2025年电力设备行业投资策略：光伏拐点已现，储能大势所趋

1、 光伏拐点已现：反内卷持续推进，关注底部反转

1.1、 行业底部长期震荡，反内卷势在必行

1.1.1、 各环节产能严重过剩

2020 年以来，全球碳中和战略的全面推进为光伏行业提供了核心驱动力，叠加 光伏技术加速迭代带来的成本下降，行业全面进入平价上网时代。在此背景下，地 方政府通过税收、土地、补贴等优惠政策进一步激发投资热情，全产业链开启扩产 竞赛，产能扩张速度远超终端需求增速。截至 2025 年 Q2 硅料、硅片、电池、组件 各环节名义产能均已突破 1200GW，而根据 CPIA 预测，2025 年全球新增装机需求 仅为 570-630GW，产能严重过剩。

1.1.2、 各环节价格跌穿成本

伴随行业产能过剩，光伏产业链各环节价格自 2022 年下半年起进入下行通道， 并在 2025 年 6 月触及历史低点，其中硅料价格跌至 3.5 万元/吨、N 型 182 硅片 0.9 元/片、N 型 182 电池片 0.24 元/W、N 型 182 组件低于 0.7 元/W，行业反内卷需求紧 迫。而自 2024 年以来，主产业链各环节价格已普遍跌破成本线，辅材竞争格局虽优 于主链，但业绩也下滑明显。

1.1.3、 需求增速大幅减缓

2025 年 2 月 9 日，国家发改委、国家能源局联合发布“136 号文”，旨在推动光 伏风电通过市场化交易形成上网电价，并以 6 月 1 日为节点对存量和增量项目实行 差别化管理。政策出台后引发国内抢装潮，3-5 月国内新增光伏装机量分别达 20.24/45.22/92.92GW，同比+124.39%/+214.68%/+388.03%。 抢装节点过后，各省市承接政策中对机制电价的安排较“136 号文”发布前有较 大差距，且市场化电价不确定性高，收益模型难以测算，电站开发意愿明显下降， 导 致 6-9 月新增光伏装机快速回落至 14.36/11.04/7.36/9.66GW ， 同 比 -38.45%/-47.55%/-55.29%/-53.76%，市场对后续装机需求预期较为谨慎。

1.2、 反内卷深入推进，行业拐点已现

1.2.1、 本轮光伏行业反内卷始于上层指导

自 6 月底人民日报发文以来，光伏反内卷相关会议密集召开，且规格持续提升， 8 月 19 日工业和信息化部、中央社会工作部、国家发展改革委、国务院国资委、市 场监管总局、国家能源局等六部门联合召开光伏产业座谈会，部署进一步规范光伏 产业竞争秩序工作，行业反内卷决心得到强化，供需两侧实质性变化值得期待。

1.2.2、 能耗标准或大幅收紧

9 月 16 日国家标准委发布《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额》等 3 项国家标 准的征求意见稿。现行的多晶硅能耗标准于 2022 年 12 月 29 日发布，2024 年 1 月 1 日实施，1/2/3 级综合能耗标准分别为 7.5/8.5/10.5kgce/kg。 而此次征求意见稿中，将多晶硅划分为棒状硅及颗粒硅，其中棒状硅 1/2/3 级综 合能耗分别定为 5/5.5/6.4kgce/kg，颗粒硅 1/2/3 级综合能耗分别定为 3.6/4/5kgce/kg， 现有企业必须符合 3 级标准，新建或改扩建企业则需符合 2 级标准，对能耗指标作 出大幅收紧调整。 根据硅业分会初步统计，现有产能结构有序调整后，国内多晶硅有效产能将降 至约 240 万吨/年，较 2024 年底下降 16.4%，与已建成的装置产能相比减少 31.4%。 随着能耗新标的严格执行，多晶硅供需格局将得到实质性改善。

1.2.3、 产业链价格回暖

2025 年 7 月以来，光伏上游环节受不低于成本价销售指导，主产业链价格整体 呈现回升态势。根据 Infolink 数据，自 7 月初价格低点至 10 月 22 日，多晶硅致密料、 182N 硅片、182N 电池、TOPCon 组件价格累计涨幅分别达 48.57%、53.41%、36.96%、 1.91%，目前均价分别为 52 元/kg、1.35 元/片、0.315 元/W、0.693 元/W。除组件环 节外，其他环节均实现显著涨价。 受 136 号文影响，下游电站开发商对组件涨价接受意愿较低，虽经过多次博弈， 但组件端价格传导仍不顺畅。目前，TOPCon 组件国内集中式项目交付范围落在 0.64-0.70 元/W 左右；分布式项目落在 0.66-0.70 元/W 不等。

