概要及主要观点：
1、截至2月12日，本周硅片价格下跌，其余环节基本持稳。
硅料价格持稳：根据硅业分会，N型复投料均价4.17万元/吨，周环比持平，月环比+0.5%；N型颗粒硅报价3.9万元/吨，周环比持平，月环比+0.5%。根据PVInfoLink，致密料报价均价39/kg，周/月环比持平，本周单吨盈亏-1.04万元，较上周持平。颗粒硅均价36元/kg，周/月环比持平。本周新签订单较少，仅少量提价成交，整体价格持稳，硅料企业自律减产，下游企业由于节前以较高价格大量接货，现阶段观望为主、采购积极性减弱。截至2月12日，多晶硅期货主力合约收盘价为4.39万元/吨。
G12R硅片价格下调：下游电池片企业需求转弱、消耗库存硅片为主，不同规格硅片价格分化，183N/G12N价格暂稳，G12R松动下行。N型182(130μm)硅片均价1.18元/片，周/月环比持平，单瓦盈利估算为-3分/W，较上周持平；N型182*210(130μm)硅片报价1.3元/片，周环比-3.7%，月环比+16.1%；N型210(130μm)硅片报价1.55元/片，周环比持平，月环比+10.7%；P型182(150μm)硅片均价1.15元/片，周/月环比持平。
电池片价格持稳：行业电池片整体库存水平健康，三月订单未明，电池片企业观望情况浓厚，后续价格走势需考虑新能源入市新政、行业自律协议等因素影响下的终端需求和电池供给情况。182TOPCon电池片均价0.29元/W，周/月环比持平，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周持平。182*210TOPCon电池片均价0.28元/W，周/月环比持平；210TOPCon电池片均价0.295元/W，周环比持平，月环比+3.5%。P型182电池片均价0.33元/W，周环比持平，月环比+20%。
组件价格持稳：国内N型TOPCon双面组件报价0.69元/W，周环比持平，月环比-2.8%；P型182双面组件报价0.65元/W，周环比持平，月环比-4.4%；
欧洲TOPCon组件均价为9美分/W，周环比+2.3%，月环比-5.3%；P型组件均价为7.8美分/W，周环比持平，月环比-8.2%。
美国TOPCon组件均价为27美分/W，周/月环比持平；P型组件均价为24美分/W，周/月环比持平。近期现货市场与集中式项目平稳，组件企业酝酿涨价，实际落地情况有待观察；新能源上网电价市场化政策出台有望带动上半年国内市场需求回暖，本周新签订单增量暂未有明显起色，仍需时间发酵。
国内TOPCon一体化组件单瓦盈利（不含硅料）估算为-0.12元/W，较上周持平。
投资机会：
（1）当前光伏产业链价格及盈利已明确处于底部，供给端落后产能的出清进程从23Q4开始，至今已经历了二三线企业掉队、跨界企业批量退出、头部产能开启整合等多个具有标志性事件的阶段，目前已进入这一轮供给侧洗牌的中后期，光伏主产业链已持续亏损半年以上，大部分环节进入现金流亏损状态，在协会倡议以及企业自律的共同作用下，“减产&挺价”或成为产业链各环节头部企业阶段性一致行动方向。光伏各环节景气底部夯实明确，较为普遍且显著的主产业链盈利拐点最快有望25Q2到来。
（2）光伏玻璃价格自2024年5月中旬以来持续走低，并于24Q4达到历史低点。测算单平净利预计亏损0.8~1元。
截至2024年底光伏玻璃在产日熔量下降至9.25万吨/日。考虑到堵窑口减产，实际在产产能仅8.2~8.3万吨/日，折合组件供应量约46GW/月。1月组件排产进一步下行，光伏玻璃仍有累库压力，预计春节前仍有冷修计划，供给端有望继续收缩。
春节后需求将迅速恢复，随着组件排产提升，光伏玻璃库存将快速下降。由于冷修产能恢复需要时间，光伏玻璃产能短期刚性，意味着价格及盈利将迎来急剧修复。
（3）随着价格下行，电池处在技术迭代阶段，后续龙头成本优势+渠道溢价有望逐步强化，带动格局出清。海外业务占比适中的企业电池组件一体化以及下游运营商存在量利齐升的机会。
