光储需求放缓、供过于求局面依旧，电网风电海内外共振，AIDC崛起。截至6月18日，沪深300指数-1.52%；创业板指数-4.06%；电新指数-3.31%，超额收益仅短暂出现，主要来自于储能板块核心个股带动。
2025H2展望：136号文加速新能源全面入市，光储短期承压，但全球能源安全独立、绿色电气化趋势已明确，光储新兴市场需求仍是亮点，25H2风电建设提速， AIDC建设需求旺盛，短期扰动不改产业趋势。
风电产业链量利齐升，出海助推盈利修复。欧洲风电持续推进，海风装机26年起量，出海整机看新兴市场，零部件看欧洲。国内陆风价格内卷回归理性，最低价中标或成历史。主机厂25年盈利有望持续修复，大兆瓦零部件或迎价格微涨。2025年产业链量利齐升，零部件弹性更大。
l 电网海内外需求共振，AI引领浪潮。2025年1-4月全国电网投资1408.0亿元，同比+14.6%。同时，配用电出海提振增长空间，变压器1-4月合计出口178.3亿元，同比+38.2%。经济复苏以及AI高速发展，叠加新能源并网以及电网更新改造需求，我们认为电网投资依旧高景气，特高压及主网跨区域输电是投资重点，AIDC产业链高景气，持续看好供配电、液冷变革。
储能平价时代，全球多点开花。国内136号文不再强制配储，储能短期承压，长期看，储能行业从依靠政策强配驱动转向市场盈利驱动，看好国内独储、工商储潜力。海外看好欧美大储、工商储高速增长以及新兴市场户储潜力。
光伏全球增长稳健，关注BC及铜浆新技术。新能源全面入市光伏需求短期承压，产业链价格持续承压下行，静待供给侧改革，乐观预期下国内2026H1迎来触底反弹。新兴市场发展迅猛，全球光伏装机增长稳健。看好BC及铜浆新技术迭代向上。
行业政策不及预期的风险；新技术进展不及预期的风险；原材料价格暴涨、企业经营困难的风险；海外政局动荡、贸易环境恶化的风险。
2025年1-6月电新行情小幅震荡，仍跑输指数。国际贸易壁垒措施日益增多，光储需求放缓、供过于求局面依旧，产业链价格整体呈下行趋势。电网风电海内外共振，AIDC崛起。截至2025年6月18日，沪深300指数-1.52%；创业板指数-4.06%；电新指数-3.31%，行业排名第24/30。从走势上看，25年初至五月末，电新指数与沪深300基本同向变化，但波动幅度更大，超额收益仅短暂出现在1月中旬及2-3月，主要来自于储能板块，4月中旬后下滑明显，主要因为关税扰动以及业绩期影响下滑较多，5月受益于中美关税降级修复。
车用电机电控、燃料电池及储能亮眼，太阳能表现不佳。按照三级子行业拆分来看，年初至6月18日各子行业表现喜忧参半，核电/车用电机电控/燃料电池涨幅较大，分别为26.9%/14.5%/13.7%，跑赢沪深300；而锂电/配电设备/太阳能分别-3.4%/-7.7%/-16.0%。储能指数受个股影响较大，其中海博思创1月27日上市以及AIDC需求旺盛，圣阳股份、科华数据行情较好。
估值已有修复但仍处于历史低位。iFind数据显示，2025年6月10日，电新市盈率（TTM）（剔除负值）为24.1倍，为10年历史估值分位点的20.5%，而电网设备/储能/太阳能/新能源车设备/风电行业的市盈率分别为23.7倍/33.9倍/14.4倍/23.5倍/31.8倍，为10年历史估值分位点的32.6%/54.4%/9.8%/13.7%/96.2%。
2024年全球风电新增装机创纪录，25-30年海风CAGR约27%。根据GWEC数据，2024年全球新增风电并网装机容量为117GW，同比+0.3%，其中，新增陆风109 GW ，同比+3.0%，海风8 GW，同比-25.9%，中国（9.8GW，占比68.2%）、美国（4.1GW，占比3.5%）、德国（4.0GW，占比3.4%）、印度（3.4GW，占比2.9%）与巴西（3.3GW，占比2.8%）位居前五。GWEC预计，2025年新增装机容量为138GW，2025-2030年全球海风/陆风新增总装机分别达156GW/826GW，CAGR达27.3%/6.6%，海风占比将从2024年的7%增加到2030年的18%。中国和欧洲在短期内继续主导增长，东南亚、中亚、中东和北非地区新兴市场的增长势头将进一步增强，每年的新增装机容量将达到创纪录水平。
欧洲海风装机26年起量。根据Wind Europe欧洲风能协会数据，2024年欧洲新增风电装机容量为16.4 GW，同比-10.4%。其中，陆风新增装机容量13.8GW，同比-4.8%，海风新增装机2.6GW，同比-31.6%，新安装量低于预期，受电网拥堵、许可问题和财务状况等因素影响，海上风电扩张还受电网容量、港口容量和船舶可用性限制。Wind Europe预计2025-2030年欧洲海风/陆风新增总装机量139.6GW/47.6GW，CAGR达28.6%/11.5%。欧洲海风新增装机量从2026年开始呈现明显增长，2029年开始预计将出现急剧增加，2030年海风新增装机达11.77GW，占比31%，而陆风新增装机量相对稳定。
24年欧洲风电拍卖量创历史新高，多国提供补贴。根据Wind Europe数据，截至2024年，欧洲风电项目拍卖总量36.8GW，同比+34.8%，创下年度核准量历史新高，德国授予的容量最多（19GW），其次是英国（6.3GW）和荷兰（4.1GW）。其中，海风占比超过半数，达到20GW，同比+46.3%。4C offshore报告预计，2025-2027年欧洲海风拍卖量分别为34.7GW、23.2GW、30.2GW，将继续保持增长态势。此外，欧洲多国加速布局风电，德国、波兰及立陶宛、拉脱维亚、爱沙尼亚等波罗的海三国（共五国）释放出积极的陆上风电发展信号，挪威、英国、丹麦、法国政府风电补贴力度加大。我们认为拍卖是前瞻指标，且丹麦重回风电补贴时代都释放良好信号，考虑到欧洲风电基础单桩以及海缆本土产能供不应求，已成功开拓欧洲市场的中国塔筒、海缆、零部件厂商有望受益。
风电整机厂抢滩海外新兴市场。据CWEA统计，2024年我国风机出口23个国家共5.19GW，同比+41.4%。其中陆风5.11GW占据大头，2024新增出口前五的国家分别为沙特阿拉伯（15%）、乌兹別克斯坦（13.1%）、巴西（12.5%）、埃及（10.8%）和哈萨克斯坦（7.2%），CR5占比达58.6%。国内风机出口厂商集中度较高。整体来看，2024年金风科技（47.7%）和远景能源（44.0%）占据绝对优势，合计占比达91.7%，紧随其后的是运达股份、明阳智能、电气风电。金风科技出海布局最早海外国家覆盖最多；远景能源深度布局印度以及中东市场，业绩斐然；运达股份、三一重能和明阳智能等厂商开始在中亚及东南亚获得批量订单。
24、25年国内风电招标高增，支撑未来装机旺盛。招标量为装机量的先行指标，据金风科技统计，2024年全年国内公开招标市场新增招标量164.1GW，同比+90.15%。25Q1，国内公开招标市场新增招标量28.6GW，同比+22.70%，陆上新增招标容量27.8GW，同比+30.52%，海上新增招标容量0.8GW，同比-60.00%。我们认为2024年全年招标量高增，2025年招标量持续增长，可支撑25年装机高增。
