2025年阳光电源研究报告：电气化时代的“大脑”，电力电子龙头价值重估启航

电气化时代的“大脑”，电力电子龙头价值重估启航

本文聚焦阳光电源的价值重估逻辑。公司作为光伏逆变器与储能设备的双赛道龙头，最初 深耕集中式光伏逆变器和大储设备，随后逐步拓展至户用与工商用逆变器及户储产品，实 现了在多元应用场景下的全面覆盖。在深厚电力电子技术积淀的支撑下，公司进一步延伸 布局氢能、充电桩及 AIDC 等新兴业务，推动业务版图持续扩展。2024 年，公司光伏逆变 器出货量总计 147GW，占全球市场 25%，与华为并列全球前二；储能设备出货量总计 28GWh，全球市占率 14%，与特斯拉（2024 年特斯拉全球储能系统出货市占率为 15%） 共同主导市场格局。复盘公司历史业绩与股价表现，可大致分为以下阶段： 1. 2020-21 年，光伏高景气驱动盈利估值双增：行业光伏装机量高增，公司顺势把握市 场机遇，扩大业务规模，市占率与盈利能力同步提升。在行业乐观情绪与基本面共振 下，公司估值（NTM 滚动预测 PE 倍数，下同）与股价上行，显著跑赢大盘。 2. 2022-24 上半年，储能+出海驱动盈利二次增长，但估值承压：随着光伏需求放缓，行 业进入下行周期，光伏指数明显回落；组件与分布式逆变器价格见顶回落，集中式逆 变器价格相对稳健。公司凭借储能的前瞻布局，储能营收占比持续提升，同时加快海 外市场开拓（2022 年以来海外营收占比已超过公司总营收的 45%），带动毛利率逆势 走高，盈利表现显著优于同行。然而，由于光伏板块整体表现不佳，加之市场对国内 外光储需求的担忧，估值倍数进一步下滑，股价略有下滑但仍优于行业。 3. 2024 下半年至今，储能+出海驱动盈利提升，开启估值修复，业绩与估值共振：2024 年下半年起，公司依托高毛利储能业务与出口优势，盈利能力进一步增强。4Q24-1Q25 受国内电力市场化推进节奏、美国新能源补贴调整及关税波动等外部扰动影响，估值 一度维持在约 10x 水平。随后美国抢出口带动公司出货加速，2Q25 EPS 同比+37%。 随着基本面持续向好、提振市场对未来储能需求预期，估值有所回升。截至 2025 年 10 月，公司 NTM 滚动预测 PE 已回升至约 20x，股价在业绩与估值驱动下表现亮眼。

2Q25 公司经营质量进一步提升，但市场对光伏及储能需求的短期扰动因素及中长期成长动 力仍存在担忧。核心问题在于：短期海内外政策变化对光储需求的影响能否快速消化，中 长期储能需求增长的路径是否清晰，以及公司的龙头优势和 AIDC 业务的增长潜力如何。我 们认为，公司不仅是逆变器龙头，实际是电力电子龙头，未来储能+出海仍为核心成长主线， 且全球数据中心负荷快速增长背景下，AIDC 布局或能打开更高成长上限。因此，我们看好 公司或能再度开启成长之路，具备进一步价值重估空间，具体围绕三个关键问题展开分析： （1）为何我们认为无需对短期需求波动过度担忧；（2）系统平价储能是核心受益方向，为 何我们认为行业重估才刚起步；（3）电力电子龙头是阳光本色，公司如何成为电气化时代 浪潮的 Alpha。通过回答上述三个问题，我们认为公司当前的估值修复仍刚起步，随着业绩 兑现与成长逻辑强化，公司有望再度开启成长之路，仍具备进一步重估空间。

问题一：为何我们认为无需对短期需求波动过度担忧

短期扰动不改储能成长逻辑。国内方面，调峰缺口扩大带动独立储能刚需阶段性高增，短 期弥合配储缺口，容量电价等政策机制下项目收益提升。新能源并网量增加导致调峰缺口 扩大，经我们测算，若不建设电化学储能，2024-27 年全国电网调峰缺口累计为 +158/+184/+248/+318GW，电网最大不平衡缺口约 20%，2025-26 年国内独立储能刚需有 望阶段性高增；且部分省份新型储能容量电价机制先行，大幅改善了独立储能项目经济性， 以甘肃为例，引入容量电价后，20MWh 储能项目的 20 年期 IRR 由 3.8%提升至 8.7%。

海外方面，美国光储补贴与需求支撑延续，虽然政策不确定性持续，但出口窗口仍在。美 国“大而美”法案虽对新能源补贴进行了退坡调整，并对项目外资比例提出约束，但光伏/ 储能项目补贴实际仍可延续至 2030/32 年，项目外资比例仍可维持 40%-60%/25%-45%； 且由于光伏逆变器在户用/集中式光伏项目造价中占比仅 10-15%/5-8%，受外资比例限制实 质影响或有限。同时，尽管关税反复，但公司核心出口产品（光伏逆变器与储能系统）未 被 201 关税及东南亚四国反倾销与反补贴关税覆盖，对储能电池 301 关税的上调（自 2026 年由 7.5%至 25%）亦带来阶段性抢出口空间；叠加其海外产能布局及 2025 年对等关税潜 在调整空间，以及关税成本的传导可能，公司出口美国的可行性仍在。此外，美国 AIDC 负 荷增长带来对光储的外溢需求偏刚性。我们测算 2025-26 美国储能新增装机规模共计需实 现 28-51GW，按 4 小时配置对应 110-205GWh 装机量，相较 2024 年 37GWh 装机量仍需 保持 50%以上年增速。

问题二：系统平价储能是核心受益方向，为何我们认为行业重估或刚起步

新能源+储能系统平价的商业模式创新正在重塑行业逻辑。通过优化风光储配比并提升储能 循环次数，可实现出力与负荷的最低成本耦合。而实现新能源供电可靠性提高需以储能配 比和储能时长提升为抓手，有望打破此前“新能源定储”的逻辑，使储能需求增速跑赢新 能源装机增速，推动储能行业在平价进程中的持续景气。我们预计 2024-30 年全球储能、 风电、光伏装机的 CAGR 分别为 44.5%、13.9%、7.9%，到 2030 年全球储能新增装机有 望达 1556GWh/年，对应万亿数量级的市场空间。

海外各地区有望在 2026 年实现光储平价，经我们测算，2024-30 年风光装机 CAGR 预计 为 11.1%，同期储能装机 CAGR 有望实现 51.9%，平均储能配比由 10%/2.3hr 提升至 38%/4hr。核心驱动力来自多重因素共振：（1）美国降息预期提振储能预期回报，叠加 AIDC 负荷快速上升，带动光储外溢需求增长。2025-26 美国储能需求对应 110-205GWh 新增装 机量，较 2024 年 37GWh 保持 50%+年增速。（2）欧洲能源安全与 2030 年可再生能源目 标双重推动下，光储建设提速。英国、意大利、波兰的电力容量市场大储招标储备充足（到 2029 年需交付新增大储装机分别为 21.4GW、13.5GW、4.2GW）（3）澳大利亚推出 23 亿澳元的户用储能补贴政策（提供相当于初始投资 30%的折扣补贴）；印尼提出 100GW“宏 达光伏发展计划”，包括 80GW 分布式（以“1MW 光伏+4MWh 储能”形式）和 20GW 集 中式光伏；中东地区大型储能项目密集招标；海外新能源+储能市场增量空间持续扩大。 国内新能源系统平价将分“三阶段”逐步实现，2024-30 年国内风电光伏装机 CAGR 预计为 7.4%，同期储能装机 CAGR 有望达到 37.9%，储能配比预计由 2024 年 12%/2.3hr 提升至 2027 年 21%/3.2hr，2027-30 年配储加速，储能配比到 2030 年提升至 32%/4hr：（1）2025-26 年仍以独立储能为主要增量，满足电力系统调峰需求，并实现第一阶段风光储用电侧平价； 该阶段在满足欧洲碳边境税绿电比例要求下（即绿电利用率达到 70%+），20%储能配比 （GWh）、风光装机比为 7:3 的系统对应 LCOE 仅为 0.29 元/kWh，实现用电侧平价（用电 侧平价线为 0.394 元/kWh）。（2）2027 年光储用电侧平价，光储组合的平价将会摆脱风电 资源限制，打开新能源替代的新空间。（3）2030 年实现光储发电侧平价，储能项目不再受 限于负荷和灵活性资源需求构成的天花板，需求进一步提升。

