-9 月，中国新能源商用车销量达 62.8 万辆，同比+67%。其中电动重卡起量显著，2025 年 1-9 月销量达 13.9 万辆，同比+83%，渗透率达16.9%，同比提升 9.7pct。预计未来电动重卡渗透率将快速提升，是未来商用车电动化的新增长点。
海外方面，欧洲受益于政策端碳排放收紧和车型端进入新车型上市周期，预计明年电车销量将继续保持较 高增速，预计 2026 年欧洲电车销量 445 万辆，同比+30%。
美国方面，大而美法案落地，提前终止电车补贴。2025 年 7 月 4 日，《The One, Big, Beautiful Bill》法案 经特朗普签署后正式生效，规定电车的 7500 美元终端消费者税收抵免提前于 9 月 30 日终止，这一政策一定程 度削弱了电动车的价格竞争力，因此我们保守地预计美国 2026 年电车销量 143 万辆，同比-15%。但从供应链 角度，此前美国电车补贴政策设置了供应链本土化比例以及敏感实体的要求，政策取消也让中国电池厂和日韩 电池厂回到同一起跑线，我们认为有望在未来看到中国电池厂市占率，尤其铁锂电池市占率出现上升趋势。
整体来看，我们预计 2026 年全球新能源车销量 2613 万辆，全球动力电池需求 1559GWh，同比+17%， 其中国内、海外动力电池需求分别同比+16%/20%，欧洲销量受益于车型周期和碳排放政策双轮驱动，同比增 速最高，达到 30%，占全球新能源车销量的 17.0%，同比提升 1.7pct。同时中国电动重卡也受益于经济性拐点 到来，带动商用车销量同比提升 24%。
储能方面，经济性的提升是国内储能需求旺盛的最核心原因，多省已达到 8%以上的 IRR 门槛，更有内蒙、 山东、河北等省收益丰厚，从项目指标的发放来看也可印证出色的经济性和旺盛的投资积极性。从招标来看， 上文已提出今年新增招标至少达到 360GWh 以上，再加上地方企业、民营企业部分项目不进行公开招标，我们 上调明年国内新增储能装机达到 300GWh，经济性提升导致储能行业进入非线性增长是主要原因。
供需研判：需求超预期迅速消化供给，中游材料环节出现紧张趋势，具备涨价基础
受过去两年价格下行周期影响，产业链公司扩产速度明显放慢，且融资收紧、盈利连续亏损之下大部分公 司不具备大幅扩产的能力。此前的过剩产能随行业需求 3 年复合 30%+的增速被逐步消化，当前材料全行业产 能利用率 75%以上，2026Q2 将突破 80%，具备涨价基础。我们认为明年有望在储能需求超预期之下，看到材 料环节产能利用率提升，部分环节出现紧张，预计 2026 年 6F、铁锂正极、负极、隔膜、铜箔全年行业产能利 用率分别为 92%、85%、79%、87%、80，较 2025 年分别同比增加 14pct、13pct、16pct、13pct、8pct；其中预 计 2026Q4 节点 6F、LFP、隔膜、铜箔产能利用率将达 106%/96%/98%/95%。当前已看到供需最近的 6F环节 散单价格从底部至今已经翻倍，LFP、负极、隔膜、铜箔、铝箔环节价格也开始启动上涨。
5.1 出口：需求延续高景气，海外业务占比持续攀升
在全球供需偏紧的背景下，中国电力设备制造水平位于世界前列，电力设备产业链完整，抗风险能力强， 供给相对充足。因此自 2022 年以来，中国一次设备出口规模持续高景气。 高景气：全球电网投资总体上行，电力设备需求保持快速增长。全球景气度方面，2024 年全球电网投资整 体呈现上升趋势，总投资规模约 3990 亿美元，增速约 6%。其中，北美、中国、欧洲电网投资超过 800 亿美金。 从增速来看，北美、中南美、非洲、中东、亚太、增速相对较快。IEA 预计 2025 年全球电网投资将超过 4000 亿 美元，达到新的里程碑。
强基本面：从数据端来看，电力相关的变压器（约 16kVA 以上）往年出口规模约在百亿元左右；2024 年全 年出口金额超 330 亿元，同比高增 40%以上。2025 年 1-8 月份海关数据显示，电力变压器出口金额近 300 亿元， 同比增速 50%以上。进一步印证了海外需求旺盛，出口高增速不减。