1.3、 硅料：反内卷最先受益环节

相较主链其他环节，多晶硅是产能过剩与亏损最为突出的环节，但也是产能集 中度最高的环节，理论上也更有利于企业间形成控产挺价的共识。 目前，多家硅料企业正在推进多晶硅产能整合计划，若相关举措顺利落地，行 业供需结构有望得到根本性改善。财务数据显示，2025 年 Q2，大全能源的硅料单位 成本为 58.15 元/kg，现金成本为 38.96 元/kg，而销售价格（不含税）仅为 30.33 元/kg， 亏损严重。而随着三季度硅料价格回升，头部企业均实现大幅减亏或扭亏为盈。 根据公告，扣除资产处置收益后，2025 年 Q3 协鑫光伏材料业务实现利润约为 3.2 亿元（扣除联营公司处置收益）。2025 年 Q3 大全能源实现归母净利润 0.73 亿元， 硅料单位成本和销售价格分别为 46.04 元/kg 和 41.49 元/kg，实现扭亏为盈。受益于 硅料价格回暖、丰水期开工率提升及工艺优化带来的成本下降，2025 年 Q3 通威归 母净利润为-3.15 亿元，同比与环比均实现显著减亏。

1.4、 BC 技术：技术红利释放

BC 组件凭借其在美观性与发电性能上的双重优势，高度契合分布式场景的核心 需求，因此在分布式市场，尤其对溢价接受度更高的海外，持续享有显著的溢价空 间。

根据 Infolink 的数据，截至 10 月 22 日国内 BC 组件均价为 0.76 元/W，相较 TOPCon 组件高 0.06-0.08 元/W，欧洲户用和工商业项目的 BC 组件均价达 0.168 美 元/W 和 0.115 美元/W，远高于 TOPCon 均价 0.086 美元/W。 受益于 BC 组件高溢价、持续降本及海外出货占比提升，爱旭股份在 2025 年二 季度实现归母净利润 6300 万元，单季度扭亏为盈。在光伏主产业链普遍承压亏损的 背景下，BC 技术的超额收益已兑现。三季度虽受海外确收节奏影响，业绩有所承压， 但后续随着海外持续确收，以及产业链价格进一步回暖，BC 产品盈利空间将进一步 打开。

1.5、 贱金属化：电池降本的必由之路

银浆作为直接影响光伏电池转换效率的关键材料，具有用量大、成本高、技术 门槛高等特点。根据 CPIA 数据，银浆成本占到光伏电池非硅成本（不计折旧、不含 增值税）的 50%以上。2025 年下半年以来，银价持续走高并突破 11,000 元/公斤，进 一步加剧了厂商的成本压力，行业对引入贱金属的降本方案需求迫切。 当前，隆基绿能、晶科能源等头部一体化企业，以及帝科股份、聚和材料、博 迁新材等浆料与粉体企业，正积极推进银包铜、纯铜浆料、铜电镀等低银/无银化技 术，旨在充分发挥铜作为贱金属的替代潜力。 铜在以下方面具备显著优势：（1）资源禀赋优势： 根据铜业发展协会（CDA） 数据，全球已知的铜矿资源量约为 26.3 亿吨，是银储备量的约 4500 倍。（2）成本优 势： 相较于白银，铜具备较强的价格竞争力。根据 SMM，10 月 30 日长江现货铜均 价为 88 元/公斤，不足白银价格的 1%。（3）导电性优势：铜的电阻率为 1.68 μΩ·cm， 银的电阻率为 1.59 μΩ·cm，铜具备优良的电导性和热导性。

2、 储能大势所趋：国内外需求强劲，有望量价同升

2.1、 国内储能需求超预期向好，容量电价补偿政策刺激装机需求

2025 年 2 月 9 日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于完善储能发展政策 推动新能源高质量发展的意见》（即“136 号文”），明确规定储能配置不再作为新能 源项目核准、并网及上网的前置条件，标志着我国“强制配储”阶段的结束，储能 市场逐步转向以经济收益为导向的高质量发展阶段，独立储能迎来重要发展机遇。 2025 年 9 月 12 日，两部门进一步印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025 —2027 年）》（以下简称《行动方案》），提出到 2027 年全国新型储能装机规模目标达 到 1.8 亿千瓦以上，加快新型储能价格机制建设，并鼓励新型储能全面参与电能量市 场与辅助服务市场，拓展多元化收益渠道。 据国家能源局数据，截至 2025 年上半年，全国新型储能装机规模已达 9491 万 千瓦/2.22 亿千瓦时。基于《行动方案》 ，我们预计未来两年半内国内大型储能装机 规模将实现翻倍增长，国内储能正迈入高速发展新阶段。