问题三：电力电子龙头方为本色，公司如何成为电气化时代浪潮的 Alpha

公司在过去二十年的经营中建立了与之匹配的产品研发与市场拓展能力。逆变器与储能设 备属于“产品性能+研发创新”高度耦合的行业，客户对产品迭代频率和性能提升要求较高。 公司持续加大研发投入，研发人员长期占比超过 40%，2024 年已达约 7000 人，现已形成 涵盖集中式、组串式、户用及模块化等全品类产品体系。同时，公司渠道铺设广泛，自 2022 年以来海外营收占比超过 45%，并在全球设立 20 余家分支机构。海外市场毛利率较高（海 外毛利率约 40%V.S.国内约 20%），成为公司收入与盈利增长的重要引擎。我们看好公司作 为光伏逆变器和储能系统全球龙头，凭借深厚研发壁垒形成“懂电”优势，实现储能系统 高效并网和整体性能领先，同时通过构网型产品领航新技术发展。随着全球多地区新能源+ 储能陆续实现平价、新能源渗透率不断提升，公司有望在多个市场保持竞争力。

电力电子技术同源优势驱动多板块发展，公司完成全场景光储风氢的综合业务布局升级。（1） 公司作为风电变流器国产化主力，引领行业技术升级，2023/24 年，公司风电变流器全球出 货量达 32/44GW，市占率保持全球第一。（2）氢能业务 2021 年启动，三年时间跻身行业 前三，2024 年公司氢能项目签约市占率位列全国第一，并中标全球最大规模绿色氢氨醇一 体化项目（中能建松原氢能产业园示范工程），独占最大标段。25H1 全国电解槽中标容量 中公司市占率超 30%，同时海外订单占比超过 50%，国际化竞争力持续增强。（3）2025 年公司进一步切入 AIDC 赛道，拟涉足 800V 强电系统、SST、以及柜内电源等产品。我们 测算，到 2030 年全球柜外供电链路（UPS/HVDC/SST）与柜内服务器电源（PSU/BBU/ 超级电容）市场空间有望达到 2068、2541 亿元，2024-30 年 CAGR 约为 74%、64%；整 体市场规模有望超过 4600 亿元。我们看好公司依托深厚的电力电子技术底蕴与全球化市场 布局，在全球数据中心增长的浪潮下，持续打开电力电子产业空间上限。

为何我们认为无需对短期需求波动过度担忧？

市场对于公司光伏逆变器、储能需求的担忧主要集中在两方面：一是国内政策松绑对储能 需求的短期影响，国内 136 号文明确要求“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、 上网等的前置条件”，打破此前强制配储模式，短期储能需求面临一定不确定性；二是美国“大 而美”法案与关税政策波动，引发市场对公司新能源产品出口美国的担忧。从实际结果来看， 以上两方面因素的实际影响或低于此前悲观预期，我们认为：

新能源并网量增加导致调峰缺口扩大，2025-26 年国内独立储能刚需有望阶段性高增， 短期填补配储缺口；且部分省份新型储能容量电价机制先行，大幅改善了独立储能项目 经济性。中长期随新能源+储能实现系统平价（即 2025-26/27/30 年实现风光储用电侧、 光储用电侧、光储发电侧平价），新能源配储一体化模式有望加速铺开。

“大而美”新规下美国本土光储需求持续，光伏/储能项目补贴实际仍可延续至 2030/32 年，项目外资比例仍可维持在 40%-60%/25%-45%。公司核心出口产品，即光伏逆变器 与储能系统，或仍具备出口美国的可行性。回顾关税政策，201 关税及东南亚四国反倾 销与反补贴关税主要针对光伏组件，未涉及逆变器和储能系统；301 关税对非电动车用 储能电池税率自 2026 年起由 7.5%提升至 25%，公司可通过提前出货及产能转移策略 进行应对；此外考虑公司海外产能布局及关税政策调整，或进一步降低出口阻力。

国内：独立储能阶段性高增，调峰刚需+容量电价激励下弥合配储缺口

2025 下半年国内储能招标、中标量保持增长，独立储能贡献主要增量。此前市场对储能需 求的担忧主要源于 25 年初 136 号文提出，“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并 网、上网等的前置条件”，对应 2025 年 2-5 月国内储能招中标量同比增速确有放缓。“531” 光伏抢装结束后，6 月国内储能招标量超预期大增，实现同环比+210%/193%；8 月储能招 标、中标量同比大增，相比 24 年同期+70%/517%。拆分结构来看，独立储能成为国内储 能需求的主要增量。2025 年 1-8 月新增中标项目中，独立储能占比 59%（V.S.新能源配储 占比 5%），相比去年同期（2024 年 1-8 月独立储能占新增中标容量的 48%）进一步提升。

新能源并网量增加导致调峰缺口扩大，2025-26 年国内独立储能刚需阶段性高增。我们参 考电网对于各类电源和负荷的调峰影响进行分析，统计调峰能力供给端包括近两年新增煤 电、气电装机，以及抽蓄、充电桩和负荷响应能力的建设；统计调峰能力需求端则包括最 大负荷的增长，风光新能源间歇性出力带来的反调峰属性；综合两者我们预计，若不建设 电化学储能，2024-27 年全国电网调峰缺口累计为+158/+184/+248/+318GW，电网最大不 平衡缺口约 20%；因此 2025-27 三年独立储能建设的增长具有必要性。我们测算 25/26/27 年国内电化学储能至少分别新增 50/60/66GW，才能有效缓解电网调峰压力，远高于储能 3 年行动方案的 105GW 保底要求。因此我们认为，独立储能短期内有望弥合强制配储取消后 的配置缺口，带动储能需求迎来上行拐点；而到 2027 年随着调峰缺口的缓解，新能源消纳 空间再次打开，且光储实现用电侧、发电侧平价（我们将在“问题二”部分对平价进程进 行详细阐述），新能源配储模式有望加速铺开，推动储能装机中长期规模持续增长。

以容量电价为代表的各省储能支持政策落地，显著提振项目回报预期。独立储能可以通过 自主参加电力市场交易，实现现货价差套利、辅助服务、容量电价、容量租赁等多元盈利 模式。国家 136 号文政策发布后，各省（市）积极出台配套措施。甘肃、安徽、山东等地 率先引入容量电价，分别通过固定容量电价、与放电量挂钩的容量电价、储能实际市场化 可用容量占比等多类型定价机制给予储能项目保障型收益。以甘肃为例，25 年 7 月甘肃出 台 330 元/（千瓦·年）的容量电价机制。我们测算，在此前仅考虑峰谷价差与容量租赁的 情景下，20MWh 储能项目 20 年 IRR 仅为 3.8%；而引入容量电价后（我们假设容量电价 机制下储能项目不再参与容量租赁服务），IRR 可提升至 8.7%；若再叠加储能项目造价成 本下降，以及新能源全面入市后更多省份批发侧电力市场形成电价信号，独立储能峰谷价 差套利空间或进一步扩大。除容量电价政策外，其他地区也在探索多元化支持举措。河南、 青海通过重新确定辅助服务价格与明确成本分摊方式改善储能项目预期收益；浙江、江西、 四川则为储能项目提供优惠型充放电价格（如充电按低谷时段电价、放电按燃煤发电基准 价执行），或进一步提升储能项目收益预期。

美国：政策逆风影响可控，海外产能+关税成本传导或可护航出海

美国本土需求持续：“大而美”新规光/储补贴实际延至 30/32 年

市场此前担忧“大而美”法案可能全面推翻 IRA 中针对新能源和储能项目的补贴，从实际 通过的政策细则来看，调整力度相对温和：光伏/储能的补贴实际可延续至 30/32 年，有望 保障美国本土光储持续性需求，同时由于“安全港”原则要求项目在今明两年开工，也推 动了美国光储需求的集中抢装。回顾拜登政府时期《通胀削减法案》（IRA）对新能源项目 的补贴政策，45Y/48E（清洁电力生产/投资税收补贴）原定退坡时间为 2033 年或当美国电 力生产的温室气体排放量降至 2022 年水平的 25%以下（取二者中较晚的时间）： 1. 光伏：虽然新规要求 2027 年后取消对光伏项目的 45Y/48E 补贴，但政策设定了开工 豁免期，即在 2026/7/4 前开工并于 4 年内建成的项目，补贴不受影响。这意味着实际 享受补贴的光伏装机需求将延续至 2030 年。 2. 储能：“大而美”新规下 2032 年前补贴维持不变，2033/34/35/36+补贴退坡至此前额 度的 100%/75%/50%/0%。补贴驱动的储能装机需求在未来 8 年内仍有保障，后续需 求或受益于政策的进一步调整和光储实现平价后市场化驱动力的增强。 结合 EIA 2025 年 8 月公布的在运装机容量和装机规划，仅考虑“已规划的在建项目”， 2025/26/27 年美国光伏装机 Pipeline 分别为 32/36/40GW，并网储能装机 Pipeline 为 19/19/19GW，光伏/储能 2025-27 年平均新增装机相比 2024 年增长 19%/9%。