25年风电装机或超105GW，海风弹性大。2024年全国新增风电装机79.8GW，同比+5.40%。其中陆风75.8GW，同比-42.70%，海风4.0GW，同比+7.70%。25Q1全国新增风电并网装机14.6GW，同比-5.70%，其中陆风13.6GW，同比-7.9%，海风4.0GW，同比+42.0%。结合招标以及开工情况以及考虑到临近十四五末期，业主有望提速达成地方政府新能源装机目标，我们预计2025年陆风/海风装机达90-100GW/12-16GW，同比+25.3%/+250%（取中值）。
国内陆风价格内卷回归理性，最低价中标或成历史。根据金风科技数据，2019-2024年风机中标价格降幅较大，但2024年以来主机中标均价已经明显趋于平稳。从中标价格来看，根据金风科技数据，整机价格于24Q3以后呈现小幅上升趋势，8月见底后招标价格回暖。2025年3月，市场风电整机商风电机组投标均价为1590元/千瓦，相比24年底增加4.19%，企稳回升迹象明显。我们认为陆风机组大型化放慢节奏，行业共识克制价格内卷叠加质量风险意识提升，未来海风机组均价继续下行空间有限，陆风机组有望企稳回升。我们认为叠加主机厂降本增效，2025年风机整机厂商毛利率有望好转。
2025年产业链量利齐升，零部件弹性更大。24年招标旺盛，25年装机增速亮眼，零部件成本中，原材料占比较大，且大部分原材料价格呈现下行趋势，大兆瓦零部件谈价有较强议价能力，顺势上涨，我们预计2025年零部件量利齐升，毛利率改善明显，25H2有望兑现。受益于风机价格降幅放缓回归理性，多数原材料价格呈下行趋势以及技术路线转换降本，主机厂商陆风几乎全线双馈，海风半直驱、双馈占比不断增大，叠加供应链优化、大型化以及零部件降本，我们认为主机厂商盈利25年有望持续改善。此外，我们看好海上及海外订单放量带来的盈利提升。目前风电整机出海仍然初级阶段，海外风机价格高于国内，随着后期海外订单放量兑现，海外毛利率将有明显优势，带动整体盈利修复改善。
江苏、广东2025重点海风项目现已经陆续开工。根据北极星，2025年有9个沿海省区市重点海上风电项目共87个，总装机容量约46.7GW，其中广东14.3GW、福建7.9GW、山东6.7GW位列前三。江苏、广东海风重点项目限制性因素已解决。江苏国信大丰850MW、三峡大丰800MW项目已开工，且陆续开启第二轮7.65GW竞配项目前期工作招标。广东帆石一/青州五/青州七项目均已正式开工、三山岛海风柔直工程全面开工，其中粤东海上风电基地属于国管海域。
资料来源：资料来源：风芒能源，海风观察，北极星风力发电网，量子星河，SMM电线电缆，东方风力发电网，光伏之声，中国国际线缆及线材展览会，今日风电，每日风电，广东阳江发布，江风储能源汇，龙船风电网，工业头条网，江苏省电线电缆行业协会，中国新能源发展论坛，国际风力发电网，中国银河证券研究院
我们对风电企业近4年的毛利率进行了对比梳理，每个环节选取了1-2家龙头，得出以下结论：1）海缆：盈利水平遥遥领先，主要是因为海缆环节壁垒高、格局好，未来随着海风走向深远化，高压海缆需求有望持续释放，带动毛利率提升，而220KV以下市场竞争加剧，毛利率预计将维持在20%-25%左右；2）塔筒：大金重工得益于出海欧洲海外及海工产品占比增加，毛利率明显改善。天顺风能战略性收缩叶片陆上板块，毛利率持续下滑。大金重工毛利率高于天顺风能，我们认为主要是大金重工优先布局欧洲海外及海工市场，未来有望持续受益。3）叶片：2024年叶片价格仍处于低位，随着2025年叶片供紧缺，10MW以上大叶片涨价超预期且竞争格局较好，我们判断25年叶片厂商毛利率有望较大修复。4）主轴：2024年毛利率持续承压下滑，伴随国内海风以及海外订单陆续落地，新设备新投入市场爬产需经历部分时间，大兆瓦产品供需阶段性紧张，主轴涨价超预期，25年毛利率有望迎来修复。5）轴承：综合大兆瓦轴承供不应求、国产化替代以及竞争激烈，25年轴承顺势上涨，但幅度不及其他环节。我们认为，2025年为风电大年，海缆盈利水平遥遥领先，大兆瓦零部件供不应求，从涨价幅度看，叶片＞铸锻件=塔筒＞轴承＞齿轮箱，零部件量利齐升明显，主机受益于风机价格企稳回升叠加工艺降本以及出海，盈利有望小幅修复，预计明年将迎来更大改善。
资料来源：Wind，中国银河证券研究院（明阳智能24年前为风机及其配件单季度毛利率，24年后仅为风机毛利率；东方电缆23Q2、24Q2对应上半年毛利率，Q4对应全年毛利率，其他公司Q2数据对应上半年毛利率、Q4数据对应下半年毛利率）
北美互联网大厂加注AI，上调CAPEX。25Q1，META资本支出为129.4亿美元，同/环比+102.2%/-10.3%，主要用于服务器、数据中心和网络基础设施。公司预计，2025年全年资本支出将在640亿至720亿美元之间，高于此前预计的600亿至650亿美元，用于生成式AI及核心业务方面的投资。25Q1，微软资本支出为167.5亿美元，同/环比+53.0%/+6.0%。公司预计，2025财年将在Al数据中心方面开支800亿美元，用于建设能够处理人工智能工作负载的数据中心。25Q1，亚马逊资本支出为250.2亿美元，同/环比+67.6%/-10.1%，主用于AWS技术基础设施，支持AI和定制芯片。公司预计，2025年投入1000亿美元资本支出，增速将接近20%，用于AI和云服务AWS的研发与技术升级。25Q1，谷歌资本支出为172.0亿美元，同/环比+62.9%/+43.2%。公司预计，全年资本支出维持此前约750亿美元的指引不变，其中最大的部分是服务器投资，其次是数据中心，以支持谷歌服务、谷歌云和谷歌 DeepMind 业务的增长。
国内互联网大厂延续全年乐观开支展望。25Q1国内大厂AI资本支出略显平淡，但算力相关业务资本开支占比呈上升趋势，各公司均表示未来将重点投入算力基础设施、AI技术开发等领域。25Q1，腾讯资本支出为38.2亿美元，同/环比+91.9%/-24.7%，重点投向算力基础设施、大模型研发及人才储备。公司预计，25年资本支出继续增加，占收入比例提升至低两位数百分比，若以收入增速8%估算，2025年投入或达1070亿元。25Q1，阿里资本支出34.2亿美元，同/环比+105.8%/-22.3%，主要投向云基础设施、AI技术研发和电商基础设施。公司预计，未来三年将投入至少3800亿元用于云计算及AI基础设施建设，按年均计算，2025年资本支出有望超1200亿元。25Q1百度资本支出为4.0亿美元，同/环比+41.5%/+24.9%。公司计划继续增加AI投资，以进一步巩固AI基础并为未来增长做准备。
