2025年电力设备及新能源行业深度报告：在吃力不讨好的反复博弈中寻求突破

围绕需求与格局，再论电新板块价值

在年度报告《祛魅存真，透析电新》中，我们对电新板块提出三条投资主线逻辑：（1） 光伏：需求难以为继、技术进步趋缓，开启供给侧改革；（2）锂电：差异化加速格局重 塑，市场拐点愈发清晰；（3）储能：龙头聚焦大储，逆变器分化已现。进入 2025 年， 海内外政策、进出口贸易、企业经营行为等因素的变化对行业整体运行带来显著冲击， 通过对产业基本面、各板块上市公司财报等层面的跟踪分析，我们希望梳理产业周期演 绎的阶段以及上述逻辑是否发生了变化。

光伏：需求被前置透支，供给侧改革效果需跟踪观察

需求侧：消纳困境难以摆脱、政策变化影响装机节奏，主力市场放缓拖累全 球增速

2025 年上半年，中国合计新增光伏装机 212.21GW，同比增长约 107.1%，其中 5 月单 月装机 95.91GW，同比/环比+388%/105.5%，创历史新高；从装机结构来看，25H1 国内集中式/工商业分布式/户用光伏分别装机 98.8/87.18/25.6GW，与去年同期相比， 集中式增长 99%、工商业增长 135%。结合超预期的新增装机以及装机结构来看，136 号文等“绿电入市”政策文件显著影响国内光伏行业，“4.30”、“5.31”等关键节点催 生旺盛抢装需求，6 月单月新增光伏装机下滑至 14.36GW，同比/环比-38%/-84.5%， 需求被前置透支。

过去得益于政策端对新能源的倾斜，光伏发电除了补贴优惠之外，还有全额上网等保障 性支持，为光伏电站赋予“固收”的金融属性，电站持有业主从传统的五大六小等国央 企发电企业，扩展到各种民营企业与民间资本，只要项目内部收益率达标，电站装机就会一直滚动进行。然而随着装机规模高速增长，电网输配电能力的“捉襟见肘”导致光 伏发电出现消纳困境，西部地区规划电源已远超当地用电需求、大部分本地无法消纳的 电量仍难以匹配外送通道，东部地区自用比例逐渐降低、部分分布式光伏项目遇到可接 入容量明显受限的问题。消纳困境直接负反馈于电站项目收益，项目发电由全额上网、 保障性收购，逐步转向市场化交易，市场上供需的错配令交易电价中枢难以抬升，冲击 项目实际收益率，行业投资生态恶化。

消纳困境是物理约束，而通过完善现货市场交易体系与制度有望快速传导消纳压力， 从而倒逼电源侧、输电侧加速投入相关基础设施建设。2025 年 2 月 9 日，国家发展改 革委、国家能源局重磅发布《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），改革主要内容包括推动新能源上网电价全面 由市场形成，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形 成；建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，新能源参与市场交易后，在结算环节 建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算；区分存量和增量 项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市 场化竞价方式确定。2025 年 6 月 1 日以前的项目按现行政策实施，之后的项目纳入机 制电价的新能源项目。政策的短期影响已迅速发酵，大量项目为享受存量项目政策抢在 5 月 31 日前装机，而从长期来看，结合当前山东、广东等光伏大省各自推出的 136 号 文细则，我们认为，政策的意义在于维持绿电全产业链长远健康发展，“全面入市”要 求倒逼电站持有方提升电力市场交易的专业能力，单纯依赖政策红利的投资模式难以为 继，缺乏电力交易能力的中小投资者逐步退出，行业向专业国企、大型能源集团集中， 主力装机结构也由前期的分布式转变为地面集中式与大基地项目；相关价格机制的完善 则为项目收益的稳定性提供保障，投资可持续性加强，行业长期稳定发展的预期得到强 化，新能源从“规模扩张”转向“质量优先”的新阶段。

消纳难题的成因及其对光伏电站建设的影响短期内难以根除，但政策机制的持续健全与 新型电力系统的加速完善，有望为可再生能源装机打开长期增长空间。我国光伏装机历 经数年高速增长后，增速或将逐步回归理性区间，截至 2025 年 5 月，全国风电/光伏累 计装机量分别为 567.49GW 与 1084.44GW，基于中美《阳光之乡声明》的目标指引， 并综合考虑国有企业在基建投资中的任务担当、政策端对新型电力系统建设的支持力度， 我们将国内 2030 年可再生能源装机目标上调至 2020 年的 4 倍。据此测算，2025-2030 年需新增风电及光伏装机约 18 亿千瓦，年均增量约 300GW，装机增速趋缓，但产业基 本盘依然稳固。 美国：本土工业体系的重塑与人工智能、数据中心等高用电量领域景气度上行催生美国 光伏装机需求，供应链本土化以及利率压力放缓则逐步利好装机成本，2024 年美国新 增光伏装机约 50GW，同比 23 年增长 21%，创造美国光伏年度新增装机新纪录。但归 根结底，从美国光伏的历史表现来看，当地的装机表现十分依赖于政策的补贴支持力度， 而新总统的上任则可能会对政策税收抵免后续的可持续性带来显著冲击。

美东时间 7 月 4 日，《大而美法案》（One Big Beautiful Bill Act, OBBBA）经总统特朗普 签署通过，成为正式法律，其中法案内容大幅修改《降低通膨法案》（IRA）中对于新 能源相关补贴规定，从需求与供应链等维度影响未来美国光伏装机：（1）原有户用项目 延续到 2034 年的税收抵免在 25 年底前取消；（2）各类项目 ITC、PTC 补贴要求在 29 年-31 年分别退坡 20%、40%、60%，32 年取消；（3）明确界定了“被禁止外国实体” （Prohibited Foreign Entity），涵盖“特定外国实体”与“受外国影响实体”，一旦厂商 被划入这些范畴，将无法获得税收抵免。

根据 SEIA 和 WoodMackenzie 统计数据，2024 年美国户用/商业/社区光伏分别装机 4.7/2.1/1.7GW，非公用事业装机合计 8.5GW，占比整体装机约 17%，受 25 年补贴退 坡的光伏项目规模相对有限。而对于主力的公用事业装机而言，尽管中长期也有补贴走 弱的风险，但其需求仍有一定的韧性，美国各州的强制减排、海外碳关税、企业 ESG 承诺等硬性约束驱使科技公司、工业厂商等众多用电大户偏向可再生能源，能源交易的 双方仍在希望通过创新合约条款等方式共同抵御关税、补贴退坡、供应链受阻等挑战， 2025 年一季度在 LevelTen 能源平台发布的美国清洁能源招标量达 1300 万兆瓦时，北 美光伏 PPA 价格仍维持小幅上涨趋势。根据 EIA 数据披露，2025 年前 5 个月，美国累 计实现光伏新增装机 9.97GW，同比变化约-0.39%，结合当前项目储备、政策不确定性 等因素考虑，保守预计美国光伏装机规模在 40-50GW 的区间弱势波动。

