2025年电力设备新能源行业2026年投资策略报告：聚焦高成长，突围“反内卷”

1、 高成长板块：新科技、新技术、新发展

1.1 AIDC 高景气持续，电源环节乘势而起

1.1.1 全球 AI 资本开支快速提升，数据中心建设迎来加速

中美科技巨头展现强劲资本开支，算力投资有望持续提升。北美四大云厂商 META、谷歌、微软、亚马逊资本开支达到新高度，25Q2 分别同比增长 101%、 70%、23%、83%，同时部分企业在最新指引中上调其 25 年全年资本开支指引， 例如谷歌从 750 亿美元上调至 850 亿美元，META 从 640-720 亿美元上调至 660-720 亿美元。腾讯和阿里 25Q2 资本开支亦强势增长，分别同比增长 120%、 220%；中国企业资本开支相较于北美四大云厂商来说基数较低，中远期 Capex 仍有上调空间。阿里计划未来三年在 AI 基础设施投资 3800 亿元，并有望进一 步追加，阿里预计到 2032 年其数据中心容量将达到 2022 年的 10 倍，持续增长 的资本开支将有力推动数据中心建设超预期。未来随着中美科技巨头资本开支保 持强劲，全球算力投资有望持续提升。

全球数据中心建设已进入快速扩张阶段。随着全球科技巨头资本开支快速提升， 2025 年起全球数据中心建设有望迎来加速。根据 IEA 统计，2024 年全球数据中 心累计容量为 97GW，到 2030 年将达到 226GW，25-30 年年新增容量为 21.5GW （24 年新增容量为 14GW），其中中美两国占主要贡献，25-30 年年均新增分 别为 9.8GW、7.2GW。

1.1.2 AIDC 配电架构向 HVDC 和固态变压器 SST 演进

随着服务器功率提升，电力基础设施重要性显著提高，利好电源环节。近年来服 务器功率快速提升，一方面是因为随着技术的升级迭代，GPU 单芯片算力提升 导致耗能增加，例如英伟达 A100 芯片功率为 400W，而当前主流的 B200 芯片 功率已达到 1000W；另一方面，互联技术的应用能够将多个 GPU 联网在一起， 从而使得服务器机架功率密度大幅增长，例如英伟达服务器机架功率将从 2024 年的 120kW 提升至 2028 年的 1000kW 以上。从电力基础设施维度来看，更大 的服务器功率带来更高的电源需求，同时由于高功率、大电流导致输电损耗凸显， 因此对电源性能亦提出了更高的要求，有利于电源价值量提升。

为了满足服务器功率持续提升的需求，AIDC 配电架构向 HVDC 和固态变压器演 进。2025 年 10 月英伟达发布的《800 VDC Architecture for Next-Generation Al Infrastructure》白皮书，明确了数据中心配电架构发展路线。英伟达认为 800VDC 是下一代配电的最佳架构，因为从 415VAC 到 800VDC，相同截面积的 铜线传输功率可提升 157%；若提升到 1500VDC，效率可提升 382%，但短期内 1500VDC 电压难以在狭窄的机架空间内安全实施。此外，白皮书中亦强调了固 态变压器（SST）技术路线的重要性，英伟达表示正在探索中压整流器应用（将 中压交流电转换为 800VDC），并致力于将 SST 技术作为面向未来的设施配电 解决方案。

我国数据中心 HVDC 应用较早，海外则处于起步阶段，未来有望快速推广

我国 HVDC 应用从通信网络开始，而后推广至互联网企业数据中心。最初 HVDC 技术在传统通信运营商的通信网络中应用较多，主要是因为通信设备通常采用 -48V 直流供电，运营商对直流电系统相对熟悉。后期随着经验积累，互联网运 营商建设数据中心时对 HVDC 应用的需求也快速提升。 海外数据中心 HVDC 应用处于起步阶段，27 年起有望快速推广应用。一方面， 北美部分云厂商此前便开始设计 HVDC 方案，例如谷歌在 OCP2024 上提出其± 400V 供电架构；另一方面，维谛此前宣布其 800VDC 电源产品组合将在 26 年 下半年发布，以配合 27 年英伟达 Rubin Ultra 平台的推出，英伟达亦在此前宣 布其 800VDC 架构将于 27 年开始部署，以支持 1MW 及以上的IT 机架功率需求。

固态变压器（SST）方案效率更高，是数据中心直流配电系统的未来发展趋势。 SST 采用第三代功率半导体取代传统变压器进行调压和整流，系统链路短、效率 高、体积小、重量轻、控制方便。根据为光能源，SST 方案相较于传统 UPS 方 案端到负荷效率提升 3%以上；以 100MW 数据中心为例，若负载率为 90%，效 率每提升 1%，每年可节省 788.40 万度，按 0.8 元/kWh 电价计算，每年可节省 约 630 万元电费。 高频变压器是 SST 的核心组件，亦是核心技术难点，其关键技术瓶颈包括容量 小、损耗密度高、大容量电池设计难等，系统复杂且成本较高。

1.1.3 服务器电源向高功率密度发展，该环节壁垒较高

功率密度的提升是服务器电源的核心发展趋势。由于服务器机架通常为标准设 计，需要在有限的空间内应用更多的设备以实现更高的处理能力密度，因此对于 服务器机架内部的服务器电源来说，提升功率密度的重要性进一步凸显。根据 Navitas，2023 年服务器电源的功率密度为 100W/inch3，未来有望达到 180W/inch3，后续需持续关注下一代 AI 服务器架构对服务器电源功率的影响。 高端 AI 服务器电源市场格局较为集中，具有较大市场份额提升空间。当前 AI 服 务器电源主要以台达、光宝科技等台系厂商为主，麦格米特凭借进入英伟达供应 链，未来有望持续提高市场份额，并随着英伟达服务器的出货持续放量。

