2025年阳光电源研究报告：双重底部确认，价值重估开启

阳光电源复盘：逆变器及储能放量是过去股价上涨的核心驱动

从阳光电源历史股价走势来看，2011-2021 年公司收入及利润主要由光伏逆变器和电站业务贡献，因此这一 阶段逆变器出货和电站业务规模是公司股价核心变量。而在 2018 年之前，公司逆变器出货主要集中在国内市 场，因此股价对国内光伏需求更为敏感，2018 年之后“531”政策出台后，国内需求骤降，而光伏成本下降叠加 降息周期，海外需求放量，逆变器出货结构中海外占比大幅提升。 2020-2021 年，阳光电源股价大涨，最高涨幅高达 1500%以上，这一阶段核心驱动在于：①全球碳中和+光 伏平价后推动光伏行业需求爆发，②同时海外疫情影响下制造业供应链向中国转移，而华为受制于 IGBT 断供 后海外份额下降，阳光电源在这一过程中迅速抢占竞争对手份额，市占率快速提升，逆变器出货及收入实现大 幅增长。 2022 年之后，逆变器业务市占率保持稳步向上状态，出货量整体伴随着光伏需求增长而提升，同时储能业 务开始放量（储能业务为公司 2014 年与三星合作开始布局，2022 年后开始快速放量）。这一阶段由于碳酸锂 及电芯价格偏高，盈利能力受到压制，因此股价上涨仍然主要是估值抬升驱动。2023 年碳酸锂开始降价后，公 司储能系统业绩开始兑现，表现为估值下滑，虽然整体股价保持平稳但相对光伏指数明显跑赢。

2011-2018 年：逆变器、电站 EPC 双轮驱动，业绩主要依赖于国内光伏市场

公司业务起步于光伏逆变器和风能变流器，上市之初公司在国内光伏逆变器市场市占率位居前列，但海外 整体出货不多。因此在 2011-2018 年，公司光伏逆变器出货更多依赖于国内光伏市场。

2011-2012 年，欧美双反导致光伏行业整体需求受挫，逆变器行情竞争加剧，毛利率下滑。2013 年，国内光 伏电站补贴电价政策出台，国内需求放量，公司逆变器出货大增，同时公司布局电站 EPC 业务，收入体量大幅 增长。之后几年，公司逆变器出货及电站业务收入均主要由国内市场贡献，因此国内光伏补贴政策以及需求变 化成为公司股价的核心影响因素。

2019-2021 年： IGBT 短缺及海外疫情影响下逆变器市占率快速提升

2018 年国内出台光伏“531”政策，电价补贴加速退坡，导致 2018-2019 年国内光伏需求明显下滑。公司在 这一阶段加速海外渠道、品牌布局，海外出货占比快速提升，同时光伏成本的大幅下降，以及美联储降息，同 时驱动海外光伏需求在 2019 年开始放量，步入 2020 年之后，在全球碳中和的政策驱动下，行业需求增速进一 步抬升。

在这一阶段，全球疫情影响下海外逆变器龙头生产受限，同时国产逆变器产品性能及成本优势逐步被海外 客户认可，促使海外客户供应链纷纷向国内企业转移。同时，IGBT 由于下游需求增速较快出现严重供不应求， 而华为在这一阶段 IGBT 断供，导致其份额出现明显下滑。这一过程中，阳光凭借其优秀的品牌能力以及供应 链能力，迅速抢占华为及海外供应商份额，推动海外逆变器市占率快速提升。

而逆变器海外市场毛利率明显高于国内，因此伴随着公司逆变器海外出货占比提升，其逆变器业务毛利率 也随之有所提升。

2022 年后：第二成长曲线储能集成放量，驱动业绩维持高增

2022 年之后，逆变器行业格局逐步稳定，公司逆变器出货增速整体维持略高于光伏行业需求增速的水平。 而储能业务作为公司 2014 年开始布局的业务，经过了几年的产品、技术、品牌的积累，出货量自 2022 年开始 大规模放量，并成为公司业绩的第二成长曲线。之后随着储能行业需求的爆发，公司储能业务收入及出货量大 幅增长，2024 年预计达到 200 亿以上，2021 年以来年化复合增速 89%。

