2025年电新行业投资策略：不破不立，重视供需反转及结构性机会

1. 估值迎回升，锂电率先出清

1.1光伏、风电板块估值回升

当前光伏、锂电板块股价实现小幅回升，景气度回暖。2021 年以来，电力设备行业 各子板块均遭遇股价大幅下跌，以光伏、锂电最显著。2024H2 以来，光伏、锂电板 块率先实现股价回升。

光伏、风电板块估值回升显著。2023 年以来，电力设备行业各子板块均处于历史底 部区域，2024H2 光伏、风电板块估值回升，目前整体估值水平在电力设备各子板块 中处于较高位置。

1.2板块表现分化，锂电反转在即

截至 2024Q3，光伏板块处于盈利历史底部阶段。1）营收、归母净利和 ROE 增速指标 已为负，业绩承压明显；2）资本开支增速已回落至历史底部区域，库存增速正在下 降，目前光伏板块正处于供给侧改革阶段，出清过程有望加速。 截至 2024Q3，风电板块边际好转，有望迎触底反弹。1）营收增速已趋向于 0，归母 净利增速处于磨底阶段、ROE 有趋向收敛趋势。2）库存、资本开支增速及筹资现金 流占营收比例均处于下降阶段，风电需求端边际变化转好，有望迎来触底反弹。 截至 2024Q3，锂电板块出清加速，反转在即。1）盈利指标已收敛。营收、归母净利 润增速已回落至 0 以下，ROE 也高点回落至近 8 年中枢水平。2）周期指标增速降至 近 8 年底部。库存、资本开支增速及筹资现金流占营收比例已降至近 8 年底部，均回 落至 0 或 0 以下，整体出清近尾声，板块反转在即。 截至 2024Q3，电网设备板块景气度不减。1）营收增速为正，整体需求向好，归母净 利增速及 ROE 处于磨底阶段。2）资本开支增速及筹资现金流占营收比例为负，库存 增速微增。

从分板块来看，风光锂电网设备板块表现分化较为显著，其中锂电板块有望率先实现 供需反转，业绩实现拐点向上。我们认为随着各细分环节供需端、技术变革端等方向 逐步出现变化，2025 年有望在复苏中寻找到各子板块结构性机会。

2. 锂电：周期拐点或已至，新技术拥抱未来

2.1主材价格企稳，盈利能力见底

碳酸锂价格小幅回升，或将推动电芯价格企稳。锂电各环节价格当前处于历史相对低 位，10 月以来碳酸锂价格低位震荡，有望支撑下游正极材料、六氟磷酸锂、电解液、 电芯价格企稳，负极、隔膜材料价格磨底，产业链价格或已进入下跌尾声，下行空间 有限。

电池及头部企业材料厂商盈利能力位于近 6 年来底部水平。宁德时代 2024H1 销售净 利率 14.92%，同比+3.57pct，2024H1 净资产收益率 11.39%，同比-0.92pct。除宁德 时代和当升科技外，目前头部电池及材料厂商销售净利率及 ROE 均处于近 6 年来底 部水平或趋于 0。企业盈利见底，二三线厂商均开始亏损，行业在供需比得到改善情 况下反转在即。

2.2终端动储需求高增，锂电池出货持续增长

2.2.1 中短期：动储电池需求向好

动力电池需求持续高涨：新能源车方面，2024 年国内新能源车销量表现亮眼。2024 年 1-10 月，新能源汽车销量为 975 万辆，同比增长 33.9%；其中 10 月销量持续增 长，销量为 143 万辆，同比增长 49.6%。动力电池装机方面，国内 2024 年 1-10 月动 力电池累计装机 405.8GWh，同比增长 37.6%，保持较高速增长。随着上游材料价格调 整及多环节去库，有望迎来锂电池的快速出货。

储能电池装机需求旺盛：2024 年上半年，中国新型储能继续高速发展，根据 CNESA DataLink 全球储能数据库的不完全统计，2024 上半年新型储能新增投运装机规模 13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长 71%。新型储能项目数量(含规 划、建设中和投运)超 1000 个，较去年同期增长 67%。下半年将继续保持快速增长态 势，我们预计国内 2024 年全年新增装机 30-41GW。我们预计 2024-2026 年全球储能 电池装机需求分别为 149GWh/194GWh/220GWh，三年 CAGR 为 29%。

2.2.2 中长期：政策端助力长景气

政策端持续加码，助力锂电池需求增长。11 月 24 日，欧洲议会贸易委员会主席贝恩德·朗格表示欧盟仍与中方就电动汽车进行谈判，并即将与中国达成取消关税的解决 方案。4 月 26 日商务部、财务部等 7 部门联合印发《汽车以旧换新补贴实施细则》， 对于报废国三及以下的排放标准燃油乘用车或 2018 年 4 月 30 日前注册登记的新能 源乘用车，并购买符合节能要求乘用车新车的个人消费者，可享受一次性 7000-10000 元补贴。国内外利好政策不断发布有望带动新能源汽车销量进一步上行。

我们预计 2026 年全球锂电出货量达 2299GWh：2024Q1-Q3 中国锂电池出货量 786GWh， 同比增长 30%。其中动力、储能电池出货量分别为 533GWh、216GWh，同比增长分别为 20%、70%。随着上游材料价格企稳及锂电产业链去库存进入尾声，有望迎来锂电池的 出货加速。我们预计 2024-2026 年全球锂电池出货量分别为 1659GWh/2004GWh/2299GWh，三年 CAGR 为 25%。