欧洲：虽然距离 2022 年俄乌战争爆发已有一段时间，但能源危机时期光伏需求透支性 爆发的负面影响仍在持续，电网配套速度落后前期新能源装机增速，大批项目排队并网 评估且负电价现象频出压制开发商投资热情，电价逐步回落令居民降低对于分布式系统 的紧迫性，同时渠道端组件、逆变器库存累积导致的产品价格战进一步加剧户用市场的 观望情绪，根据 IRENA 统计，2024 年欧洲地区新增光伏装机 58.8GW，考虑到部分离 网/未并网的分布式光伏，我们预计 24 年欧洲地区合计新增光伏约 68-72GW，同比 23 年以个位数小幅增长，增速出现明显放缓，测算 24 年全年中国出口欧洲地区光伏电池 组件 99.1GW，同比下降 1.6%。

但与之前大起大落的急剧震荡相比，我们认为，稳定且可预见的回收周期对于光伏装机 需求的健康增长更有意义，经过三年时间的波动，当下产业链价格、居民电价已逐步趋 于稳定，2025Q1 欧洲光伏 PPA 均价 63.11 欧元/MWh，环比+1.3%，价格波动率连续 <2%，当地组件价格也开始止跌回暖，25 年 5 月国内出口欧洲地区光伏电池组件约 9.5GW，环比增长约 7.38%，创过去半年新高，市场企稳向好信号明显。我们仍以各国 的装机目标指引作为欧洲光伏长期空间的锚，尽管当前基础设施、电力系统的硬约束仍 存，但从各国的政策导向来看，能源转型的趋势仍相对坚定，SolarPower Europ 预计 2030 年欧洲光伏总装机容量超 800 吉瓦，测算后续欧洲光伏市场仍将以每年 10%左右 的增速持续成长。

其他市场：从终端装机、国内出口表现来看，日本、澳大利亚、巴西等传统国家市场成 熟、需求稳定，每年维持约 10GW 级体量的新增装机，稳步向各自 2030 年规划迈进， 装机的增量潜力主要来自于众多新兴市场。

根据印度新能源和可再生能源部(MNRE)数据披露，2024 年印度新增光伏装机 24.5GW， 同比增长翻倍，成为仅次于中美的全球第三大单一光伏市场，从装机结构上来看，大型 地面光伏项目占比超 87%，分布式屋顶占项目 13%。印度当地希望通过发展可再生能 源摆脱对化石能源依赖，同时愈发平价的绿电有望助力本土制造业崛起以及满足欧美国 家的碳关税需求，在 2030 年 300GW 的光伏装机指引下，政府政策端持续加码，除了 光伏园区计划、政府生产者计划等集中式项目政策，2024 年推出 PM-Surya Ghar 支持 户用光伏，预计投入 90 亿美元为一千万户家庭提供每月最多 300 kWh 的免费用电。 截至 2025 年 1 月，印度光伏总装机容量为 100.33GW，正在建设的项目达 84.10GW， 另有 47.49GW 正在招标，考虑到当地众多政策的目标节点为 2026 年，25-30 年印度新 增光伏装机有望年均 30-40GW 的规模成长，且最近两年有集中抢装趋势。

土耳其是 2024 年全球最为亮眼的光伏市场之一，根据 IRENA 披露，2024 年土耳其新 增光伏装机约 8.6GW，同比翻倍增长，截至 24 年年底土耳其累积光伏装机已达 19GW， 提前完成 25 年装机目标。坚定转向可再生能源主要系土耳其当地化石能源进口依赖度 极高，度电成本日益下行的光伏发电有助于缓解通胀压力，并应对后续欧盟 CBAM碳边 境税。尤其在 2023-2024 年当地政府为光伏装机针对性进行政策解绑：自用型电站无 需申请许可证，并取消发电设施必须与用电地点同址的限制，进一步放宽至允许不同配 电区间建设，叠加净计量、固定电价补贴等措施，企业自选地区建设光伏电站的投资积 极性得到大幅提升，以该国 2035 年 120GW 风光装机的最新目标测算，对应每年仍需 7.5-8GW 的可再生能源装机，25Q1 土耳其新增光伏装机约 1.82GW，开年表现持续强 劲。而对于中东地区另一新兴主力市场沙特阿拉伯，根据其国家可再生能源计划框架， 已招标的可再生能源装机容量达 43.213GW ，其中 38.713GW 已签署购电协议， 10.213GW 已接入电网，与其宏大的可再生能源目标相比，项目实际进度有所落差，主 要系受到当地电网智能化与容量限制，消纳能力欠缺导致光伏项目审批流程变长并需自 建输配通道，电站建设周期被拉长，而从月度数据来看，每月国内出口沙特光伏电池组 件已维持在 GW 级别，力证当地光伏市场需求确定性，在当地持续推动电网升级以及国 内组件企业建厂深化技术合作的支持下，预计沙特新能源市场装机有望加速平稳落地。

虽然当前全球光伏市场受到高基数、基础设施、贸易政策等因素冲击，但电气化、城镇 化带来的用电量提升与不可逆的双碳趋势仍是全球光伏装机的底层逻辑，光储平价让更 多地区具备高性价比的装机条件，需求理论天花板得以打开。结合各主力市场当下政策 刺激、消纳条件、目标指引等因素考虑，我们预计 2025-2026 年全球光伏装机需求位 于 540-580GW 的规模区间，第一大市场中国的需求走缓对整体市场增速表现冲击明显， 预计 25-26 年均维持 10%左右的成长增速，结合容配比、物流仓储等因素考虑，对应 近三年全球光伏组件实际需求体量可能处于 650GW 的规模区间。

供给侧：政策出清为合理路径，实际效果博弈深重

从产业观察来看，在国内市场抢装与海外市场补库等因素驱动下，25 年初光伏产业链 各环节排产数据节节攀升，4 月组件端排产达到约 60GW 的高点，但从实际的价格变化、 盈利表现来看，即便是在需求侧集中短期爆发的阶段，产业链价格高点仅在现金线附近 徘徊，行业整体仍继续处于亏损的泥潭，多晶硅料的库存量也一直在 3 个月水平的高位 难以出清，而从 5 月开始，失去了下游旺盛需求的支撑，各环节减产动作明显，经营压 力可能进一步加大。

从前两轮行业周期反转的经验来看，有足够大的需求增量驱动市场扩张可能是产业端与投资端最为期待看到的变化，但正如我们前文分析，在消纳能力受限的情况下，政策端、 技术端都难以作出突破性的变化催生需求井喷，且部分市场由于其本地制造保护机制， 需求逐渐难以与国内产能匹配，供给侧出清成为了令行业重回正轨的核心路径。