1.2 固态电池：产业化前夕，关注核心设备和材料

固态电池是锂电池技术进步的终局方向，全固态电池商业化量产尚需 3-5 年，半 固态量产应用正在发生。2024 年初以来，智己 L6 固态电池装车引发的第一轮行 情围绕氧化物半固态电池展开；24 年 11 月由宁德时代、华为等全固态技术进展 催化，围绕硫化物全固态电池展开。2025 年以来，全固态电池的科学问题基本 已经解决，行业进入了中试线到量产线的阶段，考验企业的工程化、产品化能力。 半固态电池也已进入应用阶段，其在车端的应用成本不断降低，上汽名爵 MG4 采用的第二代半固态电池，把半固态电池量产车的价格带下沉至 10 万元级别。 半固态电池对安全和性能提升方面有其难以替代的价值，因此在一些付费能力较 高的应用领域将率先获得订单突破，具有预期差。其中，氧化物半固态体系进展 较快，且氧化物半固态电池技术路线对现有液态锂离子电池工艺设备改动较小， 成本增加可控，但固固界面接触差的问题需要通过引入聚合物或添加液体来改 善。建议关注半固态电池新进入者、氧化物/聚合物固态电解质、凝胶层、添加 剂等增量材料供应商以及受益弹性较大的公司，核心看业绩兑现。

全固态电池产业化节奏明确，关注技术路线核心变化。2026-2028 年是全固态电 池商业化量产的关键节点，硫化物有望率先量产，据亿欧智库预计 2030 年全固 态电池市场空间将达到千亿元。从渗透率角度来看，全固态电池当前处于 0-1 阶 段，据 SMM 预计全球全固态 2030 年需求量预期 122GWh，渗透率 4%，2035 年渗透率近 10%。

全固态方向，硫化物电解质以及增量设备是 0-1 确定性较高的方向。 （1）材料端的核心变化在于硫化物固态电解质，其核心难点在于硫化锂的降本， 尤其还要兼顾硫化锂的纯度。 （2）设备端的核心变化在于前道干法工艺、激光设备、等静压等增量环节。干 法电极工艺是纯增量环节，省去了涂布、烘干、溶剂回收设备，增加了纤维化设 备，对辊压机要求大大提升。激光设备通过高精度、低热损、柔性化等特性，解 决固态电池厚极片加工、界面绝缘和电解质处理三大核心难题。等静压技术尤其 适用于硫化物固态电解质层的成型，解决界面接触问题，开始被引入到固态电池 生产领域。

1.3 氢氨醇：碳中和背景下不可低估的新市场

1.3.1 非电领域脱碳提供绿色甲醇消纳通道

国际海事组织的净零框架催生绿色燃料增量需求。2023 年，国际海事组织（IMO） 成员国就航运业脱碳的新路径达成一致，新的净零框架为：与 2008 年的航运业 温室气体排放相比，2030 年前减排 20%~30%，到 2040 年减排 70%~80%，到 2050 年实现净零排放。与此同时，航运业为实现 2030 年的阶段性减排目标， 近零排放燃料（NZF）的使用量占比需达到航运量燃料总用量的 5%~10%，即 0.6~1.2EJ 的 NZF（对应 1580~3160 万吨的重油当量）。

绿色甲醇是中期 NZF 的最优解。各类低温室气体排放燃料中， （1）生物柴油已经在船运业实现广泛应用。 （2）LNG 有着更高的能量密度、成熟的技术、完善的加注基础设施建设，可作 为短中期的过渡燃料，但是其本质仍为化石能源，全生命周期碳排放强度无法满 足 IMO 的 2050 年净零目标。截至 2025 年 8 月全球在运营 LNG 燃料船规模已 超过 1000 艘，储备订单近 1000 艘，在 2030 年前仍将是主流过渡燃料。 （3）绿氨燃烧仅产生 N2和 H2O，若采用绿氢合成全生命周期碳排放为零，且现 有用于灰氨的港口储罐和运输船网络可以通过改造的方式用于绿氨储运，但目前 氨燃料发动机技术尚未成熟、安全标准尚未完善、且氨的毒性与腐蚀性需要额外 的建造成本开支，因此现阶段较难实现规模化应用，长期来看具备应用潜力。 （4）绿色甲醇有着远低于 LNG 的碳排放强度，储运便利性高且安全性较好，当 前时点甲醇燃烧发动机技术已经较为成熟，但生产成本高和对生物质燃料的依赖 是限制其规模化应用的关键因素。随着绿氢生产成本的持续下降和碳捕集技术的 进一步成熟，绿色甲醇是中期维度实现净零框架最可行的过渡选项，尤其适合对 载货空间敏感的集装箱船队，这也成为各大船企的首要选择。

甲醇燃料船在运和订单规模近年来快速增长，供需阶段性错配推升绿色甲醇燃料 价格。随着 IMO 净零框架落地渐进，各大航运企业均积极布局并落地甲醇燃料 船订单，根据 DNV 统计，截至 2025 年 9 月运营中的甲醇燃料船为 77 艘（2023/24 年分别为 29/46 艘，连续两年增速超 50%），新增订单达到 359 艘（大部分为 集装箱船）；根据 Vessels Value 统计目前已运营的甲醇集装箱船需要甲醇燃料 约 93.49 万吨/年，而根据 DNV 统计目前用于航运业的绿色甲醇供应规模仅为约 10 万吨/年，阶段性的供需错配和成本的高企推升绿色甲醇燃料价格，根据上海 国际航运研究中心数据，上海港绿色甲醇的加注单价约为 7300 元/吨（估算）， 英国及荷兰主要港口的绿色甲醇到岸价超过 1100 美元/吨，远超各类其他燃料。 展望 2030 年，供给端：根据 GENA Solutions 的统计结果，预计 2030 年绿色 甲醇（包含生物质和电制）总产能有望达到 4390 万吨；需求端：2030 年的 NZF 需求为 0.6~1.2EJ，若其中的 5%~10%使用绿色甲醇，则 2030 年的绿色甲醇需 求将达到 1508~6030 万吨（绿色甲醇的热值为 19.9GJ/吨）。总体而言到 2030 年全球绿色甲醇产能可基本满足航运业使用需求，若航运业绿色甲醇使用进度超 预期、或绿色甲醇项目投产进度不及预期，则绿色甲醇供需紧缺态势有望持续。

