在“十五五”规划即将迎来开局之年，正值我国的新能源发电行业身处发展的 关键时期。我们认为新能源行业经过多年发展，正逐步迈向新阶段，更加重质 量、重消纳、重系统协同，旨在保障减碳目标达成的同时，加快构建起有拥有 安全性、高效率、智能化的新型电力系统。 2025 年 11 月，国家发改委与国家能源局出台《关于促进新能源消纳和调控的 指导意见》（发改能源[2025] 1360 号）（以下简称“1360 号文”），指出“完 善新能源消纳举措，优化系统调控，促进新能源在大规模开发的同时实现高质 量消纳等目标”。发展目标是到 2030 年 “满足全国每年新增 2 亿千瓦（200 吉 瓦）以上新能源合理消纳需求”。中长期目标是“到 2035 年，适配高比例新 能源的新型电力系统基本建成”。其中，发展区域仍重点在沙漠等地区合理布 局新能源外送基地，提高基地经济性。 同时，1360号文强调，新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提 升，电力市场促进新能源消纳的机制更加健全。 消纳责任机制方面，计划“建 立送受端落实国家战略责任体系，强化受端新能源消纳责任”，从而推动跨区 域的协同消纳。另外推动新型消纳模式 ，包括支持绿电直连、智能微电网、新 能源接入增量配电网等就近消纳新能源新业态健康可持续发展。
我们认为，对于新能源运营商而言，售电全面市场化机遇与挑战并存。今年早 前发布的《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）（简称“136 号文”）明确要求 ，2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增量项目，须参与电力市场交易。我们认为，当前的重点在 于，在市场竞价中，光伏/风电或拉低整体电价水平，特别是在午间光伏发电 处峰值时段。这将促使新能源运营商与用户签订较长期购电协议，提前锁定消 纳电量，有助于稳定收益预期。 市场普遍认为， 1360 号文是新能源从政策驱动迈向市场与系统双轮驱动的关 键点。 整体来看，政策释放了稳定预期、深化市场化、强化系统协同的明确积 极信号，为 2030 年前构建高效新能源消纳体系夯实了基础。
2025/26 年中国内地光伏装机预计达 295GW/280GW
2025 年 1 月，国家能源局修订印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，取 消工商业分布式的全额上网模式。我们预计，短期可开发的分布式项目规模或 将有所下降。此外，2 月国家发改委与国家能源局联合发布“136 号文”，规 定 6 月 1 日起投产的增量项目的机制电价由全省竞价形成。根据已公布的部分 省份竞价结果，光伏机制电价要低于燃煤基准电价，在大部分省份也低于风 电，使得光伏新项目收益率低于风电，同时机制外电量的电价仍具有不确定 性。 受以上两项政策推动，光伏项目分别在今年 5 月 1 日和 6 月 1 日的前大规模抢 装并网，部分需求提前释放。9M25，中国内地新增光伏装机 239.5GW，同比 大增 49%，其中 5 月高达 92.9GW，创单月历史新高，同比大增 388%。随着抢 装结束， 6 月起新增装机增速回落，8/9 月降至10GW 以下。随着各省竞价陆 续完成和临近年底并网期限，我们预计后续装机将逐步恢复，2025年新增装机 有望达 295GW，同比+6%，2026 年预计仍将维持高位在 280GW。
海外需求增长稳健，贸易不确定性下海外建厂需求提升
出口方面，9M25 中国光伏硅片/电池片/组件出口量分别为 41.9/75.9/190GW， 同比增长 28%/72%/1%，合计 308GW，同比增长 16%，反映海外需求仍稳健增 长，其中印度、巴基斯坦、中东等新兴市场增长显著。电池片增速继续远高于 组件和硅片，在光伏主材出口量中的占比同比大幅提升 8 个百分点至 25%，反 映海外组件本土制造取得明显成效，但电池片对中国出口依赖程度仍高。 随着印度、土耳其、美国等国大力扶持本土光伏制造，其对中国光伏产品的贸 易壁垒不断提高，并由组件逐渐推广至电池片。例如，2025 年 7 月土耳其公告 将电池片的进口最低限价调升一倍，印度商工部 9 月公布对中国进口电池片的 最终反倾销建议征收税率，其中，晶科集团、天合集团两家企业税率为 0%； 包括钧达在内的大部分主流厂商税率为 23%；其余我国厂商税率为 30%。2025 年下半年以来电池片出口高增，部分也由印度、土耳其组件厂商在贸易限制政 策生效前囤货带动。此外，2025 年 7 月 30 日，中央政治局会议提出优化出口 退税政策，若政策落地，中国光伏产品的海外竞争力或受影响。我们认为，我 国电池片出口凭借显著成本优势，短期内所受影响有限，但不确定性下，海外 建厂必要性进一步提高。