（4）重点关注新技术变革中的结构性成长机会，把握在新技术中抢占先机的优质龙头公司。
对已量产的新技术——更看好耗材（辅材等）投资机会，其次是设备投资机会。
对未量产的新技术——更看好设备投资机会。
2、2025年储能市场价格预测。整体价格走势：企稳为主，结构性分化显著。
电芯价格结束暴跌，进入稳定调整期2024年储能电芯价格因产能过剩和价格战跌幅超60%，年末跌至0.27–0.34元/Wh（接近理论成本0.28元/Wh）。2025年Q1起，磷酸铁锂正极、电解液等材料价格小幅回升叠加头部企业控产，电芯价格趋稳，动力与储能电芯分别因电动汽车需求（中国预计增30%）和淡季因素呈现平稳态势。
预测：2025年旺季（年中或下半年）部分材料成本可能温和上涨，但因供需仍宽松，电芯价格整体波动有限，局部时段或现修复性反弹。
系统集成与工商业储能价格深度内卷工商业储能市场价格战激烈，2025年初系统报价低至0.499元/Wh（较2024年初腰斩），但低价伴随设备减配、运维风险，实际收益与预期差距大，导致投资方退潮。
原因：集成商技术门槛低导致同质化竞争，叠加订单增速放缓（2024年新增装机仅4GWh，与2023年持平），行业陷入“低价低质”恶性循环。
价格核心影响因素分析，材料成本与技术创新博弈。
成本端：磷酸铁锂（LFP）正极、锂电铜箔等材料价格2024年底止跌回升，但产能过剩限制反弹幅度，对电芯成本压力有限。
技术端：头部企业通过大容量电芯（如314Ah、500Ah+）和一体化集成设计（如阳光电源的EMS调度系统）降低单位成本，推动长期降本趋势。
需求分化与市场结构变化。
国内市场：政策驱动为主，新型储能新增装机预计45GW（2025年），但工商业储能因收益模型不清晰（如峰谷套利依赖电价差）增长停滞。
海外市场：全球储能需求增速超60%（预计新增250GWh），欧美、中东等高利润市场（系统单价较国内高0.2–0.6元/Wh）吸引中国企业出海，但需应对关税风险（如美国2026年或加征25%关税）。
产能过剩与行业洗牌2023-2024年产能扩张导致价格战延续，中小企业利润压缩，订单向头部集中（Top15企业占2024年中标量57%）。宁德时代、比亚迪等通过技术升级（如500Ah电芯）提高壁垒，加速行业整合。
细分市场与价格特征。
大储与工商储分化。
大储（电网侧/电源侧）：受益于规模化降本和央企集采（中标价降至0.5元/Wh以下），价格竞争相对有序。
工商储：高度市场化场景下，低价竞争导致项目“烂尾”频发，需依赖头部企业（如阳光电源）的长期运维能力保障收益。
海外市场溢价与风险并存海外项目毛利可达40%（如美国市场），但需满足高安全标准（如循环次数、防火等级）。中国企业通过本地化建厂（如宁德时代计划）规避关税，但政策波动（如特朗普政府潜在加税）构成风险。
短期（2025年）：电芯价格企稳，系统集成商利润修复依赖技术升级；海外市场放量对冲国内增速放缓
长期：技术迭代（如固态电池、构网型储能）可能重塑成本曲线，但产能过剩周期或延续至2026年。
2025年储能市场价格进入“底部震荡，结构分化”阶段，电芯与系统价格企稳但工商业储能仍承压。头部企业通过技术优势与全球化布局主导市场，而行业整体盈利修复需等待供需再平衡与电力市场化改革深化。
3、当前硅料主流大厂的实际成交价格达到了42-43元/kg；据数字新能源DBM，节后多家组件企业出现了1-3分/W的报价上涨；大唐22.5GW组件集采开标，TOPCon不含运费报价均价达到0.696元/W；美国组件价格有所上涨，据CEA涨幅超过5美分/W。
1）产业链涨价不断蓄能，3月有望全面扩散。节后欧洲组件市场涨价落地，电池片价格表现强势，近期硅料、组件价格均出现了探涨信号。3月起，国内抢装以及需求季节性旺季共振，产业链有望进入更持续、全面的涨价通道。
2）光伏积极因子持续累积，逐步进入政策密集出台期。本周新能源入市规则发布，促进行业高质量发展；国常会研究化解重点产业结构性矛盾，坚持从供需两侧发力标本兼治；行业自律会议持续召开，自律细节逐步优化。展望后续供给层面进一步措施，例如能耗管控及领跑者等亦值得期待。
