2025年风光储网行业投资策略：储能海风景气上行，电网设备稳定增长

1、 2024 年整体回顾：新能源后周期板块表现较好，电源端板 块静待供给出清

2024 年，电力设备行业整体表现欠佳，相对沪深 300 指数未取得正向超额收益。 截至 2024 年 12 月 20 日，电力设备（申万）指数当年涨跌幅为 5.4%，沪深 300 指数 为 14.5%，超额收益为-9.1%。 风光储网 4 个板块来看，电网设备和储能板块表现相对较好，相对行业指数取得 正的超额收益，光伏和风电板块表现欠佳，明显跑输行业指数。新能源发电板块（风 电、光伏）跑输电网设备和储能板块，基本符合产业发展现状。21 年以来全球风电、 光伏装机容量快速提升，对电网的冲击日益明显。作为新能源行业的后周期板块，电 网设备和储能行业需求增长明显，以适应新能源占比日益提升的新型电源结构。整体 看来，2024 年的产业发展格局将在 2025 年延续，电网设备和储能保持稳定增长，光 伏、风电板块供给侧出现积极变化，有望逐步出清。

2025 年风光储网的投资机会，主要围绕以下三条主线： 1、确定性和业绩稳定性突出的电网板块： 全球电网投资周期方兴未艾，海内外需求共振，2025 年至 2030 年全球电网投资 复合增速有望达到 9%。国内主网方面，特高压工程进入新的建设高峰，国内特高压 核心供应商有望受益；配网方面，电网数字化、智能化升级方向核心供应商有望受益； 出海方面，变压器及上游核心零部件供应商有望受益。此外，全球 AI 行业向上趋势明 确，AI 电源相关公司有望受益。 2、景气高增长的海风、储能环节： 国内海风行业 2025 年高增长确定性较高，市场关心的板块中长期估值问题也会随 着深远海海上风电发展前景日益清晰，以及海外订单的持续突破得到解决。建议关注 东方电缆等海缆、管桩核心供应商，以及受益全球风电增长及产品迭代升级的中际联 合。 3、未来具备快速渗透的新技术应用环节： BC 电池产业化加速，同时国内光伏降银浆料取得进展，渗透率未来有望快速提 升，光伏铜浆供应商有望持续受益。

2、 光伏：供给侧迎来积极变化，新技术助力降本增效

2.1、 回顾：供需错配压力显现，股价、产品价格、公司业绩全面承压

2024 年是光伏行业供给端压力显著释放的一年，22、23 年行业产能持续增加，24 年需求增速中枢明显下移，带来供需格局的显著恶化，导致光伏产品价格持续下跌， 行业公司出现大面积亏损，二级市场股价承压。

（1）光伏板块明显跑输行业指数

截至 2024 年 12 月 20 日，光伏板块当年涨跌幅为-18%，跑输行业指数 23%。光 伏板块全年基本处于单边下跌状态，进入 9 月后，行业供给侧出现积极变化，工信部 提高行业扩产要求，行业主要公司开始自律减产，光伏板块出现系统反弹。

（2）全行业面临亏损，产品价格处于底部区间

产品价格方面，硅料、硅片、电池片、组件、光伏玻璃均出现明显下跌，分别下 跌 40%、43%、41%、24%、28%。随着硅料价格的大幅下跌，主链 4 个环节中最后的 盈利空间被挤出，4 个环节均处于亏损状态，这也基本标志着光伏价格进入底部区间， 有助于行业加速出清。

（3）上市公司业绩承压明显

2024 年光伏板块报表端压力显著，前三季度营业收入同比增速分别下滑15%、19%、 20%，基本匹配产品价格的下跌幅度，归母净利润同比增速分别下滑 76%、97%、88%， 行业公司普遍出现亏损现象。

2.2、 需求端呈现多元化增长格局，度电成本下降激发新兴市场增长

根据 BNEF 彭博新能源的数据，2024 年全球光伏新增装机预计约 592GW，同比 增长约 33%，增速较 2023 年的 76%明显下滑，呈现增长降速的态势。33%的增速水平 略超市场预期，高于 24 年年初 BNEF 的预测值（574GW），同样好于伍德麦肯兹的预 测情况（认为 2024 年将同比持平）。超预期的原因，一方面是光伏行业传统优势地区 （中国、欧洲、美国）的稳定增长，更重要的是新兴国家光伏行业的强劲增长，其中 中东、巴基斯坦表现尤其亮眼。