分国别来看，美国、中东需求持续旺盛，中东地区增量可观，欧洲、东南亚、南美等部分国家增势迅猛。 我们持续看好中东市场机会。8 月特变电工发布公告，中标沙特电力公司约 164 亿元的大型订单，包括超高 压（EHV）变压器产品 179 台，超高压和高压（EHV and HV）电抗器产品 108 台，高压（HV）变压器产品 391 台；持续印证中东市场高景气度。
业绩方面：2025H1 头部公司出口业务纷纷实现较快增长，起量增利。受益于海外市场的旺盛需求，出口占 比较高的电力设备核心企业，2025H1 出口业务增速大都高于国内业务增速。
多举措并举应对国际贸易摩擦。面对日益复杂多变的国际形势，相关公司通过，①全球化产能布局优化： 在全球范围内建立生产基地，诸如美国本土、墨西哥、东南亚地区、欧洲等地进行产能布局。②多元化市场： 做好国内基本盘，拓展欧洲、东南亚等地的市场。③持续研发创新推进降本增效，提升经营效率及产品竞争力。
5.2 网内：Q3 受交付节奏影响总体企稳，在手订单充沛支撑未来业绩
1）行业层面：2025 年 1-9 月电网投资完成额为 4378 亿元，同比增长 9.9%。展望全年，2025 年将聚焦优化 主电网、补强配电网、服务新能源高质量发展，继续推进重大项目实施，积极扩大有效投资，带动上下游产业 链，预计全年国家电网投资将首次超过 6500 亿元。南方电网预计 2025 年固定资产投资安排 1750 亿元，再创历 史新高。2025 年电网投资将保持在较高水平，预计未来电网投资仍将保持较高规模。
电网招标规模起量，高压设备增量亮眼。1）2025 年国网总部前三批输变电招标金额约 541 亿元，同比增长 24.8%。其中变压器采购额约 119 亿元，同比增长约 15.1%；组合电器采购额约 135 亿元，同比增长约 28. 1% 。 2）高压设备需求量更大。高压核心设备招标数量同比增速在 25%以上，例如 750kV、500kV 的变压器、组合电 器等。
2）特高压：2025H2 已开启柔直设备批量招标，预计 Q4 将推进核准进度
交付端来看，2025Q3 网内高压交付受节奏影响总体企稳。结合超特高压头部公司的三季报情况来看，由于 2024H2-2025H1 特高压招标规模相对一般，以及大型项目（诸如甘肃-浙江柔直特高压）尚未到批量交付时间， 因此公司同比业绩相对企稳。而各头部公司在手订单相对充裕，充沛在手订单支撑未来业绩。 招标端来看，2025H2 藏东南-粤港澳、蒙西-京津冀大量特高压设备已开启招标。2025 年 10 月，国网发布 特高压项目第四次设备招标采购公告，针对藏粤工程、蒙西-京津冀工程的特高压设备进行招标。藏粤工程为多 端柔性直流工程、蒙西-京津冀为单端柔直工程，因此本次招标释放了大量特高压设备订单，包括柔性直流换流 阀、换流变、组合电器等核心设备。预计对头部设备公司的订单将带来较大增益。 两条柔直工程 6 月核准，预计全年核准 4 条以上直流线路。1）6 月 23 日，国家发改委核准藏东南-粤港澳 直流工程，该项目为多端柔直，总投资较高达到约 532 亿元。6 月 26 号，蒙西-京津冀直流工程获发改委核准， 该项目受端换流站采用柔性直流，送端换流站采用常规直流，项目总投资约 172 亿元。2）根据环评报告显示， 巴丹吉林送电四川特高压直流、疆电送电川渝特高压直流，均将于 2025 年底前开工，由此预计全年将核准 4 条 以上直流线路。
3）主网：2025H2 设备招标持续放量，高压设备需求旺盛。2025 年电网工作目标提到将聚焦优化主电网， 因此主干网相关建设是 2025 年工作重点之一。 从招标角度来看，截至 7 月国网已完成输变电前三次设备类招标，招标规模达到 541 亿元，同比增长 25%； 主要系高电压一次设备（组合电气、变压器）的招标规模明显提升。前三批招标，750kV 变压器产品招标约 114 台，2024 年同批次招 73 台；750kv 组合电器招标约 112 间隔，2024 年同批次招 83 间隔。因此高压设备头部企 业，诸如平高电气、思源电气、特变电工、中国西电等中标金额位居前列。2025H2 主网招标持续释放大量订单， 西北主网对高压一次设备需求旺盛。