2022-2023 年上半年，由于碳酸锂价格持续处于高位，电芯成本偏高，导致公司储能集成业务毛利率受到压 制。但随着出货量的提升，市场对公司储能远期盈利空间预期抬升，在光伏行业整体下行的趋势下，公司 P E 估 值仍保持较高水平。2023 年下半年后，碳酸锂价格步入下行通道，储能业务进入业绩兑现期，此时公司估值也 明显跑赢光伏板块，而估值随着业绩兑现有所回落。

复盘结论：储能业务量、利趋势已成为公司 ROE 及股价核心矛盾

从上述复盘来看，公司股价与 ROE 走势比较同步。过去十几年间阳光电源的 ROE 主导因素在不同阶段有 所区别。 2011-2018 年，公司逆变器、电站 EPC 业务主要在国内市场，这一阶段 ROE 主要由逆变器出货、EP C 规模 决定。2019-2021 年，海外 IGBT 短缺叠加海外疫情影响，导致海外逆变器厂商及国内头部逆变器厂商份额受限， 公司逆变器市占率明显提升，同时海外产品毛利率高于国内，ROE随之大幅提升。2022 年后，公司储能业务快 速放量，但初期因为电芯价格高企，因此 ROE 并未明显提升，2023 年电芯价格下降后，ROE 提升，同时公司 股价明显跑赢光伏板块。 目前公司主要业务包括逆变器、储能、电站。其中逆变器业务格局已基本稳定，因此毛利率相对平稳，而 公司逆变器出货量将跟随光伏行业需求增长稳步向上。电站业务虽然收入占比较高但毛利率偏低，业绩占比较 少。储能业务 2023-2024 年受益于碳酸锂降价带来的“期货”属性收益，毛利率大幅提升，但 2024H2 以来碳酸 锂降价影响逐步减弱，储能单瓦盈利预计将回落。目前市场对储能业务单位盈利分歧较大，因此后续公司 ROE 以及股价走势核心需要观察储能业务量、利情况。

产品力及品牌力共同构筑公司核心竞争力

深耕新能源电源设备和储能系统，从引领国内走向引领世界

自成立以来公司深耕新能源电源设备，电力电子技术研发方面积累深厚，从引领国内走向引领世界。1998 年公司自主研发了第一代的太阳能光伏控制逆变器。2003 年公司逆变器产品在国内首座 10 千瓦光伏并网电站 安装调试，成为中国第一台具有自主知识产权的光伏并网逆变器。后续公司又成功研制全球首台 35kV 中压直 挂光伏逆变器，实现全球首台 2000V 逆变器并网发电。发展至今公司已成为全球领先的新能源电源设备和储能 系统解决方案供应商，产品涵盖光伏逆变器、储能系统、风电变流器等。

公司延续高研发投入，持续技术积累，积极推动行业内相关标准的制定和优化。公司先后承担了 20 余项国 家重大科技、重点研发计划项目。2013 年公司主持制定的《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》被 批准公布成为国家标准。此外，公司承担的国家重点研发计划项目“新型光伏中压发电单元模块化技术及装备” 已通过验收，成功研制了全球首台 35kV 中压直挂光伏逆变器。专利方面公司积累深厚，截至 24 年三季度末， 公司累计获得专利权 5137 项，其中发明 1762 件、实用新型 2894 件、外观设计 481 件。

公司储能业务产品涵盖大储、工商储、户储产品，产品广泛应用于全球市场。2014 年公司和三星 SDI 成立 合资公司，正式布局储能业务。2016 年公司子公司阳光三星储能电源有限公司正式投产，2018 年公司积极拓展 海外市场。目前公司储能产品广泛应用于中国、美国、英国、加拿大、德国、日本、澳大利亚、印度等众多国 家。公司储能主营产品包括 PowerTitan 系列大储系统、PowerStack 系列工商储系统及户用电池。

公司光伏逆变器产品应用于多种应用场景。公司针对集中式光伏推出 SG320HX 系列组串逆变器，针对工 商业光伏推出 SG30-125CX-P2 组串逆变器和 SG150CX 系列逆变器，针对户用光伏推出 SG10-30T-CN、SH8.0- 10RS 户用逆变器。此外，公司对传统形式逆变器进行重大革新，推出模块化产品以供满足市场多样的需求。公司“1+X”模块化产品全球累计出货超 30GW。