AIDC电气设备景气向上。AI快速发展，需要大量的计算资源，智算需求助推基础设施AIDC智算中心高景气。根据胡鹏涛《数据中心的节能研究与实践》可知，AIDC供配电系统是从高压输入点至终端负载的整个电路，包括配变电系统、备用电源系统BBU/柴油发电机、不间断电源系统HVDC/UPS、机架配电系统等。我们认为未来供配电系统向高压直流演进，服务器电源量利齐升，UPS和传统HVDC仍将长期并行发展，高电压等级HVDC渗透率有望在未来5年实现快速提升；关税变局下，大功率柴发机组供需紧张态势加剧，国产品牌价格端明显改善，并加速进口替代；随着英伟达GB300于2025年5月初已开始进行样品测试，预计在25Q2末开始投产，BBU以及超级电容增量可期。
数据中心供电系统架构持续优化，逐渐产品化。当前国内数据中心常见的不间断供电技术包括AC UPS、HVDC（240V/ 336V/ 48V）和市电直供+BBU等。目前，业界广泛应用AC UPS供电技术，但以阿里为代表的互联网厂商正在大力推广 HVDC 供电技术，并逐步向巴拿马电源技术演进，整个供电系统演变的更加产品化。近年来，随着数据中心节能减碳力度的加大，尤其是“零碳”、“近零排放”等发展趋势下，新能源将成为数据中心未来电力的基础。为解决数据中心新能源供给问题，提升空间的利用效率。固态变压器SST有望成为数据中心供配电系统终极解决方案。
AIDC从MW级走向GW级，电源向800V高压直流演进。在2025 GTC大会中， NVIDIA推出的NVL Ultra柜型包含576个GPU单元，功率有望超600KW，集群规模大幅增长，AIDC智算中心有望从MW级走向GW级，随之直接带来诸多其他挑战，例如机柜内空间有限、AC配电损失大、功率因素减少、交流配电相位不平衡、损耗大等等。目前，企业普遍采用在机柜外部配置侧挂电源，即将供电功能“外化”。800V HVDC高效率、高可靠性、占地小、减少约45%铜用量。未来AI 数据中心800 V供电有望成为主流趋势，更高电压的应用可以减少电源线占用的空间，同时考虑到未来AIDC中直流设备（光伏、储能、电池、IT服务器、直流充电桩、直流照明和空调设备等）的比重将越来越大，与其兼容的全直流供电架构也有助于数据中心及周边新能源、储能的广泛接入，并支持负载侧的智能化调控。
AIDC呈现加速高密化，全液冷模式大势所趋。目前，房间级风冷空调远端送风型式的散热能力上限为单机柜25kW，对于单机柜功耗在25~80kW的高密度散热需求，可采用列间空调、背板式风冷、薄板风墙等近端送风或冷板液冷技术。未来智算中心制冷系统架构有望遵循从芯片（服务器）侧—机柜侧—末端空调侧—冷源侧的整条冷链系统化解决方案。液冷方式上可能采用全液冷的方式，包括全冷板，全浸没，或者冷板+浸没的方式。我们认为冷板液冷对服务器芯片组件改动量小，从风冷过渡较为平滑，产业链相对成熟，适用最广，将持续提升换热效率、降低成本和扩展应用场景。冷板一次侧车载产业链厂商有望引领竞争，二次侧柜内外产品变革跨度大，有望带来较多市场机会。浸没式液冷受限于氟化液高成本以及冷却液性能问题，发展相对较慢，未来随着高密度芯片广泛应用，浸没式液冷有望获得较快增长；喷淋式液冷面向芯片级器件精准喷淋冷却液进行散热，有望在特殊场景获得应用。
国内电网投资高增。2025年1-4月全国电源投资1933.0亿元，同比+1.6%，其中电网投资1408.0亿元，同比+14.6%，保持稳健增长。积极财政政策持续发挥逆周期调节作用，2024-2025年政府加力扩围实施“两新”政策，大规模设备更新扩大至能源设备更新。此外，2025年国家电网进一步加大投资力度，全年电网投资有望首次超过6500亿元，南方电网也预告2025年1750亿元的电网投资规模。多重因素推动下，我们认为电网投资依旧高景气，特高压及主网跨区域输电是投资重点，配电数智化改造有望迎来景气向上。
2025有望迎交付大年，25H2有望提速。2024年国高压新开工“2直1交”，特高压设备累计招标262亿元，同比-36.9%，招标与开工进度略低于预期。截至2025年6月，特高压设备累计招标24.78亿元（未计入2025年1月公示的2024年国高压项目第六次设备招标82.26 亿元），同比+35.6%。三北新能源消纳需求迫切，政策持续强调外送通道建设，我们预计2025年/2026年直流特高压核准开工4条/4条。此外，考虑到2023-2024年累计招标6直2交，2025年有望迎来交付大年，特高压板块有望形成业绩+订单的双重驱动。
中长期特高压投资周期持续性有望超预期。2024年5月，国网披露储备项目“9直5交”；而后烟威、巴丹吉林-四川、疆电(南疆)送电川渝项目进行各类服务招标，其余项目尚处于主体协调阶段。目前20条直流正在推进（包含科研、可研、核准、建设等），和前文测算大体吻合，我们认为后期仍有望新增特高压线路规划，总规模有望超预期，可有效支撑“十五五”特高压建设高景气。
电改提速，136号文推动新能源全面入市。2024年电力现货市场持续推进，政策密集出台。2025年 2月国家发改委、能源局联合印发的《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号明确，新能源全面入市，且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。5月29日，全国首个正式下发的地方承接文件——蒙东电网的136号文衔接文件正式下发，此前山东、广西、广东发布了征求意见稿。从136号文到各地承接文件，我们可以看出基本符合“存量保稳、增量竞优”的双轨制设计，存量项目通过“差价结算”平衡市场化冲击，增量项目通过“申报率+分类型竞价”推动市场定价，明确机制电价、机制电量等参数，其中蒙东现货市场申报价格上限暂定1.5元/千瓦时，下限突破至-0.05元/千瓦时，显著扩大价格波动空间，倒逼储能参与实时套利。我们认为，531后政策红利消退，新增项目将面临新能源入市后市场化竞价定价压力，新能源市场价格更加全面完整充分地反映供需关系，同时激励储能、虚拟电厂、需求侧响应等灵活性资源发展，破解新型电力系统面临的“灵活性困局”。
资料来源：国际新能源网，北极星，能碳视界，发改委，能源局，中国银河证券研究院
2024年以来政策频出、各地加速建设虚拟电厂。2025年4月11日，国家发改委、能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，提出到2027年、2030年实现虚拟电厂调节能力2000万千瓦、5000万千瓦以上。目前，需求响应削峰填谷依旧是主要盈利方式。从现货市场上看，各省基本均确立了虚拟电厂的市场主体地位，相比于目前用户侧常见的“报量不报价”模式，山西、山东、广东、甘肃、安徽、湖北等地均允许虚拟电厂运营商以“报量报价”形式参与现货市场。调频、备用等辅助服务市场等持续推进，整体建设进度慢于现货市场。此外，136号后，分布式新能源余电上网部分接受电力市场价格信号已是大势所趋，“发电类”虚拟电厂市场化交易机会有望增多。我们认为未来随着电力交易市场化提速，虚拟电厂将从邀约型走向市场型，在解决城市配电网内部阻塞、提供灵活性增量资源、参与电力市场交易等方面都具有更大的应用前景。我们建议关注传统电网龙头以及从事通信、互联网的高科技新锐等。