从各省电网规划来看，①青海：2025 年国网青海省电力公司计划电网建设投资超 80 亿元；推进青桂特高压 直流、青海海南第二条特高压直流可研等前期工作，力争青桂直流工程年内核准开工。②新疆：2025 年新疆将 新建、续建超高压电网工程 41 项，同比增长 50%，创历史新高。③甘肃：2025 年甘肃将建成投运陇电入鲁工 程，加快推进陇电入浙工程，开工建设陇电入川工程；谋划建设库木塔格沙漠、腾格里沙漠二回、巴丹吉林沙 漠二回等外送输电通道。特高压及高压主网建设是 2025 年的工作重点。
5.3 出口兼具高景气+强基本面、网内高压稳步向前
海外：出口高景气不减，核心公司出口业务起量增利。2025Q3 出口业务的订单、收入增速均可观。出口业 务同时伴随一定风险和波动等。因此具备出海强 α 属性，丰富产品矩阵的公司，将持续获益于行业 β 增益。关 注北美、中东等市场需求持续放量带来的增量机会。 网内：在手订单充沛，基本面坚实。头部高压设备公司 2025Q3 交付受节奏影响总体稍慢，在手订单充沛足 以支撑未来业绩。2025H2 网内高压设备订单持续放量，国网总部前三批输变电招标金额约 541 亿元，同比增长 24.8%。藏东南-粤港澳、蒙西-京津冀柔直工程于 6 月核准，预计全年核准 4 条以上直流线路。西北主网对高压 一次设备需求持续旺盛。由此可见，高压设备行业仍保持较高确定性，2025 年高压设备订单放量，预计 2026 年 业绩支撑力强。
2025 年行情回顾：风电指数、海上风电指数均跑赢沪深 300 指数，行业基本面有明显修复
回顾 2025 年初至今（截至 2025 年 10 月 31 日）风电行情，风电指数上涨 48%，海上风电指数上涨 73%，沪深 300 指数上涨 21%，风电指数、海上风电指数跑赢沪深 300 指数 27pct、51pct；2025 年风电行业基本面有明显 修复，行业逐渐从困境中走出：2024 年底以来风机价格出现明显上涨、2025 年陆风海风装机同比高增长，铸件、 叶片环节价格上涨；江苏、广东海上风电项目执行顺利，行业复苏。 从各环节和标的涨跌情况来看，2025 年至今，新强联、大金重工、中际联合上涨均与业绩大幅超预期相关，资 本市场上调公司 2025、2026 年业绩，海力风电涨幅明显，2025Q2 以来公司海风发货旺盛，且存在潜在海外订 单，资本市场对风电公司业绩的重视程度较高；中材科技涨幅显著，预计主要交易电子布及玻纤价格修复，此 外叶片业务盈利也有一定修复。
风机在 5 月以来涨幅明显，1-4 月风机企业跌幅最为明显，主要是 2024 年全年风机涨幅显著，而此后市场预期 有所回落影响，基本面缺乏持续催化，4 月后，部分公司如金风科技业绩好于预期，叠加主机价格持续维持高位 &招标量未出现明显下降，风机企业如金风科技、运达股份涨幅明显。
2025 年前三季度风电行业收入、归母净利均实现大幅增长，行业基本面明显修复
2025 年前三季度，风电行业整体收入、归母净利润同比高增。整体实现营业收入 2818 亿元，同比增长 27%， 实现归母净利润 139.8 亿元，同比增长 25%；风电企业整体实现毛利率 15%、净利率 5%，同比下降 1.7pct、 0.1pct，但盈利能力相比 2024 年已有明显修复，毛利率、净利率相比 2024 年提升 1pct，前三季度风电企业营收 增长，主要受 2025 年装机需求旺盛影响。
行业需求展望：预计 2026 年及“十五五”国内需求仍保持高景气，重点关注欧洲海风发展