（1）国内：光伏保持稳定增长，消纳压力有所增加

根据国家能源局的数据，2024 年 1-11 月国内光伏新增装机规模达到 206GW，同 比增长 26%，呈现稳定增长态势。从结构上来看，2024 年前三季度，地面电站、工商 业、户用光伏分别新增装机 76、62、23GW，同比增速分别为 22%、83%、-31%，其 中工商业光伏主要得益于自发自用经济性提高，装机增长明显。

国内光伏发电消纳压力有所增加。根据全国新能源消纳监测预警中心公布的数 据，2024 年国内光伏发电利用率有所下滑，2024 年 1-10 月全国平均光伏发电利用 率为 97%，较 2023 年下降 1 个百分点。利用率 95%以下的省区有 5 个，分别是蒙 西 95%、甘肃 92%、新疆 92%、青海 90%、西藏 70%。

（2）出口：光伏出口保持稳定增长，多元增长格局日益明显

根据海关总署数据，2024 年 1-11 月，国内光伏出口规模达到 224GW，同比增长 约 29%，出口金额约为 286 亿美元，同比下降 31%，主要原因是产品价格的下降。整 体看光伏出口保持稳定增长。

分地区来看，欧洲地区仍是国内光伏最大出口地，欧美以外地区表现亮眼。24 年 前 11 个月，欧洲出口规模达到 87GW，同比增长 8%，欧美以外地区出口规模达到 136GW，同比增长约46%，显著高于欧洲出口增速。在非欧美的国家地区中，超过10GW 的有中东、巴西、巴基斯坦、印度、非洲出口规模居前，分别达到 23GW、21GW、 13GW、13GW、12GW，同比增速分别为 161%、28%、165%、35%、38%，中东和巴 基斯坦地区表现亮眼。

出口占比方面，24 年 1-11 月非欧美地区占比达到 61%，同比增加 7 个百分点。 其中，中东、巴西、巴基斯坦、印度、非洲占比分别达到 10%、9%、6%、6%、5%， 占比提升主要集中在中东、巴基斯坦两个地区，分别提升 5、3 个百分点。 根据 CPIA 的预测，2024 年全球 GW 级市场将达到 37 个，同比增加 7 个。中美 欧以外地区光伏快速增长，一方面是光伏价格持续下降，使得全球更多地区实现光储 平价，另一方面，政府是重要推动因素，例如中东地区积极鼓励新能源发展，沙特、 阿联酋、阿曼目标将光伏装机容量从目前的 2.3GW、6GW、1GW 提升至 2030 年的 58GW、14GW、4.5GW，部分国家地区停电情况严重，此外，电网薄弱国家地区如南 非、巴基斯坦等地，停电情况严重，光伏装机需求旺盛。

欧洲地区中长期保持稳定增长，短期受电价波动装机有所放缓。2024 年夏季以来，欧洲出现电力过剩情况，德国、荷兰、西班牙、芬兰、法国等地出现负电价，随着电 网和储能建设，预计欧洲光伏中长期将保持中长期增长态势。

美国市场喜悦参半，后续增长仍需观察政策调整情况。1、美国对东南亚双反初裁 结果落地，市场和产业均预期充分，过渡期内已提前应对；2、特朗普当选美国新任总 统，政策上偏向传统化石能源 IRA 法案存在变数，后续关注上任后政策实施情况；3、 2024 年美国正式进入降息周期，目前市场预期 2025 年美联储降息 2 次共 50bps，将有 助于提高光伏电站 IRR 水平。根据美国光伏协会 SEIA 的预测，光伏发电仍是美国主 要的新能源发电形式，未来 5 年将保持 5%的 CAGR，这一结果基本隐含了美国 IRA 法案发生重大修改的情况。

（3）全球光伏需求展望：中美欧保持稳定增长，新兴市场全面开花

2024、2025 年全球光伏新增并网规模将分别达到 504GW、586GW，同比增速分 别为 23%、16%。国内方面，我们预计 2024、2025 年国内新增光伏并网将达到 249、 257GW，同比增速分别为 15%、3%；欧洲方面，我们预计 2024、2025 年国内新增光 伏并网将达到 63、75GW，同比增速分别为 16%、18%；美国方面，我们预计 2024、2025 年国内新增光伏并网将达到 43、45GW，同比增速分别为 5%、5%；其他地区预 计 2024、2025 年国内新增光伏并网将达到 148、209GW，同比增速分别为 54%、41%。