美国：根据清洁能源机构(CEA)的最新定价分析，受到反倾销/反补贴税(AD/CVD)现金存款利率意外高企，以及中国政府于2024年底将光伏组件出口退税下调4%的影响，美国光伏组件的价格正在上涨。
欧洲：欧洲光伏产品销售平台Search4Solar最新价格显示，欧洲组件价格涨幅超20%。目前，户用和商业项目的TOPCon组件价格约为0.10欧元/瓦，全黑太阳能电池板价格已达0.12欧元/瓦。
国内：2月9日，发改委、能源局联合印发《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》，其中提出新能源上网电量全部进入电力市场、存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。为了规避电价波动风险，6月1日之前可能出现抢装潮，进而带动组件价格上涨。根据光伏产业网消息，组件厂的涨价幅度在2-3分/W不等。组件价格上涨，叠加供给侧的收紧，后续产业链整体盈利有望迎来回升。
4、新能源全面入市后，电力交易决策产品迎政策红利窗口期。【政策发布】近日，《关于深化新能源上网电价市场化改革通知》正式发布，这一政策的出台，有力地推动了新能源上网电量全面进入电力市场。这一变革，无疑将为新能源行业带来全新的发展格局与机遇。
随着新能源电站收入结构与来源发生显著变化，传统的保障性收入模式已成为过去式。如今，市场交易收入需要依靠【主动交易策略】来实现，而价差补偿收入同样面临着一定的竞争，对策略运用也有更高要求。在这样的背景下，市场交易决策软件成为新能源电站运营必不可少的工具。
国能日新作为行业内的重要参与者，其电力交易辅助决策支持平台功能全面。公司还发布了新能源大模型 “旷冥”，这一模型极大地提升了对电力市场的预判能力。目前，该公司产品已广泛覆盖多个省份。据测算，2024 - 2026 年，公司电力交易相关产品有望分别贡献 0.25 亿元、0.98 亿元和 1.46 亿元的收入。这充分显示了公司在新政策环境下的强大发展潜力。
春节过后，随着上下游开工逐渐步入正轨，多晶硅市场成交出现增多，市场热度增加。
开工不足半个月，多晶硅出现多笔笔成交，不仅涉及一些开工得小企业，也涉及了几家头部企业，成交价格也出现了上涨。
据了解，部分头部企业出货价格混包料上涨逼近42元/千克，小厂下游拿货甚至达到42元/千克，折算为N型致密小料达到43元/千克，较节前出现了1元/千克的涨幅。42-43元/千克成为当前主流大厂的实际成交。
小厂方面，目前存在一些价格劣势，甚至部分尾部小厂存在40元之下的成交价格，但横向对比春节之前也并未出现价格的走弱。
此次价格的上涨，
主要由于：一方面，节后大厂撑市态度较为明确，部分厂家虽存在一定库存，但基于后续需求及多晶硅目前较低开工仍存在报涨心态。
另一方面，发改委“电力市场化”文件的发送使得企业对上半年需求的需求增加进而支撑了硅料市场的信心。除此之外部分下游企业硅料库存偏低，采购需求较为紧迫、硅片成本空间等因素也促成了此次价格的上涨。
对于后续多晶硅市场，
认为存在一定不确定因素。
从下游组件市场来看3月组件排产有大幅增加的可能，预计产量将超50GW+，从常规而言将带动上游需求增加进而有助多晶硅价格上涨。
但目前硅片企业存在超20多GW库存压力且3月为一季度自律生产最后一月，随着近期行业会议召开，后续硅片实际排产存在未知。
硅料需求尚不确定叠加3-4月多家产能开启，
5、1月份磷酸铁锂统计产量25.34万吨，环比下降4.4%或1.1万吨。当月需求以延续为主，部分受春节影响适当减量。
1月中旬招标价格落地，叠加亚铁缺货带动磷酸铁涨价，铁锂报价同步上移。从体系上看，三代品涨价幅度较大，二代品议价能力仍然弱。
1月份磷酸铁锂统计可利用产能512.9万吨/年，环比增加26万吨/年，主要为云南地区、贵州地区新增产能逐步调试完毕，投产所致。当月产能利用率59.3%，回落至荣枯线附近。