我们进一步探讨美国关税政策不确定性对公司光伏逆变器和储能系统产品出口的影响。10 月 10 日，特朗普宣布自 11 月 1 日起对中国进口商品额外再加征 100%关税，并拟实施针 对“所有关键软件”的出口管制，市场担忧美国出口前景存在不确定性。回顾历史，自 2018 年以来，美国陆续推出 201 关税、301 关税、东南亚四国反倾销与反补贴关税，以及 2025 年的多轮对等关税调整，贸易政策的不确定性持续存在。我们认为，公司核心输美产品： 即光伏逆变器与储能系统，或仍具备出口美国的可行性，主要基于以下三点判断： 1. 历史 201 关税及东南亚四国反倾销与反补贴关税：主要针对光伏电池与组件，而非逆 变器与储能系统，因此公司主要产品未被直接波及。 2. 301 关税：2024 年 301 关税进一步提高，其中光伏组件税率由 25%上调至 50%，自 2024 年 9 月起执行；而非电动车用储能电池税率由 7.5%升至 25%，自 2026 年执行， 因此公司在此期间可通过提前出货与产能转移策略进行应对。同时，逆变器税率仍维 持自 2020 年以来的 25%水平，压力相对可控。 3. 对等关税或仍有调整空间：2025 年以来的对等关税波动虽提升了外部不确定性，但参 考过去数轮关税政策调整，以及美国 AIDC 等带动的光储外溢需求偏刚性，考虑未来 关税政策或仍有调整空间，有望延长并护航公司对美出口的窗口期。

光伏逆变器：受美国外资限制新规影响或不大，海外建厂或能有效对冲关税风险

公司核心光伏出海产品为逆变器，在光伏项目总造价中占比较低，或免受“大而美”新规 对外资比例限制的影响。“大而美”法案新增对外资比例限制的条款，针对申领清洁电力生 产/投资税收补贴的光伏项目，外资开采、生产、制造成本在项目总造价中占比不得超过特 定上限。2026-29 年开工项目的外资比例上限值设定为 60%/55%/50%/45%，2030 年及以 后降至 40%。我们对美国光伏项目造价成本进行拆分，逆变器在户用光伏/集中式电站光伏 项目的总造价中仅占 10-15%/5-8%，低于光伏组件（15-20%/30-40%）和人工建造费用。 我们认为未来光伏项目外资比例上限逐渐收紧情况下，为满足补贴申领要求，本土化优先 级或更多集中于组件及其他高成本环节，对逆变器影响可能有限。

公司持续推进海外产能多元布局，未来或可通过海外产能出口缓冲关税政策的不确定性， 同时对冲 PFE 相关限制（Prohibited Foreign Entity）。公司现已在亚太、欧洲、美洲、中 东及非洲设有超 20 家分公司，并在泰国等建有海外生产基地。2025 年 4 月，阳光电源泰 国新工厂二期施工总承包工程启动，有望进一步扩大海外产能。参考美国对各国最新关税 政策（泰国对等关税 19% V.S.中国 10%对等关税+20%芬太尼关税），且 10 月 10 日特朗普 宣布，自 11 月 1 日起对中国进口商品额外再加征 100%关税；公司海外产能出口或能降低 其面临的实际关税成本，同时缓冲未来美国关税政策带来的不确定性。长期来看，公司可 进一步依托亚洲、美洲等国家的产能和销售渠道，通过海外集成、转运实现间接出口，进 一步解决关税和美国对外资比例限制带来的出口影响。

储能：调整电池采购策略或能满足本土化要求，价格传导有望减轻关税对盈利冲击

公司在储能领域的核心优势是高性能 PCS 与系统集成，或可通过海外产能转移/美国电池 采购集成策略满足本土化要求：相比光伏项目，“大而美”法案对储能项目外资比例限制更 为严格，即针对申领清洁电力生产/投资税收补贴的储能项目，2026-29 年外资开采、生产、 制造成本在项目总造价中占比不得超过 45%/40%/35%/30%，2030 年及以后上限收紧至 25%。我们对不同类型储能项目的造价进行拆分，储能总造价中电池占比较高，电站级大 储中电池占比超过 60%，如继续采用国内电池采购+集成出口模式，或难以满足美国本土化 要求，且在 2026 年后面临较高的关税成本（2026 年起，301 关税由 7.5%提升至 25%，以 及对等关税的不确定性）。我们进一步分析：（1）公司通过海外产能转移/美国本土电池采购 策略，能否对冲“大而美”法案对外资比例的限制，进而保留申领补贴的资格；（2）基于 售价端价格传导，测算不同模式下储能业务销售价格、成本及利润表现。

公司凭借 PCS 与系统集成技术优势或能将关税成本部分传导至售价端，保障公司盈利能力。 我们测算，在不考虑额外关税的影响下，我们测算中国储能系统出口美国的毛利率约为 45% （公司在海外市场储能系统毛利率约为 41%，美国地区毛利率相比亚洲、中东等地区较高）。 核心假设包括（所有美元成本价格均已换算为人民币元）：销售价格 1.15 元/Wh，相比美 国本土售价 2 元/Wh 较低，具有潜在提价和关税成本传导空间；系统成本 0.63 元/Wh，其 中电芯成本 0.38 元/Wh，低于美国本土电池采购价 0.6 元/Wh；假设除 301 关税提升外， 美国额外加征 10%对等关税+20%芬太尼关税（基于 8 月 12 日斯德哥尔摩会谈结果，暂不 考虑后续可能实施的 100%新增关税）。三种模式对应储能业务价格、成本及利润表现如下：

1. 情景一：国内电池采购+集成直销：在此模式下，公司出口需承担多重关税：储能电池 301 关税（2026 年起由 7.5%升至 25%）+对等关税 10%+芬太尼关税 20%。在售价 端，由于未满足清洁电力生产 45Y/清洁电力投资 48E 补贴的本土化规定（对于申领补 贴的储能项目，2026-30+年外资比例不超过 45%/40%/35%/30%/25%），公司产品将 面临 0.21 元/Wh 的补贴损失折价，相当于公司产品在美国最高可提价至 1.79 元/Wh （本土售价 2 元/Wh 减去补贴折价）。考虑到美国储能市场格局和公司的价格优势，假 设最终能将关税成本全部传导至售价端，意味着公司储能设备可提价至 1.45 元/Wh， 公司毛利率将从关税成本未传导时的 19%回升至 36%，盈利能力有所改善，但仍低于 无额外关税时的 45%水平。特朗普 10 月 10 日宣布自 11 月 1 日起对中国进口商品额 外再加征 100%关税，若未来关税政策进一步收紧，或成本传导及美国市场提价力度 不及预期，公司盈利能力仍将承受较大压力。

2. 情景二：国内电池采购+海外集成直销（以泰国为例）：通过东南亚建厂等产能转移方 式，公司可有效对冲 301 关税，仅需承担 19%的对等关税（以泰国为例）。由于该模 式同样未能满足 45Y/48E 补贴要求，产品在售价端仍面临约 0.21 元/Wh 的折价压力， 且考虑异地生产直销对应单位成本相比国内 0.63 元/Wh 增长 10%至 0.70 元/Wh。在 此背景下，若不考虑关税成本传导，毛利率将由国内直销模式的 19%提升至 28%；若 进一步实现全部关税成本向终端传导，对应毛利率有望达 35%。整体而言，海外集成 模式在降低未来政治风险不确定性方面具有优势，即使公司在美国市场关税成本传导 至终端不及预期，在此模式下仍能保持较稳健的盈利能力。

3. 情景三：美国本土电池采购+本土集成：若公司改用 LG 美国工厂生产的电池（假设采 购价 0.6 元/Wh，高于国内 0.38 元/Wh 约 60%），并在美国完成储能系统集成（假设 美国集成费用较国内高 20%），系统单位成本将上升至 0.90 元/Wh。因美国本土电池 采购和集成费用较高，若公司保持原有售价 1.15 元/Wh，则盈利能力低于国内直销/ 泰国海外工厂直销模式，但其优势在于可完全对冲 301 关税、芬太尼关税及对等关税， 并显著降低未来政策不确定性风险。同时，该模式可满足美国 45Y/48E 补贴申领标准， 相当于毛利可额外增加 0.21 元/Wh，提价后毛利率可回升至 34%。