2.3、 供给端出现积极信号，产品价格进入底部区间，供给侧改革缓解 供需错配压力

（1）光伏产业价格进入底部区间

目前的光伏价格之下，全产业链 4 个环节皆处在亏损状态，对于部分二三线公司 目前价格已低于其现金成本，处于亏现金状态，产业链价格处于底部区间。根据 CPIA 公布的 12 月光伏产业链成本测算，硅料、硅片、电池片、组件不含折旧成本分别为 34.37 元/kg、0.124 元/W、0.264 元/W、0.605 元/W，税后价格基本与目前各环节产品 价格相当。

（2）新增产能投资见顶回落，行业自律降产，合理报价稳定预期

23 年 4 季度行业首次出现在建工程下降，行业扩产见顶回落。22 年以来行业在建 工程变动额持续增加，表明扩产加速，23 年 4 季度行业在建工程占资产比重环比下降 0.4 个百分点，为近年来首次。从固定资产细分项来看，固定资产账面价值减速主要就 靠固定资产原值减速实现，即在建工程转固减少，减值计提和折旧两项环比变化不大， 预计 24 年 4 季度行业降出现集中减值计提，有助于减少固定资产折旧对业绩影响。

投标价格趋于理性，后续关注下游企业配合情况。光伏协会 CPIA 持续为行业健 康发展努力，每月测算光伏产品成本情况，呼吁企业理性报价。在 12 月宜宾举行的光伏大会上，30 多家签署行业自律协议，各家在降产方面达成一致，共同维护行业健康 发展。近期开标的中电建 51GW 招标，行业一线公司报价均在成本价之上，报价趋于 理性，后续关注此次框架招标的中标情况，对 25 年产品价格有重要指导意义。

（3）监管加大行业扩产限制

工信部发布《光伏制造行业规范条件》（2024 年本），其中，要求硅料的新建和改 扩建项目还原电耗和综合电耗分别小于 40、53 度/kg，较此前征求意见稿的 44、57 度 /kg 更为严格。要求硅片和电池新建产能的水耗需小于 540 吨/ 百万片、360 吨/MW 且 再生水使用率高于 40%。 新规对于硅料新增产能的要求较为严格，目前能达到标准的仅几家头部几家企业， 将大幅提高硅料扩产的门槛。根据CPIA发布的《2023-2024中国光伏产业发展路线图》， 预计 2024 年硅料行业的还原电耗、综合电耗分别约为 42、56 度/kg，均高于新版的行 业规范条件，此举将有助于缓解行业产能过剩的局面。

2.4、 BC、HJT 等技术持续发展，降银方案助力光伏进一步降本

（1）效率端：主链技术路线多元发展

截至 2024 年底，高效技术路线产品份额逐渐提升，Topcon 技术路线逐步成为行 业绝对主流，perc 技术路线逐渐退出，高效产品的快速替代节奏超出市场预期，充分 印证光伏行业增效降低度电成本的底层驱动逻辑。

Topcon 技术成为行业主流的背景下，其他替代技术仍在积极拓展。HJT 方面，通 威、东方日升、迈为、华晟等公司积极推进 HJT 技术路线发展，HJT 技术工艺流程短， 人力成本投入低于其他技术路线，低温工艺能耗较低，对称结构使得硅片厚度下限更 低，降低单位功率的硅料使用量，因此 HJT 在人力、土地、能源成本、硅料成本较高 地区经济性优势更为明显，或将在光伏海外扩产浪潮中受益。

BC 技术路线出现诸多积极信号。隆基、爱旭积极推动 BC 电池扩产，已形成约 50GW 左右规模。其中隆基的新一代 BC 组件产品最高量产功率达 670W，量产组件效 率达 24.8%，再破全球组件量产效率最高纪录。根据隆基官网报道，公司自主研发的 HPBC 2.0 组件效率达到 25.4%，打破了晶硅组件效率世界纪录。

（2）成本端：行业持续推动降银技术，助力非硅成本下降

银浆成本是光伏电池成本中仅次于硅片成本（0.12-0.13 元/W）的部分，达到 0.07 元/W 的水平，占组件终端成本 10%以上。除了工业金属属性以外，银也是贵金属，产 量相对贱金属而言更为有限，同时易受国际宏观局势影响，价格波动较大。因此降银/ 去银是未来光伏降本最重要的方向之一。此前行业通过多主栅、0 主栅技术，减少遮 光面积的同时，降低了单位功率下银浆的使用情况。HJT 技术由于是低温工艺，需要 配合低温银浆使用，低温浆料的银浆耗量更高，因此推动降银和去银更为积极，如银 包铜、铜电镀等技术。2024 年 BC 电池开始推动无银金属化涂布技术降低成本，将缩 小 BC 电池成本端的劣势。我们认为，无银浆料是未来光伏成本端最重要的新技术应 用，普及速度或超市场预期。