凭借 20 多年深厚积累，公司电力电子技术行业领先。2023 年公司在 PAT2023 光伏先进技术研讨会上发布 了《干细胞电网技术（Stem Cell Tech）白皮书》。白皮书系统阐述了新型电力系统发展与挑战，并创新性推出 “干细胞电网技术”方案，形成了增强型连续高低穿、多层级宽频振荡抑制、柔性惯量支撑、微秒级电压构建、 GW 级黑启动等多项领先技术，充分体现了阳光电源在电力电子技术领域的深厚积累。

PowerTitan 是阳光电源发布的面向表前公用事业级应用的大储系统产品，凭借其高安全性和先进效率，已 在全球得到广泛应用。2023 年 10 月阳光电源在北京发布新一代大型储能系统 PowerTitan2.0，该系统秉持“三 电融合智储一体”理念，是全球首个 10MWh 全液冷储能系统，行业首创“交直流一体化”极简结构，让电池单 元与 PCS 融于一柜，实现系统的效率、性能、安全、智慧水平均得到大幅度提升，为大型地面电站开启 A C 存 储时代。

系统结构方面，PowerTitan 2.0 新一代产品最重要的特点是采用了“交直流一体”、“一簇一 PCS”设计方 案，即 PCS 全内置（built-in PCS），比起传统的 DCDC+集中式 PCS 两级转化，PowerTitan2.0“交直一体”减 少了转化层级，提高转换效率，循环效率可提升 2%。PowerTitan 2.0 电芯升级为 314Ah 磷酸铁锂电芯，采用 416S12P 配置，直流侧电压达到 1500V；交流侧 PCS 采用 1250kW（集中式方案）或 210kW（模块化交直流一 体方案），后者采用 24 台 built-in PCS，内置在电池舱内部。温控也升级为电池、PCS 全液冷方案。

相比传统方案，PowrTitan 2.0“交直流一体”性能优势明显：（1）“built-in PCS”大大简化现场安装调试， 提高工程安全性和效率。（2）能量密度高。交直一体意味着省去 PCS、直流汇流柜等设备占地及维护空间，占 地节省 29%，百 MWh 占地仅 2000 ㎡。（3）安全性强。（4）循环寿命长，可维护性高。（5）实现构网型技术， 电网友好。（6）采用液冷多种模式自动调节，运行能耗低。

构网型储能项目对设备的要求主要体现在 PCS 上，交流侧需具备 300%额定电流 10 秒短时过载能力，有 望大大提升 PCS 容量需求。构网型储能指将风、光、储通过软硬件和相应的控制算法模拟传统火电的转动惯量 和阻尼，来模拟火电的特性，从而稳定电压和频率。新能源渗透率高、电网薄弱的地区，电网支撑能力弱，容 易发生频率、电压失稳进而威胁电网安全，构网型储能可以通过短时大功率输出（10s 内 300%额定功率）起到 主动支撑电网的作用。

全球光储龙头，品牌能力突出

逆变器是光伏系统的核心设备之一，对光伏电站运营的稳定性影响较大。对光伏逆变器的原理在于将太阳 能电池组件产生的直流电转为交流电，以供并入电网或供负载使用。根据 CPIA 数据，2023 年逆变器价格约为 0.12 元/W，在我国地面光伏系统初始全投资中占比 3.5%。尽管成本占比较小，但光伏逆变器具备多种保护功能、 电网检测和并网功能，对光伏电站运营的稳定性影响较大。光伏逆变器的设计和制造要从整个系统角度考虑， 除了转换效率，还要兼顾综合防护、稳定运行、安全可靠和电网友好性。

无追索权融资在海外光储项目应用广泛，因此可融资性评级尤为关键。无追索权融资是海外光储项目商常 见的融资手段，在这种融资方式下，贷款的还本付息完全依靠项目的经营效益，如果项目未能建成或经营失败， 贷款银行无权向项目的发起人追索赔偿。BNEF 可融资性评级是组件生产力和品牌价值的综合体现，也是海外 电站项目开发的重要评估条件之一。根据 BNEF 数据，2023 年 BNEF 逆变器可融资性平价中阳光电源排名第三。