问题二：系统平价储能是核心受益方向，行业重估为何刚起步

我们认为，对新能源平价的研究范式亟需从过去单纯的度电成本平价转变为系统成本平价， 以体现新能源可靠性、曲线匹配性等系统隐性成本。新能源+储能系统平价有赖于新的商业 模式，即通过优化风光储配比并提升储能循环次数，提供一条稳定的发电曲线，能够与实 际负荷匹配。系统平价的到来有望打破此前“新能源定储”的逻辑，带动储能行业重估。 我们认为行业发展结构将呈现出两大趋势：1）实现新能源供电可靠性提高（使其更接近传 统电源），需以储能配比和储能时长提升为抓手，因此储能需求增速将跑出相对于新能源装 机增速的 alpha，我们预计 2024-30 年全球储能、风电、光伏装机的 CAGR 分别为 44.5%、 13.9%、7.9%，储能增速显著快于新能源装机，到 2030 年全球储能新增装机有望达 1556GWh/年，对应万亿数量级的市场空间；2）海外市场在更高用户侧电价、更高传统电 源成本、更快降息节奏的加持下，或早于国内实现系统平价，因此海外储能需求增速将跑 出相对于国内储能需求增速的 alpha，我们预计 2024-30 年海外和国内储能装机 CAGR 分 别为 51.9%和 37.9%。对于阳光电源而言，公司在过去几年持续加大海外市场大客户和渠 道开拓力度，凭借电力电子基因和高研发投入优势，有望抓住本轮新能源配储系统平价和 海外多个市场光储需求释放的机遇，实现二次腾飞。

以储能为桥梁，从理论度电平价迈向系统全局平价

“平价”概念的重新定义，过去的平价是单纯的度电成本平价，但并没有考虑可靠性和电 价的分时性。我们在 2024 年 10 月 25 日发布的《新型电力系统 成本篇：多维解决消纳问 题，新能源迈入 2.0 时代》中测算，东西部地区风光度电成本在 2020-22 年已经相继实现 了相对火电机组的平价，也由此带来风光装机容量的快速增长，新能源实现了理论意义上 的度电成本平价。但实际上，行业内、电力系统内部并不完全认同这一论断，新能源装机 从 2024 年开始所面临的消纳问题也是新能源实际上并未实现系统全局平价的一种体现，

新能源的理论度电成本平价和系统全局平价之间存在差异，我们认为核心原因在于三点。 1. 新能源发电利用小时数远低于负荷侧，造成前置投资较高且对利率较为敏感。以我国 为例，负荷端利用小时约 7000 小时，而新能源风电光伏的年均利用小时仅 1100-2100 小时，远低于负荷侧以及其他传统电源装机。这意味着新能源装机容量需要达到负荷 侧的数倍才能提供所需的电量，带来更高的前置资本开支压力，特别是在高融资利率 的环境下将进一步带来初始投资障碍。 2. 新能源的可靠性成本过去并未得到充分定价。相比传统电源，新能源发电具备随机性、 间歇性、季节性特征，导致一般在电力系统规划中赋予新能源的置信系数一般在 5-10%， 远低于传统能源的 70%+。此外，新能源无法为电力系统提供运行所需的转动惯量， 也容易导致电力系统在出现局部故障时，问题被链式放大。上述供电可靠性问题，或 者说为应对新能源不可靠情景所造成的系统额外成本（调峰、备用等）未被充分定价。 3. 新能源波动性导致的实际电价低于理论电价问题未在项目回报率模型中得到充分体现。 由于新能源出力曲线和用户侧负荷曲线形态存在差异，在实际电力市场当中新能源所 接受的实际电价和平均电价存在差异（往往是更低），这一点在传统以单一电价水平为 参数的项目回报率 IRR 模型中并没有得到充分的考虑。

储能配套是风光新能源从理论度电成本平价迈向系统全局平价的桥梁。一方面，储能作为 一种可调可控的装机，在电力系统规划中一般被赋予高于新能源的置信系数（4 小时储能的 置信系数可以达到 40-50%，6-8 小时储能的置信系数可以达到 60-80%），因此通过配置储 能提升新能源的可靠性，是一种降低对电网备用或柴发备用依赖度的方式。另一方面，储 能的耦合可以使得新能源出力曲线与用电负荷更加匹配，使得发电侧能够铺捉到更高电价 时段的电力需求，从而提升项目的综合电价和项目回报率。

在此前 2025 年 9 月 22 日发布的《新型电力系统 商业篇：变革已至，系统平价带来能源需 求为王的时代》中，我们对海内外实现新能源+储能平价的时间节点，以及由此带动的风、 光、储装机需求进行了详细测算。我们采用蒙特卡洛模拟生成一年 8760 小时的风电出力曲 线、光伏出力曲线以及负荷需求曲线，实现对季节性和随机性的模拟，以此来更接近风光 储供需匹配的真实状态，并进一步基于风光耦合比例、超配率、储能功率/容量优化以及应 急备用等多个维度分析，计算在满足一定绿电利用率要求的前提下，当前和未来风光储项 目可以达到的度电成本和回报率水平，描绘海内外风光储的平价之路。具体结论如下： 1. 海外各地区有望在 2026 年实现光储平价，2024-30 年风电光伏装机 CAGR 预计为 11.1%，同期储能装机 CAGR 有望达到 51.9%，平均储能配比由 10%/2.3hr 提升至 38%/4hr。分地区来看，北美、欧洲历史新增储能规模大，2025/26 年仍为全球新增储 能装机的主力，中东及非洲、亚太地区随平价进程推进，2027 年起新增装机进一步提 速，成为贡献海外储能装机的主要增量。 2. 国内新能源系统平价将分“三阶段”逐步实现：2025-26 年仍以独立储能为主要增量， 满足电力系统调峰需求，并实现第一阶段风光储用电侧平价，新能源项目配储需求开 始释放；2027 年进一步实现光储用电侧平价，配储进入加速阶段；至 2030 年实现光 储发电侧平价，储能项目不再受限于负荷和灵活性资源需求构成的天花板，需求进一 步提升。2024-30 年国内风电光伏装机 CAGR 预计为 7.4%，同期储能装机 CAGR 有 望达到 37.9%，储能配比预计由 2024年 12%/2.3hr提升至 2027年 21%/3.2hr，2027-30 年配储进入加速阶段，储能配比到 2030 年进一步提升至 32%/4hr。

海外：2026 年平价将至，光储一体新业态有望多地开花

在系统平价的基础上，我们进一步从区域维度出发，分析各地区储能装机需求的增长动力， 基于政策支持和电网环境评估储能投资的潜力与必要性。

美国：降息周期或提升新能源配储项目投资回报预期，数据中心有望带动光储外溢需求

美国新能源配储项目回报率对利率较为敏感，0.5pct 利率下降有望带动 IRR 提升 0.5pct。 华泰宏观组在 9 月 21 日发布的《美国经济动能回升之际联储上调降息指引》中分析，9 月 会议如期降息 25 个基点，Miran 要求降息 50bp；联储对就业市场放缓风险担忧升温，点阵 图指示年内再降息 50bp。降息对新能源配储项目收益的提升主要通过三个路径实现：一是 降低融资成本，优化项目杠杆结构；二是降低贴现率，提高未来收益的价值；三是降低基 准投资回报预期：提升风光储项目相对于其他能源方案的经济性优势。由于新能源配储项 目初始投资较高，其预期收益对利率变化高度敏感。我们测算显示，利率每下降 0.5 个百分 点，项目股权回报率 IRR 可提升 0.5 个百分点。此外，美国降息周期还可能通过外汇市场 与宏观政策影响全球利率水平，或加速全球多地区光储平价进程。

另一方面，美国 AI数据中心推动的电力需求浪潮或面临电力供给瓶颈，带动光储外溢需求。 EIA 于 9 月更新了电源装机与退役展望，并预测美国 2025/26 两年电量增速在 2.3%/3.0%。 我们基于更新后的数据中心资本开支假设推算 25-26 美国本土每年有望新增 6-13GW AIDC 电力需求。而 6 个重点区域（占美国最高负荷 55%；以及涵盖主要数据中心聚集州）的增 量负荷预测年均在 15GW+，意味着非数据中心年均也将有 2GW+的增量负荷。综上，我们 测算美国最高负荷有望保持 2%以上增速（vs 2016-2024 年 0.5%的 CAGR），到 2026 年底 累计功率缺口或达 18-27GW。不同于燃气轮机的产能瓶颈与漫长安装调试过程，光储的供应链相对宽松，且和 SOFC 类 似部署节奏快、通常有望在 1-1.5 年内上线，对于近 2-3 年 AIDC 集中投运带来的电网压力 形成有效支撑。考虑 SOFC 仅 2GW 左右产能，在煤电半数推迟退役的情景下，短期负荷 仍有 11-20GW 的缺口，参考 PJM 的评估独立储能在电网中提供 40%的降额系数，折合储 能装机 28-51GW，按 4 小时配置相当于 2 年 110-205GWh 装机需求。相较美国 2024 年 37GWh 电化学储能装机量需要持续保持 50%+增速。

