2024年电力设备新能源行业2025年投资策略：风光曙光初现，储网景气依旧

1、 光伏：供给端出清成为行业拐点的关键

1.1 全球光伏需求进入低速增长阶段

近期在组件出口环比持续下滑叠加国内光伏装机规模增速阶段性不及预期背景 下，市场对于未来光伏装机规模的需求有一定担忧。我们认为，目前，中国、欧 洲的光伏发展态势较好，但在需求基数较高的背景下增速将保持相对平稳；美国 基数较低，发展前景较好，但大选带来政策的不确定性；全球其他地区在政策、 经济性因素推动下，仍可维持稳定增长态势。 全球持续推进双碳目标。部分国家政府层面有鼓励新能源建设的有关政策，既有 基于经济刺激的补贴类政策（比如印度的光伏家庭计划、美国的 IRA 法案等）， 也有基于绿色远景提升绿色能源占比的政府基金支持基建类政策（比如沙特的新 能源规划）。总体来说在双碳趋势下全球大多数国家的政策仍将保障光伏装机规 模的稳步增长。

经济性：用电需求的持续增长是发电装机总量增长的基础，而经济性提升则是光 伏装机渗透率提升的关键。光伏在技术进步和规模效应带动下已然成为全球绝大 部分地区最便宜的发电形式；初始投资成本的下降（持续进行时）、以及全球各 地的贷款利率下降（将来进行时）将会是光伏项目经济性提升的持续利好，重点 关注光伏需求尚未放量的新兴潜力市场（特别是亚非拉）。

根据彭博新能源财经预测，2024 年全球组件需求将达到 592GW，且将在未来 10 年保持持续增长，并在 2035 年达到近 1TW 规模。全球整体光伏装机渗透率 较高，但光伏发电渗透率较低，行业周期性较为显著。

1.2 行业拐点临近，龙头公司有望穿越周期

行业竞争加剧背景下光伏主产业链价格在 2024H1 持续下跌，这也进一步给企业 生产经营带来了较大的盈利压力，主产业链的绝大部分企业在 2024H1 归母净利 润同比均有所下降；而随着产业链价格跌幅的逐步放缓，叠加企业在竞争加剧、 盈利及现金流承压背景下做出的经营生产优化，我们认为行业整体有望在业绩、 产能扩张、现金流表现等三个方面迎来拐点：

（1）“业绩底”有望在 2024 年出现，静待“价格底”、“盈利底”。 产业链价格加速下跌除对日常经营带来直接盈利压力外，也会给存货带来明显的 跌价风险；部分拥有较多 PERC 产能的企业在 2023 年和 2024Q1 逐步计提了固 定资产减值准备。虽然 2024H2 主产业链相关企业仍将继续面临生产经营和计提 减值的压力，但随着产业链价格跌幅逐步放缓叠加 2025 年需求景气度的转好， 2024 年行业“业绩底”有望出现，2025 年行业整体的业绩（无论是具体数值， 还是在 2024 年低基数影响下同比减亏的可能性）有望得到改善。 我们选取了主产业链相关的 20 家上市公司，对其归母净利润以及资产减值损失 情况进行了梳理。整体来看，在产业链价格快速下跌的时间段企业均面临较大的 资产减值损失压力，而且从 2023Q4 起由于企业日常经营压力的持续增大，资产 减值损失占企业归母净利润的比重（绝对值）即对企业业绩的影响愈发明显。

细分板块方面，一体化经营的头部企业在享受到产业链价格上涨时各环节超额盈 利的同时，也将承担产业链价格下跌时各环节因库存备货带来的跌价损失，因此 本轮下行周期一体化龙头企业的资产减值损失规模远大于专业化经营企业（当然 也和龙头企业出货量较大有关）。

（2）各环节新增产能建设已有所放缓，供给过剩态势有望随产能出清得到缓解。 竞争加剧和盈利承压也在一定程度上制约行业整体资本开支的规模和力度。根据 我们统计的主产业链 20 家上市公司的资本开支情况，行业的季度资本开支规模 在 2023 年 Q4 达到顶峰（突破 600 亿元），在 2024 年前两个季度同环比明显 减少；细分板块方面，一体化经营的头部企业的资本开支规模显著高于专业化企 业，二三线组件企业的资本开支力度则在近几个季度相对保持平稳。