2025年国网电表招标有望达9000万只，价格有望止跌。2024年电表招标数量约9000万，中标总金额为249.2亿元（含集中器、采集器、专变采集终端等）。2025年5月，国家电网营销项目计量设备1批中标公示，电能表3199.79万只，同比-27.5%，环比+7.8%，中标金额（电能表/采集终端/计量互感器）约75.0亿元，同比-39.4%，环比-6.4%。2025年计量设备招标仍保持3个批次，我们预计25年电表招标数量约9000万，随着新一代标准推广，单表价格有望止跌，考虑到电表厂商持续提质增效，我们认为电表厂商盈利能力有望保持相对稳定。
变压器、电表出口同环比向上。经济复苏以及AI高速发展，全球电力需求持续增长，叠加新能源并网以及电网更新改造需求，全球电网建设迎来高景气。根据海关总署数据，变压器4月出口47.8亿元，同比+33.8%，环比+9.3%；1-4月合计出口174亿元，同比+34.8%。1-4月分区域同比增速来看，北美洲（+46.3%）/拉丁美洲（+38.6%）/亚洲（+36.3%）/欧洲（+30.1%）/大洋洲（+22.7%）/非洲（+22.4%）。1-4月出口金额占比中，亚洲49.1%＞欧洲20.0%＞北美洲11.3%＞拉丁美洲9.6%＞非洲8.0%。据海关总署，2014-2024年电表出口金额CAGR达14.6%。25年4月出口9.8亿元，同比+34.3%，环比+27.7%；1-4月合计出口35.3亿元，同比+14.81%。1-4月分区域同比增速来看，大洋洲（+117.52%）/拉丁美洲（+41.85%）/欧洲（+16.62%）/非洲（+11.23%）/亚洲（+4.7%）/北美洲（-55.76%）。
储能招中标规模持续走强。据CESA统计，2025年1-4月，国内储能EPC/PC（含直流侧设备）、储能系统、储能电池采购等招标规模已高达34.52GW/125.6GWh，容量规模同比+156%；中标规模达27.12GW/132.28GWh，容量规模同比+281%。
中标均价EPC环比上升，储能系统延续下跌。2025年4月，锂电储能系统入围中标加权均价0.4395元/Wh，环比-6.61%，延续了2025年以来价格下跌的趋势；锂电储能EPC/PC（不含工商储）中标加权均价1.1099元/Wh，环比上涨29.80%，其中用户侧工商业储能EPC/PC中标加权均价1.0701元/Wh，环比上涨10.59%，整体呈现波动中缓慢下降态势。
抢装效应带来新增装机高速增长，独立储能仍是主导。尤其是5月份，一些省份出现“抢装潮”。据CNESA统计，2025年1-5月国内新增投运新型储能项目18.62GW/47.57GWh，规模同比+110%/112.94%。2025年5月国内新增投运新型储能项目180个，装机总规模8.99GW/23.13GWh，规模同比+320%/412.86%。从年内数据来看，25Q1装机负增长主要来自1月份，经历2、3月的调整期，4月新增装机趋于稳定增长，新能源“抢装”拉动的储能装机需求在4月份已有所体现。随着5.31节点的临近，5月新增装机规模大幅增长，新增装机规模创同期新高。从类型来看，新增装机4.95GW/11.61GWh，同比+219%/+261%，独立储能主导，百兆瓦级以上项目数量占比90%。电源侧储能新增装机规模1.22GW/3.77GWh，同比+188%/+213%，用户侧储能新增装机规模150MW/473MWh，功率规模同比-19%，环比-14%。细分场景以工商业为主，数据中心应用在用户侧的占比首次超40%。
政策强配驱动转向市场盈利驱动。136号文以2025年6月1日为节点，划定存量项目及增量项目，纳入机制电价。为规避复杂的收益测算和市场竞价规则，一些企业选择将风电、光伏项目提前在6月1日前并网，保障预期收益率，531节点出现抢装现象。我们认为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，一些省份出现“抢装潮”，储能增速阶段性增长。长期看，储能行业从依靠政策强配驱动转向市场盈利驱动，利好具备技术优势、资金实力和良好服务的头部储能企业，看好独立储能、工商储等细分市场发展潜力，储充/光储充/应急电源/分布式光伏配储/微电网储能等多样化应用场景有望带动工商业储能景气向上。
峰谷套利政策分化，工商储多元收益重构经济模型。2025年4月，江苏发布分时电价新政，仅上网电价参与浮动，输配电价等固定费用不调整，上午峰时段缩水，光伏大发时段电价降幅大，工商业储能收益明显下滑。随后贵州、陕西跟进，参与浮动的内容仅剩交易电价（代理购电价格），输配电量电价、上网环节线损费用、系统运行费不再参与浮动。2025年5月，安徽发布《关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》，新增午间低谷时段，且浮动的电价包含输配电，使得工商储全天可实现两充两放，价差0.75元/kWh，工商储收益明显提升。以10千伏大工业/工商业两部制电价作为分析对象，2025年6月全国20个地区峰谷价差超过0.6元/kWh，其中广东（珠三角/江门/惠州）、山东、湖南峰谷价差均超过0.8元/kWh。根据量道储能数据，工商业储能两充两放全生命周期度电成本（LCOS）在0.3~0.4元/kWh区间，一充一放全生命周期度电成本（LCOS）高达0.7~0.8元/kWh，我们认为各省有望通过加大尖峰及深谷价差增加对新能源大发时段的用电积极性、以提升消纳能力，两充两放模式下仍具有收益。据CESA不完全统计，25Q1国内新增备案的用户侧工商业储能项目共计2474个，其中1758个项目公示了具体建设规模，总规模达6.53GW/16.16GWh，容量规模同比+234.36%。短期来看，工商储装机仍有支撑。长期来看，未来随着储能成本持续下降（电芯大型化、3S融合）和循环寿命、日历寿命的持续上升，储能LCOS有很大的下降空间。各省峰谷价差明显缩小。我们认为随着电力现货市场建设，分时电价波动将更频繁，依靠峰谷价差建立的工商业储能商业收益不确定性增加，但电力现货交易、辅助服务、容量电费管理以及“光储融合+动态充放”等多元收益有望重构经济模型，进入新的高速发展时期。
美国大储占主导，户储增长潜力大。根据Wood Mackenzie及美国清洁能源协会统计，2024年美国新增储能装机12.3GW/37.1GWh，同比+32.8%/34%，较2023年90%增速略有下滑但仍维持高增水平，主要原因是储能产品价格快速下降，24Q4大储系统价格降至864美元/kW，同比降幅达16%。结构上看，大储仍是增长主体，24年大储、工商储、户储分别实现装机10.9GW/33.7GWh、10.9GW/33.7GWh、1.3GW/3.0GWh，同比分别+31%/+32%、+22%/+11%、+57%/+64%。从储能时长看，户储平均时长下滑至1.8h左右，而大储稳定在3h，在大储带动下综合平均储能市场稳步增长至2.9h，趋势明确。Wood Mackenzie公司预测，在联邦补贴、州级支持以及电网需求增长驱动下，2025年美国储能装机15GW/48GWh，其中大储/户储13.3GW/1.8GW，同比+22%/47%，工商业充满不确定性。我们认为中美贸易谈判取得阶段性成果，在一定程度上缓解美国储能市场的不确定性，考虑到美国储能需求旺盛，市场高价值，我们预计美国关税若处于50%及以下，企业仍具有出口动力，并可部分传导关税成本，90天窗口期内有望迎来短期出口需求激增及订单交付。