欧洲：大储补位引领储能装机增长，政策目标驱动下新能源配储发展可期

欧洲新能源渗透率高，电力基础设施呈现区域分散化特征，储能系统可有效平滑电网波动、 延缓电网升级扩容压力。欧洲各国电网互联紧密、相互依赖度高；加之可再生能源在发电 结构中的占比不断上升（2024 年新能源发电量占欧洲总发电量的 42%，其中风光合计约 20%），风光出力的间歇性和波动性进一步放大了电网的调节难度，对灵活性资源和稳定供 电能力提出了更高要求。在此背景下，储能容量建设能有效平滑电网波动、增强系统韧性， 成为促进新能源消纳和保障电力系统稳定运行的关键工具。

大储快速崛起，或成为支撑 2030 年可再生能源目标与能源安全战略的核心动力。欧洲历史 储能装机以户储为主，自 2023 年下半年起，随欧洲电价回归稳定，户储装机激励减弱，增 长有所放缓；电站大储基于其在保障供电稳定方面的必要性，以及系统平价趋势带来的储 能部署经济性提升，逐步补位成为储能增长主力：2024 年欧洲大储、工商储、户储新增装 机 8.8、2.2、10.8 GWh，同比+80%、+16%、-11%。随着 2030 年欧洲可再生能源目标进 一步上调，大储装机或成为未来储能增长的核心动力。根据欧盟委员会官网信息，RePower EU 最新规划将 2030 年可再生能源占比目标从 40%上调至 42.5%-45%，光伏装机规模预 计从2024年的338GW 翻倍至2030年的700GW，储能装机规模由89GW 提升至200GW， 以支撑欧洲能源转型与能源安全战略，降低对俄罗斯天然气和石油的依赖。在此背景下， 德国、法国、英国、意大利等主要国家结合本国装机现状，亦陆续制定光储增长规划和 2030 年目标，或进一步保障未来欧洲光伏与储能需求增量释放。

需求明确、目标上调的同时，一方面，供给端有充足保障，各国电网储能容量招标储备充 足，未来投产可预见性较强。我们统计英国、意大利、波兰根据电力市场容量招标计划， 在未来几年预计投产的电化学储能装机规模，预计到 2029 年需交付的大型储能装机规模分 别达到 21.4、13.5、4.2GW，为 2025-27 年大储投产的高速增长提供有力保障；除招标外， 希腊、芬兰正在推进数个储能在建项目，计划于 2025-26 年实现 900MW、251MW 的新增 储能并网，进一步贡献增量。另一方面，工商储表现亮眼。德国零售侧动态电价、希腊储 能 CAPEX 补贴等支持性政策从 2025 年开始生效，此外荷兰、英国电气化率提升推动的电 网扩容需求，或带动工商储需求的结构性增长。综合以上，根据 SPE 预计 2025 年欧洲大 储、工商储、户储装机或达到 16.3、3.6、9.8GWh，同比+86%、+63%、-10%；2025/26 年新增储能装机整体达到 29.7、41.9GWh，同比增长 36%、41%，市场增速持续上行。

欧洲电力市场机制成熟，为储能应用提供多元收益渠道，利好阳光电源作为高技术壁垒企 业的产品出口。 欧洲已建立起较为完善的电力市场体系，包括现货市场、容量市场、调频 服务市场、其他辅助服务市场等机制，推动储能项目收益模式实现多样化，当地储能项目 经济回报驱动性更强，也因此市场竞争环境更为良性。客户产品采购从单纯关注初始投资 CAPEX 成本，转向全生命周期运行成本 OPEX 的优化，并进一步关注产品能否按时并网、 运行转换效率、调节能力等技术性能。在这种市场需求结构下，阳光电源作为具备深厚电 力技术积累、高并网效率和强产品壁垒的企业，竞争优势进一步凸显。

亚洲：缺电压力叠加基建薄弱，离网/并网光储成供电首选

缺电压力和电网可靠性不足的制约下，亚洲各国正积极推进新能源装机和储能配套政策规 划，以保障电力稳定供应并顺应全球能源转型趋势。亚洲是全球电力需求增速最快的地区， 2014-24 十年发电量复合增速为 4.56%。从政策层面看，多个国家已设立明确的光储发展 目标：印度计划 2026-27 年光伏累计装机达 186GW，相比 2024 年装机量翻一倍（2024 年印度光伏装机量为 97.6GW），此外新增光伏项目需配套超过 10%的储能容量且储能时长 不少于 2 小时；越南提出 2030 年光伏装机达 46-73GW 的目标（2024 年 18.7GW），同样 设定 10%/2hr 配储要求；泰国、马来西亚虽未强制配储，但已提出配储建议或制定未来 5-10 年的储能装机蓝图，凸显了光储在未来亚洲电力系统中的重要地位。 印尼 2025 年 8 月正式启动“宏达光伏发展计划”，光储微电网相比传统柴发具有成本优势， 或成为解决地区缺电挑战的重要路径。印度尼西亚 8月正式宣布启动“宏达光伏发展计划”， 目标在五年内建设 100GW 太阳能装机，其中包括 80GW 分布式光伏，通过“1MW 光伏 +4MWh 储能”的微电网系统覆盖约 8 万个村庄，解决农村缺电问题；以及 20GW 集中式 光伏，为工业园区和数据中心等高耗能用户提供绿色电力。印尼能源部测算显示，项目落 地后农村电价有望降至 0.12-0.15 美元/度，较传统柴油发电 0.20-0.40 美元/度下降 40%以 上。我们看好亚洲电气化进程加速、电力需求快速增长，以及基建积累相对薄弱带来的新 能源配储经济优势，将持续推动光储需求释放，为市场空间拓展提供长期支撑。

澳大利亚：户储支持新政带动需求增长

补贴政策驱动下户储装机增长强劲。根据 AEMO 和 Clean Energy Council，澳大利亚 2024 年大储、户储新增装机分别实现 1.13GWh、0.75GWh，同比增长 36%、62%。2025 年 7 月 1 日起，由澳大利亚政府资助的总规模 23 亿澳元的 Cheaper Home Batteries Program 正式生效，针对装机容量在 5–50 kWh 之间的与家庭光伏配套的储能装置（需能接入虚拟电 厂）提供相当于初始投资 30%的折扣补贴，补贴额度会根据储能电池成本的下降而逐步退 坡直至 2030 年全面退出。这一计划旨在补贴家庭安装太阳能储能电池的成本和居民用能成 本。政策落地后效果显著：2025 年 7 月单月新增户用储能达到 19592 套（对应容量 356.6 MWh），约相当于此前年份单季度新增总量，呈现大幅提升趋势。

中东：能源转型需求叠加低成本优势，有望崛起为全球光储市场新增长极

核心动力来自能源结构转型需求与光储布局的低成本优势，新能源配储有望逐步替代石油 和天然气依赖。中东地区历史能源结构以石油和天然气为主导，2024 年化石能源占总发电 量比例高达 95%。在全球能源转型趋势和区域经济多元化驱动下，中东主要国家陆续推出 可再生能源发展目标和油气替代计划。沙特阿拉伯计划在 2030 年前实现 40GW 的太阳能 装机容量，相关项目由 ACWA Power、Masdar 等企业主导开发；阿联酋作为第 28 届联合 国气候变化大会的主办方，全面启动清洁能源转型，计划到 2030 年提升新能源装机至 14GW（当前为 6GW），其中光伏占据主体地位。阿曼、约旦也分别提出了到 2030 年实现 30%、到 2050 年实现 50%的可再生能源发电占比目标。此外，凭借项目规模效应、配套 硬件价格低、劳动力成本低以及丰富的太阳能辐射条件，中东 2h/4h 储能项目造价较欧美 低 30%-40%，成本优势或进一步推动光储一体化项目部署。截至 2025 年 2 月在建、招标 中、设计中储能项目规模分别达到 21.7、8.8、19GWh，为近年需求增长保驾护航。