国内风电装机：2025 年 1-9 月新增装机规模 61GW，同比增长 56%，从目前各家主机企业排产交货情况来看， 四季度行业需求旺盛，预计 2025 年全年新增风电装机 110-120GW，展望“十五五”，预计国内年均新增风电装 机 130GW 左右，其中海风年均新增装机 15-20GW；我们预计 2026 年风电行业装机仍维持高景气，一方面 2025 年风机招标并未出现明显下降，另一方面，目前各家主机厂对 2026 年出货仍有较好预期。 海外风电装机：风机成本大幅下降提升了海外风电项目收益率水平，预计 2025-2030 年海外陆风市场年均复合 增速 15%，海上风电复合增速超 20%，重点关注欧洲海上风电发展，“能源独立”背景下，欧洲各国政府为海上 风电提供更多补贴，进一步推动行业发展。
我们预计“十五五”期间，风电年均新增装机中性预期 130GW，判断依据： （1）2030 年非化石能源占能源消费总量比重 25%、27%、29%三种假设情形下，倒推测算，“十五五”期间风 电年均装机分别为 110、128、145GW。 （2）假设“十五五”期间能源消耗绝对量增长和“十四五”相当，预计 2030 年能源消费总量突破 70 亿吨标煤， 按照 2030 年非化石能源占比 25%测算，预计截止 2030 年风光累计装机约 26-32 亿千瓦。 我们预计“十五五”期间风电装机占比相比“十四五”期间将发生明显变化，预计从“十四五”期间不足 30% 提升至 45%，考虑“十五五”年均风光装机总量 280-300GW，风电在此期间年均新增装机预计约为 130GW 左 右。
风电装机占比在“十四五”期间明显下降，后续预计恢复
截至 2024 年底，我国光伏发电累积装机规模为 887GW，风电发电累计装机规模为 520GW，风电装机占比 37%。 从不同时期风电装机占风光装机比例来看，“十二五”期间，风电装机在风光中占比为 69%，“十三五”为 42%， “十四五”期间 2021-2024 年 27%，“十四五”期间风电装机占比明显下降，光伏占比提升明显，原因我们认为 主要在于： （1）光伏电站建设周期仅 3-6 个月，远低于风电的 12-18 个月，且光伏采用备案制，更适应政策窗口期抢装和 完成装机目标； （2）分布式光伏可快速接入配电网，光伏平价后分布式光伏起势明显，高峰分布式光伏在光伏装机中比达 50% 以上，分布式风电则需配套升压站及输电线路，导致分布式风电推进缓慢，仅个别省份试点“千乡万村驭风行 动”。 我们预计后续情形会有所变化，分布式光伏受新能源全面入市影响较大，集中式风电凭借收益率、发电特点优 势更容易被运营商、电网企业接受，装机比例有望恢复至以往水平。 预计未来风电在新能源装机占比预计将持续提高：市场担心风电行业装机量在 2025 年达到高点后下降，但当前 与过去不同的是，由于光伏发电特点影响（发力时段集中电价偏低），多家运营商在主动调整新能源结构，提升 风电装机占比，并考核每个区域风电开发权重占比。 风电优势在于出力分布更加分散，光伏出力则集中在午间，导致供需匹配存在明显的时效差异，电力系统更能 够适应风电发力特点，系统更具保障。风电受益新能源装机需求增长及结构占比提升双重影响，有望迎来较快 增速。
2025 年风电行业基本面有明显修复，行业逐渐从困境中走出
近 1 年以来，风电产业链的价格、盈利出现了明显好转，1 年前，产业链面临的困境包括：（1）主机环节低价 竞争严重、企业盈利低下风机业务普遍面临亏损；（2）零部件：议价能力较弱、产能利用率不足、终端主机企业亏损情况下，上游零部件价格压力非常大；（3）海风：国内海风项目装机情况不佳，企业出货偏低产能利用 率不足，出货、单位盈利都受到负面影响。 2025 年风电行业基本面有明显修复：2024 年底以来风机价格出现明显上涨、2025 年陆风海风装机同比高增长， 铸件、叶片环节价格上涨；江苏、广东海上风电项目执行顺利，行业复苏。
主机核心矛盾是价格和量：1-10 月新增风机招中标保持较好景气度，中标价维持高位
当前主机板块的核心跟踪指标：（1）主机价格是否能维持；（2）主机行业招标是否存在明显下降风险（2024 年 为高基数）。 从我们近期跟踪的行业近况来看，风机招标、中标价格表现良好。招中标量方面：2025 年 1-10 月新增风机招标 85.56GW，同比下降 8%，中标量 96.37GW，同比增长 1%，去年高基数背景下行业需求仍然处于较好的景气状 态；中标价格方面：2025 年 1-10 月，陆风风机（不含塔筒）中标均价 1675 元/KW，同比 2024 年均价提升约 10%，9、10 月中标均价均超 1700 元/KW。