2.3新技术迎积极催化，部分环节开启底部反转

2.3.1 干法电极兼具成本性能优势，4680 有望优先应用

干法电极技术有望实现成本降低。2020 年，4680 全极耳大圆柱的出现，将干法电极 技术带入大众的视野。干法电极技术是指通过物理或化学方法将粉末状的活性材料、 导电剂和少量或无粘结剂混合并成型为自支撑或非自支撑的薄膜，作为锂离子电池 的正极、负极或固态电解质。作为 4680 大圆柱电池核心潜力技术之一，干法电极在 降低电池成本和提升电池性能上相比湿法工艺有较大的优势，被认为是半固态、全固 态和 46 系列大圆柱电池的理想工艺。 干法电极不涉及到涂布、烘烤、溶剂回收等设备，有效减少设备支出和工厂占地面积，在原材料端节省溶剂成本，韩国 LGES 公司曾表示干法电极量产能或有望将电池成本 降低 17%-30%。

干法电极在多项电池性能指标上具备优势。锂离子电池的电极通常采用涂层或浆体 浇铸工艺(湿法)制成，在制成过程中消耗大量能源来去除溶剂且极易出现在涂层电 极的溶剂残留问题影响电池的寿命；涂覆在活性材料表面溶解的粘合剂会增加电池 电阻率，从而降低锂电池的能量密度、功率密度和电极振实密度，易产生变形褶皱等 问题；而干法电极技术则发挥了工艺过程简单、电极更厚、无溶剂化、无干燥过程等 优势；粘接剂于纤维状态下存在，活性炭颗粒之间以及导电剂颗粒接触更为紧密，因 此干法电极具备电极密度更大、导电性更佳、容量更高等优势。

干法电极在具备优势的同时仍面临一些挑战，材料混合、辊压成膜是干法电极工艺 当前研究的重点：在辊压过程中，电极成膜的均匀度和一致性控制较难，这包括多方 面的挑战，例如工艺配比优化、混料工艺参数调整及工艺异常识别检测，干法电极成 膜过程中均匀性的检测更是重中之重。

2.3.2 上下游合作紧密，固态电池产业化提速

全固态电池技术由于其在安全性与能量密度方面的显著优势，已成为目前锂电行业 重要发展方向。相较于传统液态电池，全固态电池具有以下优势：（1）能量密度上限 高，最大程度实现电车超长续航问题；（2）电化学反应速度更快，在高电流快充时能 保持低温运行且不影响电池寿命，充电速度更快；（3）使用固态电解质没有液体泄露 风险，且材料本身更稳定，因此安全性更高且使用寿命更长。全固态电池在新能源车 领域具有极大应用潜力。

全固态电池基于电解质体系的不同可分为聚合物全固态电池、氧化物全固态电池、 硫化物全固态电池以及卤化物全固态电池。氧化物电解质电化学窗口范围较大，但界 面接触较差、离子电导率较低；聚合物电解质界面接触较好，成本低易加工，但离子 电导率及电化学窗口窄；硫化物电解质的离子电导率较高，但空气稳定性较差；卤化 物电解质电化学窗口范围较大，界面接触较好，但力学性能较差且成本较高。

2022 年以来，固态电池的研发和产业化取得了明显的进展，尤其是伴随着以卫蓝新 能源、赣锋锂电等为代表的中国企业的半固态电池的量产装车，标志着半固态电池在 2023 年实现了初步的产业化。 从近期数据上看，固液混合态电池实现小批量装车，2023 年全年装车量约 798MWh， 主要有赣锋锂电、卫蓝新能源等企业。2024 年 1-7 月，固态电池累计装车量达到 2.68GWh,2 月受春节假期影响环比有所下滑，3-5 月装机实现较快速增长，6-7 月装 车量在 500MWh 以上。

长期来看，基于对固态电池技术路线和降本路径的研判，根据 EVTank 预计，2024 年 全球固态（半固态）电池出货有望达到 3.3GWh，2030 年全球固态电池的出货量或达 到 614.1GWh，主要为半固态电池，未来 5 年 CAGR 有望达 123.14%。

终端主流车企固态电池上车计划陆续公布，上下游紧密合作。车厂方面，Stellantis 计划 2026 年推出配备 Factorial 固态电池的示范车队，日产计划 2024 年内启动试 点工厂，丰田、宝马等均计划于 2030 年实现量产

半固态和全固态在正极材料路径选择上与三元电池较为一致，偏向于高镍三元和富 锰锂基材料，负极则采用硅基材料和锂金属。从材料端看，液态到（半）固态的核心 转变为电解质的改变，全固态电池将不再依赖电解液、溶剂、添加剂等液态物质；其 次，负极由目前的石墨负极升级为硅基负极。

随着产业布局全面加快以及政策端利好释放，我们认为全固态仍是电池产业未来发 展的重心。据 CESA 储能应用分会不完全统计，今年 1-8 月，我国固态/半固态电池新 增扩产项目共 27 个，规划产能 172.6GWh，总投资达 918.25 亿元。明后年有望成为 固态电池产品集中研制、中试和量产的关键阶段，其专用锂电设备和关键原材料（固 态电解质、硅碳负极等）有望优先实现放量。

2.3.3 复合铜箔成本优势凸显，下游应用或放量

终端订单催化，复合铜箔或逐步放量。11 月 26 日，英联股份公告获得韩国客户 U&S ENERGY 批量生产订单（10 万㎡复合铝箔和 5 万㎡复合铜箔）并签署《战略合作协议》， 战略合作期为 5 年。其中 2025 年 U&S 将向江苏英联采购 200 万㎡复合铝箔和 100 万 ㎡复合铜箔，3 年内为独供。此订单或反映出下游客户包括三星 SDI、LG、SK On 等 头部企业对复合集流体的积极意向。英联与公司经过 18 个月的持续研发、样品提供、 测试与优化，复合集流体产品成功定型，已满足 U&S ENERGY 公司动力应用需求。 碳酸锂低位震荡叠加铜价高位震荡、复合铜箔成本优势放大： 1）电池终端来看，上 游碳酸锂价格不存在大幅下降的空间，四大主材价格亦是磨底，降本方向指向集流体； 2）铜价高位震荡，PET 与 PP 价格相对稳定，复合铜箔原材料成本优势或进一步放大。