激励措施有望保障绿色甲醇价格维持高位。国际航运公会（ICS）和国际船用燃 料协会（IBIA）向 IMO 提交了一份文件，敦促 IMO 利用“净零基金”为使用绿 色燃料的船舶推出强有力的经济激励措施，通过引入与缴纳碳税罚款相反的资金 奖励机制，改善现有绿色燃料转型面临的成本困境，加速航运业向净零排放转型。 根据马士基零碳航运中心的测算，当净零基金激励在 2030 年为 350 美元/tCO2e 时，哪怕电制甲醇价格维持在 1000 美元/吨的高位，100%使用电制甲醇的策略 和其他三种策略相比仍具备最优经济性。

1.3.2 电力领域深度脱碳打开绿氢远期发展空间

碳中和目标的实现需要电力领域的深度脱碳。电力领域的第一阶段脱碳可以通过 提升清洁能源装机规模占比而稳步实现，而随着新能源装机比例的持续提升，维 持新型电力系统的稳定运行离不开基荷电源（如煤电）的参与，因此实现电力领 域的深度脱碳一方面需要持续降低传统基荷电源的碳排放强度（加装 CCUS、煤 电掺氨等），另一方面也需要探索清洁低碳且可长时间稳定运行的发电形式。

无论是燃料电池发电还是纯氢燃气轮机发电，其形成的“电-氢-电”闭环一方面 可以解决可再生能源的消纳问题（实现绿电跨地域、跨季节存储与利用），另一 方面也可以提供稳定清洁低碳的电力供给，有望成为电力系统从“化石依赖”向 “零碳自主”转型的关键解决方案。

根据 IEA 统计，截至 2024 年底全球氢或氨燃料发电装机总容量同比增长 50%至 360MW，约 75%集中在亚太地区；根据已公布的项目规划，预计 2030 年全球 氢或氨燃料发电装机规模有望达到 7.5GW，仅日本与韩国两国的装机容量占比 合计将超过 1/3，韩国的多数项目以氢气应用为核心，而日本则同时推进氢气与 氨燃料发电项目的开发和应用。

根据《中国氢能发展报告 2025》，2024 年我国在氢能电力应用方面持续突破： 多类型燃料电池发电和热电联供装机规模超 2 万千瓦；百千瓦级固体氧化物电氢 双向转换装置开展示范应用；百千瓦级高温燃料电池发电系统研制成功；F 级50 兆瓦重型燃气轮机完成燃烧器掺烧 30%氢气全尺寸全温全压试验；兆瓦级纯 氢燃气轮机完成整机试验验证。 根据我们的测算，随着新能源发电成本的持续降低，未来当绿氢生产成本降至 10 元/kg 时（同时假设燃料电池单瓦投资降至 2000 元/kW），461 元/吨的碳价 可实现氢气发电和煤电的度电成本平价；而从降低我国煤炭需求和碳排放量的角 度考虑，假设 2030 年我国全社会用电量提升至 12.46 万亿度，在 50%电力供应 来自火电同时 20%将由氢气发电替代的背景下，7478 万吨的氢气发电可以减少 3.77 亿吨标煤需求和 10.26 亿吨二氧化碳排放量。

1.3.3 降本是长期发展的核心，补贴/激励则是商业化的关键

2025 年 9 月 27 日，欧阳明高院士太原能源低碳发展论坛上表示，“氢能现 在其实是一个低点，今后 5 年是爆发之前的准备期，大概在 2030 年到 2035 年就会大爆发”。 氢能产业的发展离不开持续性降本（无论是早期的规模化降本，还是后期通 过技术进步和材料工艺优化持续降本）。未来 5 年可再生能源的发电成本将 持续下降，电解制氢的成本也有望随着规模化、技术整合、制造水平提升以 及技术创新等因素而持续降低。根据 IEA 预测，2030 年中国在可再生能源 发电最优地区生产氢气的成本有望与化石燃料制氢成本（未配备 CCUS）处 于同一区间，这也是绿氢对灰氢实现大规模替代的必要条件。

氢能产业的发展也离不开产业和国家层面的补贴/激励等政策对下游各类使 用场景商业化应用的支持。无论是早期对氢能重卡购置的购置补贴，还是近 期国家能源局局长王宏志署名文章中提出要“加强绿氢制输储用一体化发展 布局，并重点向绿氢冶金、绿色合成氨、绿色甲醇、绿色航煤等方向延伸绿 电制氢产业链和价值链”，均体现出我国正逐步加大对氢能应用的政策支持 力度。从国际维度看，IMO 对超标排放船舶将实施阶梯式碳税等惩处措施将 逼航运企业加速放弃传统燃油并转向氢能等零碳燃料，与此同时“净零基金” 的设立则为氢能应用提供了关键资金支撑。这种“政策支持+规则约束+基金 激励”的组合是氢能下游各类消纳方式逐步实现商业化的关键。

根据我们的测算，当绿电价格在 0.3 元/kWh 时，我国绿氢/绿氨/绿醇制备和用 传统方式制备相比均无法实现平价；随着风光发电成本进一步下降至 0.2 元 /kWh，同时碳配额成本上升至 191/396 元/吨时（既可能来自于我国碳市场逐 步完善后碳配额成本的上升，也可能通过把我国绿色化工产品销往海外碳税价格 更高的国家以实现），绿氨/绿醇已可以实现与合成氨/工业甲醇的平价，绿色氢 氨醇产业有望迎来新的发展契机和更为广阔的发展空间。

1.4 储能：成长属性凸显，重塑估值进行时

1.4.1 需求：中美需求上修，全球发展提速

中国市场：储能建设事权转换，盈利模型改善预期下，投资方加速入场

预计 2026 年国内储能装机持续景气：在有储能电站盈利持续改善预期的情况下， 各方资金加速入场建设储能。根据储能与电力市场统计，2025 年 1-9 月，国内 储能采招（包含储能系统和 EPC）合计 313GWh，同比+185%。一方面，电力 央企的集采持续进行，另一方面，在储能电站 IRR 较好的预期下，社会资本对储 能电站的投资力度加大。以河北省为例，在 2025 年 10 月河北省发布的独立储 能试点项目清单中，共有 97 个项目，共涉及 78 个业主，集中度非常低，其中 绝大多数业主均只入选 1 个项目。各方资本加速入场，抢并网时间节点、抢优质 并网位置，使得国内储能建设持续加速。