风机企业盈利修复持续验证景气度：2025 年前三季度收入明显增长，主机业务毛利率整体改善
2025 年初以来，我们持续看好主机板块，核心逻辑是：（1）风机价格自 2024 年 11 月以来明显提升，而市场显 著低估了风机价格改善给风机企业带来的盈利弹性；（2） 2024 年主流风机厂出海订单同比增长 157%，2025、 2026 年行业逐步进入海外订单交付和业绩兑现期，出海是主机企业未来提升业绩、估值的重要力量。 从 2025H1 风电主机毛利率变化情况来看，大部分企业毛利率同比已经明显提升：运达股份主机毛利率同比提 升 2.2pct，金风科技同比提升 4.2pct，东方电气同比提升 5.9pct，电气风电同比基本持平，三一重能同比下降 6.3pct。2025 年上半年交付的是降价过程中的订单，但从披露半年报的公司情况来看，大部分主机企业盈利已经 进入修复通道，主要原因包括：（1）成本降幅大于价格降幅；（2）金风科技有技术路线切换双馈（毛利率更高） 占比提升带来的影响，其他公司切换时间更早。 价格方面，根据三一重能半年报披露，上半年风机中标价格显著提升；根据金风科技业绩演示材料，2025H1 风 机投标均价已经达 1600 元/KW 左右，2024Q3 以前低于 1500 元/KW。风机环节价格、毛利率是核心矛盾，2024 年 11 月至今，风机价格上涨，涨幅 5-10%，这部分涨价订单大部分 在 2026 年交付，预期 2026 年主机企业毛利率将会有更明显改善。
主机出海：金风出海屡超预期，行业出海即将进入订单交付高峰
出海构成重要需求增量，带来结构性的优化，出海业务毛利率通常高于国内业务 5-10pct，是未来业绩估值提升 的重要力量。 金风海外业务全资子公司金风国际（以海外风机销售和风电场开发为业务核心）增长迅速，带动公司整体业务 结构改善显著。 2022-2024 年金风国际收入从 43 亿元增至 120 亿元，2022-2024 年金风国际净利润从 2022 年的 5.75 亿元增至 2024 年的 15.00 亿元（公司 2024 年整体归母 18.6 亿元，虽然合并会有一些抵销，但出口已在公司业绩中占据 主导地位），2024 年同比增速高达 138.1%；根据金风科技最新披露，2025 年 1-8 月金风国际净利润接近 2024 年 全年水平。 2024 年，远景、运达、三一、明阳、金风、电气风电新增海外订单合计 23.5GW，同比增长 157%，2025 年出海 订单目标均有进一步提升。考虑到海外订单 1-2 年交付周期，2024 年获取的订单将在 2025、2026 年逐步进入交 付期。 2025H1 各家主机厂出海业务毛利率高于国内业务 10pct 左右；2025H1 金风海外业务毛利率约 18.7%，三一海 外业务毛利率 20%以上，明阳智能 12.4%、运达上半年尚无境外收入。
国内海风：2025 年后逐步扫除障碍，预计 2025 年新增海风并网 8GW 左右，潜在项目充沛
2021 年我国海风抢装后，国内海风项目建设兑现度不佳，企业订单、出货不景气。主要制约因素包括：（1）海 风装机大省江苏、广东分别受审批和航道问题影响，导致项目延期 2-3 年并网；（2）国内海风起步较晚，2016 年后开始规模化发展，海上风电审批流程复杂，其他省份项目推动也相对缓慢。 从江苏、广东项目推进进度来看，除江苏射阳 1GW 项目尚未开工，三峡大丰、国信大丰项目施工顺利；广东青 洲五七、帆石一二项目施工顺利；我国海风在经历近 10 年的发展，逐步扫除阻碍因素，我们预计 2025 年我国 海风装机同比将有明显增长。
海风项目梳理：海风项目开工情况顺利，预计 2025 年新增海风并网 8GW 左右，潜在项目充沛