欧洲为海外工商储最大市场。根据行家说Research《工商业储能绿皮书报告》，2024年全球工商业储能新增装机量将达4.4GW/10.9GWh，容量同比+44.6%，中国、欧洲新增容量占比分别达69%/24%；预计2025年全球新增装机量达 6.1GW/15.26GWh，容量同比+40%。
欧洲户储温和复苏，大储、工商储有望高速发展，工商储增速最快。根据SPE数据，2024年欧洲新增储能装机21.9GWh，同比+14.7%，累计装机61.1GWh，其中大储/工商储/户储分别装机10.8/2.2/8.8GWh，同比-11.5%/+15.8%/+79.6%。欧洲首次出现表前（大储）与表后市场装机规模基本持平，增长引擎逐步由表后市场切换至表前市场。大储、工商储预计将进入高速发展期，欧洲户储经历2024年下跌后，预计将进入平稳发展期。中性情境下，SPE预计2025新增储能装机29.7GWh，同比+36.2%，其中大储/工商储/户储分别装机16.3/3.6/9.8GWh，同比+51.3%/+62%/+11.4%；预计29年新增储能装机118 GWh，同比+30%，其中大储/工商储/户储分别装机81.4/20.1/16.5GWh，24-29年CAGR分别达49.8%/55.6%/13.4%。
欧洲储能遍地开花。从国家分布来看，2025年到2029年，储能区域格局分化，传统强国德/意份额下降，但仍是核心市场，英国、荷兰、西班牙成新增长极，法国以及波兰崛起，欧洲市场将从意大利、德国、英国三国主导，逐步变成多点开花的新局面。我们认为，西班牙、葡萄牙断电事件短期影响并不明显，长期来看欧洲或加速推进电网升级改造，增加储能配置，储能市场长期需求旺盛。
工商储渗透率低，多元动力有望推动发展。目前，相比较2022-2024年欧洲户用光伏配储率20%，欧洲工商业储能市场依旧较小，工商业光伏配储率仍不足5%，主要是因为监管框架不明确、电网关税或税收过高、财政支持非常有限、企业、系统集成商和金融家工商储意识较浅。欧洲工商储24-29年CAGR高达55.6%主要得益于1）峰谷套利，特别是随着动态电价以及负电价出现，套利频率以及价差有望提升；2）工商业加大自发自用，这主要在于电动汽车等带来电气化程度提升，电价持续较高，备电需求旺盛；3）光储平价，现货市场交易、辅助服务以及CFD差价合约提升经济性；4）奥地利、捷克共和国、希腊、立陶宛、波兰、罗马尼亚和斯洛文尼亚等仍给与经济补贴。意大利Transition 5.0 and PNRR 设立 63 亿欧元或者2024、2025年各31.5亿欧元支持数字化和能源转型，部分地区政府也直接提供补贴。
新兴市场户储遍地开花。印度、中东、东南亚与其他新兴市场的崛起，持续为全球能源转型提供动能。InfoLink预计2025年，中东市场储能装机有望接近 13 GWh，同比增长381%；印度储能招投标项目数量在持续增长，同时强配储政策存在落地预期；随着绿色能源投资增加，东南亚与非洲光伏与储能需求持续攀升。
非洲或成为户储下一个潜力市场。（1）非洲是全球电力普及程度最低的地区，拥有近6亿缺电人口，撒哈拉以南的非洲电力普及率约50%，全球80%的无电人口和20个能源短缺最严重的国家中的18个都位于撒哈拉以南非洲。南非作为非洲工业化程度最高的经济体，分区轮流停电频繁，非洲大部分地区的情况与此类似。（2）非洲可再生能源潜力大，但仍处于开发早期。根据非洲开发银行的评估，非洲拥有几乎无限的太阳能发电潜力（10TW）、风能（110GW）。根据IRENA发布的《非洲大陆电力系统总体规划》（CMP），非洲可再生能源装机容量将从2023年的62GW增长至2040年的750吉瓦，最适合开发风光资源的TOP10国家将分别占据太阳能光伏和风能装机容量的74%和93%。南非、尼日利亚、埃及、利比亚、埃塞俄比亚、阿尔及利亚、加纳、赞比亚、科特迪瓦等是重要市场，埃及、摩洛哥、突尼斯、尼日尔、等非洲国家均明确了发展规划。（3）非洲是“一带一路”重要地区，中国不仅是非洲最大的双边贸易伙伴，也是非洲最大的外援资金来源之一，同时还拥有全球80%以上的可再生能源制造能力。随着光储成本下降，绝大部分非洲地区已经实现光伏平价上网。
资料来源：《非洲大陆电力系统总体规划》非洲五大电力联营体、AUC和AfDB，中国银河证券研究院
孤岛、电网薄弱、以及政策激励影响下，东南亚光储有望成为新增量。（1）东南亚国家普遍具有人口众多、岛屿众多、能源结构以化石能源为主、电网基础设施薄弱、电力供应不稳定等共性特征，叠加工业化城镇化快速发展、太阳能资源丰富和光储系统成本持续下降，区域分布式光伏与离网系统需求有望高增。（2）政策层面，近年东南亚国家相继出台了净计量政策、上网电价机制（FiT）、直接购电协议（DPPA）、大型再生能源招标计划等政策工具，形成以市场机制为导向、鼓励自发自用与企业参与的政策趋同局面。根据Infolink预测，截至2024年，整个东南亚地区的光伏需求量约落在8-12GW之间，2028年有望较2024年增长超过70%。
我们认为，以南非、巴基斯坦、印度、菲律宾、缅甸、乌克兰为代表的新兴市场因严重缺电形成刚性需求，叠加电价高增、政策推动、组件和电池降价带来的经济性提升，储能需求有望保持高增。我们看好德业股份、阳光电源龙头企业受益于全球布局，具有市场产品需求洞察以及渠道先发优势，积累了较强的品牌、客户及销售渠道基础，在多个新兴市场中表现突出，未来可抵抗单一市场阶段性需求走弱风险，有望充分享受海外新兴市场带来的持续景气。
国内2024年新增装机增速明显退坡但韧性强，25Q1企稳回升。国内2024年新增装机增速明显退坡但韧性强，25年1-4月抢装需求拉动装机大幅提升。2025年1-4月累计装机144.4GW，同比+74.6%，其中4月单月装机高达 45.2GW，同比+214.7%/环比+123.4%。主要是因为政策密集出台推动了下游“430”“531”两大节点抢装需求。2025年1月17日出台的《分布式光伏发电开发建设管理办法》和2月9日出台的《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》设定新老项目节点，开发商纷纷加快项目备案进程，锁定成本、保障收益，应对电价调整预期。5月7日，山东率先印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》，其中对2025年5月31日前投产的存量项目，电价上限明确为0.3949元/千瓦时；增量项目则通过市场化竞价确定电价，要求申报充足率不低于125%，按技术类型分别设置机制电量规模，分别组织竞价。我们认为，531后政策红利消退，新能源新增项目将面临市场化竞价定价压力，山东率先公布新能源入市新政细则，将对各地136号文配套方案的制定起到一定参考示范作用。