成本差距、技术迭代等因素导致的企业差异是一个行业实现市场化出清以及形成稳定格 局的关键。而对于光伏行业，各家企业报表端的表现在行业底部周期可谓众生平等，所 谓产品、渠道、品牌的优势在头部大厂之间也变成了同质化的经营要素，前期所营造出 来的领先更多是由于部分企业更加大幅度投资上游、一体化程度较高带来的红利，当前 也被更大规模的资产减值所侵蚀。“热钱”与跨界玩家的退出能看作供给侧变化的信号， 但真正实现市场化出清可能需要看到头部大厂的“折戟沉沙”，而从各家的报表来看， 前期大量的资本涌入为头部企业奠定了深厚的流动性基础，叠加当前限产限价背景下， 各家企业通过严苛的控费裁员手段，整体经营现金流可能仅处于微亏的状态，且还有相 对丰富的融资手段，头部大厂短期出现现金流问题的可能性仍较低，大家仍能为了维持 市场份额而展开价格竞争，通过经营竞争实现市场化出清的道路可能相对漫长，对应可 积累的隐患也将越深，不排除极端情况下引发系统性风险。

而从技术迭代的角度来看，当前主流的 TOPCon、HJT、xBC 三大技术路线尚未跑出 能“一统市场”的产品，且大家已经对争论技术路线兴致索然，原因在于：（1）无论 是哪种技术都难以帮助需求端解决消纳、土地、安装条件等限制装机的问题；（2）当前 头部企业对于各大主流技术均有不同程度的技术储备，即使某种技术跑赢成为主流，其 所获得的先发优势也会被迅速抹平；（3）技术开发的知识产权问题，上游材料厂、设备 厂深度参与了每次新技术的迭代，在新技术量产后能迅速帮助其他电池厂反推技术，不 管是流动性尚可的头部友商，还是已获得国央企注资的中小企业，同样有后发而先至的 可能性，通过技术迭代完成市场化出清的可能性被大幅冲击，xBC 平台化、金属环节少 银、去银化等当前主流的技术发展方向面临着效率/成本博弈的同时，也无一例外重复 着上述的恶性循环。

因此，相对于市场化出清的前路漫漫，光伏供给侧出清可能更需要依赖政策端发力的效 果。其实从 24 年以来，工信部、行业协会等组织已从配额限产、严格审批、限价引导、 反内卷呼吁等措施对光伏行业进行“有形之手”的引导，但从整体效果来看，政策手段 相对较为温和且多针对新的增量项目，主要系当前众多光伏产能经营主体虽以民企为主， 但背后涉及各地地方产业投资资本，牵扯当地就业、税收、财政收入，部分地方政府仍 有变相输血的措施，政策端出清考虑慎重，难以进行大规模的“一刀切”式强制出清。 但从近期的跟踪来看，结合官媒文章、政策动向、顶层规划等方面综合考虑，我们认为， 国家对于造成光伏行业目前困境的诸多原因已摸排清晰，并展现出更加坚定的整治态度 与决心。在政策出清仍是核心的趋势方向下，我们以出清 30-40%存量产能为基准，以 各环节投资回收期作为合理利润的假设锚，测算硅料/硅片/电池片/组件合理单位利润 分别为 0.65-0.7 万元/吨、0.025-0.03 元/W、0.02-0.025 元/W、0-0.005 元/W，推算需 满足上述利润的产品价格分别为 53-54 元/kg、2.1-2.15 元/片、0.54-0.55 元/W、1.01- 1.03 元/W，与当前的产业链状态相比有较大的弹性空间，但最终的实际表现可能还要 面临多重博弈：（1）为实现产能出清而垫付的资金、资源成本会推高价格底线；（2） 需求难以为继导致出现产品报价上涨但成交寥寥的尴尬局面；（3）为避免“拥硅为王” 的垄断局面再次上演产业链内的各环节在政策制定过程中冲突激烈。我们继续维持行业 弱复苏状态的判断，业绩弹性有限、估值修复缓慢仍是板块的主线旋律。

储能：全球需求百花齐放，格局未定仍将洗牌

需求侧：国内出现行业生态拐点，静候海外项目兑现

中国：在全球能源转型的过程中，为提高新能源消纳能力、保障用电的稳定性，储能系 统在各国的电力系统中的地位与作用被持续强化，我国近几年通过强制配储加补贴支撑 的方式在政策端带动储能装机。但从实际落地效果来看，由于储能电站运行的责任、收 益分配、商业模式尚未明确，配储项目分散且规模较小，真实利用次数大打折扣，直接 冲击项目收益，强制配储成为电力企业无奈的成本负担。2024 年上游电芯价格下行带 来 的 成 本 松绑 成 为 驱动 装 机 爆发 的 直 接因 素 ， 全年 中 国 新增 新 型 储能 装 机 43.7GW/109.8GWh，同比增长 103%/136%，电站利用次数不高的窘况也让业主方持 续放低对产品质量的要求，储能系统市场呈现劣币驱逐良币的价格恶性竞争。

而进入到 2025 年，136 号文的发布对我国储能行业同样具有显著且深远的影响。从近 期来看，为了配合风光新能源 5.31 抢装的需求，2025 年 5 月国内新型储能装机新增 6.32GW/15.85GWh，同比+193%/+228%，扭转一季度淡季弱势，25 年前 6 个月已合 计装机 21.9GW/55.2GWh，同比增长 69.4%/76.6%。除此之外，136 号文对储能最直 接的冲击来自于取消强制配储，我们以 100MW/200MWh 的山东独立储能电站为例，在 “电能量价差+容量补偿+容量租赁”的市场收益模式下，我们测算 2024 年该项目收 入的结构为 52%容量租赁业务、16%容量补偿、32%现货套利，配储政策的退坡将直 接冲击容量租赁的价格与需求，2024 年全国容量租赁中标价格在 40-442.63 元 /kW·年，加权均价在 132.03 元/kW·年，实际租赁价格与各地容量租赁指导价格相 差甚远，除此之外，市场机制缺陷、政策规则约束、软硬件技术瓶颈等因素导致现货套 利的价差、充放电次数实际不及预期，独储项目的实际收益蒙上阴影。