国内：三步走推进 25-26/27/30 年实现风光储/光储用电侧/光储发电侧平价

国内我们基于绿电利用率提升，从成本优化和系统优化角度出发，要使得绿电利用率（即 负荷需求由绿电满足的比例）提升，储能的配套率会非线性提高。由于风光资源具备波动 性，因此在提升绿电利用率的过程中，风光出力匹配负荷曲线的难度亦相应增大，可以通 过风光配比优化、风光超配、引入储能这三种方式来提升出力曲线和负荷曲线的匹配度。 当绿电利用率处于 0-30%区间，系统无需储能投入且弃电率较低；30-70%阶段主要通过提 升新能源装机量和优化风光配比来满足负荷需求，开始出现一定弃电；当绿电利用率大于 70%时逐步引入储能配置需求，但仍主要通过风光装机耦合优化和超配控制成本；80-95% 区间，系统对储能的边际依赖快速提升，而在 95–100%阶段，系统需应对持续时间较长的 季节性缺口，储能成本将成为核心成本增加项。虽然通过超配一定比例新能源可以通过抵 消短时波动，尤其是在 80%-95%的绿电利用率区间可以有效降低储能配比需求，但是由于 新能源存在季节性长时波动，我们注意到在绿电利用率要求达 95%以上时仅通过超配来实 现与负荷需求的匹配难度较大，收益边际快速递减，此消彼长之下进一步催生配储需求。

长远来看，新型电力系统会从发电平价，到系统平价，再到最终的完全平价。而按照风电， 光伏和储能的价格发展态势，我们可以看到在任一时点，具备风光储平价特性的组合方式 是一个区间、而不是一条线，因此，一方面在经济性扩散的过程中，行业内将呈现多种商 业模式百花齐放的形式；另一方面系统平价也会分为三步走，从风光储平价到光储用电侧 平价，再到光储发电侧平价。 1. 第一步，满足出口绿电比例需求（70%+）的风光储平价；在满足欧洲碳边境税绿电比 例要求下（即绿电利用率达到 70%+），我们测算，20%储能配比（GWh）、风光装机 比为 7:3 的系统在实现 75%-80%绿电利用率情景下，对应 LCOE 仅为 0.29 元/kWh， 已实现用电侧平价（用电侧平价线为 0.394 元/kWh）。参考宁德项目等案例，产业内 已按照风光储的逻辑实现了项目落地，与我们的测算吻合。 2. 第二步，用电侧光储平价，摆脱风电资源束缚；随着光储成本的下降，风电在项目组 合中的占比可以继续下降，我们测算到 1H28 的光储成本和循环次数下，以 70%绿电 利用率，国内可以实现光储用电侧利用小时平价。考虑赤道无风带等风电资源限制区， 光储组合的平价将会摆脱风电资源限制，打开新能源替代的新空间。 3. 第三步，发电侧光储平价，95%利用率等效，新能源装机需求进一步增长。不同于用 电侧平价后仍具有负荷和灵活性资源需求构成的天花板，发电侧平价将进一步释放新 能源与储能装机需求。随着双碳目标的深入，绿电在系统中的比例必须进一步提高， 也即市场所讨论的，以光储为主体的电力系统，能够在 95%利用率水平实现平价（全 年维度传统电源/电网备用的调用几率低于 5%）。

问题三：电力电子龙头方为本色，为何阳光是电气时代 Alpha

公司在过去二十年的经营中彰显出了优秀的市场嗅觉，以及与之相衬的产品研发迭代能力、 销售拓展能力，实现了从集中式光伏逆变器龙头到全场景光储风氢龙头的华丽升级。凭借 高研发投入与全球广泛渠道布局，公司在逆变器和储能领域持续巩固行业龙头地位，并依 托电力电子基因的“懂电”优势，在储能领域实现快速并网调试与产品性能领先，并率先 发力构网型新技术路线，持续引领行业发展。同时，公司积极拓展氢能和 AIDC 等新兴业务。 在氢能领域，公司三年内跻身行业前三，2025H1 全国电解槽中标规模中公司市占率稳居行 业首位。公司进一步将能力边界拓展至 AIDC 柜内外电源产品。我们测算到 2030 年全球柜 外供电链路（UPS/HVDC/SST）与柜内服务器电源（PSU/BBU/超级电容）市场空间有望 达到 2068、2541 亿元；整体市场规模有望超过 4600 亿元，按 AIDC 电源业务公司全球市 占率 10%测算（参考储能系统 2023-24 年全球市占率约 11-14%），AIDC 业务板块远期有 望为公司带来超过四百亿元营收增量。 展望未来，我们认为公司不仅是逆变器与储能龙头，实际上是电力电子龙头。公司凭借对 电力电子、电化学及电网技术三电领域的深刻认知，能够打通光、储、风、氢、AIDC 全业 务链条，成长为“电气化时代的西门子能源”——即，其核心竞争力不仅在于单一类型产 品，更在于电力电子基因下与电网的深度适配能力及多元业务拓展能力，进而有望响应新 型电力系统带来的新需求，把握电气化时代的发展机遇。

研发驱动与全球渠道双轮共振，筑牢公司行业龙头优势

公司业务起源于光伏逆变器，后凭借深厚的电力电子技术积累，逐步在储能领域发力，布 局储能变流器（PCS）制造及储能系统集成业务，电力电子基因深植于企业发展脉络之中。 逆变器与储能系统均属产品+研发耦合型行业，客户对性能、效率与可靠性的迭代需求，对 企业的技术创新与快速响应能力提出了更高要求。公司一方面持续加大研发投入，不断推 动产品升级，以技术创新巩固行业竞争优势；另一方面积极拓展全球销售与服务网络，覆 盖美国、欧洲、中东等高毛利海外市场，出海贡献二次增长曲线并强化龙头地位。研发与 渠道优势也为公司业务多元化拓展及 AIDC 等新兴电力电子市场机遇的把握奠定了基础。

公司深耕研发，高研发投入与领先技术优势构筑行业竞争壁垒。公司持续加大研发投入， 研发人员长期占比超过 40%，2024 年已达约 7000 人，显著高于行业其他公司。依托雄厚 的研发能力，公司现已形成覆盖集中式、组串式、户用、模块化等全品类、超 20 种型号的 逆变器产品体系，以及覆盖 10-40kWh 户用储能、200-900kWh 液冷工商业储能和 3000-6000kWh 大型电站储能的多层次产品矩阵。研发费用投入和专利积累进一步强化了 公司的技术护城河，2024 年公司研发费用达 31.6 亿元，累计申请专利 9401 项，其中发明 专利 5081 项、实用新型 3708 项、外观设计 612 项；强大的研发能力和专利储备使其能快 速响应市场变化与新兴需求，优化产品结构与全球市场布局，稳固其行业竞争优势。

公司渠道铺设广泛，海外市场已成为其营收和盈利增长的重要引擎，我们看好 2026 年起全 球各地区新能源+储能陆续实现平价进一步带动装机需求增长，公司凭借广泛渠道布局和本 地化服务能力积累，或进一步受益于海外多地区需求释放。截至 2024 年年报，公司已在全 球设立 20 余家分支机构，形成五大服务区域，搭建超 520 个服务网点和数百家核心渠道合 作伙伴，业务覆盖 180 多个国家和地区，并拥有 1774 名海外员工，全球化运营能力持续增 强。海外业务作为公司业绩增长的重要贡献，2022 年以来，海外营收占比超过 45%，2023-24 年保持在 300 亿元以上高位，2025 年上半年受益于美国政策不确定性带来的抢装效应及多 地区大储订单交付，海外营收占比进一步提升至 58.3%。海外市场盈利能力较高，以储能 系统为例，公司在美国、欧洲市场储能毛利率高达 45%，海外整体毛利率在 40%以上，显 著高于国内（国内储能毛利率～25%）。展望 2025 下半年，我们预计美国市场光伏逆变器 与储能抢装行情仍将延续（“大而美”法案要求光伏项目在 2026/7 前开工以获取补贴，叠 加关税政策不确定性刺激前置需求）；2026 年起，随着全球各地区新能源+储能陆续实现平 价，欧洲、中东等地光储需求有望释放，叠加美国 AIDC 建设带来的光储外溢需求，公司在 海外高毛利业务板块有望保持增长，盈利弹性进一步强化。

耕耘光伏逆变器二十余载，从中国龙头走向世界领先

光伏逆变器：海内外齐飞、集中式组串式并举，地面电站与分布式并进。阳光电源自 1997 年成立以来长期深耕光伏逆变器领域，是国内最早从事逆变器产品研发生产的企业。市占 率的提升并非一簇而就，公司光伏逆变器全球市场份额经历了三个阶段：1）2010-15 年， 公司全球市占率从 3%提升至 18%，随中国市场需求增长而迅速提升并在 2015 年首次成为 全球龙一；2）2016-19 年，公司全球市占率稳定在 13-17%这一平台，其中 2018-19 年受 中国内需转弱市占率有所下降；3）2020 年以后，公司国内、海外市场开拓并举，完善了 集中式、组串式逆变器产品序列，拓宽了地面电站、分布式电站销售渠道，加速对海外企 业替代，从而实现了市占率的快速攀升，于 2020 年实现 19%的市占率，首次超越了 2015 年水平，此后逐年稳步提升，至 2024 年公司全球光伏逆变器市占率达到 25%。