公司储能业务采取无电芯战略，实现 PACK、PCS、EMS、BMS 自研，集成能力较强。储能系统对安全性、 可靠性的要求非常高，应用环境也复杂多样，要求企业有深度的集成技术、要深入理解光伏和风力发电特性和 全球不同电网的运行特性。2014 年公司开始发力储能业务。除电芯外购外，公司已实现 PACK、PCS、EM S、 BMS 自研及深度耦合性集成技术，确保整个储能系统的安全运行，能够满足各种应用场景的需要。 公司全球品牌能力较强，2024 年 PCS、储能系统可融资评级均排名全球第一。根据 BNEF，2023 年可融资 评级报告，公司在 PCS 和储能系统上均排名全球第二；2024 年公司 BNEF 可融资评级跃升全球第一。近年来， 公司成功与沙特 ALGIHAZ 签约中东最大 7.8GWh 储能项目、与英国 Fidra Energy 签约欧洲最大的 4.4GW h 储能 项目、与澳大利亚 Hive Battery Development Pty Ltd 签约 3GWh 独立储能项目等，并为国内单体最大的电化学储 能电站青海海西州托格若格共享储能电站、拉美 880MWh 最大独立储能项目等全球多个标杆性项目提供整体解 决方案。

储能系统是公司核心业务之一，出货量排名维持全国第一。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)，2023 年公司储能系统全球发货 10.5GWh，发货量连续八年位居中国企业第一。根据 SPIR，2023 年全球储能系统出 货公司排名第一。

坚持全球化战略，海外市场布局领先

坚持全球化战略，海外渠道能力优秀。目前公司已在海外建设了超 20 家分支机构，全球五大服务区域，超 490 家服务网点和数百家重要的渠道合作伙伴，产品已批量销往全球 170 多个国家和地区。2024 年上半年公司 实现海外营收 134.76 亿元，海外营收占比 43.4%。截止 2024 年 6 月末，公司海外员工 1518 人，同比增长 23. 01%。

分区域来看，中美欧市场为公司基本盘。根据各业务区域收入占比，公司储能、逆变器业务集中在中国、 美国、欧洲市场。我们预计 2023 年公司储能业务收入结构中美国、中国、欧洲的占比分别为 45.7%、23.8%、 21.0%；逆变器业务收入结构中美国、中国、欧洲的占比分别为 26.0%、32.7%、27.9%。

储能：全球需求多点开花，盈利能力有望保持

剔除碳酸锂降价影响后，23 年以来储能业务毛利率中枢约为 25%-30%

由于大储集成业务签单周期较长，尤其是海外订单，企业从订单签订到最终确收，至少需要 6-9 个月时间， 导致签单后如果供应链价格发生较大变化，则会对订单盈利造成较大影响。 2021 年下半年-2022 年下半年，碳酸锂价格大幅上涨推动电芯价格明显上涨。在 2021 年下半年，由于公司 海外储能订单以固定价格为主，因此这一阶段公司储能系统毛利率显著下降。2022 年，公司及时调整部分订单 价格机制，将新签订单价格与碳酸锂价格进行联动，随着前期部分低价单逐步消化，公司储能业务毛利率环比 向上。 2023 年以来，碳酸锂及电芯价格明显回落，而储能订单确收单价回落速度慢于成本下降速度，公司储能业 务毛利率明显提升。从我们测算结果来看，公司储能业务毛利率在 2023H2-2024Q1 达到 40%以上，明显高于此 前水平。

为剔除碳酸锂价格波动对储能业务单位盈利的影响，我们分别对每一季度前 6-8 个月电芯成本降幅进行了 测算，并以这一数据加回至当季度成本后，对储能业务毛利率进行还原。 从还原结果来看，公司储能业务毛利率整体保持在 25%-30%区间内，实际毛利率与确收结构中不同区域占 比相关性较大，例如 2024Q2 毛利率由于国内确收占比高，因此还原后的毛利率 18%低于前后两个季度。但整 体来看，剔除电芯成本下降的影响后，公司储能业务毛利率相对平稳，整体中枢位于 25%-30%。