各省电力现货市场逐步完善，叠加储能容量电价预期，储能电站的盈利模型预计 将持续改善。在理想的大型独立储能电站的收入构成中，主要是调峰收益和容量 补偿两大部分，调频等辅助服务收益作为补充。目前来看，调峰收益和容量补偿 收益均有望提升。 启动电力现货市场的省份越来越多。调峰收益最理想的方式是通过在电力现货市 场中低充高放来实现。此前只有广东、山西、山东、甘肃、内蒙古等个别省份有 电力现货市场运行。最近一年以来，湖北、浙江、安徽、陕西、福建、辽宁等省 份均已开始启动电力现货市场的连续结算，预计随着电力市场化的持续推进，越 来越多的省份会开启电力现货市场。 预计电力现货市场中的价差逐渐走阔。根据兰木达电力现货数据，部分省份、部 分月份分时平均峰谷差已超过 500 元/MWh，在此价差情况下，若储能电站每日 能维持一充一放，就可以有较为可观的收益率；而在 200-300 元/MWh 价差下， 则需要容量电价进行补充。随着光伏、风电的持续市场化，预计电力现货市场中 的价差整体呈现扩大趋势，储能电站调峰的套利空间也会进一步走阔。

预计各省份对储能的容量补偿政策逐步出台，这将成为储能电站收入中的重要组 成部分。在强配取消后，储能电站收取的来自风光场站的租赁费收益也随之取消， 在此情况下，继续通过容量补偿来体现储能电站对电力系统的支撑作用。此前视 本省的消纳情况等因素，部分省份出台过对储能的容量补偿政策。今年下半年， 甘肃、宁夏先后发文，将储能与煤电机组并列，享有对应的容量电价。今年 9 月份，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》发布，明确要 推动完善新型储能等的容量电价机制，随着风光消纳压力的持续显现，预计其他 省份也会陆续出台相关政策，给予储能电站相应的补偿政策。

美国市场：AI 用电拉动下，储能需求大幅增长

美国当前储能需求旺盛。一方面，中美关税风险持续存在，美国业主在关税相对 正常的情况下，加速了提货流程；另一方面，2026 年开始，根据美丽大法案， 储能电站中来自中国的设备超出一定比例的情况，不再享有补贴，也存在着较大 的风险，因此在 2025 年也出现了抢开工的情况。 美国电力系统中，面临着用电量快速增长但电源侧稳定电源建设较慢的矛盾。 用电侧 AI 数据中心用电量超预期。根据 DOE 预测，2025~2030 年，美国尖峰 负荷平均增速在 2.3%（若无 AIDC 刺激，增速预计在 1.1%）。若 AIDC 建设进 一步超预期，尖峰负荷增速也会进一步超预期。根据 EIA 预测，2025/2026 年美 国整体用电量增速在 2%左右。由于 AI 数据中心的加速投运，ERCOT 和 PJM 区 域用电量大幅增长，预计 ERCOT25/26 年平均用电量增速在 11%，PJM 在 4%。

发电侧稳定电源高度依赖储能投运。回顾过去十年美国新增电源装机情况，各类 传统电源中，几乎只有气电还在新增装机，且趋势下降，2024 年新增气电装机 仅有 3GW。根据 EIA 数据，目前美国发电机组装机规划中，各类传统电源中， 同样几乎只有气电还在新增装机：2025 -2028 年预计新增 3/7/8/14GW；储能是 未来三年满足增量电力需求的重要支撑。

1.4.2 供给：314Ah 储能电芯短期供不应求

储能需求端的超预期，带来了供给侧部分环节的紧张，主要是 314Ah 电芯环节。 根据高工储能的调研，目前 314Ah 电芯订单排产到 2026 年，产线满负荷运转； 价格端也出现了小幅上涨，2025 年上半年，一二线电芯厂价格大约在 0.28-0.33 元/Wh，三四线电芯厂价格大约是 0.25-0.28 元/Wh；到了 8 月份，一二线电芯 厂的 314Ah 电芯价格涨到了 0.3-0.34 元/Wh，三四线厂商也在 0.26-0.29 元/Wh。 314Ah 储能电芯的紧缺，一方面系需求的超预期，另一方面系当前各大厂商处 于向更大容量电芯切换的关口期。2025 年，宁德时代、亿纬锂能、比亚迪、海 辰储能、中创新航、远景动力等电芯企业均发布了 500Ah+的大电芯，部分厂商 的大电芯已实现量产，但进一步放量主要集中在 2026H1。因此，314Ah 电芯紧 缺程度主要看 500Ah 大电芯在 26 年的放量节奏。

2、 “反内卷”板块：初有成效，反转可期

2.1 锂电：需求强势拉动，周期反转拐点初现

2.1.1 以旧换新和重卡拉动动力电池增长，储能需求海内外共振

动力电池需求超预期，以旧换新拉动国内车销高速增长。据 GGII，2025 年 1-8 月全球新能源汽车累计销售 1211.4 万辆，同比增长 26%，带动全球动力电池装 机量约 650.4GWh，同比增长 34%。据中汽协，2025 年 1-9 月，新能源汽车产 销分别完成 1124.3 万辆和 1122.8 万辆，同比分别增长 35.2%和 34.9%。其中， 新能源汽车国内销量 947 万辆，同比增长 28.1%；出口 175.8 万辆，同比增长 89.4%。2026 年 1 月 1 日起，列入《减免车辆购置税的新能源汽车车型目录》 的车型，需符合相关技术要求公告的要求。 欧洲新能源车回暖，美国市场表现平淡。据乘联会数据，欧洲新能源乘用车 2025 年 1-8 月销量 226 万台，同比增长 26%；美国新能源车销量 104 万台，同比增 长 9%，增速较低。 经济性拐点来临，电动重卡贡献显著增量。据第一商用车网，2025 年 9 月，国 内新能源重卡市场共计销售 2.41 万辆（交强险实销口径，不含出口和军车）， 环比增长 36%，同比增长 206%，新能源重卡在重卡市场终端销量的渗透率从 24 年的 14%提升到 25 年 9 月的 29%，纯电动重卡是新能源重卡最重要的组成 部分。据 GGII，2025 年上半年我国新能源重卡销售约 7.9 万辆，带动重卡动力 电池装机量约 31.7GWh，同比增长 230%，平均单车带电量约 400kWh。GGII 预计，到 2030 年，我国重卡累计销量有望达到 160 万辆，新能源渗透率有望突 破60%。如果按单车带电量700kWh测算，电动重卡锂电未来需求空间672GWh， 在 26-27 年仍能贡献显著增量。