预计 2026 年全球光伏装机需求同比增长 5%至 615GW
我们预计 2025 年全球新增装机将达 585GW，同比增长 10%，其中中国内地/海 外新增装机分别达 295/290GW，同比增长 6%/15%。2026 年全球新增装机预计 增长 5%，增至 615GW，其中中国/海外 280/335GW，同比-5%/+16%。
风电行业——强劲招标量支持 2026 年装机持续增长
“136 号文”明确了存量/增量项目划分，2025 年上半年内地新增风电并网装机 容量达 51.4GW，同比大幅上升 98.9%，增长强劲。 其中，陆上/海上风电新增 并网装机 48.9GW/2.5GW，同比上升 95%/200%。2025 年下半年 7-10 月，抢装 后中国内地风电整体装机增速有所放缓，进入 9-10 月，随着新项目陆续启动及 政策窗口期临近，装机节奏明显回升。具体来看，陆上风电在 7-10 月期间新增 装机约 18GW，虽较上半年抢装高峰期有所回落，但仍保持稳健增长态势。
综合考虑当前项目储备、政策窗口期及季节性施工规律后多重因素，2025 年 12 月内地风电装机预期仍保持传统旺季，特别是陆上风电受 10 月 31 日增值税 退税政策到期影响，10 月装机量达近两年新高的 8.9GW，我们预计 11 月装机 量持平， 12 月受此前的政策窗口期影响，装机节奏同比或将有所放缓。 综合来看，2025 年全年风电新增装机容量有望达到 98GW，同比增长 24%。其 中陆上风电约 93GW，海上风电约 6GW，下半年整体装机 47GW 较上半年抢装 期的 51GW 有所回落，但全年装机规模仍有望创新高。
对于 2026 年内地风机装机増长，市场主要关注： 1）增量项目电价；2）近 12 个月内风机单位投标均价温和上升；3）陆上风电受10月31日增值税退税政策 到期。但由于 9M25 年中国内地风机招标量热度持续，已超过 100 吉瓦，加上 去年 164GW 招标量仍有部分将在 2026 年交付，我们预计 2026 年内地风电新增 装机容量预计将达到 110 吉瓦，同比上升 11%。其中，陆上风电预计贡献 100GW 或以上的装机容量，仍占主导地位；而海上风电则迎来加速发展期， 预计新增装机有望达到 8-10GW，装机占比或较 2025 年进一步提升。近期政策 对风力及光伏装机在未来十年继续保持扩张给出明确的方向指引，叠加近年项 目储备仍充足，有望共同支撑风力发电的长期发展。我们认为，2026年运营商 或将根据新项目电价执行机制及风机单位成本趋势调整开发新项目节奏，这将 在 2026 年的招标量中有所反映。
反内卷推动产品价格反弹，上游盈利大幅改善
在产能过剩与竞争激烈下，光伏行业自律减产作为一项关键应对机制，已展现 出明显的短期成效。在“反内卷”政策导向的推动下，行业协会自 2025 年以 来积极协调主要企业，通过自律减产和限销挺价等措施，有效缓解了供需失衡 问题。具体而言，硅片和光伏玻璃环节因行业集中度较高，龙头企业率先带头 执行减产计划，这不仅帮助降低了全行业库存水平，还推动了产品价格的企稳 反弹。 7月以来光伏主材价格由低点大幅反弹。上游由于集中度较高和行业“反内卷” 推进进度较好，价格反弹幅度较大。多晶硅价格由低点至今涨幅高达 49%，硅 片价格涨幅也高达 48%，明显超出多晶硅涨价导致的成本上升，盈利也大幅改 善。下游由于集中度较低且终端对涨价接受度较低，价格反弹幅度较小。电池 片价格涨幅 17%，略低于硅片涨价导致的成本上升，盈利小幅转弱，组件价格 涨幅仅2%，远低于电池片、光伏玻璃等涨价导致的成本上升，盈利明显压缩。