从企业来看，湖南裕能新产线爬坡，维持较高开工。湖北万润、德方纳米、友山科技、国轩高科产销水平接近，形成稳健二梯队。另外，从比例上看，1月份委外代工量继续攀升，企业间生产关系变得更为复杂。
从加工费上来看，自去年底涨价以来铁锂加工费相对稳健。后续随着原料涨价，铁锂企业仍有涨价减亏诉求。
2月份受春节及储能取消配储影响，需求小减，产销预计年内低点。
新能源汽车行业价格战阶段性暂停，未来竞争策略或切换为技术下沉。全球大储爆发确定性强，美国维持高增，欧洲、新兴市场并网高峰且持续至26年。
预计2025年我国自主品牌新能源乘用车市场份额有望突破90%。
新能源汽车的快速增长将带动动力电池需求的持续增长。2024年国内动力电池销量为791.3GWh，同比增长28.4%，占电池总销量76.1%。预计2025年国内动力电池销量将逼近1TWh。预计25年全球大储装机增长56%至194gwh。
美国：24年并网加速，装机达35GWh，同增105%，25年已进入加关税前的抢装潮，预计装机增长45%至51GWh。
欧洲：英国意大利德国领衔增长，25年装机上修至18GWh，同增超120%。
新兴市场：大项目批量落地，预计25年装机增长221%至34GWh，其中中东25H1将有50-60GWh项目招标落地，预计25年装机增长4倍至20GWh；智利在建项目8GWh，支撑25年装机翻番至4GWh；澳大利亚在建规模预期11GWh，25年预计2倍增长至3.5GWh。
国内：24年新增装机超70GWh，同增近65%，25年虽国内光伏降速，但储能对电站收益率的贡献有所提升，配储比例和时长将继续提升，预计有望维持30%增长。
分布式新兴市场有望延续高增，传统市场完成去库，降息驱动新增长。我们认为分布式储能核心驱动力在于光储平价、缺电或电价上涨及政策催化。
（1）户储：预计25年装机可达20GWh+，同增25%+。
欧美：24年欧洲去库，户储装机下滑31%至8.3GWh，近期天然气价格回升、降息逐步落地，将推动欧美25年装机增长20%，分别为10GWh、2GWh。
新兴市场：巴基斯坦电价略降但收益率仍30%左右，需求可维持高位；乌克兰战后重建 需求较为刚性，有望迎来高增；尼日利亚电力供给紧张、埃及政府推动能源转型，非洲或成为下一个爆发市场；东南亚电网薄弱+电价上涨，光储需求高增已现。
（2）工商储：预计25年装机可达14GWh，同增48%。海外尤其是欧洲东南亚工商储经济性显著，装机迎来加速期；国内项目备案量超36GWh，随电力改革逐步落地。
一、新能源
1、太阳能光伏
1.1光伏产业链价格变动分析
根据PVInfoLink数据计算整理，本周光伏行业产业链各环节价格及下周价格涨跌幅预测如下表所示。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
注：根据PVInfoLink 数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
本周市场观望情绪仍较重，二月新订单开始陆续执行但仍在商谈博奕之中，本周硅片厂家直接采购国产块料现货执行价格，约落在每公斤 37-43 元范围。国产颗粒硅近期新单陆续落定，当期交付以主流厂家供货为主，价位落在每公斤 37-39 元人民币，中后段厂家自春节后较少新单执行，价格调整将于下周更新。
市场仍存在一定的观望情绪，目前来看硅料涨价的博弈仍将持续，须要观察买卖双方的策略变动以及市场变化，本周部分执行订单相对过往小幅涨价，硅料成交价格上下限向上移动，但下游接受度有限，目前尚未出现批量成交。硅料当前产量维持平稳，但相对二月的采购量也因终端需求影响有缩减趋势，截止月初统计时有小幅上抬的趋势。而外部变动则须注意政策方面是否有新的动向，除了先前讨论的自律行为控制排产之外，近期也听闻讨论产能出清的调控，仍须静待政策动向。
1.1.2硅片价格分析
本周硅片市场氛围维持平静，但买卖双方开始出现价格博弈，而如上周所预测般，N 型 G12R 硅片价格本周出现松动下行，当前主流成交价格落到每片 1.3 元人民币左右。根据反馈，不乏电池厂减少采购硅片动作，优先消纳自身在手硅片。