2.3.4 高压实锂提供溢价空间，产能利用率回升

磷酸铁锂朝高压实、高容量方向演进。2024 年 4 月，宁德时代发布神行 Plus 电池， 其铁锂系统在正极采用颗粒级配实现超高压密、高成组效率的结构，电池能量密度已 达到 205Wh/kg，较主流磷酸铁锂电池系统的 150-160Wh/kg 提高 30%；国轩高科“G 刻” 主要通过将铁锂压实密度提升至 2.65g/cc，在电池单体上实现 190Wh/kg 的能量密 度，电池包容量最高超 75kWh，可实现 600km 以上续航。随着下游电池厂对改善高能 量密度、快充等性能的诉求提升，高压实、高容量的磷酸铁锂明后年有望迎来快速放 量。

磷酸铁锂均价11月以来出现小幅反弹，产能利用率自年中以来持续提升。综合来看， 磷酸铁锂动力型、中高端储能型、低端储能型的价格在 11 月底均出现了小幅的上扬。 根据 SMM 11 月 29 日的数据，动力型、中高端储能型、低端储能型月度环比分别涨价 1100/900/1000 元，9-11 月磷酸铁锂产量分别为 25.13/26.07/27.90 万吨，同比分 别增长 97%/105%/145%，呈现淡季不淡的趋势。11 月产能利用率达到 75%，达到 2023 年 1 月以来的新高，同环比分别提升 31/8pct。

我们认为供需结构边际有望持续好转的原因为： 1）供给端来看，高压实磷酸铁锂一般由二次烧结工艺制成，或致有效产能减少，供 给结构有望优化。 2）需求端来看，下游电池厂商对高压实磷酸铁锂产品展现出较高的溢价意愿。结合 市场数据来看，压实密度达 2.65g/cc 的铁锂正极材料，可相应获得 1000-2000 元/ 吨的产品溢价，为去年以来量产高性能铁锂的主力。

2.3.5 六氟磷酸锂或将率先突破供需反转，涨价成趋势

六氟磷酸锂作为最常用锂盐，有提高离子电导率等优势。六氟磷酸锂外观为白色结 晶或粉末，易溶于水以及低浓度甲醇、乙醇和丙酮等有机溶剂。六氟磷酸锂具有提高 电解液电导率，在电解液中易解离，合成工艺简单且能与各种正负极材料相匹配等一 系列优点，因此广泛应用于锂离子电池。2023 年我国六氟磷酸锂市场规模为 195.2 亿元，同比-44.1%。

六氟磷酸锂价格触底反弹，价格上涨成趋势。六氟磷酸锂价格在 2022 年 3 月达到最 高点 59.9 万元/吨。2022 年新能源汽车补助退坡，需求骤减，供给端产能过剩，六 氟磷酸锂价格随之回落，并在 2023 年 4 月价格短暂回弹后再度进入下行周期。随着 六氟磷酸锂价格逼近六氟磷酸锂二梯队盈亏平衡线，不少厂商出现大面积停产，供需 关系开始修复，六氟磷酸锂价格 2024 年 8 月触底后小幅回升，截至 2024 年 11 月 29 日，六氟磷酸锂价格为 5.88 万元/吨。随着原材料碳酸锂价格的上涨及加工费的提 升，我们预计六氟磷酸锂价格预计仍将继续上涨。

六氟磷酸锂开工率至 2024 年 7 月以来不断提升。2024 年 7 月，六氟磷酸锂行业开工 率跌至 51%，随着终端需求提升，带动电解液产量持续提升，进而带动六氟磷酸锂需 求持续攀升。目前二梯队厂商基本处于满产状态，一梯队厂商开工率基本修复至 80%， 其余小厂均处于开工率极低或停厂状态。

六氟磷酸锂供需反转在即。目前由于大部分小厂商均处于亏损或停厂状态，出清在 即，CR3 厂商市占率有望继续提高。展望 2025 年，仅多氟多 1 万吨产能有望 2025 年 底投产，天赐材料和天际均未有产能投放。截至 2024 年 12 月天赐材料、多氟多、天 际股份产能分别为 11.2 万吨/6.5 万吨/3.7 万吨，叠加下游需求不减，因此我们认 为 2025 年六氟磷酸锂行业有望率先实现供需反转。

3. 光伏：供需双侧发力走出行业底部

3.1复盘：供需矛盾突出，盈利持续承压

全球光伏装机增速放缓，电网消纳能力提升是进一步突破需求天花板的关键。2024 年 1-11 月国内光伏装机 206.3GW，同比增长 25.9%，同年 1-10 月组件出口 204.0GW， 同比增长 17.1%，参考历史季节性装机波动特点，以及我国组件产量约占全球 85%的 比例，我们预计 2024 年国内光伏装机有望超过 250GW，全球装机有望超过 510GW， 2025 年全球光伏装机有望维持稳定增长趋势，国内装机乐观预期维持同比增势，悲 观预期或将微幅下滑。