分布式光伏“政策驱动”向“市场驱动”转型，集中式光伏再次成为主导。据国家能源局统计，国内25Q1集中式/工商业/户用光伏分别新增装机23.41GW/31.26GW/5.05GW，分别+6.75%/85.08%/-27.02%，占比39.20%/52.34%/8.46%，同比分别-8.75pcts/+15.42pcts/-6.67pcts，工商业光伏新增装机同比大幅增长。各省市陆续出台了分布式光伏管理的政策，宁夏、四川、湖北、吉林、山东等地的最新政策都对工商业分布式光伏自发自用上网电量比例做出了从30%-80%不等的严格限制。我们认为，电价机制调整加速行业洗牌，在430和531节点的双重驱动下，分布式光伏从“政策驱动”向“市场驱动”彻底转型，长三角、珠三角等经济发达地区电网改造较快，消纳能力更强，有望为分布式光伏提供增量；风光大基地确定性更大，将再次成为主导装机类型，农村“沐光”行动亦提供持续增量。
光伏装机承压，25年或同比下降10%。我们认为电力市场趋势下，未来光伏现货市场电价大概率走低，但同时我们也看到规划中积极提出推广绿证、促消纳、拓场景、全社会提高终端绿电占比等，在量的基础上确保高质量发展成为首要目标，2024年光伏发电量占比8.3%，较十四五初的3%已大幅提升；但考虑到我国24年光伏累计装机占比26.5%已达全球领先水平，发电量占比较德国、澳大利亚等发达国家仍有差距，因此我们依然看好未来国内需求长期保持增长态势。但考虑到各地新能源项目收益不确定性增加；我们认为25年国内光伏装机规模阶段性下滑至230-270GW，同比下降10%(取中值)。考虑到我国坚定实现双碳目标，且可再生能源的电力消纳预计在2025年/2030年底前达20%/25%，预计国内光伏市场2025-2030年仍将保持增长。行业供需改善有望主要靠供给侧改革，乐观预期下2026H1迎来触底反弹。
新兴市场发展迅猛，全球光伏装机增长稳健。根据InfoLink，2024年全球光伏组件需求约达580 GW，同比+26%，预估2025年全球组件需求则介于560-650GW区间，年增长率介于-3-11%， 2030年全球组件需求则可望提升至750-900GW，2024-2030年CAGR达4-7.5%，中国仍是领头羊，拉美、中东、东南亚等新兴市场发展迅猛。其中（1）欧洲2025年组件需求将落在84-98 GW，同比增长约13.8%（取中值），其中欧盟持续推动可再生能源发展，强化各成员国光伏领域合作，提拨48亿欧元预算补贴或拉升需求。（2）美国2025年光伏组件需求将在42-49GW，成长率最高或将增长 16%。美国对柬埔寨、越南、马来西亚与泰国四国进口光伏电池、组件发起双反调查，2025年4月双反终裁税率头部企业合计税率约15%~380%，叠加对等影响关税以及IRA 法案预算暂停将影响终端需求，InfoLink预计美国2030年光伏组件需求预估达到80GW，2024-2030年CAGR为11%。（3）受益于印度政府透过需求与供给端的全面政策支持，InfoLink预计2025年印度光伏组件需求将达37-46GW，年增率最高将增长53%。（4）中东预计2025年将落在38-46GW，2024-2030年CAGR为9-13%，沙特、阿联酋及阿曼等国在政府支持与多项公用事业规模项目的推动下，持续支撑全球需求增长。（5）拉美预计2025年将落在26-32GW， 2024-2030 CAGR为9-12%。（6）东南亚预计2025年将落在11-17GW区间，2024-2030年CAGR约为11-17%。我们认为，从长期来看，光储经济性提升、跨行业电气化需求提升，以及能源安全优先级升高等基本面，将持续支撑全球光伏需求增长。
光伏产能全球化，美国本土以及低关税地区有望保持竞争优势。目前，全球各环节产能仍处于供过于求阶段，但在各国的贸易壁垒与本土化激励下，中国仍位居全球最主要的电池片、组件供应国，到2030年仍将提供全球80%的产能，中国以外的产能扩充仍在陆续进行。部分商硅片厂家持续规划海外中东、美国、及东南亚扩产。电池以及组件环节，受美国双反、301、201以及对等关税等影响，多年来国内产能持续外溢，已形成东南亚、印度、美国、土耳其等产能。根据InfoLink数据，2025年海外电池片产能，东南亚、印度、美国、中东预计分别扩产至近70GW、25GW、5GW、1GW；2025年海外组件产能，印度、美国、中东分别预计增加至80GW、80GW以及25GW。我们认为光伏产能全球化大势所趋，具有美国本土以及其他低关税地区产能布局能力的企业有望保持竞争优势，获取一定幅度的壁垒超额利润。
资料来源：证券时报，科创板日报，澎湃新闻，金融界，时代周报，新能源商业评论，全球光伏，数字新能源，北极星太阳能光伏网，索比光伏网，飞象网，晶科能源官网，世纪光伏大会，蓝鲸财经，中国银河证券研究院
价格仍持续承压。25年1月至6月初，下游终端项目抢装短期带动价格回暖，但光伏主辅材整体价格持续走弱，随着国内430、531抢装结束，我们预计国内终端需求有所下滑，价格压力仍在。Solarzoom数据显示，截至2025年6月10日，特级致密硅料成交价34.00元/千克，年初至今-5.6%；N型182硅片0.94（元/片），年初至今-14.5%；N-HJT专用硅片0.63（元/片），年初至今-10.1%；topcon 182电池片0.25（元/W），年初至今-12.3%；HJT电池高价0.36（元/W），年初至今-7.7%；topcon组件0.68（元/W），年初至今-4.2%；HJT组件0.70（元/W），年初至今持平；镀膜玻璃3.2mm 19.00元/平方米，年初至今-5.0%；镀膜玻璃2.2mm 11.50元/平方米，年初至今持平；光伏银浆9200.00（元/千克），年初至今+17.6%；EVA胶膜5.40元/平方米，年初至今-12.9%。
政策+行业自律推动供给侧改革，26年价格或拐点向上。从2024年开始，在中央层面关于内卷式竞争的重视程度持续提升：（1）2024年7月，在政治局会议层面首次提出 “要强化行业自律，防止‘内卷式’恶性竞争”；（2）同年12月，首次在中央经济工作会议层面，明确要“综合整治‘内卷式’竞争，规范地方政府和企业行为” 的重点改革任务；2024年11月20日工信部正式发布《光伏制造行业规范条件（2024年本）》，主要变化在于大幅提高了技术指标、提高资本金比例要求、加强知识产权保护等，此次标准提高对新增产能，尤其是升级改建产能提高了门槛。（3）今年3月在年度政府工作报告中首次提出要综合整治“内卷式”竞争。2024年12月5日召开，业内33家企业签订了一份自律公约，约定了产能配额。得益于顶层重视指导、企业自律共识，行业产能将得到有效控制。此次供改或成为中国产业纾困的典型案例。对于价格趋势判断，我们认为周期拐点最重要的仍是需求的启动，这将取决于全球能源转型进度、电网建设配套、技术持续创新、应用场景开拓等因素，我们估计136号文在各地承接细则落地后，26年光伏行业或将重迎稳健增长期。