储能需求上修，海内外需求共振。储能电池 2025 年 6 月以来大幅去库，库销比 从 5 月的 1.6 降至 7 月的 0.9，主要由于国内储能“136 号文”发布、美国关税 扰动下的抢出口导致国内海外储能需求好于预期，行业前 10 企业满产。叠加原 材料价格上涨，储能电芯供不应求价格持续上涨。展望未来储能需求，国内装机 有望跟着 2025 年招标大增的趋势而增长，欧洲户储和工商储需求旺盛，新兴市 场需求多点开花。

2.1.2 被动去库→主动补库，电池环节资本开支回升

稳健需求支持行业完成高周转去库。行业存货一直维持高周转，锂电行业下游动 力、储能等市场提供了稳健的需求，支撑边补库边保持效率的健康去库节奏，因 此，行业的核心矛盾不在于需求萎靡，而在于供需关系。除了三元材料、碳酸锂 存货周转率较低外，大多数环节存货周转率处于历史较高水平，且持续小幅回升。 被动去库向主动补库切换。季度存货绝对值来看，锂电材料各环节存货均已出现 了 2 个季度以上的环比增长，电池环节更是环比增长了 5 个季度，显示行业逐 步从被动去库转向主动补库的逻辑切换。旺季会带来短期排产上调，但“高周转 +低库存基础上的补库”通常指向更具持续性的周期性恢复。

下游需求和行业降本增效维持高周转、存货连续回升，行业出现了从去库转向补 库的库存周期切换；一线厂商产能利用率突破 80%荣枯线、龙头逼近满产，出 现了供需关系发生结构性变化的信号。

行业整体周期指标尚未反弹。25H1 资本开支/折旧摊销指标为 1.9，降至历史低 点，在建工程/固定资产指标相较于 22 年高点出现明显下降，尚未出现反弹迹象。 从季度资本开支来看，锂电行业资本开支从 23Q2 开始同比减少，主要原因在于 锂电公司融资渠道收紧，25Q1 止跌回升。

冷热不均，电池环节资本开支回升，材料端未见复苏。分环节来看，电池环节是 带动行业整体资本开支回升的唯一驱动力。25Q2 电池环节资本开支 147 亿元， 同比增长 57%。材料环节的资本开支仍处于历史低位，隔膜、负极、铜铝箔 25Q2 的资本开支仍同比降幅较大。25H1 锂电设备样本企业合同负债合计 217 亿元， 同比增长 22%，从订单结构来看，也以电池环节扩产为主。

2.1.3 盈利连续小幅改善，需“反内卷”或涨价修复盈利

锂电板块连续两个季度实现 ROE 环比改善，但改善幅度小，仍处于历史低位。 25Q2，大部分锂电行业环节扣非 ROE 均环比改善，电池、三元前驱体、结构件 扣非 ROE 修复至较好水平，碳酸锂、三元正极、磷酸铁锂、负极、电解液、铜 铝箔在 25Q1-25Q2 实现了利润由亏转正，仍处于盈利修复早期；隔膜 25Q2 的 ROE 仍为负，尚有较大改善空间。从各环节单位盈利来看，25Q2 电池、三元正 极、磷酸铁锂正极单位盈利提升，隔膜、电解液、负极单位盈利止跌企稳。结构 件具有跨周期稳定的盈利能力。

行业集中度高且改善、成本曲线陡峭，潜在的涨价弹性越大。“反内卷”治理与 落后产能出清，提升优质产能的利用率与议价能力，加速利润回归龙头与具备成 本/技术优势的企业。集中度高位意味着订单与盈利更集中于龙头/成本领先者， 动力电池、六氟磷酸锂、隔膜行业 CR5 份额维持 80%左右，且隔膜和六氟磷酸 锂环节集中度在 25H1 进一步提升，在行业拐点到来后具备更强的议价能力。

供需平衡预测：

（1）动力电池

动力电池产销两旺，以旧换新政策托底+欧洲碳排考核与新车型周期+美国 IRA 扰动下的结构性修复，单车带电量提升（快充/增程/商用重卡）。根据 SNE Research，2025 年 1-8 月全球电动汽车电池使用量累计约为 691.3GWh，同比 增长 34.9%。根据动力电池产业创新联盟数据，2025 年上半年中国动力和其他 电池合计产量、销量分别为 697.3 GWh 和 659.0GWh，分别同比增长 60.4% 和 63.3%，供需两旺。下半年进入车市旺季与新车周期，全年增速维持高位，我们 预计 25 年全球动力电池需求量 1416GWh，同比增速 35%。26-27 年，海外车 型周期+单车带电量进一步上行，我们预计动力电池需求保持稳健增长。 我们预计 25-27 年全球动力电池需求 1416、1771、2171GWh，增速为 35%、 25%、23%。

（2）储能电池

“抢装+超配并网+AI 数据中心”与海外关税扰动形成需求前置，储能电池需求 超预期增长。根据鑫椤锂电统计，2025 年上半年，全球储能锂电池产量 258GWh， 同比增长 106%。美国 IRA 与关税扰动下的抢装、欧洲补贴回暖、中东/拉美/澳 洲大项目落地，出货口径更强于装机口径，我们预计 25 年储能电池需求量有望 达到 509 GWh，同比增长 63%。 26-27 年，受能源转型、算力中心配储、经济性改善等因素驱动，储能需求结构 呈现多点开花，电力系统储能占比继续提升。装机侧预计 26 年全球储能装机量 约 412GWh，同比+45%，电池出货端需求量受提前备货与超配影响预计更高， 我们预计 26-27 年全球储能电池需求量有望达到 662、827GWh，同比增长 30%、 25%。