相比之下，其他“反内卷”政策如“不得低于成本销售”和“提高能耗标准” 虽具长期潜力，但在执行上仍需确保成本监督是否可以在多数环节全面落实， 同时新能耗标准需待一年后生效，短期内对产能出清的效果仍需密切观察。 因此，行业自律减产在政策空窗期扮演了关键角色，通过市场主体的自我调 节，快速稳定了供应链并提升了整体效率。我们评估，这种自律机制不仅符合 市场化原则，还为后续更严格的法规落地赢得了缓冲时间，建议企业持续关注 行业协调动态，以优化产能和投资策略。
强有力去产能政策必要性仍高，龙头优势明显
目前上游盈利在行业低开工率下已明显改善，我们认为光伏行业盈利若要出现 实质性反转，类似于大幅收紧多晶硅能耗标准这样的强有力去产能政策必要性 仍高，也符合政府推动落后产能有序退出的方向。这种有力的去产能政策能避 免在过剩产能尚未大幅出清前，企业因产品价格继续上涨而作出不自律复产， 阻碍了行业盈利进一步好转。 我们留意到“反内卷”已逐步推动行业盈利改善，但以目前供求平衡情况判 断，光伏行业难以回到本轮产能过剩前，所有企业均保有高利润率的状态，我 们认为龙头企业回归盈利状态，二三线企业长期微利或亏损将成为常态。龙头 企业受益于可能推出的提高技术指标等去产能政策，同时由于拥有成本优势， 即使无进一步政策推出，在现状下仍可盈利或稳健经营，市场化出清下盈利也 会逐渐改善。
多晶硅：“反内卷”标杆环节，价格大涨下少数龙头企业已扭亏
作为光伏行业最上游和产能最过剩的环节，多晶硅“反内卷”具有重要的示范 意义，受到政府高度重视，成为光伏“反内卷”的标杆环节。
不得低于成本销售政策要求下价格大涨
在政府监督下，不得低于成本销售的政策要求在多晶硅环节得到严格执行（按 法人核算），推动棒状硅/颗粒硅含税价格由 7 月最低的 3.5 万/3.4 万元/吨大涨 至 5.2 万/5 万元，已远高于绝大多数企业的现金成本，但由于行业开工率低于 50%导致单位折旧成本上升，大部分低开工率企业的毛利仍为负，仅有少数成 本低且开工率较高的龙头企业毛利为正，其中成本最低的协鑫科技 3Q25 已率 先扭亏。
新国标大幅收紧能耗标准，行业产能有望关停超 30%
9 月 16 日，国家标准化管理委员会发布《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额》 （征求意见稿），规定棒状硅 1/2/3 级综合能耗为 5/5.5/6.4 kgce/kg（颗粒硅为 3.6/4.0/5.0 kgce/kg），相比此前 7 月 24 日行业会议上透露的 5/6/7.5 kgce/kg 进 一步大幅收紧，反映出政府对多晶硅落后产能出清的坚定决心。 现有企业应符合 3 级，新建或改、扩建企业应符合 2 级。该标准正式实施后， 不符合 3 级标准的企业将被限期整改，逾期未改的企业将被关停。根据硅业分 会初步统计，中国内地多晶硅有效产能有望降至约 240 万吨，相比已建成产能 350 万吨大幅减少 31.4%，虽然仍超出 2026 年预计需求的 150 万吨，但过剩程 度将大幅降低。新建产能方面，我们预计将仅有协鑫和通威符合 2 级及以上标 准可新增产能，未来行业新增产能将十分有限。 需要注意的是，将被淘汰的产能目前绝大多数处于停产状态，同时标准发布一 年后才将正式生效，因此新国标对短期供应影响较小。
产能收储有望落地，推动供需实质性改善
在 7 月“反内卷”政策推出前，中国内地多晶硅月产量保持在约 10 万吨的低 位，供需基本平衡，但随着价格大涨，部分产能复产，10 月产量激增至 13.7 万吨，月累库超 2 万吨，尽管随着西南省份进入枯水期电价上涨，硅业分会预 计 11 月产量将降至 12 万吨以下，但仍供过于求，供需尚未实质性改善。但出 于对政策的强烈预期和行业自律，企业进行限销挺价，因此价格仍保持稳定。 除了收紧能耗标准去产能以外，龙头企业亦提出产能收储方案，即由龙头企业 出资成立平台公司并向银行贷款筹集更多资金，收购剩余企业产能后将其关 停，从而推动供需平衡和价格上涨，实现全行业盈利，之后再从平台公司出资 方之后几年的盈利中提取部分用于偿还平台公司贷款。 尽管目前各方尚未达成一致，但我们认为该方案符合被收购企业、地方政府在 内的各方利益，有望得到中央支持，成功实施的可能性较大。我们预计该方案 2026 年落地后多晶硅供需将迎来实质性大幅改善，价格有望涨至 6 万元/吨以 上。