主链长期亏损。Solarzoom数据显示25年6月13日硅料毛利润均为-0.02元/W，硅片毛利润均为-0.03元/W，电池毛利润均为-0.02元/W，组件毛利润仍处于历史谷底-0.05元/W，全行业总毛利-0.12元/W，连续一年半为负值。当前价格处于非理性区间，行业盈利严重受挫，企业均面临巨大压力，出清期现金为王。
BC电池产能加速扩张。BC电池将电池的正负电极均集成在背面，正面无栅线遮挡，最大限度地吸收太阳光，具有高转换效率、低衰减系数、低温度系数等优势，理论效率极限达29.1%，接近单晶硅电池理论极限，并且其与PERC、TOPCon、HJT等技术结合形成的HPBC、HBC、TBC等电池结构，可进一步提升性能。目前头部企业领先布局，加速产能扩张。隆基绿能BC产能规模领先，PERC、TOPCon加速改造迁移为BC电池，2025年底BC产能有望达50GW，2026年底国内电池产能计划全部切换为BC产能。爱旭股份ABC组件性能优异，2025年产能将有35GW。此外多个企业的BC项目在规划或建设中，包括隆基与英发德耀、五粮液合作的HPBC电池项目，隆基与金阳新能源、福建钜能合作的HBC电池项目，爱旭与创维光伏合作的BC电池项目等。
BC电池客户海内外接受度提升。（1）首先是因为BC效率优势领先，2025年4月11日，隆基宣布，其自主研发的杂化背接触晶硅太阳电池HIBC经德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）认证，光电转换效率达到27.81%，再一次刷新世界纪录，6月11日，在第18届（2025）国际太阳能光伏展（SNEC）上发布HIBC新品，量产组件效率逼近26%。（2）技术进步推动下，BC电池制造难度和生产成本大幅下降。近两年，激光图形化、湿法工艺、低阻高氧硅片、0BB、无银金属化等一系列技术的出现，令BC电池突破瓶颈，实现了大规模量产。爱旭首创超快激光图形化技术，将BC电池的生产步骤从最初的20+步缩减至12步，整体电池生产成本降低60%以上。（3）应用场景的适配性大幅提升。目前，BC电池凭借外观美观，不仅适配高端分布式场景，并逐步向集中式地面电站拓展。2024年下半年以来国央企组件集采相关标段规模达4.4GW，在海外市场也实现量的突破，未来市场渗透率有望逐步提升。根据中电联《背接触（BC）电池技术发展白皮书》保守估计，从2025年起BC组件的市场占比将持续提升，到2030年渗透率将达到62%。
资料来源：《背接触（BC）电池技术发展白皮书》中电联，中国银河证券研究院
资料来源：《背接触（BC）电池技术发展白皮书》中电联，中国银河证券研究院
国央企组件集采中 BC 组件溢价明显。目前由于BC电池加工难度较高，生产成本仍高于TOPCon，但其发电增益效果明显，且随着加速产业化以及贱金属化，BC,设备、材料等成本投入与TOPCon差距快速缩小。根据《背接触（BC）电池技术发展白皮书》当前BC的制造成本与TOPCon相比差异已经控制在5分/以内，未来BC技术有望通过电池效率提升、规模化以及BC工艺进步（少银和无银金属化）实现快速的成本下降，预计未来一年量产BC成本将与TOPCon平齐，甚至低于TOPCon。从国央企组件集采中来看，BC 组件较TOPCon 组件溢价为0.03-0.1元/W，2025年BC较TOPCon 组件的溢价有一定程度收窄，但仍维持0.05-0.06元/W的较高水平。我们预计随着龙头BC电池成本和TOPCon持平，BC的盈利前景将进一步改善。
银浆占电池非硅成本超50%，去银少银势在必行。根据CPIA，银浆在电池片成本中占比较高，2024年12月各环节不计折旧，硅料、硅片、电池片环节不含增值税的情况下，最终组件含税成本（含最低必要费用）为0.692元/W，其中银浆（包含主副栅）的成本为0.072元/W，占电池成本的27.3%，占到电池非硅成本超50%，组件成本的10.4%。银价高位下，少银/无银化势在必行。目前主要通过多主栅技术、减小栅线宽度、贱金属技术等来减少银浆消耗量。2024年TOPcon电池0BB市场占比增至约1%，预计在2030年达到约39.6%，XBC将与 TOPCon 电池片保持类似的趋势；HJT电池2025年0BB技术将成为市场主流，2026年将全面使用0BB，银耗下降空间有限，因为需依赖材料创新。我们认为TOPCon 将推动银铝浆优化，HJT加速银包铜、铜电镀应用。
银包铜、电镀铜、铜浆并行发展，多元降本。铜导电性能仅次于银，储量丰富、价格低廉，仅为银的1/100，但高温易氧化。要实现铜浆的大规模应用，面临接触机理缺失和长期氧化可靠性两大技术难题。总体来看，目前有两条主要技术路径：（1）高温铜浆，即开发可在高温烧结的铜基导电浆料，适配现有印刷烧结工艺，可直接在现有生产线上替代银浆。高温铜浆面临铜浆在 600℃烧结时易氧化，且铜扩散进入硅体损害少子寿命等问题。（2）低温铜浆，包括低温固化铜浆料和电镀工艺，避免高温烧结以绕过铜易氧化的问题。银包铜通过金属铜部分替代银，用银覆盖铜。不断调整银与铜的掺杂比例，在保证光电转化效率的同时降低浆料成本。银包铜粉在高温环境下容易氧化，故只能用于HJT电池的低温银浆上。根据CPIA，2024 年异质结电池片金属电极制备的主流由低温纯银浆料转变为低温银包铜浆料，当前银包铜电极市场占比达到 75%。电镀铜是利用电解原理在导电层表面沉积铜膜，优势在于用铜替代全部金属银，材料价格低廉，并且可实现双面金属化；劣势在于工艺流程复杂导致前期投资成本较高以及电镀液中含有大量有害化学物质会带来环保问题。我们认为随着XBC、TOPCon和HJT等技术的推广，铜浆的应用将成为重要趋势，银包铜、电镀铜、铜浆等技术路线将并行发展，形成多元化的降本方案。
产业已实现量产突破。隆基绿能、晶科能源、晶澳科技等都在进行无银金属化电池片研发，聚和材料、帝科股份等企业通过材料创新与工艺迭代，逐步攻克氧化、扩散和焊接难题。目前，东方日升的异质结伏曦电池片使得电池单瓦纯银耗量从6mg/W降0.5mg/W。聚合材料低固含浆料（降银0.2-0.4t/GW）与银包铜浆料（含银量已下探至20%）快速迭代，铜浆技术HJT路线）、TOPCon方案（DH1000）即将定版。帝科股份采用银包铜浆料Stencil细线印刷技术革新与量产应用，推动的20%低银含DK61F银包铜浆料产业探索与实践。
2025年电新行业迎来高质量发展时代，国内136号文加速新能源全面入市，取消强制配储，多地分时电价仅上网电价参与浮动，光储短期承压。但全球能源安全独立、绿色电气化趋势已明确，中长期来看全球电网投资高增，风光稳健增长，配储乃电网消纳必备，AI加速电网数智化，AIDC基础建设需求旺盛。综合考虑供需关系、竞争格局以及企业盈利状况等因素，我们认为风光储电各子行业的推荐顺序排列为：风电＞电网＞储能光伏。