但对于政策的理解，其实需要更加宏观且长远，我们认为 136 号文的一大重要意义在 于将消纳压力通过市场的方式更有效快速地分摊给电源侧与用电侧，而完成这一传导 的工具则是储能。新能源的全面入市将显著提升电力价格的波动性，现货市场套利空间 的扩大将吸引独立储能参与交易的积极性，同时电网对于调峰调频等辅助服务的需求也 有望逐步提升，电力系统对于绿电消纳的需求将以更加市场化的形式呈现，内蒙、甘肃 等新能源大省已为大储项目配套相对高规格的容量电价机制，独储项目的收益模式将由 原来的政策托底迈向强调交易能力、响应能力的市场竞争，新能源电站收益不确定性的 增加也会倒逼电站业主需要主动配置储能应对后续的基准电价竞量。长距离、大规模输 电通道的建设周期是较为漫长的，在新型电力系统的建设过程中，储能对于消纳仍会起 到关键的作用，取消了强制配储的要求，不是对储能的轻视，而是在经历了多年的模式 探索后作出的合理调整，从市场化的角度驱动独储投资建设、电站主动配储将有望改善 行业生态，根据储能与电力市场统计，2025 年上半年我国合计完成储能系统招标 42.4GW/171.1GWh，同比增长约 150%。结合当前储能电站利用率提升、各地支持政 策持续、装机结构变化等因素来看，我们对于国内大储的长期行业需求与行业生态维持 乐观的预期判断。

美国：从美国的电力系统来看，美国西部、东部和德州三大电网区域之间能源结构迥异， 电力市场中运营主体多样、监管主体复杂，叠加主要的输电方式为短距离交流输电，导 致美国电力的跨区域协调能力与效率较低，储能主要用于服务各地区本身的电力供需平 衡与新能源消纳。而在工业体系重塑、能源转型加速、电网设施老旧、政策补贴加码等 因素的共振下，根据 WoodMac 统计数据， 2024 年美国储能新增装机 12.3GW/37.14GWh，同比增长 33%/34%，装机结构保持为大储：工商业：户储 92： 1：7，装机主要区域由德州加州逐步拓宽至新墨西哥州、俄勒冈州、亚利桑那州等新 市场。

从商业模式来看，作为全球储能行业的先行者之一，美国储能市场机制相对完善，以加 州为例，CAISO（加州独立系统运营商）为储能设立 NGR 模式（Non-Generator Resource，非发电资源模式），将储能定义为“具有连续运行区间，可同时作为发电单 元和负荷单元的资源”，允许储能项目灵活地参与双边容量市场，电能量市场和辅助服 务市场，为市场带来活力。但根据 CAISO 统计数据披露，2024 年加州储能项目市场收 入约为 53 美元/kW-yr，同比 2023 年下降 32%，考虑到 RA 项目的容量收入，测算 2024 年加州项目的收入约为 161.48 美元/kW-yr，同比下降约 19%。从收入结构来看， 项目收益下滑的主要原因来自于辅助服务收益的降低，愈发拥挤的市场供给导致辅助服 务价格与对应发电量愈发萎靡，而对于现货套利市场，天然气价格下行影响电价中枢回 落，电网侧调度能力的有限也直接影响各项目最终实际出清实现套利的电量与价格。按2024 年的收入测算，美国储能项目的超额收益已大幅缩窄，投资方对于系统价格、关 税、税收补贴等重要成本项愈发敏感。

进入到 2025 年，美国储能继续高歌猛进，根据 EIA 统计，2025 年 4 月美国新增大储 装机 3.14GWh，同比+46%，前四个月合计新增装机 8.89GWh，同比+105%，旺盛的 装机与下降的项目收益表观看起来存在逻辑矛盾，但实际原因主要系：（1）当地并网排 队时间较长，当前储能装机可能为前几年投资决策潮的兑现；（2）项目收益只是从超额 回归合理，整体仍具备吸引力，同时贸易政策与补贴退坡的潜在风险催生了抢装动作。 从当前节点来看，在中美双方发布《日内瓦经贸会谈联合声明》后，在 90 天缓冲期内 美国对中国的储能电池/系统征收的关税综合税率达到 40.9%（3.4%基础关税+7.5%的 301 关税+20%芬太尼关税+10%对等关税），在当前的关税条件、储能系统价格与上述 市场收入的测算下，CAISO 大储的项目 irr 维持在 14-15%的相对合理水平，项目开工 得以恢复进行，前期订单的产品发货也重新进入协商阶段，可能以双方分摊关税成本的 形式展开合作。

在关税暂告一段落后，后续核心影响美国储能需求的另一大要素则是补贴政策的变化。 美国参议院财政委员会（共和党）近期对《One Big Beautiful Bill Act》提案进行修订， 与光伏相比，修订后的新版法案对大储有明显的倾斜，最终版法案将大储 ITC 补贴退坡 延后。美国各级政府对能源转型与用电稳定性的追求仍是当地储能需求的底层逻辑，由 此衍生的容量招标/采购计划、ITC 补贴等政策支持为开发商投资决策提供充足的底气， 法案的调整力证美国当地对于大储需求的迫切性，以及对于中国储能产业链的依赖程度， 按照政策波动的变化预期，未来 2-3 年美国大储需求仍相对坚挺，甚至会出现抢装动作， 结合项目储备考虑，预计将维持在每年 40GWh 的规模体量。

欧洲： 根 据欧洲储能协会（ EASE ） 数据披露， 2024 年 欧 洲 新 增储 能 装 机 11.9GW/21.1GWh，同比增长 2%/35%，其中大储新增装机 4.9 吉瓦/12.1 吉瓦时，同 比增长 60%/280%，成为新的增长极，与过去以户储为主的市场结构相比，欧洲储能 发生了显著的转变。

这样的转变得益于欧洲各国政府对能源转型的坚定。欧盟电改方案鼓励电网引入以储能 为主的非化石燃料类灵活性资源，强调新型储能在维护电力系统稳定性的重要作用，各 国也陆续跟进制定支持性政策与储能装机目标，从项目建设周期到项目收益率全方位为 大储项目提供政策支持。过去欧洲大储项目主要依赖为电网提供平衡服务获取收益，但 单一收益渠道的局限性令辅助服务市场陷入饱和，FCR、aFRR 价格出现起伏波动影响 项目建设积极性。而在政策的支持引导下，各主力国家为储能项目疏通容量市场、现货 套利等收入渠道，完成储能项目从单一应用向多元化收益的转变。从现货套利的角度来 看，自 2024 年初开始，由于电网消纳绿电能力的欠缺，欧洲各国电力价格价差重新进 入提升趋势，部分国家价差峰值已达 200 €/MWh，匈牙利、罗马尼亚的电力差价已满 足 1/2/4 小时电池储能系统盈利所需，德国、荷兰、波兰等其他国家的储能系统通过现 货套利所获得的盈利也愈发可观。而对于容量市场，为鼓励引入储能作为灵活性资源， 欧洲为储能开发商提供长期容量合同，部分国家还会支付年度的补贴费用，为投资者提 供长期的稳定回报，在英国 2024/2025 年度的容量市场拍卖中，T-4 拍卖的出清价格为 £60/kW/年，是 T-4 拍卖有史以来的第三高价，电池获批的实际并网容量高达 6.2 GW， 对应折算容量为 1.8 GW，创下历史新高。结合辅助服务、现货套利、容量市场等收益 渠道考虑，部分欧洲国家的大储项目已实现盈利，商业模型逐渐跑通让欧洲大储进入拐 点新阶段。