（3）消费电池

AI 手机/AI PC 与以旧换新政策推动更新周期，3C 消费锂电池需求温和复苏，我 们预计 25 年全球消费电池需求量增速为 10%。26-27 年，需求由 AI、折叠屏与 高能量密度电池性能升级驱动，结构性改善优于总量扩张，预计维持低个位数至 中个位数增速区间。我们预计 25-27 年全球消费电池需求量 119、125、131GWh， 同比增速分别为 10%、5%、5%。

（4）电动工具电池

海外渠道去库结束+降息周期带动北美地产修复+锂电化率提升，赛道需求延续 景气。据 EVtank，2025 年电动工具锂电池市场年复合增长率超过 18%。26-27 年地产与产业补库周期影响延续，锂电化率进一步提升与新品类（人形机器人、 园林工具）拓展提供增量，电动工具锂电需求预计维持双位数增长。我们预计 25-27 年全球电动工具电池需求量增速分别为 23、25、28GWh，同比增速分别 为 15%、10%、10%。

（5）两轮车等小动力电池

国内渠道去库后库存处历史低位，新国标落地与以旧换新、共享与换电渗透率提 升驱动景气度修复，2025 年有望带来增量空间，起点研究院(SPIR)预计 2025 年电动两轮车用锂电池出货量 10.1GWh，同比增长 8.6%。此外，电动平衡车、 电动滑板车、电三轮等出口拉动贡献增量。我们预计 25-27 年全球小动力锂电池 需求量保持 10%增速。 综上，我们预计 25、26、27 年全球锂电池合计需求量分别 2085、2603、3179 GWh，增速分别为 39%、25%、22%。

根据供需平衡测算，锂电各环节的过剩幅度均在 26 年减轻，6F 及电解液、电池 环节有望供需反转。其中，电解液 6F、隔膜供需情况改善明显，电解液 6F、储 能电池供需关系有望扭转。行业产能出清持续进行，供给扩张速度不及需求增长， 材料环节亟需涨价等途径修复盈利，支撑其进行资本开支以满足下游稳步增长的 需求。

2.2 风电：两海景气度高，整机盈利强势修复

2.2.1 欧洲海风：步入增长“快车道”，中国风电管桩、海缆、整 机企业充分受益

欧洲海风项目的开发通常需要依次经过以下步骤：拍卖确立开发商、开发商做出 最终投资决策（FID）、开工建设、装机并网，因此可通过拍卖量和 FID 规模两 个前瞻指标观察欧洲海风装机需求。 欧洲海风 24 年拍卖量创历史新高，25H1 最终投资决策规模显著提升。从拍卖 量来看，根据大金重工公司公告中援引的数据，2024 年欧洲海风拍卖容量为 23.2GW，创下年度历史新高，较 2023 年的 13.5GW 同比增长 71.85%，预计 2025-2027 年将分别达到 34.7GW、23.2GW、30.2GW，25 年拍卖规模显著提 升。从 FID 规模来看，根据 WindEurope，2024 年欧洲海风 FID 规模为 2.6GW， 对应金额为 79 亿欧元；2025H1 欧洲海风 FID 已完成 5.6GW，较 2024 年增长 115%。

2026 年起欧洲海风有望步入增长“快车道”。根据 WindEurope，2024 年欧洲 海风新增装机 2.6GW，同比下降明显，主要系此前疫情导致供应链紧张、施工 船资源不足、原材料成本飙升、融资成本上升、项目储备不足等。Wind Europe 预计自 2026 年起欧洲海风装机将迎来快速增长，年均新增装机有望从 2021-2025 年的 3.04GW 增长至 2026-2030 年的 8.00GW。

未来欧洲海风建设主要集中在英国、德国和荷兰。根据 Wind Europe 预计， 2025-2030 年期间欧洲海风新增装机共 43.04GW，其中英国占比 41%、德国占 比 22%、荷兰占比 10%。 欧洲主要海风国家已明确海风发展政策目标，将形成有力推动。 1）英国：目标到 2030 年实现 43-50GW 海风装机，为实现这一目标，2025 年 7 月英国宣布改革 CfD 拍卖制度以加快海风项目开发，改革内容包括降低参与拍 卖的海风项目准入门槛、提高拍卖预算灵活性、延长 CfD 合同年限至 20 年等。 2）德国：2022 年德国《海上风能法》（2022.12.20 版本）明确到 2030/2035/2045 年实现累计海风装机 30/40/70GW 的目标，2023 年和 2024 年德国海风拍卖容 量分别达到 8.8GW 和 8GW，未来有望持续加速。 3）荷兰：目标到 2032 年实现 21GW 海风装机容量，根据 WindEurope，荷兰 在 2025-2027 年期间有 11GW 海风待招标。 4）波兰：2025 年以来波兰已有 1.4GW 海风项目达成 FID，根据 WindEurope， 预计 2025-2030 年期间波兰将新增 6GW 海风装机。 欧洲海风订单外溢，中国风电管桩、海缆、整机企业充分受益。近年来由于欧洲 海风建设加速，本土供应链企业订单已相对饱满，且产能受限，因此部分订单外 溢至中国企业。自 2022 年起，我国管桩、海缆企业陆续获得欧洲海风订单，整 机企业亦持续在欧洲市场取得突破。未来随着欧洲海风需求不断释放，国内积极 布局欧洲市场的海风企业有望充分受益。

2.2.2 国内海风：“十五五”国内海风年均新增装机将不低于 15GW

22-24 年国内海风建设进度放缓，25 年起有望迎来加速。此前由于政策规定， 自 2022 年起新增海风项目不再纳入中央财政补贴范围，因此 2021 年我国海风 迎来一波抢装潮；而在此后几年里，我国海风建设进度有所放缓；叠加军事、航 道、环保等用海冲突问题，2022-2024 年期间我国海风新增装机下降明显。2025 年，国内海风建设迎来加速迹象，25H1 新增装机同比增长 200%至 2.49GW； 此外，根据每日风电统计，2025 年前三季度国内海风整机中标约 6.38GW，有 望支撑后续海风装机。根据《风能北京宣言 2.0》所设立的目标，“十五五”期 间国内海风年均新增装机容量将不低于 15GW。