从 Solarzoom 统计的投产数据也能看出新增产能情况在 2024 年已有明显放缓 趋势。行业硅料总产能从 2022 年末的 134 万吨大幅提升至 2024Q3 末的 313 万吨，2024Q1~Q3 逐季新增产能同比分别变动+16/+10/-11 万吨；硅片总产能 从 2022 年末的 628GW 提升至 2024Q3 末的 1186GW，2024Q1~Q3 的逐季新 增产能同比分别变动+18/-6/-129GW；电池总产能从 2022 年末的 550GW 提升 至 2024Q3 末 的 1275GW，2024Q1~Q3 的逐季 新增产能同比分别变动 -6/-39/-201GW；组件总产能从 2022 年末的 574GW 提升至 2024Q3 末的 1042GW，2024Q1~Q3 的逐季新增产能同比分别变动+0.3/-62/-125GW。

（3）现金流表现持续承压，龙头企业表现出相对更强的经营韧性。 产业链价格持续下跌背景下各环节企业也面临了较大的现金流压力，但总体而言 头部企业的资金储备和经营韧性仍相对较强。我们分别从静态（资产负债表角度） 和动态（现金流量表角度）梳理了主产业链 20 家上市公司的现金流情况： 静态来看，六家一体化企业截至 2024H1 的货币资金储备均超过 100 亿元，虽 然有一定的偿债压力，但银行等融资渠道仍保持畅通（2024H1 天合光能和晶澳 科技均有约 200 亿元的新增借款，2024 年 1-7 月通威股份新增借款超过 250 亿 元），因此一体化头部企业总体具备较强的偿债能力。对于专业化企业来说，截 至 2024H1 部分二三线企业的货币资金和可支配资金规模相对有限，短期可能面 临一定的偿债压力。

动态来看，根据我们对各企业 24 年经营活动现金流量净额和资本开支总额的预 计（假设 24 年全年经营活动现金流量净额为 24H1 的 2 倍，同时根据各公司的 产能扩张计划假设其 24 年资本开支规模），一体化头部企业在 24 年末仍将具 备一定规模的现金余额，而部分二三线的专业化企业 24 年末的现金余额可能面 临较大压力。

根据我们的测算主产业链大部分公司的 2024 年经营活动现金流将为净流出状态 （2024Q2 起部分公司产品价格已跌破现金成本，2024Q3 随着产业链价格进一 步下跌有更多公司进入亏现金经营状态），在此背景下公司的日常经营将更加依 赖自身的现金储备、成本的控制优化、以及来自银行端的支持。 截至目前银行对于头部企业的融资渠道仍保持畅通，但近期部分企业已经感受到 来自银行端的资金压力（例如某公司部分银行账户被冻结）；若 2025 年上半年 银行端进一步收紧对部分企业的金融支持力度（如采用白名单制度等），成本控 制能力较差、现金储备不足的二三线企业可能会面临持续恶化的经营压力。

2、 风电：海风核准回暖，静待开工提速

2.1 风电招标持续景气，关注海风项目开工进展

陆风装机持续向好，海风建设推进较缓。根据国家能源局，2024H1 中国陆风新 增装机容量约 25.0GW，海风新增装机容量约 0.9GW。中国陆风受益于“三北” 大基地建设推进，海风装机不及预期的主要原因是航道、用海冲突导致审批推迟， 近海项目建设较慢，并且深远海项目暂未推出相关管理办法。

根据 GWEC 的预测，未来五年我国陆风每年新增装机容量将保持在 70-75GW， “十五五”期间我国海风每年新增装机容量将达到 15-16GW。

风电招标景气依旧，中标数据亮眼有望支撑后续装机。从招标来看，根据金风科 技，2023 年国内风力发电机组公开招标市场新增招标量 86.3GW，同比下降 23.4%；其中陆风 77.38GW，海风 8.89GW；2024 年上半年新增招标量 66.1GW， 同比上升 48%；其中陆风 60.7GW，海风 5.4GW。从中标来看，根据中国风电 新闻网，2024 年 1 月-8 月我国风电中标规模超 103GW （不含框架招标），能 够支撑后续装机规模。

海风项目核准提速，静待需求回暖。2024 年我国海风项目核准提速，根据我们 不完全统计，截至 2024年 9 月底，我国待建设的海风项目已规划容量约99.2GW， 包括近海 58.0GW 和深远海 41.2GW；其中已核准约 50.3GW，大部分为近海项 目，2024 年以来我国海风项目核准容量超 15GW。当前我国储备海风项目较多， 大部分近海项目有望在 25 年、26 年并网，未来两年海风板块具有较好预期。