3、 风电：国内陆海风景气共振，产业链出海持续推进

3.1、 回顾：风机价格有望下降，海风建设节奏略有放缓

（1）风电板块跑输行业指数

截至 2024 年 12 月 20 日，风电板块当年涨跌幅为-5%，跑输行业指数 10%。全年 风电板块市场关注度较低，3 季度后风电整机环节出现供给侧积极信号，主要风机厂 商签署自律公约，防止内卷式竞争，同时部分下游评标规则优化，整机环节出现明显 反弹。海风方面，3 季度后项目审批开关头出现积极信号，海风相关标的出现反弹。

装机方面，国内风电保持稳定增长态势。2024 年 10-11 月，国内风电新增并网装 机容量 52GW，同比增长 25%。国内海上风电装机不及预期，受江苏、广东等项目审 批、施工进度不及预期影响，2024 年国内海上风电装机预计为 7-8GW，较 2023 年略 有增长。业绩端，风电板块基本保持稳定。整体装机容量虽有增长，营业收入受制于 大型化带来的通缩，利润端受制于价格竞争之下盈利压力。

3.2、 陆风：防内卷竞争改善竞争格局，出海持续增长打开空间

（1）招标超预期奠定2025 年陆风景气，招标价格较 2023 年略有下降

2024 年国内陆风风机招标量超市场预期，2025 年国内陆风装机有望保持高增长。 根据金风科技业绩演示材料（24 年 3 季度），2024 年前三季度国内完成 119GW 招标， 同比增长 93%，其中陆风 111GW，海风 8GW。 价格方面，2024 年风机价格较 2023 年有所下降。根据金风科技业绩演示材料（24 年 3 季度），2024 年 9 月，全市场风电整机商风电机组投标均价为 1,475 元/千瓦，同 比下降月 100 元/kW。

（2）行业自律+招标评标优化，助力改善风机竞争格局

企业方面，2024 年 10 月，在北京举行的国际风能大会上，国内 12 家风电整机商 签订了《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》（简称“自律公约”）。自律公 约具体内容包括：遵守法律不搞价格串通，提倡定价自律；运用法律提高约束力，形 成一定威慑；制定规则保证可操作性，避免成空口号；企业自主自愿加入公约，自觉 遵守约定。 监管方面，2024 年 7 月，国资委、发改委发布《关于规范中央企业采购管理工作 的指导意见》，提出“坚持竞争择优”的要求，以性能价格比最佳、全生命周期综合成 本最优为目标。 下游业主方面，国家电投集团 2024 年第二批陆上风力发电机组规模化采购项目正 式开标，招标结果出现两点积极变化：（1）中标结果上，此次招标价格较 5 月国电投 开标的第一批集中招标价格有所回升，其中标段 28 的 10MW 机型投标均价为 1550 元 /kW，显著高于目前 10MW 机型的 1100-1300 元/kW 价格带；（2）评标规则上，评标 基准价计算方法进行了优化，将以最低价作为评标基准价，改为以有效投标人评标价 格的算术平均数再下浮 5%作为评标基准价。当企业报价低于或等于评标基准价时， 可得满分，高于基准价根据规则扣分。优化后的规则降低了风机价格在评标中的权重， 缓解风机厂投标的价格压力，避免风机厂出现内卷式报价。

（2）出海市场持续增长

根据风机协会的统计，过去几年国内风机出口业务持续增长，2023 年达到 3.7GW的水平。同比增长 60%。出口金额方面，根据海关总署数据，2024 年 1-11 月国内风 机出口金额达到 78 亿元，按照 1500 元/W 的价格计算，出口规模在 5-6GW 水平，已 明显超过 2023 年水平。

（3）大型化推进，部分大型化零部件供给紧张

全球风机大型化进展持续推进，推动风电度电成本下降。根据风能专委会的数据， 2023 年国内陆上、海上新增风机兆瓦数为 5.4MW、9.6MW，同比分别增加约 1MW、 2MW，大型化进展呈现加速态势。2025 年国内陆风 8-10MW 机型开始批量交付，部 分大兆瓦零部件供应紧张，盈利能力提升。