需求增速快+产品差异化，预计储能盈利能力将保持较高水平

目前市场对公司最核心担忧在于储能价格持续回落，单位盈利后续可能下降幅度较大。我们认为储能系统 从中期来看单瓦时盈利仍然能够保持在较高水平，原因在于：

1、海外高价储能市场（尤其是欧洲、美国市场）目前签单价格来看仍然有较好盈利能力，欧美储能市场壁垒较 高，且海外企业占据一定份额，低价竞争风险较低。 欧美大储市场相较于其他区域来说，准入门槛较高，客户对企业可融资性评级等方面指标要求较高，单纯 低价策略难以拿到欧美大储订单。

美国储能市场主要玩家中，海外企业数量较多，2023 年特斯拉、阳光、Fluence 在北美市场份额之和达到 68%，除此之外 Powin、Wartsila、Flexgen 等欧美企业份额也相对较高。而海外本土储能企业对盈利能力较为看 重，报价明显高于阳光电源。 例如，Fluence、TeslaQ3 平均单价仍然在$0.3/Wh 以上，折合人民币超过 2 元/Wh，而阳光电源 Q3 单价仅 约 1.2 元/Wh。即使考虑价格被国内平均，以签单价而言，阳光美国近期签单价约 1-1.1 元/Wh，特斯拉未公布， 但 Fluence 签单价在$0.26/Wh 左右，仍显著高于阳光。

2、技术要求逐步提高，构网型储能渗透率提升趋势下对盈利能力形成支撑。 可再生能源发电（如风能和太阳能）通常不具备传统同步发电机的惯性响应和电压支撑能力，一旦发生电 网故障，可能会导致电压和频率的快速变化，从而影响到电网的稳定性。构网型储能相比于跟网型来说，能够 自主设定电压参数输出稳定的电压与频率，提升变流器的电压、频率支撑能力，增强电力系统的稳定性。 在电压支撑方面，构网型储能系统通过功率同步控制机制，将储能变流器塑造成电压源外特性，可在不依 赖外界交流系统的情况下，自行构建交流侧电压幅值与相位，为电力系统提供强大的电压支撑。因此，构网型 储能系统则更适合于可再生能源接入比例高的地区。

2023 年以来，5.33GW/17.26GWh 构网型储能项目取得招标、中标、建设、并网等实际进展。其中仅新疆一 地的规模占比即超出了整体的 50%，以 2.42GW/9.01GWh 的规模高居首位。西藏、内蒙、青海紧随其后，规模 也均在 1.5GWh 以上。

构网型储能具备明显溢价，中广核 2025 年集采报价均价相比跟网型储能价格高出 0.12 元/Wh。从中广核新 能源 2025 年储能系统集采情况来看，中标段 1-3 各 1.5GWh，共 4.5GWh，为构网型储能；标段 4-7 各 1.5GW h， 共 6GWh，为跟网型储能。其中标段 1-3（构网型）平均报价 0.6067 元/Wh，标段 4-7（跟网型）平均报价 0. 489 元/Wh，构网型均价较跟网型高出 0.12 元/Wh。

3、行业需求增速仍保持较高水平，增量市场较多，行业仍未进入存量竞争阶段，且储能集成属于轻资产业务， 企业根据订单生产，供给端不具备刚性，成本与开工率关联度较低。 2024 年，中、美、欧三大市场新增储能容量分别在 110、35、19GWh。2025 年中国市场在前期招标量高增 的情况下预计终端需求也将保持高速增长；美国市场由于 2026 年开始对国产电芯加收 301 关税，对 2025 年美 国市场需求有一定拉动作用；欧洲市场此前以户储需求为主，过去几年光伏装机大幅增长后，驱动大储需求同 步保持高增。 新兴市场方面，中东（沙特、阿联酋为主）、澳洲、中亚、非洲等区域需求爆发，且增速明显快于几大传统 市场，2025 年也有望贡献较大需求增量。

我们预计 2025 年全球储能需求增速达到 41%，其中大储需求增速 39%，总量分别达到 259/213GWh。2026- 2030 年，预计全球储能需求年化复合增速有望达到 29%，大储年化增速 28%。在需求维持高速增长的状态下， 全球增量市场较多，行业并未进入存量竞争阶段。