我国深远海海风发展潜力较大，相关管理办法仍有待完善。深远海风电场相较于 近海风电场，具有资源禀赋好、对航道等干扰少的优点。目前我国部分沿海省市 已陆续开展深远海海风项目的规划与竞配工作，但由于深远海风电项目大多位于 国管海域，因此我们认为仍需等待相关管理办法的出台，才有望看到深远海项目 的实质性大规模进展。我国海上风电建设呈现由近海到远海、由小规模向集中开 发的趋势，“十五五”期间深远海项目有望逐渐加速推进并成为主流。

根据政策部署，当前我国深远海海上风电正处于试点项目推进阶段；未来需重点 关注深远海海上风电相关管理政策出台，以及“十五五”海上风电规划。

2.2 海缆环节盈利稳定，风机盈利有望改善

从风电产业链盈利能力来看： （1）海缆：主要受 2024H1 国内海风建设缓慢的影响，海缆企业交付节奏较缓， 同时超高电压等级送出缆交付比例降低，使得盈利能力有所下降。但海缆产品具 有较强的抗通缩属性，随着未来超高电压等级海缆应用比例提升，以及海风需求 回暖、海外订单逐渐交付，我们认为海缆环节盈利能力有望持续强劲。 （2）风机：成本压力传导顺畅，2024H1 盈利改善明显。根据金风科技的统计， 2024H1 风机价格仍处于低位，未见明显回暖趋势，风电产业链仍具有较大的盈 利压力，近两年风机企业靠风电场开发和转让支撑业绩。但风机厂商能够较好地 传导成本压力，加上风机价格战已久、钢价下跌空间有限，当前风机价格或已见 底。2024H1 风机环节盈利能力已明显改善，随着海风需求回暖、风机企业持续 开拓海外，风机盈利有望持续向好。（3）塔筒和管桩：2024H1 盈利能力承压严重，需求是关键影响因素。尤其是 含“海”量高的公司，虽然钢价下跌能够缓解一定成本压力，但上半年受行业需 求下降的影响出货较少，叠加折旧与摊销的影响、下游成本压力向上传导，毛利 率下降明显。我们认为后续随着国内海风需求回暖、海外订单逐渐交付，塔筒与 管桩环节有望迎来盈利改善。

3、 光储平价，奏响储能需求最强音

3.1 LCOE 下降是储能需求核心驱动力

经济性提升将成为未来光储发展的最核心驱动力。2023 年以来，随着光伏组件 和储能系统集成价格的大幅下行，光储经济性大幅提升，成为需求增长的核心驱 动力。目前全球范围来看，“光伏平价”已经达成，很多区域也已达成特定条件 下的“光储平价”，在新能源发电渗透率较低、储能发展相对滞后的地区，储能 需求有望进一步提速。

LCOE 是评判各类发电方式经济性的核心指标。LCOE（Levelized Cost of Energy）即平准化能源成本。根据 LAZARD 对美国市场的测算，地面电站场景 下，配储光伏的 LCOE 区间为 60~210 美元/MWh，煤电的 LCOE 区间为 69~168 美元/MWh，按照其测算，光储在特定情况下相较于传统能源已经有了成本竞争 力。

考虑到美国光储 EPC 价格较高，我们以国内光储 EPC 当前的价格为基础，对光 储 LCOE 进行了测算。测算中最核心的变量为配置储能的比例，我们分四种情形 进行了测算。

情形 1：假设不配置储能。在光伏 EPC 成本为 3 元/W、年利用小时数为 1200、 贷款利率为 5%的情况下，我们测算得出 LCOE 为 0.21 元/kWh。

情形 2：假设电站配置储能，配置储能的功率为光伏装机功率的 20%，配储时 间为 2 小时。此情形基本对应当前我国大部分省份给出的强制配储要求。光伏 的其他假设不变，在储能 EPC 成本为 1.2 元/Wh 的情况下，我们测算得出 LCOE 为 0.24 元/kWh，较情形 1 下的 LCOE 上涨 16%。

情形 3：假设电站配置储能，配置储能的功率为光伏装机的 50%，配储时间为 4 小时。此情形基本对应海外新能源占比较高区域的配储情况。光伏的其他假设不 变，我们测算得出 LCOE 为 0.38 元/kWh，较情形 1 下的 LCOE 上涨 80%。