从市场结构来看，英国、德国、意大利将引领欧洲的大储发展。由于地理位置、电力系 统的限制，英国是最先发展大储的欧洲国家之一，支持政策稳定、商业模式成熟，截至 24Q3 已投运电池储能累计装机已达 4.3GW/5.8GWh，从容量拍卖市场观察项目储备量 充足，但受限于配电网调度延误和项目并网排队问题装机缓慢，后续将通过去除尺寸限 制等政策支持加速落地。意大利 177 亿欧元储能计划积极推进大储，预计 2024 年大储 新增装机约 5GWh，成为新的欧洲主力市场，2025 年 9 月 30 日意大利将举行电力存 储容量采购机制(MACSE)下的首次容量拍卖，对 10 GWh 的新增储能容量进行分配， 并计划到 2030 年拍卖容量达到 50 GWh，根据测算，意大利四小时储能系统的安装成 本估计为每年 43,000 欧元/兆瓦时，预期收益估计为每年 8,000 欧元/兆瓦时，在 MACSE 计划下意大利储能项目经济性显著。而作为负电价发生最频繁的欧洲国家，德 国也对自身的可再生能源政策作出了方向调整，扶持大储装机以缓解电网压力，2025年 1-5 月德国大储新增装机 239.59MW/445.51MWh，同比上涨 53.42%/96.52%。结合 众多主力市场的项目储备、政策支持、目标规划，预计欧洲大储将加速成长到每年 20- 30GWh 的规模体量。

其他市场方面，中东、澳大利亚、印度、智利等地区已具备旺盛的项目储备，但从落地 表现来看，各国大储项目的实际进度可能有所波折。根据 TrendForce 数据统计，沙特 能源部 2024-2025 年的储能招标计划规模高达 24GWh，其中 2024 年年内大储项目招 采规模已经高达 18.6GWh，25 年还将陆续有沙特 SEC 三期、沙特 SPPC 项目、阿联 酋 EWEC 19GWh 项目等大型项目展开招标，沙特 2030 愿景”、“2050 年阿联酋能源战 略”等可再生能源转型规划催生大储项目需求。而从实际装机来看，2024 年中东非地区 合计大储装机约为 2GWh，主要系当地自身电网基础薄弱，整个中东地区输配电线路 分散且缺乏跨国联动，拖累项目建设并网进度。除此之外，由于当地具备充足的化石能 源，本身足够低的传统能源价格导致投资方对于新能源项目的价格成本存在一定的敏感 度，而当地极端的高温天气与沙尘环境却需要适配更高标准的储能系统产品与安全维护 服务，业主方与供应商之间可能会存在较多关于费用分摊、商务条件的谈判争议，中东 大储项目实际落地的进度与收益仍有低于预期的可能。情况类似的还有印度市场，为了 完成能源转型的伟岸目标，提高电力系统稳定性与灵活性、降低弃光弃风率，印度中央 电力管理局在《国家电力规划》中将印度 2032 年需要装机的储能容量上调至 73.93GW/411.4GWh（其中抽水蓄能占 26.69 GW/175.18 GWh，电池储能系统占 47.24GW/236.22GWh），当地政府也推出可行性缺口资金（VGF）计划、强制配储、 标准招标指南等措施为大储提供政策支持。截至 2025 年 5 月，印度已发布 160GWh 的储能相关招标，其中 54GWh 为电池储能系统招标，而从实际装机表现来看，2024 年全年预计印度储能新增装机约为 1GWh，电池储能在印度仍处于发展元年阶段，市 场环境不成熟、商业模式不清晰、应用标准未统一等老生常谈的问题仍限制着当地大储 投资积极性与并网周期。

储能项目实际收益的提升是刺激澳大利亚储能市场活跃的重要因素，24 年第四季度 NEM（澳大利亚国家电力市场）网侧储能电站的净收入达 6950 万美元，同比 23Q4 提 升翻倍，储能电站的净收入增量主要源于能源套利的增加，同比+3840 万美元，辅助 服务（FCAS）收入同比也贡献增量 340 万美元，燃煤电厂停电、自然灾害引起输电线 路问题、可再生能源对电网冲击等多重因素导致当地电价波动显著提升，刺激储能投资 积极性。2024 年澳大利亚约有 4GW/11.35GWh 大储项目完成财务承诺，截至 24 年底， 澳大利亚在建大储项目规模达 23.3GWh，对比 23 年年底同比增加约 11.3GWh，25Q1 澳大利亚大储项目融资额继续保持同比 50%以上增速。而从在建项目的滚动情况推算， 24 年预计当地大储装机约 2.3GWh，同比增长约 10%，实际落地进度有所波折主要系 当地消防审查严格，前期投资方谨慎观望投资成本与收益情况，而从当前的市场环境以 及 AEMO 对储能装机目标的上调，我们预计澳大利亚大储项目装机确定性有望提升， 当前在建前五大储能项目合计约 7.2GWh 在今明两年加速落地。智利方面，过去智利储 能以光伏配储为主要形式，需求来自满足矿区等用电侧晚上的电力需求，模式单一、收 益有限，而在容量补偿、为长时储能提供夜间激励、放开独立储能市场准入等一系列措 施的改革下，当地储能市场开发焕发新的活力，截至 2025Q1，智利全国已投入运营的 储能系统容量 954MW/3660MWh，锂电储能在建规模 1.68GW/6.122GWh，预 2026 年 提前实现 2030 年的 2GW 储能装机目标，目前已投运、调试、在建、申报建设储能项 目合计 4.552GW，已达到 2050 年目标的 76%。

整体来看，各国大储需求均来自于可再生能源占比提升形成对电网的冲击，特高压、抽 水蓄能等方案建设周期较长，迫在眉睫的消纳难题需要落地更快的大规模电化学储能， 但从各主要市场的发展趋势来看，政策端疏通引导出清晰的商业模式，令储能项目收益 的经济性与确定性出现显著改善才有望让大储走上正轨。考虑到市场改革、制度完善、 基础建设、用电环境、经济条件等因素的限制，我们认为大储虽然是全球能源转型的确 定性趋势，但实际落地进度与效果仍需观察。全球城镇化、电气化率持续提升的趋势与 可再生能源的发电波动仍是较长一段时间内的核心能源矛盾，配置分布式光储可能才是 用电侧对于降低用电成本、提高用电稳定性更有效直接的路径。 户储方面，全球市场百花齐放的趋势愈演愈烈，从出口数据来看，国内逆变器单月出口 欧洲金额已逐步恢复同比正增速，出口亚洲金额每月维持 20-30%的可观增速成长。新 需求的爆发主要系电力系统羸弱导致限电、停电频繁的情况正在各国重复上演，从传统 的巴西、印度，到如今的主力市场南非、巴基斯坦、乌克兰，再到蠢蠢欲动的尼日利亚、 东南亚，刚性的用电需求叠加当地政府的补贴支持，户储行业已从欧洲市场剧烈波动的 包袱中走出，在新市场持续涌现活力的驱动下逐步回归到稳中有进的合理轨道。