1. 从中国市场走向全球舞台：2011-15 年，海外市场在债务危机后萎缩而中国本土光伏 市场在政策支持下崛起，中国市场占光伏终端需求的比例从 7%提升至 31%，公司光 伏逆变器全球市场份额随中国光伏市场全球需求占比增长而增长，同期市占率从 3% 提升至 18%。公司在 2015 年首次超越连续多年排名全球第一的欧洲企业 SMA，成为 全球光伏逆变器出货量最大的公司。2016-18 年国内光伏需求占比达到 46-56%，公司 全球份额亦维持在 15-17%。2018 年国内光伏“531”政策出台后下半年需求开始大 幅回落，2019 年国内需求占比跌至 29%，同年公司全球市占率跌至 13%。面对国内 需求的不利环境，公司逆势加大了对海外市场的拓张力度，在 2018 下半年实现首个海 外逆变器工厂投产，2019 年强化全球化支撑能力建设实现海外出货 87.5%的同比增长， 2020 年实现在海外多个国家地区市占率第一，2021 年凭借半导体供应链优势在紧缺 环境下继续实现份额突破，全球市占率首次破“2”达到 21%，此后继续稳步提升， 2024 年达到 25%。 2. 从集中式逆变器向集中式、组串式技术路线并举：光伏逆变器方面，公司最初以集中 式产品为主，2003 年并网中国首台具有自主知识产权的光伏逆变器，至 2011 年涵盖 集中式与组串式两类共 4 个型号（参考 2011 年公司招股书）。随着分布式光伏加速发 展以及集中式电站应用组串式逆变器比例的提升，全国组串式逆变器占比由 2018 年的 60%提升至 2023/24 年的约 80%，公司同步推进产品迭代升级，现已构建涵盖集中式、 组串式、户用、模块化等全品类、超 20 种型号的逆变器产品体系。 3. 从地面电站王者到地面电站、分布式逆变器双冠： 2021 年以来，随海外户用及工商 业新能源装机加速，公司敏锐把握行业趋势，加大在欧洲、美国、日本、中国等市场 的渠道布局，积极拓展分布式产品市场，2020/21/22/23/24 年公司光伏逆变器销售中 分销（户用+工商业）占比分别为 24%/28%/37%/35%/35%，顺应行业变化实现分销 业务的大幅增长。2024 年，我们估算公司户用逆变器、工商业逆变器全球市占率分别 达到 18%、24%。

构网型技术领航储能系统发展，高研发壁垒铸就“懂电”优势

公司自 2006 年即前瞻性切入储能领域，早期以大储产品为核心，后持续拓展产品谱系，有 望适配平价时代的多场景装机需求。2006 年，公司储能变流器 SC50 首次应用于工业储能 系统，标志其储能业务初步启动。2020 年起储能业务布局加速，2020-24 年间储能营收 CAGR 达 115%，储能业务营收占公司总营收比例由 2020 年 6%提升至 2024 年 32%。公 司早期以大储产品为核心，伴随 2021 年以来海外户储市场的快速崛起，公司敏锐捕捉行业 趋势拓展产品线，2024 年户储产品全球市占率达 7%，大储产品以 19%的市占率保持全球 领先，储能总出货量占全球市场的 14%，不断巩固龙头地位。目前，公司已形成覆盖户用、 大型集中式等多场景、十几种型号的储能系统产品谱系，并在储能变流器等核心技术环节 具备优势，有望满足平价时代下储能装机需求释放所带来的多元化需求。

规模效应和高效供应链管理强化成本控制能力，支撑储能业务高盈利能力。回顾公司历史 成本管理表现，2020-24 年，随行业产能扩张与技术成熟，储能设备整体价格下行；公司通 过优化成本管理及供应链原材料采购等环节，实现单产品成本与售价同步下降，毛利率保 持稳健。2021-22 年，上游关键原材料（以碳酸锂为例）价格大幅上涨，公司毛利率一度降 至历史低点（2021Q4 降至 13.2%）。依托行业龙头地位，公司在供应链中保持强议价能力， 并利用规模优势强化成本控制，同时依托海外高毛利市场拓展，毛利率自 2022Q1 起快速 回升。目前市场原材料价格已回落至低位，而公司在供应链管理方面保持高效，未来有望 在规模优势放大及高附加值产品出海推动下，进一步提升盈利能力。

深耕研发掌握电力变换、控制及安全管理等核心技术，“懂电”优势体现为储能系统高效并 网和产品整体性能领先。公司在交付效率与技术性能方面均有突出表现。以托格若格高海 拔共享储能电站为代表，公司将行业普遍 90 天的并网周期缩短至 25 天，提速超 70%。最 新推出的 PowerTitan 3.0 系统，结合全栈自研的“灵犀交付系统”，将配置检查由 15 天压 缩至 30 分钟，实现“到站即配网”；同时，“一键交付前巡检”将原本需 2 天的人工检测缩 短至 30 分钟，提升交付效率。在技术性能方面，公司坚持“三电融合”路线，系统具备极 致的环境适应性（支持-40℃至 55℃运行，5000 米海拔不降额）、超高空间效率（能量密度 超 500kWh/m2），不仅节省约 45%土地与 10%线缆成本，降低初始投资，还有利于保障项 目全生命周期的安全性，节约运维费用。交付效率和技术性能上的双重优势成为其巩固储 能领域核心竞争力的关键。

我们估算 2024 年，公司整体储能系统全球市占率达到 14%，并在中国、中东、欧洲、美 国等重点市场占据领先地位。在中国市场，公司持续加大产品技术研发并深度参与构网型 电网标准制定，凭借构网型先发优势，有望在未来充分发挥储能对电力系统稳定性的支撑 作用。公司进一步将“懂电”优势复制到海外市场，产品成功适配美国数据中心高负荷增 长需求，以及欧洲和中东地区复杂多变的电网环境，展现出强劲的海外市场拓展能力。2024 年以来，公司持续在国内外斩获储能标志性大单，典型项目包括沙特 ALGIHAZ（7.8GWh）、 英国 FidraEnergy（4.4GWh）、欧洲 SUNOTEC（2.4GWh）、智利 Zelestra（1GWh）等。

1. 在国内市场，公司率先发力构网型储能领域，有望引领新一轮储能升级浪潮。我们预 计国内有望在 2025-26/27/30 年陆续实现风光储平价/光储用电侧/光储发电侧平价，带 动装机需求释放。平价时代新能源与储能增长背景下，电力系统对稳定性与灵活性的 要求会进一步增强。在技术侧，构网型储能凭借自主同步机制建立稳定的电压和频率 信号，相较于传统跟网型储能，在新能源占比高、电网稳定性差的情景下具有更强的 系统调节和支撑能力。2024 年 7 月 1 日起储能 PCS 新国标 GB/T 34120-2023 和 GB/T 34133-2023 正式实施，明确了无功响应、调节时间等一系列构网型技术指标，为行业 技术升级指明方向。公司敏锐捕捉构网型需求率先布局，早在 2023 年便推出业内首个 以光储构网型控制技术为核心的《干细胞电网技术白皮书》，奠定技术领先基础；2024 年，公司进一步取得突破，其搭载干细胞电网技术的储能变流器获得全球首个构网技 术标准认证；同年 9 月，公司预中标华能西藏光伏项目配套的 40MW/160MWh 构网型 储能系统。随着电力系统对稳定性和灵活调节需求的日益突出，构网型储能战略价值 凸显或带动公司市场竞争力进一步提升。

2. 在美国市场，电力紧缺与数据中心扩张凸显公司“懂电”核心竞争力。美国能源部电 力资源充裕性报告预测，到 2030 年美国电网最高负荷相比 2024 年将增长超过 100GW （CAGR 2.3%，其中 50GW 来自数据中心）。以数据中心密度最高的电力市场之一 PJM （覆盖弗吉尼亚、宾夕法尼亚等 13 个州）为例，其 2026/27 周期容量电价达到 $329.17/MW·天，同比增长 22%，体现负荷上行背景下备用容量的需求上涨。阳光 电源凭借在电力电子领域的深厚技术积累，形成了在高效并网和储能系统整体性能上 的核心优势，使其能够为数据中心高负荷下的稳定供电需求提供支撑，并在技术层面 相比特斯拉等主要对手保持竞争力，具备提升售价（传导关税成本）的潜力。