情形 4：假设电站配置储能，配置储能的功率为光伏装机的 100%，配储时间为 3.3 小时，且 80%的光伏发电会先存入储能系统后再放电。此情形基本对应在日 度层面光储对火电的完全替代。光伏的其他假设不变，我们测算得出 LCOE 为 0.55 元/kWh，较情形 1 下的 LCOE 上涨 163%。

通过对以上四种情形的测算，可以看出在部分场景下，光储相较于传统能源已经 有了更高的性价比。储能的配置比例，视不同区域的能源结构、用电结构、新能 源占比、电力系统稳定性需求等因素而定。储能 50%功率配比，4h 备电时长， 可以初步支撑傍晚用电高峰时段的调峰问题，在新能源发电量渗透率较低水平下 （约 20-30%），可以实现电力系统的相对稳定性。

降息利好光储 LCOE 进一步下行。随着美联储开启降息通道，全球的利率有望持 续下行。光储系统由于初始投资高、发电边际成本低，所以降息背景下，LCOE 下降的幅度也就更大。我们测算了降息情形下，光储 LCOE 的敏感性。当利率从 5%下降到 2%时，在上文所述假设条件下，仅光伏场景下，LCOE 从 0.21 元/kWh 降低到 0.19 元/kWh；配储 50%、4h 场景下，LCOE 从 0.38 元/kWh 降低到 0.35 元/kWh。

光储系统的持续降本也将利好光储 LCOE 持续下行。光储系统的成本下降与效率 提升，一直是驱动光储 LCOE 下降的核心动力。整体来看，光储系统的成本仍将 持续处于下行通道，我们测算了光储系统降本的情形下，光储 LCOE 的敏感性。 在利率为 2%的情形下，当光伏 EPC 从 3 元/W 降低到 2.4 元/W、储能 EPC 从 1.2 元/Wh 降低到 1 元/Wh 时，配储 50%、4h 场景下，LCOE 从 0.35 元/kWh 降低到 0.28 元/kWh。

展望 2025 年，随着降息通道的开启、光储系统成本的下降以及效率的提升，全 球范围内的光储平价进程将持续推进。按此逻辑推演，经济性敏感度较高、光伏 装机比例较低的区域光储增长会更加明显。

3.2 全球储能需求持续景气

我们预计 2025 年储能市场需求持续高增。根据 BNEF 预测，2030 年全球储能 新增装机需求将达到 137GW/442GWh，2024-2030 年的 CAGR 达 21%。根据 集邦储能预测，2024 年全球储能新增装机需求达 74GW/173GWh，同比增长 33%/41%；分区域来看，预计亚洲/欧洲/美洲 2024 年储能新增装机分别为 82/32/49GWh，同比+41%/+55%/+31%。 展望 2025 年：全球范围内，由于降息和光储系统成本下降，储能需求持续增长； 此外，美国市场由于 2026 年储能电芯加征关税因素影响，预计 2025 年会有抢 装潮；中东市场 2024 年下半年有多个 GWh 级别大项目招标，也有望在 2025 年密集装机；欧洲大储在多个示范项目良好运行后，也有望进入大幅放量期。因 此，我们预计 2025 年全球储能新增装机有望维持 30%以上的同比增长。

3.2.1 美国市场体量大、利润厚

美国是全球第二大储能市场，仅次于中国。根据伍德麦肯兹预测，2024 年美国 储能新增装机量达到 12.7GW/36.7GWh，同比+42%/+35%；其中，大储新增装 机量为 11GW/32.7GWh。根据 EIA 预测，2024 年美国大储新增装机量为 15GW。 随着美联储降息的推进，以及 2026 年储能电芯加征关税因素影响，我们预计 2025 年美国储能市场整体需求仍将维持高增。

美国储能市场的价格和利润远超国内市场。根据 BNEF 数据，2023 年美国储能 系统价格比中国要高出 101%；根据伍德麦肯兹数据，2024Q2 美国大储单价为 1116 美元/kW，考虑到 2024Q2 美国大储平均配储时长为 3.6h，折算后单价为 2.2 元/Wh，同样远超国内的储能价格。在高价格下，即使技术和售后要求更高， 厂商也可以取得更丰厚的利润。

3.2.2 亚非拉新兴市场储能需求弹性更大

亚非拉新兴市场储能需求弹性更大。此前，美国基于碳减排，中国、欧洲基于能 源独立等因素，光储行业已经有了较大的发展。而经济水平相对较低的亚非拉地 区光储发展较为滞后，但其对于经济性的敏感度更高。因此，本轮光储 LCOE 大幅下降驱动的需求增长，在亚非拉等新兴市场的弹性将更为明显。