而与回归平稳的户储相比，全球工商储在光储平价的带动下有望开始迎来发展拐点。首 先对于传统的欧洲市场，过去由于电力市场经营主体的差异，欧洲部分国家大工业电价普遍都低于居民电价，工商业用户对于配置分布式光储的积极性有限。而在电改的趋势 下，部分国家开始对工商储放开了参与辅助服务的市场准入，并且对用电侧提供动态电 价套餐，用电电价直接与日前市场挂钩，带动工商储商业模型逐步成立，以德国一个 100KW/212KWh 的工商业储能为例，综合考虑装机补贴、aFRR 收益、现货套利、削 峰自发自用等因素，我们测算该项目回本周期已下降至 4-5 年，叠加工商业用户自身的 减排诉求，市场有望兑现潜力。而对于亚非拉的市场而言，工商储还有取代柴油发电机 的重要意义，从非洲市场来看，限电、停电事件的频发导致企业被迫依赖柴油发电机保 障生产用电需求，以每天供电 6-8 小时/天的市场计算，单日柴油发电成本可能达 4000- 5000 元，对应度电成本最高峰可能高达 0.5 美元，而在满足同样用电需求的前提下， 当地配套光储系统经济性改善显著，尤其在各地柴油发电机生命周期步入尾声的带动下， 愈发平价的工商储有望承接亚非拉地区新的备电需求。

结合各主力市场国家规划目标、储备项目、推进速度、储能发展方向，我们预计 25-26 年全球大型电池储能装机规模为 221.7、279.1GWh，同比增速为 38.8%、25.9%，对 应全球电池储能装机为 259.4、325.7GWh，同比增速为 37.6%、25.6%，仍然为电新 领域景气度最活跃的主要赛道，考虑到项目备货周期、物流仓储等因素的放大效应，预 计 25-26 年储能系统出货体量将位于 410-460GWh。

供给侧：户储竞争进入新阶段，大储是否会发展成下一个光伏？

从产业链的角度去看，当前大储行业所处的状态与发展态势让市场产生了“大储可能 会走上光伏老路”的质疑情绪。首先从价格上，根据公开招标信息统计，2025 年 5 月 国内 4 小时储能系统报价 0.423-0.512 元/Wh，均价 0.478 元/Wh，环比上涨 7.5%，回 升至今年年初水平，2 小时储能系统报价 0.455-0.675 元/Wh，均价 0.550 元/Wh，创 历史新低，环比下降 6.6%。下游政策端的变化仍未能改变当下储能电站的行业生态， 储能产品价值未能得到充分体现导致价格中枢难以上抬，低价策略在国内招标市场仍是 有力的手段。而对于被寄予厚望的海外市场，美欧澳印中东等主力市场大储系统价格均 处于下行趋势，价差与国内迅速缩窄，国内储能企业出海爆单的背后是“国内卷完去卷 国外”的窘境。

海外降价除了是海外项目周期较长电芯价格传导仍在发酵之外，我们认为最主要的因素 在于竞争格局的不稳定。自 2023 年以来，储能赛道持续上行的景气度吸引了越来越多 的企业投身于此，这些企业的主业包括锂电、光伏、输配电、电力等相关度较高的行业， 自身在电力电子领域已有较为深厚的积累之外，也具备不同程度的品牌、渠道、研发能 力，各自通过电芯外采、其余 PCS/BMS 自研的方式完成储能业务的搭建之后，全球大 储的市场竞争迅速演变成“往来无白丁”的神仙打架。大储项目在全球各地愈发分散， 新玩家凭借自身的市场积累，叠加开拓市场的低价策略，搅动储能系统市场格局，全球 TOP 10 的储能系统出货排行仍处于较大波动的洗牌中。

To B 端的模式、趋向标准化的产品、低价策略成立的竞争、巨头进场/格局未定的市场， 大储与光伏之间确实存在许多相似的属性，但我们对于大储后续状态的预期相对较为乐 观。最核心的要素在于，投资方对于大储产品有着更高的底线，储能系统如果出现质量 问题，可能会引起火灾、爆炸等安全事故，造成重大经济损失的同时，还会上升到公共 安全层面，风险意识驱使业主方抵触过于低价的产品，提升储能产品价格下限。除此之 外，虽然储能产品趋于标准化，但储能系统集成的服务方案却是非标化的，各大储能项 目面对的地理位置、功能属性、气候条件可能都存在较大差异，业主方愈发强调供应商 针对性提供全套的储能系统集成落地方案，并要求配置响应快、周期长的运维服务，价 值量高的标杆性项目仍有较高的竞争门槛。最后，从投资强度的角度来看，在经历上一 轮的融资高峰以及行业景气度回落之后，外界资本对于新能源投融资愈发审慎，此前光 伏行业供血烧钱打价格战的剧情已难以上演，我们认为海外大储行业价格竞争的底线与 激烈程度会优于预期，国内大储价格则在行业生态逐步改善的驱动下回归价值，预计储 能系统合理的毛利率中枢最后将收敛回归至 20-25%的水平。

而对于分布式系统，其产品直接面对 C 端用户，销售依赖当地的经销商，产品效率、 稳定性显著影响用户的用电体验，在某些缺电限电地区甚至有从“可选”发展成“必选 消费品”的趋势，即便在景气度跌宕起伏时期，仍能观察到各家分布式光储系统的海外 毛利率在 30%以上的高位保持相对稳定，衡量最终净利率则需要观察出货量变化的费 用分摊影响。但自 2024 年开始，我们认为海外户用/工商业光储的竞争已进入了新阶段， 即“市场百花齐放，企业加速分化”。欧洲能源危机的暂告一段落宣布昔日户储企业躺 着就能赚钱的好日子已经到头，百花齐放的亚非拉各国市场在用电需求、经济条件、人 文环境等方面存在巨大差异，过去在欧洲市场的商业、产品逻辑难以成立，需要各家企 业针对市场展开“一国一策”的产品开发与方案配套，以及亲力亲为开发、扶持可靠的 经销商与安装商，尤其对于某些外汇储备不足的国家，率先绑定拥有外汇额度的合作伙 伴将形成显著的卡位先发优势。从数个季度的跟踪来看，所谓强者恒强的逻辑在当下的 户储行业不一定成立，部分已上市的逆变器企业账上躺着前期完成融资的资金却难以在 新市场大展拳脚，但部分未上市的新锐企业凭借足够深度的理解需求、开发市场正在冉 冉升起，我们仍然认为并非所有逆变器企业都能把握新兴市场的机遇，洞察新市场、布 局新市场终究是“纸上得来终觉浅”，实际运作十分考验企业的执行能力与对下沉市场 的理解，星辰大海的全球分布式光储市场仍有较大格局洗牌的可能，海外户储的“卷” 可能才刚刚开始。