出口市场重要性提升，国内户用装机下滑。从需求类型来看，2024 年国内工商业分 布式装机成为增长主力，出口规模提升。2024Q1-3 国内集中式电站并网 75.7GW，同 比增长 22.4%，工商业分布式并网 62.4GW，同比增长 82.7%，户用分布式并网 22.8GW， 同比减少 30.9%。由于近年来新能源装机占比快速提升触发电网消纳瓶颈，尤其是配 电网消纳难度加大，以及部分推迟的地面项目集中于 2023 年并网导致基数较高，2024 年地面集中式项目增速放缓，户用分布式有所下滑。

竞争加剧导致晶硅价格持续下跌，新技术迭代速度加快，使得行业同质化竞争激烈 程度进一步加深。纵观 2024 全年，硅料、硅片、电池片、组件主流产品价格跌幅分 别达到-40%/-50%/-40%/-29%。本轮以 TOPCon 为先行的 N 型电池片技术迭代速度高 于市场预期，根据 SMM 统计数据，2024 年 10 月国内 TOPCon 月产量占单晶电池片总产量比例达到约 86%，同比提升 54pct，N 型产品迅速成长为行业主流。与此同时，N 型产品相对 P 型的溢价空间被快速压缩，甚至部分出现价格倒挂。

晶硅企业盈利持续承压，光伏板块资本开支大幅收缩。2023Q4 起光伏晶硅产业链整 体归母净利润持续亏损，其中包含以技术迭代为主因造成的大量资产减值准备的影 响。2024 年光伏板块整体资本开支占营收规模比例持续下降，晶硅、辅材、逆变器 等各环节资本开支同环比均大幅减少，制造端产能扩张周期已进入尾声，供给侧进入 调整阶段。

晶硅产业链盈利持续承压，压力传导至辅材环节，当前价格基本触底有望陆续企稳。 纵观 2024 全年，光伏玻璃、胶膜等组件辅材以及逆变器价格波动下行，光伏玻璃 2.0mm/3.2mm 行业均价分别下降 5.9/7.1 元/平，降幅约 33%/27%，达到历史新低，根 据卓创资讯统计，2024Q3 行业平均毛利转负；胶膜全年平均降幅 30%，随着近期粒子 价格回升，胶膜价格趋稳；逆变器全年平均降幅约 22%，且近期基本稳定。

3.2展望：供给收紧趋势确立，需求有待招标催化

2024 年底产能有望保持来年供应充足，供需改善需要通过政策引导+市场竞争双向 达成，但距离实现尚需要时间。2020 年至今，国内晶硅各产业短板产能经历了由硅 料到下游制造环节的转变，与单位功率硅耗下降有间接关系。2024 年底国内电池片 产能在各环节中相对较少，根据 SMM 数据，其名义产能约 1114GW，我们预计 2025 年 全球光伏装机对组件的需求或将达到 650-700GW，供给仍十分充足。然而随着企业盈 利持续承压，以及政策端对在产及新建项目能耗工艺标准加强规范引导，尾部产能有 望陆续出清，进而供需关系得到改善。

产业链价格或接近底部，硅料价格率先企稳，我们预计 2025 年有望回归合理区间。本轮晶硅价格下行周期由硅料率先收尾，国内硅料价格已于 2024 年 7 月见底，8-9 月微幅回升并至今维持稳定，对下游价格继续下降施加阻力。光伏行业协会引导组件 招标价格回归合理区间，2024 年 10 月 18 日，协会发布光伏组件成本分析，指出根 据多项我国招投标制度，组件中标价格须高于成本。根据协会测算，2024 年 10-12 月 每月光伏组件成本（含税及最低必要费用）分别为 0.68、0.69、0.692 元/W，有望对 招标价格形成支撑。

光伏行业供需矛盾的缓解是走出亏损困境的必经之路，且仅需要最短板产能率先完 成出清。政策端对供给侧产能低能耗、高技术含量的引导已现雏形，2024 年 11 月 20 日，工信部发布《光伏制造行业规范条件（2024 年本）》，引导光伏企业减少单纯扩 大产能的光伏制造项目。盈利角度，由于重资产环节降低开工率对边际成本影响较大， 且未来新投产能占用资金支出较大，有望率先通过市场竞争自发出清。因此我们建议 关注硅料、光伏玻璃的边际产能变化。

硅料：硅料行业平均实际能耗尚未达到《规范条件 2024》对新建及改造项目电 耗标准。根据 CPIA 数据，2023 年国内硅料行业平均还原电耗 43kWh/kg，综合电 耗 57kWh/kg，并维持缓降趋势。监管侧对新建硅料项目能环评审核趋于严格， 新建项目难度加大。

硅片、电池片：标准对硅片和 TOPCon 电池片新建及改造项目水耗要求较高, 可 通过循环用水、水的回收再处理再应用、工艺水平提升、清洗剂的性能优化等方 法进行改进。对于新建及改造项目，《规范条件 2024》要求硅片水耗低于 540t/ 百万片，电池片要求低于 360t/MWp，且两者再生水使用率均须高于 40%。根据 CPIA 数据，2023 年硅片行业平均水耗为 870t/百万片，电池片平均水耗 P 型318t/MW、TOPCon 为 600t/MW、HJT 为 220t/MW。

光伏玻璃：周期底部拐点信号已现。光伏玻璃行业盈利持续承压较严重，多条产 线已冷修或停产，导致 2024 年 11、12 月国内原片窑炉在产产能已低于上年同 期。根据历史数据，光伏玻璃和组件的供需关系，与光伏玻璃库存呈同向变动， 由于前期组件库存积压较高，Q3 排产旺季不旺，本轮库存拐点略滞后于供需比 拐点。长期来看，降本增效以及听证会制度要求下，能耗水平、技术先进性、环 保性成为审核主要考量，头部企业具备资金、技术、供应链优势，市占率有望得 到提升。