3.3、 海风：建设节奏显著加快，2025 年迎来景气上行

（1）2024 年国内海风出现积极变化

2022 年以后，国内海上风电项目建设明显放缓，其中江苏尤为明显。截至 2021 年底，江苏省累计海上风电装机容量为 11.8GW，22、23 年江苏省海风项目处于停 滞状态。具体项目来看，2022 年 1 月江苏省完成了一期海上风电竟配工作，包括 3 个项目合计 2.65GW（国能龙源射阳 1GW 项目、国信大丰 0.85GW 项目、三峡大 丰 0.8GW 项目），至今尚未并网。广东省方面，阳江青洲五七以及帆石一二项目涉 及航道问题，推进进度同样有所放缓。 近期，多个建设节奏受影响的项目出现积极变化：24 年 3-4 月，江苏国信大丰 项目开展地质勘察钻探施工；24 年 7-9 月，江苏三峡大丰项目开展补充地质勘察工作；24 年 8 月，江苏国信大丰项目启动阵列缆招标工作；24 年 10 月，广东帆石一 项目完成送出缆招标；24 年 11 月，广东阳江青洲五七项目完成送出缆招标，青洲 五六七项目通航安全保障服务开标。我们认为，国内海风项目相关审批制度逐步完 善，审批流程逐步理顺，前期建设节奏放缓的海风项目将逐步启动，将有力支撑 2025 年国内海风新增装机，同时为国内海风行业持续稳定发展打下基础。

2024 年以来，各省区海上风电竟配工作持续推进，截至 12 月 26 日，合计公布约 25GW 的海上风电项目，包括江苏 7.65GW、辽宁 7GW、上海 5.8GW、福建 2.4GW、 浙江 2.1GW。其中江苏省是自 2022 年 1 月一期 2.65GW 竟配之后的首次海上风电项 目竟配。

（2）2025 年具备并网条件项目储备丰富，国内海风行业迎来景气拐点

2025年国内具备并网条件的海上风电项目装机容量有望达到13-20GW, ，2025 年国内海上风电装机有望迎来景气向上拐点。截至 2024 年 11 月的不完全统计， 2024、2025 年具备并网条件的海上风电项目（已完成风机招标）共计 28GW 左右。 假设 2024 年国内海风并网容量在 7-8GW 左右，2025 年具备并网条件的海上风电 项目约 20GW 左右。其中处于勘探设计等前期阶段的项目约 7GW，剩余项目处在 设备招标、施工阶段，在 2025 年并网的确定性更高，这部分项目合计规模约为 13GW 左右。

上述具备并网条件的项目中，分地区来看，广东（8.2GW）、浙江（3.2GW）、 山东（3GW）、江苏（2.7GW）、福建（1.9GW）、海南（1.2GW）的装机规模居前。 分业主来看，三峡（5.4GW）、国家能源（3.5GW）、华能（3.4GW）、国电投（2.4GW） 的装机规模居前。

（3）深远海开发打开海风板块中长期天花板

国内深远海风能资源丰富。我国沿海地区风能资源丰富，技术可开发潜力具有 较大空间。根据《中国风电和太阳能发电潜力评估（2024）》的数据，我国近海和 深远海 150 米高度、离岸 200 公里以内且水深小于 100 米的海上风能资源技术可开 发量为 27.8 亿千瓦（2780GW），未来开发潜力巨大。

政策鼓励海上风电向深远海发展，静待国管海风项目管理机制理顺。中央层面， 《“十四五”可再生能源发展规划》中指出，要开展深远海海上风电规划，完善深 远海海上风电开发建设管理，推动深远海海上风电技术创新和示范应用，探索集中 送出和集中运维模式，积极推进深远海海上风电降本增效，开展深远海海上风电平 价示范。推动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程开工建设。地方层面，沿海 各省陆续推出深远海海上风电规划，其中广东、江苏、山东、广西远期规划建设 10GW 级海上风电基地。 国管海域海上风电项目管理办法落地在即，有望加快国内深远海海上风电建设 节奏。近几年国内建设的海上风电项目基本均位于省管海域，项目的规划、竟配、 核准由省级及以下能源主管部门审批，对于国管海域的深远海海风项目审批流程尚 待完善 6。根据产业链反馈，国管海域风电项目的管理办法目前处于征求意见阶段， 管理办法正式下发后，由国家能源局、自然资源部等多个部门推动示范项目的具体 落地，有望于 25、26 年进入核准阶段。

（4）海缆板块有望持续受益全球海风增长

海缆不受风机大型化的通缩压力。海缆行业位于风电产业链的中游，下游客户 是风电运营商，与风机、塔筒（塔筒独立招标的情况）平行。风机大型化使得风机 上游零部件的单瓦使用量下降，从而实现风机价格的降本。由于海缆产业链位置与 风机平行，通常由业主或 EPC 总包方招标，因此降价压力相对较小。