从 2025 年预期并网的海风项目（约 14GW）开工建设情况来看，已并网项目容量约 3GW，部分项目进入到并 网后阶段，根据详细梳理，我们预期 2025 年海风新增并网 8GW 左右。 预期未来并网海风项目梳理：未并网在推进的海风项目中，已经进行风机招标的海风项目约 27GW，已经进行 海缆招标的项目约 17GW，潜在项目较多。
欧洲海风：根据 GWEC 和 WindEurope 预计，2025-2030 年新增海风装机复合增长率 29%
截至 2025 年半年度末，欧洲海风存量装机容量约37GW，2025 年上半年欧洲新增海风装机 741MW，包含429MW 英国 DoggerBankA 阶段项目（1.2GW），216MW 英国 Neart na Gaoithe 项目(总容量 448 MW)，项目均已完全投 入运营，此外，还包含 96MW 法国 NOY 项目。尽管 2025 年上半年仅有 741MW 通过三个风电场并网，另有 8 个风电场也开展了部分建设，总计安装了 171 个基础和 84 台风机，但并非全部在 6 月 30 日之前完成并网。 我们参考 GWEC 和 WindEurope 两家机构预测数据，预计 2025 年欧洲新增海风装机 3.6GW，2030 年新增海风 装机 12GW，复合增长率 29%，其中 2026 年装机同比增速 80%，2027-2029 年装机相对平稳，2030 年再次迎来 大幅提升。
欧洲项目开发流程：竞标体量和最终投资决策 FID 可以作为核心观察指标
欧洲海上风电整体开发通常需要 10 年左右时间，开发流程主要包括：选址与资源评估、许可和环境影响评估、 海洋空间规划与竞标、设计与工程准备、FID 最终投资决策、建设和并网、商业运行与维护；其中前期的开发工 作（可行性研究、环境规划与许可、风力评估、电网和建筑许可、技术审查等）通常花费 3-5 年时间，建设前场 地调节、详细设计、采购、财务结算通常花费 2-4 年时间；正式施工建设、并网通常花费 2 年时间。
项目分配：招标与拍卖，预计 2025 年拍卖量进一步创历史新高
欧洲海上风电项目进行“support allocation”（项目分配）意味着政府或相关机构通过一定的竞争性程序（如拍 卖或招标），将财政补贴、支持合同（如合同差价机制，CfD）或土地使用权（海域租赁权）分配给具体的项目 开发者。support allocation 代表了政府对海上风电项目的财政支持力度和市场准入情况，直接反映政策对行业的 推动力度和资源配置。获得支持分配的项目意味着即将进入正式开发和建设阶段，这预示未来几年的装机容量 和产业链需求将大幅释放。大量的支持分配表明市场活跃度高，开发商信心强，有利于形成正向产业发展循环。
项目分配/拍卖体量通常可以作为欧洲海上风电景气度的前瞻指标。 从 2020 年以来行业年度分配/拍卖容量来看，呈明显上升趋势，2024 年行业分配/拍卖容量 19.9GW，创历史新 高，2025 年上半年德国通过拍卖 N-9.4 站点授予了 1GW 海风项目（当局采用负价格竞标方式授予该场址—— 中标开发商将支付 1.8 亿欧元以获得该项目的开发权），展望下半年，英国、法国、波兰、丹麦、荷兰、爱尔兰、 立陶宛均有项目分配/拍卖计划。
FID 数据分析：2025 年上半年 FID 项目已远超 2024 年全年，6 个海上风电场获得最终投资决定
FID（Final investment decision）最终投资决策是项目开发中非常关键的节点，标志着项目经过详细的前期设计、 风险评估、财务论证和市场分析后，确认其经济和技术可行性，管理层批准启动施工阶段，开发方正式决定全 面投入资金并推进项目建设，也是项目开工的重要前瞻指标。 从历年 FID 数据来看，呈现一定的波动趋势，2023 年 FID 项目较多，包括 Hornsea 3 等项目；2024 年 FI D 项目 同比下降，包含的 Nordseecluster A&B、Windanker 均有中国企业如大金重工获得项目海工订单。 2025 年上半年 FID 项目已远超 2024 年全年，6 个海上风电场获得最终投资决定，总装机容量为 5.6GW，预计 6 个风场都将在 2028 年底前投入运营。整体计划投资金额 221 亿欧元，其中包括波兰首批三个海上风电场，测算 上半年进行 FID 的海风单位投资额 3946 欧元/KW，折合人民币 3.3 万元/KW。