3.3政策供需两端引导加强，关注新技术放量节点

政策引导作用的重要性提升，关注供给侧政策后续落地情况，需求侧国内电网改造、 海外关税等政策方面的变化。《规范条件 2024》发布后，政策端对引导供给侧合理调 整趋势的确定性加强。需求侧，国内主要面临电网消纳问题，国内特高压建设加速推 进，配电网改造方案正在形成，电力交易市场逐步完善，均有助于改善光伏等新能源 的消纳问题，激发更大潜在需求；海外主要面临政策的波动性，渠道多元化以及美国 等重要市场的先手产能布局，将有效提高应对海外政策风险的能力。

供给侧收紧趋势确立，需求边际向上将催化价格全面回升。光伏行业盈利持续承压， 叠加政策端的引导，供给侧尾部陆续出清的趋势已基本明确，行业景气度全面回暖需 要需求的边际变化推动。硅料价格已达到历史新低且底部企稳，组件价格方面，我们 认为 2025 年主要需要关注以下两个事件节点：①2025H1 集中式电站招标规模能否上 量；②2025Q3 开工侧季节性高峰头部组件企业的产能利用率能否回升。

新技术规模化产能投放节点，是行业底部反转的重要信号。光伏晶硅企业资本开支 连续三个季度下降，供需矛盾尚未缓解背景下投建新产能趋于谨慎，TOPCon 扩产周 期已临尾声，我们认为头部企业对新技术产能的大规模投放，是其对行业拐点判断的 外在表现之一，有望打破同质化竞争过于激烈的现状，通过产品差异化引导需求分化， 降低竞争激烈程度。当前头部企业在 BC、HJT 等新技术方面均有储备，根据 SMM 数 据，2025 年底国内 BC 产能有望突破 100GW。

4. 风电：海陆需求共振，迎接加速建设期

4.1海风：国内海风催化积蓄，景气度有望持续提升

江苏海风项目加速推进。根据《2023 年江苏省风电产业发展报告》披露，截至 2023 年江苏海上风电累计装机并网规模达 11.8GW；2021 年受用海审批进度影响，江苏省 2021 年启动竞配的 2.65GW 海风项目未能如期核准，导致至今未开工建设。2023 年 9 月下旬以来，伴随着龙源射阳 1GW 海上风电项目、国信大丰 850MW 海上风电项目、三 峡大丰 800MW 海上风电项目相继核准，2024 年 3 月以来，项目相继启动相关招投标， 我们预计江苏海风建设有望稳步推进，存量项目有望于今年开工。

三峡青洲五/六/七以及中广核帆石一/二的航道问题是制约广东海上风电发展的关 键因素，也间接导致 2023 年广东海上风机招标规模受影响。2024 年以来，随着广东 航道问题逐步明朗，广东地区海风招标回暖，根据采招网等公开资料统计，2024 年 1-10 月广东地区海上风机与 EPC 总承包招标规模达 3.8GW。

广东海风项目变化积极。2024 年 9 月以来，广东阳江地区海风项目变化积极，帆石 一 500KV 海缆招标、青洲五/七海缆海域部分环评审查,2024 年 10 月，帆石一送出缆 标段一开标，广东航道问题或边际改善，2024 年青洲五/七项目 500kV 直流海底电缆 EPC 项目中标企业确定，宁波东方电缆中标。随着广东青洲/七,帆石一/二设备端订 单逐步落地，广东海上风电建设有望回暖，航道问题等不利因素或逐步解除。

国内海风需求有望回暖。海风招标是重要的需求前置指标之一，截至 2024 年 10 月 31 日，国内海上风机&EPC 总承包招标规模达 8.7GW，同比实现高增，我们预计年内 广东、浙江项目有望相继启动招标，全年招标有望达 12GW。 国内海风有望进入加速建设期。随着审批等不利因素逐步解除，结合现阶段各地区海风项目进展，我们预计 2024-25 年国内海风新增装机有望达 7.5GW/15GW,同比实现高 增。

4.2陆风：量价齐升，产业链盈利有望修复

需求方面，国内陆风招标同比高增，2025 年新增装机有望高增。根据采招网等公开 资料统计，年初至今，国内陆上风机招标规模达 122GW，同比实现高增，我们判断 2025 年，国内陆上风电有望进入加速建设期，我们预计 2025 年国内陆上风机装机有望达 100GW，同比提升 25%。

供给方面，近年来，国内陆上风机价格受风机大型化、市场竞争激烈等因素影响，中 标价格下滑严重，进而导致风机产业链盈利能力下滑。

风机中标价企稳，产业链盈利有望修复。根据采招网等公开资料统计，2024 年 11 月， 国内陆上风机中标均价（含塔筒）接近 1900 元/kW，年初以来陆上风机中标价格企 稳，或有望带动产业链盈利能力回升。海上风机价格维稳，据采招网等公开资料统计， 2024 年 11 月，国内海上风机价格中标均价（含塔筒）达 3200+元/kW。我们认为，海 上风机仍有大型化空间，风机价格或稳步下降，陆上风机大型化相对充分，未来中标 价格有望维持企稳趋势。

4.3海外：海外风电需求起量，龙头核心受益

海外风电进入加速建设期。根据 GWEC 测算，2023-2028 年海外地区风电新增装机有 望达到 48/60/78/89/96/108GW,对应未来 5 年 CAGR 达 18%；海上风电增速更为显著， 2023-2028 年海外海风新增装机有望达 5/6/8/14/15/18GW，未来 5 年 CAGR 高达 32%。