另外从供给端来看，储能业务属于轻资产类型的业务，前期固定资产投入较小（这一点对比电新其他大部 分子行业的固定资产周转率可以看出）。因此企业整体毛利率和开工率关联度小于其他重资产企业，企业通过 报低价抢单以拉高开工率的意愿相对较小。

美国关税风险可通过调价及供应链转移规避，本土储能电芯供应不足

市场对公司储能业务的美国政策风险有一定担忧。目前公司在美国市场所面临的政策风险主要包括三个方 面：一是关税风险，二是 ITC 税收抵免取消风险，三是美国供应链本土化风险。

1、关税方面，短期调价能够传递一部分关税成本，中期可通过供应链转移规避。 2 月以来，特朗普政府对中国所有产品新加征 20%关税，对美国储能业务毛利率可能会造成一定影响，但 公司也可通过订单部分条款，将这部分成本涨幅传导至客户，因此短期来看关税变化对毛利率影响有限。 另外，2026 年美国对中国锂离子非电动汽车电池将上调 301 关税。根据美国商务部 2024 年 9 月发布的 301 关税细则，非动力电池（包括储能、消费）税率由之前的 7.5%上调到 25%，2026 年 1 月 1 日开始生效。我们认 为，目前美国储能市场对中国磷酸铁锂电池依赖性较强，短期难以找到替代产品，加征关税后美国储能系统整 体价格也将随之上涨。中期来看，中国企业可以通过搭建海外供应链解决这一问题。

2、ITC 税收抵免补贴持续性主要与 IRA 法案有关，总统废除 IRA 法案流程较长，难度较高。 2022 年 8 月美国政府公布的 IRA 法案中，将 ITC 税收抵免政策的持续时间延长至 2032 年。该补贴主要针 对光伏、储能、风电电站。从抵免细则来看，ITC 税收抵免基础比例在符合劳工条件下为 30%，在满足一定条 件（符合特定比例本土制造、位于能源社区、参与低收计划）后，税收抵免比例最高可以达到 60%-70%，对美 国光伏配储电站以及独立储能 IRR 及当地光储需求影响较大。

近期特朗普就职美国总统后，市场对 IRA 法案中关于可再生能源的部分是否会撤销，从而对美国光伏储能 需求造成抑制存有一定疑虑。我们认为短期内这一风险较小，原因在于美国总统若想废除前任总统的法案需要 较长流程，且历史上来看废除前任总统法案被否概率较大。具体来说，IRA 法案废除有以下两种途径：

①国会立法废除法案：由众议院草拟法案，参众议院投票若均超过半数， 10 日内总统签字，原法案废除。 若总统拒绝签字或未签字，则原法案依然保留效力；参众议院可再次投票表决，超过三分之二时可以否决总统 的否决权，立法生效，原法案废除。 ②发布行政令暂缓：现任总统可直接颁发行政令暂缓法案中的一些条目（如暂缓税收抵免资金的审批发放）， 但国会和最高法院有权废除总统的行政令（流程和废除法案类似），以保护现行法案；最高法院在裁决行政令 违法宪法或是不正当总统行为后也可以推翻行政令，法案依然保留效力。

3、本土化比例对应补贴，核心在于电芯端本土化率，当前美国电芯产能仍然不足，短期内难以满足需求

IRA 法案中，对于光伏储能电站的 ITC 税收抵免规定，满足本土化制造要求的可以获得额外 10%补贴，而 这一认定标准需要穿透到零部件/原材料端。对于储能系统来说，成本结构中电芯成本占比达到 50%以上，因此 电芯的本土化是决定是否能够拿到 10%额外补贴的核心变量。而短期内美国本土电芯产能较少，新建产能投产 需要较长周期，预计美国当地客户短期也难以摆脱国外电芯供应。

大储项目全球多点开花，户储&工商储贡献边际增量

在光伏及储能成本大幅下降的情况下，海外除美国以外其他储能市场近两年也出现需求的大幅增长。公司 在这些市场不断获取订单，将为其储能出货及利润提供新的增长动力，对美国储能市场的依赖度预计也会有所 下降。

1）欧洲市场：2022 年俄乌战争后，欧洲对储能需求爆发，先是户储需求在 2022-2023 年上半年爆发，大储 项目由于开发周期较长，自 2024 年开始可以看到明显放量。