2025年产业链量利齐升，零部件弹性更大率先兑现。量的层面，2025年风电大年，我们预计2025年陆风/海风装机达90-100GW/12-16GW，同比+25.4%/+250%（取中值）。长期来看，136号文对风电影响有限，深远海有望打开长期增长空间。价的层面，行业共识克制价格内卷叠加质量风险意识提升，国内风机价格企稳回升，未来海风机组均价继续下行空间有限，陆风机组有望维持稳定。装机增速亮眼，零部件成本中，原材料占比较大，且大部分原材料价格呈现下行趋势，2025年谈价中大兆瓦零部件有较强议价能力，涨价幅度看，叶片＞铸锻件=塔筒＞轴承＞齿轮箱，零部件量利齐升明显，25H2有望加速兑现，主机受益于风机价格企稳回升叠加工艺降本以及出海，盈利有望小幅修复，预计明年将迎来更大改善，海缆盈利水平遥遥领先。
AIDC高景气：智算需求助推AIDC高景气，海内外互联网大厂加注AI，上调CAPEX。我们认为未来供配电系统向高压直流演进，未来AI 数据中心800 V供电有望成为主流趋势，服务器电源量利齐升，UPS和传统HVDC仍将长期并行发展，高电压等级HVDC渗透率有望在未来5年实现快速提升；关税变局下，大功率柴发机组供需紧张态势加剧，国产品牌价格端明显改善，并加速进口替代；随着英伟达GB300于2025年5月初已开始进行样品测试，预计在25Q2末开始投产，BBU以及超级电容增量可期。
特高压及主网跨区域输电是投资重点，现货市场加速配用电智能化。2025年全国电网投资有望超8250亿元，年中仍有上调可能。（1）截至2025年6月，特高压设备累计招标24.78亿元（未计入2025年1月公示的2024年国高压项目第六次设备招标82.26 亿元），同比+35.6%。三北新能源消纳需求迫切，政策持续强调外送通道建设，我们预计2025年/2026年直流特高压核准开工4条/4条。此外，考虑到2023-2024年累计招标6直2交，2025年有望迎来交付大年，特高压板块有望形成业绩+订单的双重驱动。（2）2025年国网电表招标有望达9000万只，价格有望止跌。（3）136号文发布后新能源入新增项目将面临市场化竞价定价压力，新能源市场价格更加全面完整充分地反映供需关系，同时激励储能、虚拟电厂、需求侧响应等灵活性资源发展，破解新型电力系统面临的“灵活性困局”。分布式新能源余电上网部分接受电力市场价格信号已是大势所趋，“发电类”虚拟电厂市场化交易机会有望增多。
全球电网投资高景气，配用电设备踏浪出海。经济复苏以及AI高速发展，全球电力需求持续增长，叠加新能源并网以及电网更新改造需求，全球电网建设迎来高景气，智能电表和变压器有望享受出海红利。
全球储能中美欧平稳，新兴市场上量。中国、美洲、欧洲三大区域市场装机占全球的比重继续维持在90%以上，以中东非地区为代表的新兴市场开始上量。关税扰动加剧美国储能市场的不确定性，考虑到美国储能需求旺盛，市场高价值，我们预计美国关税若处于50%及以下，企业仍具有出口动力，并可部分传导关税成本。欧洲户储温和复苏，大储、工商储有望高速发展，工商储增速最快。SPE预计2025欧洲新增储能装机29.7GWh，同比+36.2%，其中大储/工商储/户储分别装机16.3/3.6/9.8GWh，同比+51.3%/+62%/+11.4%；预计29年新增储能装机118 GWh，同比+30%，其中大储/工商储/户储分别装机81.4/20.1/16.5GWh，24-29年CAGR分别达49.8%/55.6%/13.4%。欧洲工商业光伏配储率仍不足5%，得益于峰谷套利、工商业加大自发自用、光储平价以及部分欧洲国家财政补贴，欧洲工商储快速发展。以南非、巴基斯坦、印度、菲律宾、缅甸、乌克兰为代表的新兴市场因严重缺电形成刚性需求，叠加电价高增、政策推动、组件和电池降价带来的经济性提升，储能需求有望保持高增，户储有望率先发展。综合而言，我们看好欧美大储、工商储高速增长以及新兴市场户储潜力，中国国内不再强制配储，储能增速阶段性放缓，但长期利好具备技术优势、资金实力和良好服务的头部储能企业。
新能源全面入市光伏需求短期承压，乐观预期下国内2026H1迎来触底反弹。国内政策密集出台推动下游“430”“531”两大节点抢装需求，分布式光伏“政策驱动”向“市场驱动”转型，集中式光伏再次成为主导。考虑到各地新能源项目收益不确定性增加；我们认为25年国内光伏装机规模阶段性下滑至230-270GW，同比下降10%，2025-2030年仍将保持微增。行业供需改善有望主要靠供给侧改革，乐观预期下2026H1迎来触底反弹。
新兴市场发展迅猛，全球光伏装机增长稳健。InfoLink预估2025年、2030年全球组件需求则介于560-650GW区间，年增长率介于-3-11%， 2030年全球组件需求则可望提升至750-900GW，2024-2030年CAGR达4-7.5%，中国仍是领头羊，拉美、中东、东南亚等新兴市场发展迅猛。关税扰动下，光伏产能全球化加剧，美国本土以及低关税地区有望保持竞争优势。
BC及铜浆新技术迭代向上。（1）BC具有高转换效率、低衰减系数、低温度系数等优势，理论效率极限达29.1%，接近单晶硅电池理论极限。目前头部企业领先布局，加速产能扩张。隆基绿能2025年底BC产能有望达50GW，爱旭股份ABC组件2025年产能将有35GW。得益于效率高、成本下降以及应用场景适配性大幅提升，BC电池客户海内外接受度提升。从国央企组件集采中来看，BC 组件较TOPCon 组件溢价为0.03-0.1元/W。我们预计随着龙头BC电池成本和TOPCon持平，BC的盈利前景将进一步改善。（2）银浆占电池非硅成本超50%，去银少银势在必行。目前主要通过多主栅技术、减小栅线宽度、贱金属技术等来减少银浆消耗量。随着XBC、TOPCon和HJT等技术的推广，铜浆的应用将成为重要趋势，银包铜、电镀铜、铜浆等技术路线将并行发展，多元降本。产业已实现量产突破，电池单瓦纯银耗量从6mg/W降0.5mg/W。隆基绿能、晶科能源、晶澳科技等都在进行无银金属化电池片研发，聚和材料、帝科股份等企业通过材料创新与工艺迭代，逐步攻克氧化、扩散和焊接难题。
1、行业政策不及预期的风险。海内外电网投资，设备更新以及新能源领域综合整治“内卷式”竞争不及预期，会对行业产生不利影响。
2、资源品或零部件短缺导致原材料价格暴涨、企业经营困难的风险。原材料价格上涨将直接提高企业成本，若无法向下传导，将导致盈利下滑。
3、新技术进展不及预期的风险。AI、特高压柔直输电、漂浮式风机，光伏HJT\BC\钙钛矿等发展不及预期或影响行业需求及成本。此外如果无法克服实际应用中的技术障碍，新技术也难以落地。
4、竞争加剧导致产品价格持续下行的风险。内卷式竞争持续将影响持续带动价格下行，加剧企业亏损。
5、海外政局动荡、海外贸易环境恶化带来的政策风险。海外贸易环境恶化将直接影响出口产业链关税、海外已有投资效益、未来投资建厂成本，提高经营难度。
本文摘自：中国银河证券2025年6月19日发布的研究报告【银河电新】电新“风光储网”子行业2025年中期投资策略：结构分化，聚焦新技术与非美出口