重点关注欧洲海风中长期市场空间。2020 年 11 月，欧盟委员会宣布将海上风电装机 量从 12GW 增长到 2030 年的 60GW，到 2050 年达到 300GW。2022 年 1 月以来欧洲多国 陆续提速海风规划装机量。根据 WindEurope 测算，预计 2024-2030 年间欧洲新增海 风装机总计将达 94GW，年均新增海风装机达 13GW，对应 2023-2030 年 CAGR 达 35%。

在需求高增的背景下，海外市场本地产能或存在缺口。以欧洲的塔筒/管桩市场为例， 根据 Rystad Energy 披露，2022 年欧洲本土塔筒（陆+海）与管桩产能分别为 210 万 吨与 110 万吨，Rystad Energy 预计欧洲塔筒与管桩需求将分别于 2026 与 2027 年超 过其本地产能。2030 年欧洲塔筒与管桩、供给缺口合计达 299 万吨，考虑到单 GW 塔 筒+基础用量在 25-28 万吨左右，则到 2030 年，欧洲塔筒及基础缺口约达 11GW。国 内优质海风基础企业有望受益于欧洲本地产能缺口。

欧洲头部企业在手订单较为饱和，高压直流海缆供给或趋紧。截至 2024Q1，Prysmian 在手订单合计约 131.04 亿欧元，订单预计将在 2027-2028 年陆续交付；NKT 在手订 单合计约 108 亿欧元，订单预计将在 2027 后年陆续交付；Nexans 在手订单合计约 67 亿欧元，订单来源于 Ørsted 和 Eversource 等公司在北美的大型海上风力发电场， 订单预计会在 2021-2027 年间持续交付。根据 4C offshore 测算，在需求高增的背景下，2025-2030 年中国以外的高压直流电缆供应或出现短缺。

5. 储能：海内外需求共振，集中度有望提升

5.1光储平价及高风光渗透率释放装机潜力

全球储能系统成本明显降低并有望持续下降。据 IEA，全球范围内储能系统成本自 2020 年以来明显下降，并有望持续降低，各地区之间的价差在未来或进一步收敛。

美国新能源发电成本较传统能源已具备竞争力。据 Lazard 在 2024 年 6 月发布的报 告，美国光伏+储能的 LCOE 区间为 60-210 美元/MWh，区间较大主要由于本土生产的 光伏和储能产品价格和中国产品之间的差价较大；若考虑采用成本较低的光伏及储 能产品，发电成本相较天然气和煤炭发电而言已具备价格竞争力。

德国风电及光伏度电成本已低于传统能源。据 Fraunhofer ISE，由于碳排放证书价 格上涨等因素，2024 年德国光伏及风电的度电成本已显著低于煤炭、天然气、核电 等其他形式的能源。对于大型光伏地面电站而言，即使考虑配置储能，其度电成本亦 低于煤炭和天然气，而户用小型光储系统的度电成本较高，但较传统能源仍具备较强 的竞争力。

中等收入国家基本具备户用光储的消费能力。据 Bright Solar，巴基斯坦 5kW 户用 光伏系统的平均安装成本约 2520 美元，5kW 户用光伏+储能系统的平均安装成本约 3240 美元。据世界银行的划分，人均收入 1145 美元以下为低收入国家，1146-4515 美元为中等偏下收入国家，4516-14005 美元为中等偏上收入国家。在以巴基斯坦为 代表的中等偏下收入的国家，由于高昂的电价以及电力供应的不稳定，在政府的鼓励 下当地已基本具备对户用光储系统的消费能力。

5.2中美欧及新兴市场储能需求共振

2025 年美国储能装机有望进一步高速增长。据 EIA，2024 年 1-10 月，美国 1MW 以上 储能新增装机 7.75GW，同比增长 75%；截至 2024 年 10 月，美国当前在建储能项目 规模合计约 11.98GW，同比增长 26%；2025 年在降息关税预期的推动下，美国储能装 机有望进一步高速增长。

2024Q3 我国储能 EPC 招标创新高，有望支撑 2025 年装机增长。据 CNESA，2024Q1- Q3 我国新型储能新增投运装机规模 20.67GW/50.72GWh，功率规模和能量规模分别同 比增长 69%/99%；其中，第三季度新增装机规模 6.79GW/16.89GWh，分别同比+62%/+99%。 前三季度我国电池系统、储能系统和储能 EPC 的招标量均同比高增，其中第三季度 EPC 招标量创季度新高，接近 50GWh，有望进一步支撑 2025 年的装机增长。

高新能源占比的刚性需求以及大幅降本带来的经济性提升，共同推动欧洲各国开始 设置储能装机目标。2023 年以前，仅意大利、西班牙、波兰、希腊等欧洲国家设置 了 2030 年以前的储能装机目标。2023 年以来，欧洲国家设置的 2030 年储能目标明 显增加，西班牙和英国规划 2030 年储能装机达到 20GW 以上，意大利和荷兰规划达 到 9GW，希腊、波兰、匈牙利、葡萄牙分别规划装机达到 3.1/2.2/1.0/1.0GW，上述 国家累计规划达到约 68.3GW，较 2023 年欧洲 9GW 的电网级储能累计装机大幅提升。

欧洲分布式储能需求有望复苏。据 Solar Power Europe 预测，由于高电价的冲击减 弱，而利率仍然高企，2024 年欧洲户用储能新增装机或下滑约 27%；但由于安装成本 的下降，户用光伏+储能仍然保持了较好的经济性，且德国、英国和奥地利等国的政 策支持计划仍在延续，东欧和北欧的新兴市场显现，SPE 预计 2024-2028 年欧洲户储 装机仍有望以 27%的 CAGR 持续增长。欧洲工商业储能市场由于商业模式和经济性的 改善，或在 2024-2028 年以 64%的 CAGR 快速成长。