动力电池：需求相对坚挺，周期节奏仍需观察

需求侧：国内销量稳中有进，欧洲市场重回正轨

根据中汽协数据，2025 年前 6 个月中国实现新能源车销量约 694 万辆，同比增长约40%，6 月单月实现销量 132.9 万辆，同比/环比增长 26.7%/1.68%，单月新能源渗透 率达 45.76%；前 6 个月累计出口新能源汽车 105.7 万辆，同比+74.64%，纯电出口 67 万辆，同比+40.2%，插混出口 39 万辆，同比增长 2.1 倍，6 月单月出口 20.5 万辆， 同比/环比增长 141.17%/-3.3%，国内市场与出口需求表现持续超预期。 从装机数据来看，2025 年 6 月国内动力电池装机 58.2GWh，同比/环比+35.9%/1.9%， 前 6 个月动力电池装机 299.6GWh，同比增长 47.3%，磷酸铁锂地位愈发稳固，上半年 合计装机 244.0GWh，同比增长 73.0%，占总装车量 81.4%，测算今年月度平均单车 带电量 43.2KWh，单车电量中枢持续稳步提升。

驱动电车销量景气度持续上行的核心因素是足够成熟的产品+足够性价比的价格。自我 国电动车行业迈入市场驱动的成熟阶段以来，新势力跃进、传统车企转向，供给端新车 型迭代持续加速，每个季度均有主流车企发布新车型，且对于目标用户以及价格段划分 精细，供给琳琅满目充分挖掘市场需求。尤其当前在技术平权的趋势下，各大主流车企 走“高配低价”路线，“高压平台+高倍率快充+智能驾驶+车舱体验”等配置齐全的产 品扎堆展开价格竞争，从结构上看，价格战最激烈与性价比最突出的两个价格段消费者 买单意愿已显著上行，对应 10 万-15 万元价格段 25Q2 电车渗透率达 55%，对比 24 年 全年提升 10 个 pct，20 万-30 万元价格段 25Q2 电车渗透率 65%，对比 24 年提升 7 个 pct。除此之外，2025 年上半年，国内纯电车合计销量 441.5 万辆，同比+46.2%，在 电动车销量占比达 63.7%，新能源商用车销量 35.4 万辆，同比+55.9%，纯电车与商 用车增速跑赢行业主要系量变引起质变的结果，电动车的快速放量带动行业整体配套设 施生态改善与成本大幅下行，用车体验完善提升纯电车吸引力，电动重卡经济性提升得 以在更多的运输场景跑通商业模型，为市场带来增量需求的同时带动单车带电量上行。

结合“消费、投资、出口”的三架马车来看，电动车对于国内经济的支撑愈发重要，今 年以来，国家对于汽车换购（报废/置换）的政策支持再度加码，在报废旧车购买新能 源乘用车/2.0 升及以下燃油乘用车补贴 2 万元/1.5 万元的标准下，扩大汽车报废更新支 持范围，首次将国四排放标准燃油车纳入可申请报废更新补贴的旧车范围，覆盖车辆超 2500 万辆；同时对于置换政策统一设置了全国新能源车/燃油车 1.5 万元/1.3 万元的最 高补贴标准，并要求各地配合制定实施细则，确保补贴落地与发放的高效运行，部分地 区还有地方财政专项补贴进一步推高补贴上限。截至 5 月，2025 年汽车以旧换新补贴 申请量达 412 万份，5 月单月申请量达 123 万份，政策效果远超预期，部分地区补贴资 金已提前用完并暂停置换补贴申请，等待下一批资金到位后重启并借机整顿补贴带来的 车市乱象。“爆款新车频现、车企价格战持续、补贴政策刺激”仍是近两年电动车行业 的主旋律，考虑到后续购置税退坡的预期，下半年与全年电车销量仍将有抢购的支撑， 预期全年国内新能源车销量有望达 1650 万辆，同比增速约 30%。

另外两大主力市场欧洲和美国经历了 24 年的冷清后在今年表现有所分化。2025 年前 5 个月欧洲市场累积实现电动车销量约 140 万辆，同比增长超 20%，对应电动车达渗透 率 19.5%，同比提升约 5 个 pct，市场景气度修复超预期。过去对于欧洲电动车市场而 言，最核心的约束是供给缺少活力，电动车缺少爆款、新车型迭代速度较慢、单车价格 高昂的产品特征在利率高企、经济承压、补贴退坡的环境下难以刺激市场需求，而在经 历接近一年多的市场走弱后，行业由顶层规划指引到车企产品规划开始作出积极的改变。

在供给层面，各大车企电动化规划转向务实，雷诺、福特、起亚已率先在欧洲市场推出 售价 3-4 万欧元区间的电动车并且效果显著，雷诺 25 年前 5 个月在欧洲实现电动车销 量约 8 万台，同比增长约 73%， E‑Tech 领跑欧洲 B 级纯电动车型市场，福特 25 年前 5 个月在欧洲实现电动车销量约 5.6 万台，同比增速超 100%，主要系定价约 3 万欧元 的 Puma Gen‑E 开始交付，大众、宝马得益于全面的电动车产品矩阵布局继续跑赢市场 增速，而特斯拉则受产品老化拖累销量同比下降约 40%。性价比产品与持续的更新迭 代显著为欧洲电动车市场带来活力，除此之外，中国电动车产业链从产品出口到产能出 海有望令当地电动车价格、成本中枢加速下探，进一步刺激市场需求。

而在顶层规划方面，欧洲议会在 5 月通过欧盟汽车碳排放修正案，将原来 25 年收紧的 碳排放考核目标修改为以 25-27 年三年的平均值考核，反映当地对能源转型虽有挫折但不动摇的决心，三年过渡时间减缓车企短期的考核压力，也提供足够的时间让行业作出 合理的电动化调整，在新版本目标的指引下，为满足 2025-2027 平均 93.6g/km 的碳排 放考核，我们测算对应欧盟地区 BEV 与 PHEV 需要维持年均 20-30%的增速，即使考虑 到可以通过购买积分的方式进行规避，整个欧洲市场电动车销量仍将有望成长到 400 万辆以上的体量。