海缆的技术要求更高，敷设和后期维护难度大、成本高，具有较高的行业壁垒。 生产技术方面的壁垒。由于海底环境复杂，水压大，腐蚀性强，海缆需要更佳的耐 腐蚀性、抗拉耐压性、阻水防水等性能。从而提高了生产厂商对于材料选择、结构 设计、生产工艺、质量管理、敷设安装、运行维护等方面的要求。资质和过往项目 经验的壁垒，除了常规的 CCC 强制认证外，由于海缆维修及更换成本高、难度大，对产品的质量要求提出更高要求，海缆产品需要取得其他相应的资质、鉴定或通过 客户认证。生产设备、敷设能力及配套码头的壁垒。

海缆行业将充分受益海上风离岸距离增加。海上风电项目离岸距离的增加将提 升海缆的市场空间。海缆的定价模式遵循生产成本+毛利的工业产品定价逻辑，其 中海缆的生产成本中直接材料占到 90%，主要包括铜杆（电解铜）、铝杆等金属材 料，以及绝缘料、护套料等化工原材料。毛利率则需要考虑产品的技术参数、生产 难度及行业竞争程度等因素。因此海缆的长度很大程度上决定了海缆的价值量。

4、 电网与储能：新能源后周期板块持续景气，全球电网投资 周期共振

4.1、 回顾：业绩稳定增长，充分受益全球电网投资加速

2024 年，电网设备、储能板块取得明显超额受益。截至 2024 年 12 月 20 日，电 网设备板块涨跌幅为 11%，相对行业超额收益为 6%，储能板块涨跌幅为 14%，相对 行业超额收益为 9%。整体而言，电网和储能板块表现良好，得益于行业景气持续，业绩稳定增长。其中储能板块表现更佳，部分原因是锂电池公司是储能板块的核心部 分，2024 年“两新”政策|、自主品牌车型迭代周期、国内电动车加速出海等多方因素 刺激，全球动力电池出货超预期，带动锂电池板块上涨。

业绩方面，电网设备板块整体保持稳定增长，报表端充分体现行业景气。2024 年 1-3 季度，营业收入同比分别增长约 4%、7%、13%，归母净利润同比分别增长 9%、 11%、11%。储能板块核心标的与动力电池、光伏板块多有重叠，整体业绩参考意义 不大，户储部分将在后文讨论。

4.2、 国内电网投资稳定增长，配网、特高压等领域维持景气

（1）2024 年国内电网投资增速提升明显，后续有望保持高景气

根据国家能源局的数据，2024 年 1-11 月国内电网投资完成额为 4502 亿元，同比 2023 年增长 21%，是近来年的较高水平。我们认为国内电网投资增速有望长期保持稳 定增长，主要受以下因素推动：

1、用电侧：电气化持续推进，全社会用电量保持稳定增长

用电侧方面，我国全社会用电量持续稳定增长，除了传统的工业生产用电以外， 轨道交通、乘用车等领域电气化持续推进，全社会用电量增速将持续快于 GDP 增速。 同时，相对于工业用电和居民用电而言，电动车等新兴用电端的充电补能需求具有更 大的波动性和不可预测性，因此对电网的调频调峰要求进一步提高。

2、发电侧：风光发电占比持续提升，并网和外送需求持续增长

根据国家能源局的数据，2024 年 1-11 月，国内风电、光伏发电占比持续提高，达 到 14%，其中风电占比 10%、光伏占比 4%。新能源行业的持续发展，一方面带来了 风场和光伏电站的并网升压需求，另一方面，风电、光伏发电均具有波动性和不可预 测性，对电网的配网调峰能力提出更要需求，第三方面，国内新能源发电和用电负荷 中心在地理位置上不匹配，长距离输电需求需要特高压工程的持续建设。

（2）配网投资增速有望上升

监管方面，2024 年 3 月，国家发改委印发《关于新形势下配电网高质量发展的指 导意见》，提出配电网高质量发展的 2025 年、2030 年目标，其中提到建设具备 500GW 左右分布式光伏、1200 万台左右充电桩接入能力，中长期满足分布式电源、新型储能 及新业态发展需求，支撑高质量充电基础设施体系建设，推动非化石能源消费目标实 现。2024 年 8 月，国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024-2027 年）》， 要求各地能源主管部门编制本地区配电网发展实施方案，工作重点中包括升级供电薄 弱区域配电网、按需建设配电网接纳新能源与充电设施，增强对分布式能源调控能力， 完善充电设施布局等内容。随着各地实施方案的落地实施，预计国内配网投资增速有 望明显提升。