德国现货价差扩大，储能套利空间提升。不考虑 2022 年俄乌冲突造成的极端电价情 况，2020 年以来的德国日前电力现货均价的价差呈现逐年扩大的趋势，平均价差由 2020 年的约 23.81 欧元/MWh 提升至 2024 年的约 88.48 欧元/MWh，使得通过储能进 行峰谷套利的利润空间明显提升，有望进一步打开欧洲工商储的市场空间。

中东大型储能项目涌现。沙特的新能源项目规模较大，各项目追求高比例可再生能源 供电，因此单个项目的配储比例亦较高；在沙特以外，中东地区的阿联酋、以色列等 国亦规划了较大规模的储能建设计划。目前中东地区已公告的储能大项目规模达到 14.1GWh。

我们预计 2025 年中美欧及新兴市场储能需求共振，全球新增装机同比增长约 52.2%。 我们预计 2024 年全球储能新增装机 169.9GWh，同比增长约 78.0%；2025 年全球储能 新增装机 258.5GWh，同比增长约 52.2%，其中中国、美国、欧洲分别有望同比增长约 35.5%/48.5%/37.1%，以中东为代表的其他新兴市场整体增长约 130.0%。

5.3行业集中度及盈利能力有望提升

储能市场集中度有望逐渐提升。据 Wood Mackenzie，2023 年欧美成熟储能市场的系 统集成商头部集中度明显提升，其中北美市场 CR3 由 2022 年的 60%提升至 2023 年约 72%，欧洲市场 CR3 由 2022 年的 54%提升至 2023 年约 68%。欧美储能市场门槛较高，储能项目的安全稳定性事前无法验证，因此业主更加看重供应商品牌、资质和运行业 绩。中东等新兴市场储能单体项目规模较大，业主对于产业落地等方面的诉求亦使得 龙头厂商的中标概率较大。国内市场随着储能利用率的提升，我们认为行业集中度有 望逐渐提高。

2024 年 10 月我国储能系统中标价环比回升。据 CNESA，2024 年 10 月，我国储能系 统中标均价（以 2 小时磷酸铁锂电池储能系统，不含用户侧储能）为 589.81 元/kWh， 环比+5%，同比-39%，中标价格区间为 481.00 元/kWh-706.00 元/kWh；4 小时储能系 统中标均价 696.27 元/kWh，环比+17%，中标价格区间 473.10 元/kWh-1280.97 元/kWh。 随着行业价格的逐渐稳定，头部厂商有望通过规模效应和大力开拓海外市场而提升 储能业务盈利能力。

6. 电网设备：需求方兴未艾，景气有望延续

6.1复盘：特高压建设滞后，海外需求方兴未艾

国内：特高压线路开工滞后，景气度有望延续

大基地项目增加新能源消纳压力，特高压骨干输电网络建设为刚需。2022 年 1 月 30 日，国家发改委、国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏 基地规划布局方案》(以下简称《方案》)。《方案》提出到 2030 年规划建设风光基地 总装机 455GW。从公开信息来看，第一批已知大基地业主约 77GW 左右，项目已经全 部开工，绝大部分项目也已经陆续并网；第二批已知大基地业主约 40GW，开工、并 网以及正在备案的项目均有；第三批大基地则约 51GW 左右，部分项目已经开工，未 来高比例新能源并网消纳急需配套新建大规模特高压输电线路。

2024 年线路投运节奏略有滞后。2023 年特高压主网投资迎来增长，实现开工“四直 两交”，是历史开工线路最多的年份。截至 2024 年 11 月，甘肃-浙江和陕北-安徽共 2 条特高压直流项目获得核准开工，节奏上略有滞后。

特高压景气度有望延续至十五五。按第二批风光大基地规划，十四五期间将新增电力 外送需求150GW，十五五期间将新增165GW，而现存已建成外送通道送电能力总计94GW， 其中仅剩约 40GW 尚未利用，因此十四五、十五五的外送通道缺口达 275GW。假设单 条特高压直流对应 10GW 风光大基地外送规模，我们预计仍需建成 28 条特高压线路。按照每年核准开工 3-4 条特高压直流计算，特高压建设高景气有望延续至十五五。

海外：需求方兴未艾，成长空间广阔

美国 2023 年变压器市场空间约 72.6 亿美元，本土供给仅能满足约 20%需求。据 ITC， 2023 年美国进口各类型变压器合计 58.1 亿美元，同比增长 45%，延续了自 2022 年 以来的高增态势；据 Wood Mackenzie 于 2024 年 4 月发布的报告，当前美国当地变 压器产能仅能满足本土 20%左右的需求；结合上述口径，2023 年美国变压器总体需求 约 72.6 亿美元。

新能源推动美国大型发电项目装机增长，庞大规划项目蓄势长期成长空间。据 EIA， 2023 年美国各类大型（1MW 以上）发电机组装机 40.5GW，同比增长 27.8%，2019-2023 年 CAGR 为 13.8%，其中光伏和储能增速较高，长期增长空间广阔。

6.2展望：特高压投资提速带动景气延续

国内：2025 年特高压投资亟待提速，智能电网或形成第二增长曲线

2024 年特高压设备招标节奏缓慢。根据国网电子商务平台，2024 年 1-11 月，国网 特高压设备总共中标 184 亿元，较 2023 年全年 403 亿元招标额有明显下降，输变电 设备和计量设备招标节奏与 2023 年相对持平。