2）中东市场：中东国家当前能源结构中化石能源占比较高，GDP 对能源价格依赖性较强，各国均提出较为 宏大的远期能源转型目标。例如，沙特阿拉伯不断上调可再生能源装机目标，规划到 2030 年实现可再生能源装 机 130GW；阿联酋计划 2030 年将总能源中清洁能源占比提升至 30%。

目前，中东地区多个 GWh 级别大型储能项目正在推进中，2024 年上半年，SEC 一期、二期分别已授予比 亚迪、阳光电源，三期 10GWh 项目、Masdar 20GWh 目前大概率已由中国集成商中标。后续中东项目预计仍将 超预期释放，Masdar 二期、三期项目有望持续招标 20GWh 级别项目，SPPC、SEC 后续若干期 10GW h 项目亦 有望逐步释放。

3）其他市场：除了中国、美国、欧洲、中东等市场以外，全球储能市场呈现多点开花的趋势，印度、澳洲、 非洲、亚洲也不断有大型储能项目涌现。

受益于全球储能需求的爆发，以及公司在储能行业的品牌、产品能力，2024 年以来公司在全球各地不断大 储订单，重点区域包括美国、沙特、英国、菲律宾、智利、比利时、澳洲等，当前在手订单充足。

另外，公司在户储及工商储方面也有一定布局。公司产品不断迭代升级，工商储公司拥有 PowerStack 200CS 及 PowerStack 500CP 两大主流产品，系统容量分别达到 225kWh 和 535kWh。户储方面公司目前主要产品包括 户用电池 SBR096-256、二代户用电池 SBH100-400，二代产品容量最高可达 40kWh，并实现 50A 超大充放电流。

如何展望公司储能业务远期盈利？

2024 年前三季度，公司储能系统发货量达到 17GWh，我们预计全年发货有望达到 25-30GWh，确收量预计 在 20-25GWh 之间。展望 2025 年，全球储能需求增速预计达到 40%-50%，我们预计公司整体发货量有望达到 40-50GWh。 从各市场情况来看，欧洲、美国签单价格整体仍然维持较高水平，预计毛利率保持在 30%以上，虽然美国 加征关税但公司可通过与美国客户协商进行转移。中东市场 7.8GWh 订单预计一季度交付完毕，上半年将集中 确收，其他市场（南美、澳洲、亚太等）毛利率略低于欧美，预计整体在 20%-30%之间。中国虽然政策端取消 强制配储，但毛利率偏低预计对净利润影响不大，且新能源全面入市会拉高峰谷价差，中远期利好国内储能龙 头。 我们预计 2025 年公司储能业务业绩有望达到 50 亿元以上，长期来看随着储能行业需求不断增长，储能业 务单位盈利也有望在保持在较高位置，从而推动公司储能净利润持续提升。

逆变器：基本盘业务，格局稳定，出货稳居行业前列

随着光伏产业快速发展，公司作为行业龙头充分受益。逆变器是公司基本盘业务。2018-2023 年公司逆变器 收入年均增长率高达 47.9%。2023 年公司逆变器出货 130.0GW，同比增长 68.8%，实现逆变器收入 257. 3 亿元， 同比增长 63.7%。2024 年上半年公司逆变器业务实现营收 130.9 亿元，同比增长 12.6%。

近年来公司逆变器业务毛利率稳中有升。2018-2023 年公司逆变器业务毛利率维持在 32%-38%之间。2023 年公司逆变器业务毛利率达 37.9%，同比增长 4.7pct，主要系美国等高盈利市场出货占比有所增长。2024 年上 半年公司逆变器业务毛利率达 37.6%。

逆变器格局稳定，公司光伏逆变器出货排名全球第一。全球逆变器市场呈现出两超多强的格局，其中华为， 阳光电源处于第一梯队，出货量远远领先第二梯队。根据 Wood Mackenzie 数据，公司逆变器出货长期稳定在全 球前二。根据 S&P Global 数据，2023 年阳光电源排名全球光伏逆变器出货量榜首。展望后续，公司逆变器出货 量有望随着全球逆变器需求增长而稳步增长，利润方面预计逆变器价格将随着成本下降稳步下降，公司逆变器 业务将进入量增利稳降阶段。