“两新”政策将助力国内电力设备更新，配电网投资有望增长。2024 年 7 月，根 据新华社报道，为加快构建新型电力系统，促进新能源高质量发展，推动大规模设备 更新改造，国家电网公司 2024 年电网投资将完成 6000 亿元，首次超过 6000 亿元，同 比新增 711 亿元，要用于特高压交直流工程建设、加强县域电网与大电网联系、电网 数字化智能化升级。2024 年 7 月，南方电网公司在高质量发展大会上部署全面推进电 网设备大规模更新，预计 2024 年至 2027 年，大规模设备更新投资规模将达到 1953 亿元。其中，2024 年年中将增加投资 40 亿元，全年投资规模达到 404 亿元，力争到 2027 年实现电网设备更新投资规模较 2023 年增长 52%。此外，国家电网资产负债率 处于历史较低水平，具备逆周期调节能力。

（3）国内特高压进入新的建设高峰期

2022 年以来国内特高压建设进入新的建设高峰，2022、2023、2024 年分别核准特 高压工程 5、5、4 项，风光大基地建设产生的外送需求是本次特高压建设的核心驱动 因素。2024 年 7 月，国家能源局国家印发《关于做好新能源消纳工作，保障新能源高 质量发展的通知》，强调了电网投资对新能源消纳工作的重要性，提出加快配套项目建 设。

2024 年国网特高压招标金额较 2023 年下滑明显，主要是受项目前期工作推进节 奏影响。2025 年特高压招标体量有望较 2024 年明显提升，2025 年预计将有 4-5 条特 高压直流项目、3 条特高压交流项目核准招标。

公司层面，特高压设备竞争格局较为稳定，生产技术门槛较高，核心供应商份额 较为稳定。其中特高压直流核心设备包括换流阀、换流变、直流控保系统、GIS，特 高压交流核心设备包括变压器、GIS。

4.3、 全球电网投资景气上行，国内公司出海业务持续受益

（1）电力设备出海持续高景气

2024 年国内电力设备出海业务持续高景气。根据海关总署数据，2024 年 1-11 月， 变压器、高压开关及控制装置、低压开关及控制装置、电线和电缆出口金额分别为 60、 37、300、38 亿美元，同比增速分别为 30%、37%、3%、-8%，其中变压器、高压开 关机控制装置表现亮眼。

（2）电源端增长显著快于电网端

近年来，全球电网建设速度显著低于电源建设速度。根据 IEA 的数据，2017 年以 来，全球电源投资金额增长将近 50%，2017 年达到 7500 亿美元的水平。而与之相对 的，全球电网及储能投资依然保持每年约 3000 亿美元的投资强度，显著低于电源投资。 各国发电结构中，以风电、光伏为主的可再生能源占比持续提高, 根据 IEA 的数据， 2023 年全球风光发电占比达到约为 14%，2030 年将提高至 30%。

风光发电占比的持续提升，对电网产生冲击。根据 IEA 对风光发电对电网影响的 划分标准，阶段 1 风光发电对电网没有显著影响、阶段 2 风光发电对电网轻微到中度 的影响；阶段 3 风光发电对电网产生重大影响；阶段 4 风光发电基本得到消纳；阶段 5 全年风光发电出现大量剩余；阶段 6 风光发电成为绝对主力电源。根据 IEA 的统计， 2023 年全球约有 15 个国家电网受到风光发电轻微到中度影响（阶段 2），约 10 个国家 风光发电已对电网产生重要影响（阶段 3），处于阶段 3 的电网电力净负荷曲线呈现“鸭 型”曲线，即午间电力过剩，需要电网调峰能力应对。

（3）用电端日益多元化

全球经济增长与持续的电气化推动电力需求上升。根据 IEA 数据，2021 年至 2050 年期间，在各国实现承诺的情景下全球电力需求复合增速将达到 2.7%，同时分布式能 源、热泵、电动汽车等增长迅速，波动性及不可预测性增加，对电网调频调峰能力提 出新的要求。

（4）海外电网普遍使用年限较久，需要更新

根据 IEA 的数据，发达经济体电网设备使用年限普遍较长，约有 50%的设备工作 年限超过 20 年，10 年以内的数额被占比仅为 20%出头。其中日本设备使用年限尤其 久远，10 年以内的电网设备不足 20%，超过 60%的设备使用年限超过 20 年。新兴市 场和发展中经济体使用年限相对较短。