特高压设备：2024 年线路开工滞后导致设备招标量明显下滑

截至 2024 年 11 月底，国网特高压累计完成 4 次特高压设备招标，招标规模显著下滑。 从招标金额来看，受益于柔直换流阀价值量提升，2024 年 1-11 月换流阀招标金额较 2023 年全年有小幅增长。交流变、换流变、换流阀、组合电器总中标金额分别为 5、 41、63、21 亿元，较 2023 年全年同比-86%、-71%、+9%、-66%。 从招标量来看，核心设备招标量均有明显下滑。1000kV 交流变、1000kV 组合电器、 750kV 换流变、换流阀累计招标 7、14、48、12 台，较 2023 年全年同比-87%/-79%/- 43%/-63%。

2025 年有望迎来线路集中投运。 “十四五”期间国家电网公司规划建设特高压工程 “24 交 14 直”总投资 3800 亿，实现 2024 年全年开工 2 条特高压直流，川渝特高压 交流、金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆有望 2025 年夏季高峰来临前 投运。

输变电设备：2024 年招标稳步推进，2025 年投资有望持续

主网招标稳步推进，截至 2024 年 11 月底，国家电网累计完成 5 次输变电设备招标，累计招标规模达 664 亿元，同比+12%。其中变压器、组合电器、电缆及附件累计中标 规模分别达 144、172、117 亿元，较 2023 年全年同比-7%、-0.5%、-1%。

2025 年电网侧投资维持高增速。截至 2024 年 11 月，电网投资完成额累计达到 5290 亿元，同比+19%，电源投资完成额累计达到 8665 亿元，同比+12%，电网侧投资增速 明显高于电源侧增速。根据国家电网报，全年电网投资将超过 6000 亿元，同比增长 14%，新增投资主要用于特高压交直流工程建设、电网数字化智能化升级，我们认为 电源侧大力投资带来的风、光出力波动以及消纳问题将对电网带来较大运行压力，或 将促进电网侧投资在 2025 年维持高增速。

配电网：分布式接入对电网智能化要求提高

国家能源局组织开展分布式光伏接入电网承载力评估工作，部分地区分布式光伏接 入受限。2023 年至今，多省发布对于光伏分布式限制性接入条件，按照承载力划分 为红色、黄色、绿色区域，红色预警地区原则上暂停所有分布式电源并网，黄色区域 条件性并网。2023 年起，国家能源局开展分布式光伏接入电网承载力和提升措施评 估试点的工作，根据北极星统计数据，2024 年以来已有辽宁省、山东省、河北省、 河南省、湖南省、广东省、福建省、黑龙江等省份陆续公布当地分布式光伏接网承载 力评估情况。

配电网正在由“无源+单向辐射”向“有源+双向交互”转变。高度集成、高速双向通 信网络是智能电网的重要特点。面对新能源占比逐渐提高，配电网改造主要涉及两大 方面：一方面，东、中部地区加强受端交流网架建设，接纳西部风光大基地送出的新 能源电力的同时，为跨省跨区通道馈入提供坚强网架支撑；另一方面，为促进新能源 的就近就地开发利用，满足分布式电源和各类新型负荷高比例接入需求，配电网有源 化特征日益显著，分布式智能电网建立健全的紧迫性正在提高。

海外：变压器、电表出口高增，2025 年欧美旺盛需求有望延续

2024 年 1-8 月，我国液浸式变压器出口金额高速增长。2024 年 1-8 月，我国各类型 变压器合计出口 38.4 亿美元，同比增长 25.9%；其中干式变压器出口额 13.9 亿美 元，同比下降 4.4%，液浸式变压器出口额 24.5 亿美元，同比增长 53.5%。

液浸式变压器月度出口额持续增长。2024 年 8 月，我国液浸式变压器出口金额为 3.74 亿美元，同比增长 70.7%；自 2024 年 2 月以来，我国液浸式变压器月度出口额已连 续 6 个月环比增长。

欧美市场的旺盛需求延续。2024 年 1-8 月，我国液浸式变压器出口额地区结构中， 亚洲、欧洲、南美洲、非洲、北美洲、大洋洲分别占 38%/25%/12%/12%/11%/2%。欧美 市场对变压器的旺盛需求仍在延续，2024 年 1-8 月我国出口至欧洲的液浸式变压器 金额同比增长 109%，出口至北美洲的金额同比增长 76%。

全球龙头 2024 年以来大规模扩产，或印证需求长期向好。2024 年以来，行业头部企 业日立能源和西门子能源均宣布了 10 亿美元以上级别的变压器扩产规划，考虑到变 压器产能的高启动成本和对熟练劳动力的需求较高，扩产建设周期较长，我们认为从 行业龙头的投资规划中可进一步印证了海外变压器需求有望维持较长时间的景气度； 同时对于中国厂商而言，仍存在进一步提高海外市占率的宝贵窗口期。

美国变压器交付时间维持高位，紧缺度仍在持续。据 Wood Mackenzie 统计，2024Q2 美国变压器平均交货时间仍维持高位，且最短交付时间较此前明显提升，显示出行业 紧缺的情况仍在延续；大中小规格的电力变压器的交货时间均较长，平均值均在 100 周以上，大型电力变压器最高交货时间接近 350 周。

我们预计 2025 年海外电力设备等仍面临供需错配的局面当前国内电力设备企业对欧 洲和一带一路沿线国家的市场开拓较好，小部分公司在美国市场实现产品批量交付， 近年来更多企业的资质、性价比、口碑已被海外重点国家认可，我们预计未来随着新 能源并网、老旧电网改造、电动车保有量提升、制造业回流、数据中心放量等因素共 振，欧美电力设备市场有较大的增长潜力；叠加老牌海外电力设备巨头对扩产的保守 态度，国内公司在欧美市场有望迎来渗透率快速提升期。

编辑：火腿肠