3. 在欧洲和中东市场，公司产品具有应对复杂气候与离网条件下的适应性优势：欧洲气 候复杂、电网高度互联且客户分散；中东电网基础薄弱，新能源与储能项目多位于沙 漠、远离主网；上述自然条件均要求储能系统具备更高的适应性，公司构网型储能产 品因此成为满足这一需求的重要解决方案。以欧洲为例，2023 年 12 月，英国与法国 互连器 IFA1 跳闸造成约 1GW 电力损失，电网频率瞬间跌至 49.3Hz。阳光电源在英 国门迪运行的百兆瓦级储能系统在 1秒内完成启动响应，使电网频率在 5分钟内恢复， 成功避免大范围停电。中东跨国输电线路稀疏且分布不均，当地基础设施薄弱进一步 强化未来公司构网型储能在快速响应和电网稳定性保障方面的竞争优势。

电化学、电力电子、电网技术“三电融合”，业务多元布局突破能力极限

电力电子技术同源优势驱动多板块协同发展，公司能力边界已向光储之外多次拓展。一方 面，在新能源投资开发领域，公司积极推进集中式与分布式光伏电站、光储充一体化、家 庭屋顶太阳能及风电场等多类型项目建设，截至 2024年12月累计开发电站容量达 54GW， 位居全球光伏电站开发商首位，过去三年（2022-2024年）相关业务占公司总营收 25%-35%， 毛利率保持在 10%-20%之间。另一方面，公司将电力电子“基因”延伸至新能源汽车电控 及电源系统、智慧运维、充电设备、氢能装备等高技术新兴板块；虽当前营收规模占比较 小，但毛利率维持在接近 30%水平，并在全球市占率及服务网络方面取得领先优势：如水 面光伏系统连续 7 年全球市占率第一，充电设备覆盖全球 6 大区域并设有 490 余个服务网 点。随相关技术不断突破，新兴业务板块与产品布局有望成为未来的重要业绩增长点。

风电变流器国产化主力，引领行业技术升级。风电机组通过变流器实现变速运行，从而使 风轮的转速处于最佳发电功率，同时将风力发电机发出的不稳定的交流电能，经过交流-直 流-交流转换，变为稳定的、符合电网电能质量要求的交流电能馈入电网。风能变流器以控 制复杂、可靠性及稳定性要求高为主要特点，是风电机组的关键部件之一。 2006 年以前， 我国风电变流器市场几乎被国外厂商垄断，2004 年 10 月阳光电源自主建设了 110 千瓦双 馈风机拖动试验平台，研发了可与 1.5 兆瓦-2 兆瓦双馈式风力发电机组配套应用，还可应 用于大功率同步直驱式风力发电机组的大型风力发电用交直交并网变流器，并于 2006 年 1 月通过省级鉴定。2006 年，公司承担了“十一五”国家科技支撑计划中 1.5MW 以上风能变流 器的研发课题，推出 1.5 兆瓦双馈变流器、850 千瓦和 2 兆瓦全功率变流器产品。2010 年 10 月，公司 2 兆瓦全功率变流器通过国际权威检测机构 Intertek 的测试，成为国内首个通 过欧盟 CE 认证的风能变流器产品。随着风电平价时代到来，风电机组向大兆瓦方向发展， 阳光电源持续迭代产品，2020 年公司 3MW-12MW 多款三电平变流器等产品率先开始为国 内多家主流整机厂批量配套供货，2021 年、2022 年公司持续推升大兆瓦变流器产品到 15MW、16MW 平台，在全球风电变流器市场保持领先。2023/24 年，公司全球风电变流器 出货量达 32/44GW，同比增长 40%/37.5%，市占率保持全球第一。截止 2024 年年报，公 司海上 26MW 全功率风电变流器样机顺利下线，海上 18MW 风电变流器实现批量应用。

氢能业务后来居上，电力电子认知优势匹配行业痛点，三年时间跻身行业前三。阳光氢能 成立于 2021 年 6 月，为阳光电源控股子公司，孵化于 2019 年设立的氢能事业部。凭借母 公司在电力电子领域的深厚积累，公司针对氢能产业痛点，即氢电融合形成深刻的技术理 解和解决方案，实现在氢能领域技术话语权和市占率从零到领先的跨越。公司在国内率先 提出柔性制氢概念并推出柔性制氢系统解决方案，基于柔性组网、电力电子、能量管理等 六大核心技术，聚焦 PWM 制氢电源、电解水制氢设备和智慧氢能管理系统三大核心环节， 充分适应新能源功率的快速波动与间歇性特征，实现“荷随源动”，在 30%功率下稳定运行， 并支持 5%/秒的功率变动，大幅提升电解槽对电网的适应性。凭借领先技术，公司迅速实 现市场突破：2023 年即跃居国内项目中标及签约市占率全国第二；2024 年公司签约市占 率位列全国第一，并中标全球最大规模绿色氢氨醇一体化项目——中能建松原氢能产业园 示范工程，独占最大标段，且成为业内唯一一家实现制氢电源与电解槽双双中标的企业。 最新 25H1 氢能业绩再度领先，国际化加速显现。截至 2025 年上半年，全国电解槽中标规 模累计 256MW，其中阳光氢能中标市占率超 30%，稳居行业首位。同时，公司海外业务 快速拓展，成功中标阿曼 320MW 绿色合成氨项目的最大份额，并在意大利、巴西等市场 斩获订单，海外订单占比超过 50%，国际化竞争力持续增强。

进军 AIDC 赛道，延伸电力电子触角有望进一步打开业务增长空间

大模型迭代与应用侧突破共同驱动全球 AI 算力需求加速释放，供电链路与服务器电源环节 迎来成长 Alpha。随 AI 大模型的持续升级及训练、推理场景的快速扩张，全球 AI 算力需 求呈现快速增长趋势。我们基于 Visible Alpha 一致预期，假设 GPU 功耗占比 60%、PUE 为 1.2（Power Usage Effectiveness，PUE = 数据中心总耗电量/IT 设备耗电量），预计 2024-30 年全球数据中心新增装机量由 8.3GW 提升至 96.1GW，对应 CAGR 达 50.5%；同 期全球机柜功率由 6.9GW 增长至 80.1GW。中国、美国市场预计贡献主要增量，2030 年 合计占全球数据中心总新增容量约 75%。在 AIDC 数据中心投资结构中，非 IT 设备中电力 电子类设备占比约 50%，其中柜外供电链路（UPS/HVDC/SST）与柜内服务器电源 （PSU/BBU/超级电容）两大环节，随芯片型号快速迭代升级有望实现价值量提升，在数据 中心产业链中具备成长 Alpha。

我们基于数据中心装机量、技术路线测算柜内外电源的潜在市场空间，核心假设包括： 1. 柜外电源：随 AI 算力需求快速释放，数据中心（IDC）加速向 AIDC 进化，高效服务 器电源需求随之增长。我们预计 800V HVDC 方案渗透率将持续上升，带动一次电源 价值量随之提升。海外市场方面，以 NVL72、NVL144 等高功耗机柜方案的推出为代 表，我们假设未来高功耗芯片（如 GB、Rubin 系列）将由 800V HVDC（中压整流及 SST 技术）的柜外电源供电，带动 800V 中压整流及 SST 方案渗透率提升。国内受出 口禁令及技术逐步发展等影响，预计国内电源结构演进较海外落后约 1-2 年。 2. 柜内电源: 单机柜功耗上升推动 PSU 输出功率要求提升。例如，2025 年 OCP EMEA 峰会上，Meta 公布 ORV3HPR（高功率机架）V2-V4 代蓝图，其中 HPR V2 将单模块 功率从 5.5kW 提升至 12kW。我们假设 5.5kW PSU 将应用于 B 系列和 GB 系列芯片， 而下一代 Rubin 将使用 12kW 以上功率的 PSU。 我们看好公司在 AIDC 电源领域的中长期成长潜力，AIDC 业务有望进一步为公司打开电力 电子市场空间。我们测算到 2030 年全球柜外供电链路（UPS/HVDC/SST）与柜内服务器 电源（PSU/BBU/超级电容）市场空间有望达到 2068、2541 亿元，2024-30 年 CAGR 约 为 74%、64%；整体市场规模有望超过 4600 亿元。公司已于 2025 年 5 月设立合肥阳光源 智科技有限公司，布局 AIDC 电源业务。根据公司 1H25 业绩会交流，拟涉足的领域包括但 不限于柜外供电系统（含 800V 强电系统、SST 等）及柜内电源等产品，打通 AIDC 供电的 低高压直流系统解决方案。AIDC 与公司现有逆变器、储能业务在底层技术上高度协同，若 公司未来在柜内外电源市场的全球市占率达到 10%（参考其储能系统 2023-24 年全球市占 率约 11-14%，估计柜内外电源市占率），远期有望贡献超过四百亿元营收增量。我们看好 公司凭借深厚的电力电子技术底蕴、人才资源优势以及市场开拓能力，有望在 AIDC 时代的 业务拓展中打开电力电子市场空间上限。

（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。）