短期来看，国内海风项目开工有所提速。随着军事、航道、环保等用海冲突问题 得到缓解，此前国内部分停滞的大型海风项目逐渐进入开工建设阶段。广东的青 洲五、青洲七海上风电项目和江苏的国信大丰 85 万千瓦、三峡大丰 800 兆瓦海 上风电项目均已进入到全面施工阶段，其他多个沿海省份海风项目亦持续推进。

中长期来看，国内海风项目储备充足，能够支撑“十五五”海风年均新增装机 15GW 以上的目标。 一方面，近两年国内海风项目核准量相对可观，能够保障“十五五”初期国内海 上风电开发量。根据风电头条统计，2024 年全国核准海上风电项目 35 个，规 模总计 14.62GW，2025 年 1-8 月全国核准海上风电项目 11 个，规模总计 5.78GW。 另一方面，各省市深远海海风项目持续推进，发展潜力较大。根据我们不完全统 计，截至 2025 年 10 月底各省市初步规划的深远海风电项目规模约 129.8GW， 包括上海 29.3GW、浙江 28GW、山东 20GW、广东 16GW、广西 13.4GW、辽 宁 6.1GW、江苏 5.8GW、河北 5.5GW、福建 4.8GW、天津 0.9GW，有望为未来 我国深远海开发奠定基础。当前我国部分省份深远海风电项目开发进度持续推 进，后续需重点关注相关管理办法的出台。

2.2.3 整机：国内风电需求保持强劲，整机盈利持续改善

过去几年风机毛利率大幅下滑，主要原因为竞争加剧和快速大型化。以金风科技 为例，其风电机组毛利率从 2021 年的 17.99%下降至 2024 年的 5.05%。一方 面，2020-2021 年风电抢装潮后行业陷入产能过剩和恶性竞争的双重困境，整机 厂商多采用以利润换份额的市场策略；另一方面，风机快速大型化导致整机厂商 技术升级较快，新技术应用初期面临较高的成本压力。

随着风机大型化放缓以及“反内卷”节奏加快，风机价格在 24 年底企稳回升。 随着风电机组主力容量逐渐定型，风机大型化速度有所放缓，风机价格摊薄得到 缓解。除此之外，更重要的是风电“反内卷”节奏在加快。2024 年 10 月《中国 风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》的签署旨在解决低价恶性竞争等问 题，同时国电投此前修改了评标基准价计算方法，不再以最低价为评标基准价， 而是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。在此推动 下，风机中标均价在 24 年底迎来企稳回升，当前陆风机组（不含塔筒）价格保 持在 1400-1500 元/kW，相较于去年的 1400 元/kW 以下已有明显提升。

风电相对于光伏具有电价优势。从日内出力曲线来看，风电较为平滑，而光伏出 力主要集中在午时，因此风电出力与用电需求在时间上更为匹配，也正是因为如 此，风电相对于光伏具有更高的现货电价，这也使得风电开发需求较为旺盛。 风电招投标高景气延续，26 年国内风电需求有望保持旺盛。从招标来看，2024 年国内风电机组公开招标容量为 164.10GW，同比增长 90%，根据我们不完全 统计，2025 年 1-8 月国内风电机组公开招标容量为 72.36GW，仍保持较高景气 度。从中标来看，根据风芒能源统计，2025 年前三季度国内风电机组中标容量 达到 127.3GW，同比增长 16.47%，这为 26 年风电装机奠定高景气基础。基于 此，我们认为 26 年风电需求仍将保持旺盛，新增装机有望达到 120GW。

整机厂风机制造盈利迎来强势修复，预计 26 年盈利改善趋势将延续。受益于风 机大型化放缓背景下技术定型后成熟度提升、规模化效应所带来的技术降本，以 及海外订单交付加速，25H1 整机企业中的金风科技、运达股份的风电机组业务 毛利率已呈现出较强的改善趋势。我们预计随着涨价订单集中交付，叠加技术降 本持续进行、海外订单进一步交付，整机厂的风机制造业务毛利率有望在 26 年 持续改善。

2.3 光伏：关注“反内卷”和技术进步带来的投资机会

2.3.1 需求增速阶段性放缓，“双碳”战略保障长期发展

我国新增光伏装机规模在政策影响下环比持续下滑，组件出口规模则有所回 暖。受“136”号文影响，我国单月新增光伏装机规模在经历了 2025 年 5 月的历史性高峰后，6~8 月连续三个月环比下滑，2025 年 8 月新增光伏装 机规模 7.36GW，同比减少 55.29%，环比减少 33.33%。另一方面，我国组 件出口规模在连续 7 个月同比下滑后，2025 年 8 月出口组件共 25.28GW， 同比增长 20.62%（环比+24.12%）有所回暖，主要原因系亚洲和欧洲各国 需求转好所致，其中西班牙、波兰、越南、巴基斯坦等国家环比增速表现较 为亮眼。

在 2022-2024 年全球光伏装机规模高增后，在部分地区高基数（如中国）和高 渗透率（如欧洲）等因素的影响下未来全球光伏需求将进入低速增长阶段，但光 伏作为能源领域碳减排的核心抓手和性价比最优的发电形式仍将在全球碳中和 进程中作为主力新增电源实现持续增长。根据 SolarPower Europe 预测，受中 国政策影响 2026 年全球新增光伏装机规模增速阶段性放缓，2027-2029 年增速 有望维持在 10%以上，其中规模效应更明显的公用事业光伏装机规模仍将占据 主力地位。 根据 SolarPower Europe 的中性情景预测，中国仍将作为未来光伏装机规模增 长的主力军，未来五年新增装机规模仍将位居全球第一；印度在连贯的政策刺激、 充满活力的产业发展以及高效的执行流程等多重因素催化下，未来 5 年累计新增 光伏装机规模将达到 237GW（5 年平均约 47GW）位列全球第二；美国在电气 化趋势、制造业回流、以及 AI 用电需求快速提升等多重因素刺激下，未来 5 年 累计新增光伏装机规模有望达到 218GW（5 年平均约 44GW）位列全球第三。 需要注意的是，印度和美国两大光伏市场在未来五年具备充足的发展潜力，目前 均面临着政策驱动下的本土化制造转型过程，因此在上述两国市场可实现规模化 出货（具备成熟的海外供应链体系和销售渠道等）的国内光伏企业有望在未来获 得可观的发展空间和超额收益，当然也需要时刻跟踪两国的政策变化以规避潜在 风险。