除了经济性因素之外，还有电力系统不稳定、政策因素刺激、电价上涨等方面的 因素，共同刺激亚非拉新兴市场的需求。 电力系统不稳定因素带来的需求刺激往往是“脉冲式”的。电力系统不稳定往往 是由于战乱、输配电网建设乏力、老旧发电机组退役等因素带来的，体现出来的 现象往往是经常性停电，由此会带来光储需求的大幅增加。长时间的电力不稳会 影响到国计民生，因此，一般政府层面会采取多种方式介入，当经常性停电事件 减少之后，光储需求往往也会回落到正常水平。因此，需着重观察停电频率、机 组运行状态等指标的边际变化。 典型案例如 2022-2023 年的南非市场，复盘可得以下结论： （1）限电对需求的影响最大，即“能源保障”比“经济性提升”对需求的刺激 力度更大； （2）在发生电力系统不稳定的情况后，运转相对正常的政府可以在半年到一年 的时间内做出较大的修复； （3）在发生限电情况后，用户侧的光储需求增长是应急，电源侧和输配电侧的 提升是治本。

政策性因素带来的刺激，我们预计是可持续的。各国政府层面出台政策鼓励光储 的发展，主要有两种情况：（1）单纯从提升绿色能源占比的角度出发，鼓励光 储建设，主要出现在中东产油国，代表国家沙特阿拉伯已经有了长远规划，规划 到 2030 年，可再生能源发电占比达到 50%；（2）用电需求快速提升，但是发 电侧其他类型电源建设速度不及预期下，已经或者预期出现电力缺口，主要体现 在东南亚、南亚等区域。

电价上涨的持续性需分析上涨原因并观察其后续变化。电价上涨有两大类原因， 一类是燃料费、输配电费等成本的上涨以及补贴的下降，此种情况下，需观察燃 料费、输配电费的变动情况，以及政府补贴的变动情况；另一类是由于用电量大 幅提升，电力供不应求催生的电价上涨，此种情况下，需观察各类电源的建设规 划及进度以及用电量的增长情况。

综合考虑经济水平、光照条件、电源结构、电价水平，我们认为亚非拉新兴市场 的需求将持续景气。除了市场关注度较高的印度、巴西、巴基斯坦等国家之外， 墨西哥、土耳其、泰国、马来西亚、菲律宾、哥伦比亚等国家的光储需求空间同 样广阔。

4、 电网：全球投资持续发力，主配网与出 口景气共振

4.1 我国特高压景气将延续，配电网有望加速建设

2024-2025 年在托底经济、解决消纳等需求的推动下，我国电网投资增长确定性 强。提高负债率、提高工商业输配电价、引入社会资本投资均为增加电网投资资 金来源的选项。 国家电网：根据人民网，国家电网 2023 年电网投资额为 5381 亿元，同比增长 5.63%。根据新华网，国家电网 2024 年电网投资将超过 6000 亿元，比去年新 增 711 亿元，同比增速超 10%，主要用于特高压交直流工程建设、电网数字化 智能化升级等。 南方电网：规划“十四五”期间电网建设投资约 6700 亿元，其中 3200 亿元投 向配电网；2021 年和 2022 年电网投资额分别为 995 亿元和 895 亿元；2023 年完成固定资产投资 1400 亿元，创历史新高；计划 2024 年固定资产投资 1730 亿元，同比增长超 23%。

（1）我国特高压建设 2024H1 进度较慢，但我们持续看好后续加速推进。

2023 年为我国特高压核准开工大年，共有 4 条特高压直流项目核准开工、2 条 特高压交流项目投运。截至 2024 年 9 月底，2024 年以来我国已有“一交两直” 特高压项目取得核准开工，但特高压招标进度较慢，国网特高压设备招标金额约 为 92 亿元，与 2023 年国网特高压设备招标金额 415 亿元相比仍有一定差距。 虽然特高压建设受土地审批、人员配套等因素制约，但从能源及产业安全角度考 虑，国家更倾向于风光大基地、产业向中西部迁移等，特高压又是解决消纳问题 的关键配套工程，因此，我们认为鼓励特高压相关政策会持续发力。