2025 年前三季度风电行业收入、归母净利均实现大幅增长
基于前页报告中的标的及标的池分类，我们进行风电行业整体及产业链各环节 2025 年三季报业绩分析。 2025 年前三季度，风电行业整体收入、归母净利润同比高增。整体实现营业收入 2818 亿元，同比增长 27%， 实现归母净利润 139.8 亿元，同比增长 25%；风电企业整体实现毛利率 15%、净利率 5%，同比下降 1.7pct、0.1pct，但盈利能力相比 2024 年已有明显修复，毛利率、净利率相比 2024 年提升 1pct，前三季度风电企业营收 增长，主要受 2025 年装机需求旺盛影响。
主机：前三季度收入明显增长，主机业务毛利率整体改善
主机环节收入、利润表现：2025 年前三季度，5 家主机企业合计实现营业收入 1116 亿元，同比增长 36%，实现 归母净利润 30 亿元，同比下降 2.7%；收入方面，2025 年前三季度，5 家主机企业收入均有明显增长，主要受 2025 年主机行业装机旺盛影响；归母净利方面，前三季度三一重能归母净利润有所下降，同比下降 82%，电气 风电归母净利润同比下降 54%，明阳智能、运达股份同比基本持平，金风科技归母净利增长，三一重能前三季 度归母净利下降较多，主要是风机业务出现亏损，预期 2026 年会有明显改善。 主机环节毛利率、净利率表现： 2025 年前三季度，5 家主机企业实现综合毛利率 12%、净利率 3%，同比分别 下降 3.9、1.1pct，主要原因：（1）毛利率较低的风机业务占比提升，（2）前三季度风场转让较少；从 2025Q1-Q3 风电主机毛利率变化情况来看：电气风电主机毛利率同比下降 8.4pct，三一重能同比下降 7.5pct，运达股份同比 下降 5.3pct，明阳智能同比下降 3.7pct，金风科技同比下降 2.0pct 。前三季度交付的是降价过程中的订单，但部 分主机企业主机业务盈利已经进入修复通道。 分企业来看：金风科技：公司 Q3 业绩基本符合预期，收入和利润均实现同比增长，测算 Q3 公司风机制造业务 毛利率环比 Q2 有进一步改善；三一重能：Q3 风机业务仍存在一定亏损，预计 Q4 会有所好转，2026 年会有影 响修复；运达股份：公司 Q3 风机毛利率预计约 8%，相比 25H1 提升约 0.7pct（25H1 已同比提升 2.15pct）， 风 机盈利环比改善；明阳智能：公司风场转让进度较好，Q3 公司转让风场 100MW，风机端仍有一定承压。
海缆：收入增长、利润基本稳定，东方电缆 Q3 海缆确收体量明显增加
海缆环节收入、利润表现： 2025Q1-Q3 实现营收合计 951 亿元，同比增长 14%，实现归母净利合计 56. 3 亿元， 同比增长 1.3%；前三季度东方电缆收入同比增长 11.9%，中天同比增长 10.7%，亨通同比增长 17.0%；前三季度 东方电缆业绩略有下滑，归母净利同比下降-1.95%，中天、亨通归母净利润同比增长 1.20%、2.64%。 海缆环节毛利率、净利率表现： 2025Q1-Q3 三家海缆企业综合毛利率 14%、净利率 6%，分别同比下降 1. 6、 0.7pct。 分企业来看：东方电缆 Q3 收入及利润表现符合预期，海缆交付明显上量。Q3 单季归母净利润 4.41 亿元，较 Q2 环比大幅提升，主要系高附加值的海底电缆交付确认加速所致（预计主要是青洲五七和帆石一交付确收顺利）； 此前市场预期 Q3 业绩将迎来修复拐点，公司业绩表现符合市场预期。
塔筒：大金重工出海表现亮眼，海力风电业绩修复明显