在多晶硅环节中，我们首选盈利优势较大且有望继续扩大的颗粒硅龙头协鑫科 技。公司 3Q25 公司颗粒硅生产现金成本（含研发）仅为 2.42 万元/吨，同/环 比下降 27%/4%，持续保持行业最低，相比棒状硅龙头大全能源的优势由 1Q24 的 0.27 万元/吨大幅扩大至 3Q25 的 1.04 万元/吨，随着颗粒硅品质提升，相比 棒状硅企业的销售折价也逐渐收窄。由于成本下降和售价大幅回升，协鑫颗粒 硅的单吨生产现金利润由3Q24低点的-0.42万元大幅提高至3Q25的1.31万元， 净利润也扭亏为盈。在成本优势扩大和折价收窄下，公司单吨生产现金利润由 1Q24 比大全能源低 0.35 万元转为 3Q25 比后者高 0.62 万元，盈利优势凸显。 目前颗粒硅的低碳优势尚未在售价上得到体现，但随着欧盟碳关税 2026 年实 施，我们预计颗粒硅相比棒状硅的折价将逐渐变为溢价，公司盈利优势将继续 扩大。
逆变器及储能：大储需求超预期爆发，户用需求平稳
9M25 逆变器出口金额同比增长 7%至 67.6 亿美元，其中主要户用市场欧洲出口 同比增长 3%至 26.7 亿美元，非洲、澳洲、亚洲等新兴市场增长较快。 由于户用逆变器单瓦价格远高于大型逆变器，逆变器出口金额主要反映户用需 求。3Q25对欧出口金额同/环比+5%/-1%，反映户用需求短期较为平淡；而在户 储补贴推出后，3Q25 对澳出口金额则同/环比大增 239%/158%，成为户用市场 主要亮点。
另一方面，在新能源占比提升、储能经济性提高等因素推动下，大储需求则超 预期爆发式增长。根据 Infolink，9M25 全球储能系统出货 286.35 GWh，同比大 增 85%，其中大储占比高达 88% ，2025 年出货预计接近 400 GWh，远超我们年 初预计的300 GWh，增速超 60%，2026 年出货预计将达 600 GWh，增速仍高达 50%。 驱动海外大储需求爆发的主要因素包括：1）高风光渗透率需要储能平抑其波 动性；2）海外电网的平均服役周期较长，改造、新建成本较高， 需要储能来 延后电网改造需求； 3）储能现货市场、辅助服务、容量市场等机制逐步完 善；4）储能系统成本下降，经济性提高。另外，目前欧洲大储从英国逐步扩 展到其他国家，未来几年需求增速有望高达 50%。德国等国家发布动态电价， 用户侧可以通过储能降低用电成本，亦推动欧洲工商储爆发式增长。此外，中 东及非洲市场增长也较快， 大项目陆续招标落地。 亚太市场如印度、 澳洲也 都保持快速增长态势。 美洲储能需求主要来自美国和智利， 其中美国主要是 AI 发展带来的大量新增 电力负荷需求。数据中心（AIDC）可以理解为能量密度大的负荷，1）对电力 可靠性要求高，不能中断供电；2）其次负荷波动大， 对电网和自身供电系统 有冲击； 3）电力成本占其运营成本的比例高达 50%。
基于以上三个特点， 储能在数据中心的应用价值明显：1）储能可以节省紧缺 的并网容量；2）储能可以帮助支撑峰值负荷；3）通过储能可以调整用电策略 实现峰谷套利， 节省电费。 随着 AIDC 需求的爆发式增长，IEA 预计 2025-30 年仅美国 AIDC 配储需求就高达 230 GWh。此外，除 AIDC 配储外，凭借在电力电子技术上的深入积累，公司正大力 布局需求爆发式增长的 AIDC 电源业务，聚焦 800V 直流供电系统，依托 1500V 逆变器/储能技术及 35kV 固态变压器优势，目前正与国内外头部云厂商、互联 网企业合作开发产品，目标 2026 年实现产品落地及小规模交付，有望成为新 增长点。我们看好储能和 AIDC 电源需求高增支撑阳光电源未来增长。
光伏玻璃：自律减产效果较好，但待投产产能规模较大
在龙头带头冷修减产下，行业自律减产执行较好，中国内地光伏玻璃在产产能 由 5 月底的 10.0 万吨降至 7 月底的 8.9 万吨。同时组件客户对玻璃价格触底反 弹预期强烈，3Q25 大量囤货，共同推动行业库存天数由 7 月中旬的 36 天快速 降至 9 月下旬最低的 15 天，推动 2.0 毫米玻璃每平米价格由 8 月的 11 元大幅 回升至9 月的13 元，行业大多数企业扭亏为盈。但随着组件客户消耗囤积的玻 璃库存而减少采购以及组件减产，10 月以来行业库存天数反弹，目前已达 26 天，11月价格也已小幅下跌。我们预计后续库存仍将上升，玻璃价格或承压， 影响 4Q25 和 1Q26 盈利。