细分规格来看，P 型 M10 和 G12 规格的成交价格分别为每片 1.1-1.15 元和 1.7 元人民币，P 型硅片成为定制化的产品，国内需求大幅萎缩，主要为海外订单驱动拉货。上周起也顺应市场动态变化取消 210P 硅片价格公示。
而 N 型硅片部分，这周 M10 183N 硅片主流成交价格维持上周每片 1.18 元人民币水平；至于 G12R 规格本周成交价格落在每片 1.3 元人民币；G12N 价格也维持每片 1.55 元人民币的价格。
本周，行业自律事件持续发酵，协会更新配额总量及各家企业的分配情况。随着市场运行逐步规范，硅片价格走势将受到企业执行力度的影响，预计后续价格保持稳定发展。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格如下：P 型 M10 电池片均价维持每瓦 0.33 元人民币，价格区间为每瓦 0.32-0.34 元人民币。与上周逻辑一致，由于供应紧俏，P 型 M10 电池片价格在短期内仍未出现松动迹象。
N 型电池片方面：M10 本周均价持平为每瓦 0.29 元人民币，高价则从上周每瓦 0.3 元下降至 0.295 元人民币，价格区间为每瓦 0.29-0.295 元人民币。G12R、G12 均价则依旧持平为每瓦 0.28 与 0.295 元人民币，价格区间则分别为每瓦 0.275-0.285 元人民币与 0.29-0.30 元人民币。
展望后续价格走势，政策因素正逐步发酵，终端需求与电池供给分别受到新能源上网电价市场化、行业自律协议等因素影响，此外还须考虑各尺寸供需变化，例如 G12R 尺寸电池片短期需求仍未见明显起量，在上游跌价的情况下，该尺寸电池片价格或将再度往下松动。
总体来看，因三月份订单、上下游排产仍未完全明朗，当前电池片厂家的观望情绪浓厚，对其他环节的价格博弈也可能将更为激烈，预期后续电池片价格持稳发展的可能性较高。
1.1.4组件价格分析
新能源上网电价市场化改革发文出台，推动太阳能发电新能源上网电量进入电力市场，针对 2025 年 6 月后投产的项目将全面实施市场化交易，办法实施新老分段，5 月 31 日前投产的存量项目仍按保障价格收购，预期将带动国内市场需求回温，5 月 31 日前有机会迎来一波抢装。然本周实际调研来看，政策仍需时间酝酿发酵，对于新签订单的增量尚未见到明显起色。
近期现货市场与集中式项目平稳，新签订单尚未完全落定，组件厂家再度条涨报价，然而近期交付平淡，价格上涨仍需时间酝酿，本周 TOPCon 组件价格执行交付约每瓦 0.6-0.70 元人民币，低价 0.6-0.65 元的价格区段也逐渐缩减。其余产品规格售价，182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.6-0.68元人民币，HJT 组件价格约在每瓦 0.69-0.85 元人民币之间，大项目价格偏向中低价位 0.7-0.8 元之间的水平。BC 方面，N-TBC 的部分，目前价格约 0.68-0.79元人民币之间的水平。
本周海外价格暂时稳定，欧洲市场随着前期低价订单交付收尾后，近期正在酝酿涨势，然涨价幅度仍须端看终端接受度而定，本周仅略微反应现货市场回调，但尚未影响整体均价，因此本周 TOPCon 组件总体平均价格仍落在每瓦 0.090 美元的水平。HJT 价格每瓦 0.09-0.11 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.065-0.08 美元。