2.2、 欧洲大储需求旺盛，工商储高速增长

根据 EUPD 数据，预计 2025 年欧洲前 19 大市场的新增储能装机容量有望达 35.3GWh，同比增长超过 75%。欧洲光伏产业协会提出，到 2030 年欧洲储能总装机 容量需从当前约 50GWh，提升至 500GWh-780GWh，实现十余倍增长，以配合其 45％ 的可再生能源占比目标，保障电网稳定和灵活调度。电网侧储能需求显著增长，市 场重心正由户用储能转向大型储能。2025 年欧洲大储装机预计同比增速超过 180%， 占比接近 60%。

工商储方面，如德国强制实行动态电价机制，峰谷价差达三至四倍，通过“低 充高放”可显著提升经济性。此外工商储还可接入虚拟电厂（VPP）平台参与调频容 量拍卖，进一步提升收益率。预计 2025 年工商储装机占比约 12%，虽较 2024 年有 所下降，但绝对容量仍实现高速增长，同比增速超过 50%。 欧洲户用储能市场逐步回暖，越来越多家庭安装光伏系统，配套储能以实现电 力自给；部分地区电网稳定性不足，也推动家庭配置储能作为备用电源。预计 2025 年户储装机增速约为 5%，占整体储能装机容量的 30%。

2.3、 美国二季度装机创新高，需求与挑战并存

根据 Wood Mackenzie，2025 年第二季度美国储能市场创季度新高，新增装机 5.6GW/15.78GWh。其中大储为绝对主力，装机 4.9GW/14.95GWh，同比+63%；户 用储能增势强劲，装机 608MW/752MWh，同比+132%；CCI 储能（社区级、商业及 工业）扩张温和，装机 38MW/85MWh，同比+11%。在大储和户储市场的推动下， 预计 2029 年美国储能市场总规模将达到 87.8GW。 尽管《大美丽法案》（OneBig Beautiful Bill Act, OBBBA）保留了储能的投资税 收抵免政策（ITC），但“受关注外国实体”（FEOC）法规的不确定性以及更为严格 的电池采购标准仍会对后续储能装机造成阻碍。在近期监管框架更具确定性的情况 下，美国储能市场出现抢装潮，以规避未来政策不确定性带来的风险。

2.4、 新兴市场多点开花

亚非拉等新兴市场电力供应困境突出，电力短缺呈常态化，电价波动幅度大， 能源保障压力显著。叠加“光伏+储能”技术成本持续下行，其经济性已全面优于传 统柴油发电，直接推动储能需求从“可选配置”升级为“刚性需求”，市场基础需求 空间广阔。同时部分国家新能源快速扩容，为解决绿色电力消纳难题，配套储能的 需求同步攀升。此外多国政府已出台强制配储政策与补贴激励措施，进一步释放市 场潜力。多重驱动因素共振下，亚非拉新兴市场储能需求有望进入高速增长阶段。

2.5、 大储：综合能源服务能力成为竞争核心

储能系统集成市场集中度较低，竞争格局相对分散。2025 上半年度，全球大储 系统出货 147.6 GWh，阳光电源、Tesla、比亚迪、中车株洲所、海博思创位列前五。 随着国内强制配储取消以及海外竞争加剧，储能电站对运营安全性、长周期稳 定性有了更严苛的要求，推动竞争核心向综合实力倾斜。头部企业凭借三重优势构 建壁垒：（1）规模交付能力。截至 2025 年 6 月底阳光电源储能系统累计出货量达 70GWh；（2）技术创新能力。阳光电源 PowerTitan3.0 智储平台首次规模化应用全液 冷碳化硅 PCS，最大效率提至 99.3%；（3）全生命周期服务能力。海博思创构建基于 AI 算法的储能场景应用平台，实现储能系统全生命周期的智能化运维管理。当前 大储市场国内外需求共振，呈现供需两旺态势，我们认为未来兼具规模交付能力、 技术创新能力和全生命周期服务能力的企业将在竞争中获得更大市场份额。

（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。）