后续逆变器市场需求来自光伏行业新增装机需求及老旧设备的替换需求。新增需求方面，我们预测光伏行 业将维持 5-10%的增速，对应新增光伏逆变器需求 5-10%增速。预计 2024 年光伏行业直流侧需求总量 600GW， 2025 年全球需求同比增长 5%-10%，需求总量达到 630-660GW。其中中国地区需求同比持平，欧美地区维持 10% 左右增速，新兴市场由于基数较小，仍维持较快增速。

老旧设备更换方面，一般光伏逆变器更换周期为 15 年，2025 年起 2010 年新装的光伏发电装置需要更换逆 变器等设备。因此我们预测 2030 年逆变器新增需求为 1030GW，老设备更换需求为 48GW，合计 1078GW。

其他业务

电站业务：EPC 开发规模逐步提升，后续盈利预计有所回落

公司控股子公司阳光新能源聚焦新能源开发赛道公司电站开发业务，截至 2023 年年底，公司全球累计开发 建设光伏、风力发电站超 4000 万千瓦。2024 年上半年公司国内市场新增获取安徽肥西 150MW 风电项目、山 东潍坊 300MW 光伏项目、广西东兴 120MW 光伏发电项目等地面项目；海外业务风光并举，稳步向前，新增获 取中亚哈萨克斯坦 Aktobe 200MW 风电项目、南美智利 El Huerto 11 MW+33MWh、San Yolando 118MW、Teno IV 11MW+33MWh 项目，全球开发战略保持稳健增长势头。

电站项目开发规模稳步递增，营收规模持续增长。截至 2023 年年底公司全球累计开发建设光伏、风力发电 站超 40GW。2024 年上半年公司电站集成业务实现营收 89.55 亿元，同比增长 18.5%。

电站集成业务盈利能力低于总体，毛利率受组件价格波动影响较大。2021/2022/2023 年电站业务毛利率分 别为 11.9%/12.8%/16.4%,低于公司整体毛利率。随着 2023 年下半年组件价格持续下行以来，公司电站的盈利能 力有望得到持续改善，2024 年上半年公司电站集成业务毛利率提升至 32.4%。

风电变流器：出货全球第一，持续加大风能业务布局

公司是风电变流器全球龙头，产品全球出货量第一。除风电变流器外，公司持续加大了风能业务的战略投 入，加速开拓风电变流、电控传动技术协同相关业务。2024 年上半年公司实现海上 26MW 全功率风电变流器样 机下线，海上 18MW 全功率风电变流器实现批量发货，16MW 双馈电变流器样机下线，10MW 双馈风电变流器 实现多个整机厂商批量发货。

氢能：氢能布局领先，打造公司第三成长曲线

作为国内最早布局氢能领域的公司之一，氢能有望成为公司第三成长曲线。公司拥有 PWM 制氢电源、ALK 和 PEM 电解槽、气液分离与纯化设备、智慧氢能管理系统等一体化系统设备的研发制造和交付能力，并开发了 离网、并网、微网多模式下制氢系统解决方案。2024 年 5 月，公司 12 套 1000Nm³/h 碱性电解制氢设备高效交 付；2024 年 6 月阳光氢能中标全球最大规模绿色氢氨醇一体化项目。阳光氢能的柔性制氢系统已在吉林、宁夏、 内蒙古、甘肃、湖北等多地风光水可再生能源制氢项目中得到广泛应用。

全球双碳目标下氢能设备及运营市场可期。基于《2024-2025 年节能降碳行动方案》对传统化工行业绿氢需 求测算认为：预计 2030 年 20%的替代比例下国内传统化工行业预计新增绿氢需求 17 万吨，石油炼化行业需求 是核心。同时基于我们基于《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027 年）》对煤电领域绿氢需求测算认为： 预计 2030 年前国内每年预计新增绿氢需求百万吨级别，25-30 年 CAGR 超过 100%。结合海外日本、澳大利亚 等国家绿氢政策，我们测算 2030 年全球电解槽新增规模约 1911 亿元，其中 ALK 1340 亿元，PEM 571 亿元。

（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。）