对于美国市场，2025 年前 5 个月，美国实现电动车销量约 71 万辆，同比增长 3.8%， 电动化渗透率达 8.4%，同比提升约 0.2 个 pct，其中 5 月份单月实现销量电动车销量 14.6 万辆，同比/环比变化-9%/+2.5%，表现仍处于不温不火的状态。

根据最新一版《One Big Beautiful Bill》，法案将之前 IRA 政策中对电动车 7500 美元税 收抵免的退坡日期从 2032 年提前至 25 年 9 月，二手、商用清洁车辆税收抵免也随之 终止，冲击电动车消费积极性。而与欧洲市场相比，美国对于碳排放考核的硬性约束较 低，车企对于车型的迭代规划也更加依赖市场变化，在市场需求摇摆下，各大车企对开 拓纯电车型的积极性降低，计划通过扩大 PHEV、HEV 品类，转用磷酸铁锂等方案保障 自身产品盈利，新车型开发周期延长且谨慎，供给活力走弱可能将进一步拖累电车销量 表现。

其他地区方面，2025 年前 5 个月，日本、加拿大、澳大利亚、墨西哥等传统市场增速 放缓，印度、印尼、马来西亚、泰国、土耳其表现亮眼，各地在政策补贴、基础设施配 置、当地汽车化率等方面条件各异，看好愈发平价的电动车在汽车产业薄弱的东南亚、 拉美地区实现加速放量。

结合各大主力国家的市场状态、政策力度、车型结构以及产业变化等因素考虑，我们预 计 2025-2026 年全球动力电池装机 1122.2、1318.9GWh，同比增长 25.46%、17.53%， 叠加储能、消费锂电考虑，预计 2025-2026 年全球锂电装机需求为 1518.2、1788GWh， 若计算出货端的放大效应，2026 年全球锂电出量可能接近 2.2TWh。

供给侧：龙头话语权定调一切还是周期之势不可抵挡

从 24 年下半年开始，车储需求的超预期表现导致锂电产能利用率持续上行，愈发紧张 的供需格局让市场对于锂电材料产生产品涨价甚至周期反转的乐观预期，但从今年的持 续跟踪来看，原本被市场寄予厚望的铁锂、负极、电解液环节并未兑现足够的涨价幅度， 材料价格在 24 年末与 25 年初出现波动，但更多可能为上游压力传导，实际加工费提 升有限，落空的预期差让我们重新审视当前锂电的产业状态。

最核心的要素还是在于行业壁垒决定的竞争格局与行业话语权。我们在之前的数篇报告 中已经多次论证过锂电池环节的竞争门槛，与客户深度绑定、下游应用范围广阔、产品 迭代迅速等特点塑造锂电池的非标属性，数个季度的市场排名、业绩变化也为行业的高 门槛提供了最好的佐证，电池装机量的市场份额出现波动却未形成洗牌之势，海外老牌 电池厂受到冲击但仍根深蒂固，加速切换铁锂与储能赛道维持竞争力，但盈利严重依赖 美国 IRA 制造补贴，国内电池厂背靠强大的供应链体系市占率节节攀升、盈利能力稳中 向好，难以撼动的强者恒强为电池环节赋予足够的话语权。

而对于上游材料环节，造成其当前议价能力羸弱的首要因素是真实的供需状态演变低 于预期，去年自 8 月起锂电产业链连续数月出现环比 10%的排产增幅，主要受益于下 游以旧换新刺激车市、美国储能抢发货、国内大储抢装等阶段性因素，但从今年的趋势 来看，下游需求有被前置透支的迹象，尤其储能受海内外政策摇摆，最近数月锂电排产 在个位数的幅度中波动，行业景气度并未得到延续。供给方面，名义上的产能规模其实 仍在增加，前两年扩产高峰的规划项目部分如期投产，综合产能爬产、剔除部分落后产 能等因素考虑，我们测算锂电产业链各环节可能整体有效产能利用率会在 60%-65%的 区间徘徊。

除此之外，更加关键的变量在于电池龙头有意调控，材料格局难以稳定。在经历过 21 年的原材料价格暴涨后，电池厂商愈发注重对上游的把控，深度绑定前排供应商、扶持 有潜力的新晋玩家，深入摸排每家材料厂的产品成本，根据各家不同的诉求以订单为饵、 精准定价实现各个击破，材料环节的各家企业难以抱团合力，主动权一再受挫。因此， 我们并不否认锂电材料在产品升级、持续降本的双重苛求下会实现优胜劣汰的供给出 清，但由于产业链话语权的稳固，电池龙头将主导、延迟甚至钝化材料环节的周期节 奏。

我们跟踪测算当前锂电各环节主要厂商单位盈利，以 5-6 年为项目投资回收期为基准， 即使是已上市的头部企业，25Q1 仍有大面积的收益不及预期甚至亏损。而且对于这些 头部的材料企业而言，各自的产能利用率均领先行业整体水平，但即便已满产运行也难 以得到平等的议价地位，抑或是说材料厂需要以价格换订单以保证自身的高开工与现金 流。从供需平衡、周期反转的角度实现盈利修复可能还需要经历一番波折，材料厂自身仍需继续通过深度降本、技术迭代、出海投产等方式完成“自我进化”。

新技术方面，得益于锂电池下游直接对接 C 端，电动车、手机、笔电等终端产品通过 产品定价实现较为精确的用户定位，锂电新技术的溢价得以通过高端用户顺利传导，尤 其对于提升续航、快充性能的技术变化诉求旺盛，近两年高压密铁锂与高倍率负极已在 订单与产品价格享受充足红利，硅碳负极则有望在下游消费锂电新品的推进下加速放量。

新技术方面，得益于锂电池下游直接对接 C 端，电动车、手机、笔电等终端产品通过 产品定价实现较为精确的用户定位，锂电新技术的溢价得以通过高端用户顺利传导，尤 其对于提升续航、快充性能的技术变化诉求旺盛，近两年高压密铁锂与高倍率负极已在 订单与产品价格享受充足红利，硅碳负极则有望在下游消费锂电新品的推进下加速放量。产业进度来考虑，目前已较为成熟的材料只有硅碳负极，硫化物、锂金属负极在材料方 案、生产工艺等多方面尚未定型，难以进行量产化的讨论。设备方面，纯干法的方案虽 然最适配全固态电池，但目前混料、纤维化、辊压、等静压等多个环节仍处在反复试验 优化阶段，当前较为可行的量产路径可能是正极湿法与负极干法相结合的折中方案。综 合来看，固态电池仍处于发展的正常轨道中，技术突破并未出现真正超预期的进展，尤 其过渡到真正有标志意义的常规尺寸规格电芯时可能遇到更大的瓶颈，维持原有 2027 年产品化、2030 年初步商业化的进展预期，且各类材料、设备的方案、供应商仍有较 大的洗牌可能。

（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。）