家能源局明确 2024 年我国将至少开工“两交三直”特高压项目，“十四五”、 “十五五”储备项目足够多。国家能源局于 2024 年 6 月 3 日印发的《关于做好 新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》中提到要加快推进新能源配套电 网项目建设，并明确 2024 年将开工阿坝-成都东、大同-怀来-天津北-天津南两 条特高压交流工程和陕北-安徽、蒙西-京津冀、甘肃-浙江三条特高压直流工程。 展望后续，我国仍有多条储备的特高压项目，能够保障“十五五”特高压工程量 以及公司业绩的持续兑现。 投资方面： 1）市场博弈核准预期差，当前市场处于由强现实、强预期向弱现实、弱预期转 变的阶段，一旦核准加速，市场将扭转预期； 2）柔直应用及特高压出口数量如果能够持续提升，市场也将持续对此做出反应。

（2）2024 年开始，配电网投资有望持续增长，将保持较长时间景气期，有望高 于电网投资增速。 配网建设提速主要源于终端电气化、消纳、数字化等要求，只要新能源渗透率持 续提升，配网改造的需求将持续；同时“以旧换新”政策也强化了配网投资额提 升；长期看，待特高压投资达到一定规模后，电网投资增量会向配电侧进一步倾 斜。 根据政策部署，2024-2025 年我国配网投资将以防灾减灾、节能改造和设备替换、 补短板、示范新业态新技术的适应性改造为主；预计“十五五”期间逐渐转向于 数字化赋能下的配电网升级改造，以进一步解决消纳、电力供需不平衡等问题。

配电按电压可分为：高压配电电压（35kV、110kV）、中压配电电压（10kV）、 低压配电电压（380/220V），未来配电建设将主要集中在中压和低压侧。

1）中压配电网：虚拟电厂依托互联网和现代信息通讯技术，把分布式电源、储 能、负荷等分散在电网的各类资源相聚合，进行协同优化运行控制和市场交易， 实现电源侧的多能互补、负荷侧的灵活互动，对电网提供调峰、调频、备用等辅 助服务。其既能作为“正电厂”向电力系统供电，又能作为“负电厂”消纳系统 内的富余电力，实现多时空电量平衡，提高电网安全与新能源消纳能力。

2）低压配电/台区侧：华为针对于配电网线损高、可靠性差、新能源负荷管理压 力大等挑战，携手生态伙伴打造的 IDS 智慧配电解决方案，助力电力企业从单点 数字化走向有架构支撑的、开放的、可演进的、系统性的数字化。 投资方面： 1）直接受益于防灾减灾、节能改造和设备替换，业绩兑现能力强：电表、配电 变压器等； 2）配电数字化（虚拟电厂、智能配电终端软硬件）是重要催化因素：宏观经济 好转，源网荷储或分布式消纳新场景推出，都有望形成催化。

4.2 全球电网建设高景气，电力设备出口持续向好

1）发达国家电力设备出口：强现实，弱预期

2024 年以来海外变压器需求维持高景气，其中以欧美国家为主，主要受其电网 加速升级改造所推动：欧洲电网加速建设是新能源建设后周期的体现；美国是受 益于电网设备更新换代、制造业回流、AI 应用提升用电需求等因素。电力设备 带来可观的增量需求，这有望使得海外变压器供需紧张持续。下半年起市场因担 忧美国贸易壁垒，国内电力设备出口公司投资逻辑开始弱化，但贸易壁垒较低的 海外电力设备公司订单景气度依然较高。

2）“一带一路”沿线国家电力设备出口：强现实、强预期

“一带一路”倡议支持下的出口亚非拉关注度提升，亚非拉经济体电网基础设施 建设是中国出口的重要突破口，我国重要电力设备出口高景气有望维持。2024 年 1-8 月我国电表出口亚洲、非洲分别同比增长 36.6%、35.1%至 26.98 亿元、 20.64 亿元，变压器出口亚洲、非洲分别同比增长 21.7%、27.9%至 130.23 亿 元、24.28 亿元。

投资方面： 1）向“一带一路”沿线区域出口电力设备，既是我国的战略重点，也是当前国 际形势发展趋势，赛道景气度较高，相关公司可作为基础配置。 2）美国电网建设进展需要分情况来看：设备更新逻辑：需要重点跟踪海外电力 设备龙头公司订单情况；电力 AI 与制造业回流：核心在于稳定电源的功率缺口 预测，电力 AI 需要关注美国 AI 技术进展与核电重启；制造业回流需要关注实际 产业回流进展，存在一定不确定性，需要关注 PMI 等美国宏观经济数据及贸易 政策变化。

（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。）