（4）全球电力设备将有望保持长期景气，2022-2030 年复合增速达到 9%

根据 IEA 的数据，2022 年全球电网投资约为 3300 亿美元，其中发达经济体约 1800 亿美元，新兴市场和发展中经济体约为 1500 亿美元。2022 至 2030 年，全球 年均电网投资将达到 5000 亿美元，2030 年将达到 6500 亿美元左右，复合增速达到 9%。国内电力设备公司有望持续受益。

4.4、 储能：全球大储行业持续景气，新兴市场储能需求旺盛

（1）国内：储能持续高景气，储能系统价格有望筑底

根据国家能源局的数据，2023 年国内新型储能的新增装机容量为 2.3GW，截至 2023 年底，国内新型储能装机容量达到 3.2GW，呈现爆发式增长态势。根据 CNESA 数据，2024 年 11 月，国内新增投运新型储能项目规模共计 3.2GW/8.8GWh，同比 +19%/+22%。2024 年 1-11 月国内新型储能增长约 20GW/52GWh。 国内储能招投标规模持续增长，支撑行业持续稳定增长。根据储能与电力市场统 计，2024 年 1-11 月国内完成储能招标约 53GW/139GWh，同比增长约 56%/53%。

（2）美国：IRA 法案修改存在不确定性，美国储能或将出现抢装

根据 EIA 的数据，2024 年 1-11 月，美国储能新增装机约 8.1GW，同比增长 63%。 影响美国储能市场增长及国内出口的因素主要是特朗普上台后的政策，首先是 24 年 9 月公布、2026 年执行的对储能电池及系统征收 25%的关税，特朗普政府上台后可能对 税率及执行时间上进行修改。其次，IRA 法案规定储能系统无需配套可再生能源即可 享受 ITC 补贴，享受 30-50%的投资税收减免，若 IRA 法案发生变动，将对美国大储 市场产生影响，相对应的户储影响较小。由于政策上的不确定性，预计 2024 年、2025 年美国储能市场将出现抢装，后续行业发展情况仍需等待政策落地。

（3）欧洲：受电价波动拖累户储承压明显，大储和工商业储能占比提升

根据 SPE 的预测，2024 年欧洲储能行业发生显著变化，户储受电价回落等因素影 响，预计新增装机 8.8GWh，同比下滑 26%，占比降至 39%；主要受意大利和英国政 策刺激，欧洲大储呈现高速增长态势，2024 年预计新增 11GWh，同比增长约 300%， 占比达 49%；工商业储能新增装机 2.6GWh，同比增长 62%，占比升至 12%。2024 年 总体市场预计新增 22.4GWh，同比增长 31%。根据 SPE 的预测，未来几年欧洲储能 市场将保持快速增长，2025-2028 年欧洲储能新增装机同比增速分别达到 28%、37%、 42%、40%。

欧洲大储取代户储成为储能行业增长主要动力。2024 年以前，欧洲大储增长较慢， 主要原因是政策框架不完善、商业案例不清晰、缺少专业技术人员、并网时间审批流 程长等。2024 年欧洲新增大储装机规模约 11GWh，同比增长 205%。其中意大利新增 约 5GWh，英国新增约 3.2GWh。意大利的快速增长主要得益于政策调整，容量市场 为储能项目提供了长期稳定的收益。目前欧洲光储已实现平价，意大利政府的成功经 验有望为欧洲大储发展提供长期动力。

（4）全球储能行业将保持高景气增长，2025 至 2030 年复合增速有望达到 24%

全球新能源行业的发展，持续推动储能行业增长。我们预计 2024 年、2025 年全 球新增储能装机将分别达到 166 GWh、260GWh，同比增长分别约为 62%、57%。至 2030 年全球新增储能将达到 751GWh，2025 至 2030 年复合增速将达到 24%。

中美欧地区是全球储能行业的主力增长地区。预计中美欧 2024 年储能新增装机同 比增速分别约为 86%、26%、22%，2025 年同比增速分别约为 34%、42%、28%，2025 至 2030 年复合增速将分别达到 15%、20%、25%。其他国家和地区储能行业也在快速 增长，预计 2025 至 2030 年复合增速将达到 35%。 储能类型上，大储（表前储能）是全球储能发展的主要形式，预计 2024 年、2025 年新增装机将分别达到 126GWh、209GWh，同比增长分别约为 88%、66%。经历过俄 乌冲突刺激的爆发增长后，全球户储及工商业储能（表后储能）增速略有放缓，预计 2024 年、2025 年新增装机将分别达到 42GWh、52GWh，同比增长分别约为 16%、25%。

（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。）