总体而言，用电需求的持续增长是发电装机总量增长的基础，而经济性提升则是 光伏装机渗透率提升的关键。光伏在技术进步和规模效应带动下已然成为全球绝 大部分地区最便宜的发电形式；初始投资成本的下降（持续进行时）、以及全球 各地的贷款利率下降（将来进行时）将会是光伏项目经济性提升的持续利好，重 点关注具备更大发展潜力的国家和地区（如美国和印度），未来光伏装机规模增 长主要看两点：第一看光储平价（对传统能源的替代），第二看降息（海外集中 电站收益率提升）。

2.3.2 “反内卷”初见成效，价格回暖+盈利修复逐步兑现

自 2024 年 7 月我国首次提出防止“内卷式”恶性竞争以来，中国光伏业协会在 积极组织行业内企业通过自律的方式解决行业恶性竞争问题；2025 年 6 月 29 日人民日报发文，表明地方政府在产能过剩背景下依旧热衷于招商引资是带来光 伏“内卷”的问题之一；通过市场化手段实现光伏行业的产能出清面临较大阻力， 行业若想较快走出困境需要政策的强力推动。

根据我们的测算结果，本轮价格上涨后硅料环节已经可以实现盈 利，硅片环节已有毛利，电池片环节盈利能力也得到一定程度的修复，“反内卷” 政策已初见成效。

在“反内卷”和抢装的双重逻辑刺激下，一体化企业的偿债能力在 2025 年相较 2024 年下半年均有一定程度的改善，而部分专业化企业的货币资金和可支配资 金规模仍相对有限，在面临较多的一年内需要还款金额时可能面临一定的偿债压 力。

2.3.3 技术进步始终是行业发展主旋律，提效+降本齐头并进

（1）颗粒硅：已成为重要的补充技术

和改良西门子法生产的棒状硅相比，颗粒硅有着电耗更低、成本更低、碳足迹相 对更低的明显优势。改良西门子法工艺更加成熟、下游硅片生产断线率相对更低、 可供应产品厂家较多，当前时点市占率仍处于领先水平。 根据协鑫科技统计，在颗粒硅产品品质和稳定性逐步提升的背景下，公司颗粒硅 市占率已经从 2024H2 的 17.1%进一步提升至 2025H1 的 24.3%，核心原因是 生产工艺上的天然差别使得颗粒硅电耗显著低于棒状硅，这也带来了明显的成本 优势，尤其在行业盈利承压时期成本的优势也会带来下游客户的青睐。此外，根 据 Infolink 统计 2025 年 7 月份颗粒硅的成交价格首次超越传统 N 型致密料，这 也进一步体现出颗粒硅在下游应用的认可度正持续提升。但是客观来说，下游硅 片厂商的使用壁垒（技术能力较弱的硅片企业无法规模化使用颗粒硅）、叠加可 供应颗粒硅企业的限制（目前行业内仅有协鑫科技可以稳定批量化供应）使得颗 粒硅在短期市占率较难超越棒状硅，但已成为硅料环节重要的技术优化方向。

（2）BC：平台技术产业化进程加速

过去几年TOPCon技术凭借更好的效率和成本的平衡已达到领先的市占率水平， HJT 和 BC 技术在特定的使用场景下仍具有一定的效率优势，后续仍需持续的提 效和降本方可实现渗透率的进一步提升。 BC 技术在头部企业的持续研发投入下通过更高的效率在特定场景已经实现了显 著的销售溢价：当前时点 BC 电池在国内相较 TOPCon 销售溢价约 0.5~1 分/W， 在海外部分户用市场溢价可达 50%。随着技术提效带来的销售溢价和成本优化 带来的成本降低，BC 组件在 2025Q2 已实现现金流流入甚至盈利（爱旭股份 2025Q2 单季度已经实现盈利，隆基绿能在 2025 年半年度业绩说明会上表示公 司主营业务将在 2025Q4 实现盈亏平衡），相关企业在行业下行周期已具备行业 领先的盈利能力和现金流表现。 此外，在电池片产能总体过剩的背景下，唯有 BC 产能还有进一步扩张的可能（隆 基绿能和爱旭股份已先后在 2025 年公布 BC 产能的扩产计划），其市占率也有 进一步提升的空间，因此在行业增速放缓的背景下 BC 产品的出货增速有望超出 行业平均，盈利表现也有望维持行业领先。

（3）去银化：电池技术降本的必由之路

随着上游硅片价格的下降和银价的持续上涨，浆料成本在电池片生产成本中的比 重正明显提升。根据 CPIA 在 2024 年 12 月的统计数据，银浆的生产成本约 0.07 元/W，在电池片生产成本的占比已达 27%，在组件总成本的占比已达 12%。行 业去银化迫在眉睫，可通过工艺和材料两方面进行优化，工艺包括丝网印刷、 0BB、铜电镀等，材料则主要使用贱金属替代。 材料方面，铜与银导电效果接近但是价格优势突出，因此成为行业去银化的最优 选择。铜浆（或高铜浆料）在光伏领域应用的难点包括抗氧化、铜扩散、稳定性 等问题：抗氧化方面，通常选择在铜粉外表面做进一步处理，常见的包覆材料有 银（技术相对成熟）、无机材料、有机材料等。防扩散方面，在 TOPCon/BC 等 高温技术路线一般使用银种子层隔绝高铜浆料和 PN 结。导电效果方面，需要优 化高铜浆料的配方或提升浆料用量。可有效解决上述问题的企业（如帝科股份、 聚和材料等技术领先企业）有望在下游组件企业的积极配合推动下实现领先行业 的出货规模和市占率水平，进而带来超越行业的盈利表现。

（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。）