塔筒：环节收入、利润表现： 2025 年前三季度，5 家塔筒企业合计实现营业收入 182 亿元，同比增长 56% ，实 现归母净利润 16.0 亿元，同比增长 97%；受海陆风装机同比高增影响，塔筒企业发货同比明显修复，2025Q1- Q3，5 家塔筒企业收入均实现提升，其中海力风电实现收入 36.7 亿元，去年同期 10.6 亿元，同比增加 246%， 收入同比提升最为明显，前三季度天顺风能收入同比增长 5%，同比改善幅度偏弱；大金重工海外发货旺盛，实 现收入 46.0 亿元，同比增加 99.3%。2025 年塔筒企业整体业绩呈现较好增长。 塔筒环节毛利率、净利率表现： 2025 年前三季度，5 家塔筒企业实现综合毛利率 20%，同比下降 0.7pct；净利 率 9%，同比上升 1.8pct；大金重工 2025 年前三季度毛利率 31%，净利率 19%，领先同行 10-20pct，主要是公司 目前业务主要集中在高附加值的海外海工业务。 分企业来看：大金重工 Q3 业绩符合预期，在 Q2 有 7000 万汇兑收益的基础上，Q3 业绩仍保持环比增长，Q3 出口海工 5.4 万吨，连续四个季度环比提升创历史新高，测算公司 Q3 出口海工单吨净利约为 4500 元/吨，环比 提升约 300 元/吨；从持续性来看，2026 年高盈利项目占比将高于 25 年，预计 2026 年出口海工单吨净利在 2025Q3 基础上还将进一步提高；海力风电受益于国内海上风电市场回暖，前三季度收入同比增加 246%，毛利 率 16%，同比提升 10pct，主要是产能利用率提高，盈利修复明显；天顺风能受陆风业务收缩及海风项目确收偏 少影响，Q3 制造端（海工、陆塔、叶片）仍承压。
铸锻件：2025 前三季度盈利水平大幅改善，与行业涨价、产能利用率提升相关
铸锻件环节收入、利润表现： 2025 年前三季度，6 家铸锻件企业合计实现营业收入 202 亿元，同比增长 38% ， 实现归母净利润 18.5 亿元，同比增长 134%；2025 年，行业需求旺盛，产能利用率提升，叠加原材料价格下降 &铸件价格上涨，此外新强联高毛利率主轴承出货占比增加，带动该环节整体 2025 年收入及净利润均呈现显著 修复。 铸锻件环节毛利率、净利率表现： 2025 年前三季度，6 家铸锻件企业实现综合毛利率 20%、净利率 9%，同比 提升 4.0、3.8pct，盈利显著改善。 分企业来看：金雷股份 Q3 业绩基本符合预期，Q3 公司发货保持旺盛，三季度公司实现毛利率 26.4% ，同比提 升 1.5pct，环比提升 1.6pct，盈利水平持续改善，其中铸件业务 Q3 盈利改善明显；目前根据主机厂下单锁产情 况看，2026 年风电仍有较好需求，谈价情况尚未明确 ；新强联受高毛利产品 TRB 放量影响，业绩明显增长； 其他公司日月股份、通裕重工、广大特材、吉鑫科技收入及归母净利均实现明显改善；前三季度广大特材归母 净利同比增长 213.7%，吉鑫科技同比增长 214.0%，通裕重工同比增长 53.3%，日月股份同比减少 14.3%（主要 是去年有风场股权转让，剔除后主业仍有快速增长。）
叶片：前三季度收入、利润增长明显，叶片行业需求旺盛、价格修复
叶片环节收入、利润表现： 2025 年前三季度，2 家叶片企业合计实现营业收入 367 亿元，同比增长 23%，实现 归母净利润 19.1 亿元，同比增长 109%，叶片企业收入、利润改善明显，盈利显著修复受行业需求旺盛、叶片价 格回升影响，此外公司其他主业业务也有较好表现，中材科技玻纤业务盈利水平大幅提升。 叶片环节毛利率、净利率表现： 2025 年前三季度，2 家叶片企业实现综合毛利率 18%、净利率 5%，同比分别 提升 0.8、2.1pct，盈利显著修复受行业需求旺盛、叶片价格回升影响；公司层面，前三季度时代新材、中材科 技收入分别同比增长 14.4%、29.1%，利润分别同比增长 40.5%、143.24%。前三季度中材科技叶片业务毛利率 19.68%，同比提升 1.86pct，相比 2024 年全年提升 2.68pct。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