电池片：上游涨价下 TOPCon 盈利短期承压，BC 发展势头良好
“反内卷”推动上游硅片价格大涨，但由于电池片环节尚未出台有力的“反内 卷”政策以及终端对涨价接受度有限，电池片价格未能完全传导成本上涨。电 池片-硅片价差目前处于历史最低水平，即使考虑技术进步导致的非硅成本下 降，我们测算目前 TOPCon 先进产能内销单 W 现金利润仍降至接近零，低于 7 月反内卷之前。
补贴于 2025 年中加快发放，目前有待装机
对新能源运营商来说, 我们认为补贴回款进度加快是明显的利好。自 2025 年 7 月，新能源运营商陆续收入加快发放的补贴回款，合乎我们 2025 年展望报告 的预期。其中龙源电力前三季度回收补贴金额达 92.5 亿元，约为 2025 年股东 权益 12%或资本开支 41%，优于公司原预期。由于我们覆盖的运营商未必会预 先公告 2025 全年的补贴回款情况，对于 2026 年 3 月公布的全年业绩仍有带来 惊喜的可能性。 综合分析盈利稳定性，目前我们覆盖的运营商仍面对装机增加后，收入同比增 长是否快于折旧成本的问题。目前除风速不稳定的因素外，个别项目的限电率 在 2025 年内仍有同比上升的情况。尤其是 2025 年 5 月政策节点抢装后，消纳 端的压力仍在，加上 4 季度预期仍是风/光项目装机完成的高峰。对于新增装 机，运营商短期内需在电力交易及项目管理上投放更大力度，争取在项目利用 小时上取得更大改善。
2026 年后运营商的装机发展计划或将有较大差异化
目前我们覆盖范围内的运营商尚未公布十五五的发展计划，以下我们梳理了覆 盖范围内主要运营商的装机发展的差异及融资情况：
中国电力 – 未来重点在水电资产重组：公司除风/光装机将适度推进之外， 水电平台完成重组后将是公司未来 2-3 年的发展重心，后续估计将有约 20GW 的资产注入机会。
龙源电力 – 母公司资产注入+以大代小改造：我们认为公司偏向推进自建项 目。即使公司在 2024 年启动收购母公司约 2GW 的风光项目，仍有其它项 目可注入，我们认为公司未有逼切性在短期内完成收购。另外公司已公布 在 A 股市场定增集资 50 亿元的计划，有望降低 2026 年净负债率约 4-5 个 百分点。
华润电力 – 分拆新能源业务，回 A 计划稳步推进：公司在今年仍保持较同 业积极的风/光新增装机目标，目前分拆新能源业务回 A 股上市已获接纳， 将对公司在新能源业务的资本开支有所补充。
大唐新能源 – 开始推动以大代小改造：目前对于以大代小的进展，公司表 示目前有两个项目获得批复，预期在改造后利用小时将有较大提升，全投 资收益率在 9%水平。
光伏产业链估值随政策有一定修复，但仍低于近年均值；运营商选 股优先关注分红政策能见度
自2025年7月初中央财经委员会会议及工信部制造业企业座谈会后，中央推动 “反内卷”有更明确的方向，拉动了光伏产业链子板块的估值修复。其中，多 晶硅子行业在 2025 上半年平均市帐率为 0.33 倍，为近 5 年来最低水平，在 7 月“反内卷”政策方向明确后反弹速度较快，但仍低于 5 年平均值 0.8 倍市帐 率的水平。 我们理解到光伏产业链子板块，如光伏玻璃及多晶硅在 3Q25 盈利水平有所改 善，部分投资者对光伏产业链企业盈利复苏程度采阶段性获利的选择。目前我 们认为整体估值提升仍需要在“反内卷”政策上有突破性的执行措施出台。虽 然如此，我们认为股价下跌或带来龙头布局良机，特别是已有盈利复苏趋势开 展的行业龙头，目前估值继续下跌的空间仍有限。 运营商子板块方面，2025下半年以来子板块股价表现仍受个别公司上半年业绩 不及预期所影响，但由于目前运营商子板块市帐率仍低于 5 年均值 0.9 倍，加 上子板块2025/26年平均股息率为5.4%/6.0%，投资者对分红政策较清晰的运营 商配置上仍较积极。
（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。）