TOPCon 分区价格，亚太区域价格约 0.085-0.09 美元左右，其中日韩市场价格在每瓦 0.085-0.09 美元左右，印度市场若是中国输入价格约 0.08-0.09 美元，本地制造价格 PERC 与 TOPCon 价差不大，受中国电池片近期变动影响，近月并无变化，使用中国电池片制成的印度组件大宗成交价格约落在 0.14-0.15 美元的水平。澳洲区域价格约 0.09-0.10 美元的执行价位；欧洲市场抛货收尾，现货市场价格逐渐回稳，厂家正在酝酿价格回涨至 0.1 欧元的水平，然而现货市场仍有观望情绪存在尚未完全落地，总体期货交付价格仍落 0.088-0.09 欧元的水平；拉美市场整体约在 0.085-0.09 美元，其中巴西市场价格混乱约 0.07-0.09 美元皆有听闻；中东市场价格大宗价格约在 0.09-0.095 美元的区间。美国市场价格受政策波动影响，项目拉动减弱，厂家新交付 TOPCon 组件价格执行约在 0.2-0.27 美元，PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.01-0.02 美元。近期新签订单报价持续下落，一季度报价下探，本地产制价格报价 0.27-0.3 美元之间，非本地价格 0.18-0.20 美元之间。
1.1.5光伏玻璃价格
玻璃方面，近期玻璃厂家酝酿涨价，但本周成交量体受制组件排产，在十二月需求疲软之下，组件厂家在近期下修排产，总体排产有机会低于 50 GW ，因此玻璃整体交付平淡，本周价格上抬幅度有限、小幅变动，近期主要产品交付仍以 2.0mm 镀膜玻璃为主，价格约落在 11.5-12 元人民币，而 3.2 mm 镀膜玻璃交付有限，价格落于 19-20 元人民币之间。
2023年光伏压延玻璃行业运行情况（工信部原材料工业司）
2023年，全国光伏压延玻璃产业总体呈现“产量增长，成本上涨、价格低位”的运行态势。产量方面，1－12月光伏压延玻璃累计产量2478.3万吨，同比增长54.3%。12月，产量约223.1万吨，同比增长36.0%。价格方面，1－12月2毫米、3.2毫米光伏压延玻璃平均价格为18.7元/平方米、25.9元/平方米，同比分别下降10.2%、4.1%。12月，2毫米光伏压延玻璃平均价格为18元/平方米，同比下降12.8%；3.2毫米光伏压延玻璃平均价格25.7元/平方米，同比下降5.6%。（数据来源：中国建筑玻璃与工业玻璃协会）
由上可知，我国去年光伏压延玻璃产量为2478.3万吨。
2023年光伏玻璃出产582.63GW
以上半年3.2mm玻璃和2.0mm玻璃比例为5:5，下半年为4:6为基数计算
单玻组件出货为260.5GW，双玻组件为322.12GW
1.双面组件不等于双玻组件，也包含一部分透明背板的单玻组件。因此实际双面组件的出货比这个数据要大。在340-350GW左右。
2.光伏压延玻璃常见的规格为3.2mm厚钢化压延玻璃，用于单玻组件。2.0mm厚度热强化压延玻璃，可以作为前版玻璃，和背板玻璃使用。
3.前版几乎100%使用2.0压延，背板玻璃大约有3成使用了高透浮法玻璃。我们不知道工信部是否将这部分统计在内。如果没有，那么对应双玻璃出产量会更大。1.6双玻出货量非常少，我们暂时忽略不计。
4.光伏玻璃不等同于2023年组件的完整出货量，但是有参照性。光伏玻璃为组件重要原料，在玻璃被制作成组件中间存在库存、静置、等料等因素，通常需要20-40天才能变为组件。
1.1.6其他环节
逆变器本周逆变器价格区间20kw价格0.15-0.21元/W，50kw价格0.14-0.19元/W，110kw价格0.13-0.17元/W。
截至目前，当前国内市场 36寸光伏石英坩埚报价14000-18000元/只，均价16000元/只，价格较五一节前下跌6000元/只，价格快速下跌，且后续仍有下跌可能。
近来情况，国内36寸光伏石英坩埚价格再度下跌，当前价格已下跌至均价1.6万元/只，了解本次坩埚价格下跌的主要原因为两方面影响：
一方面，自3月以来国内坩埚下游硅片端需求开始减弱，由于整体光伏大环境需求减弱的影响，硅片排产开始减弱。统计4月国内硅片产量为65.5GW，环比3月减少9.73％，5月排产预计将进一步减弱到不足62GW，需求支撑再度减弱。
另一方面，坩埚成本端支撑快速崩塌导致坩埚价格再度下跌，统计截至当前，国内坩埚用内层砂价格为17-21万元/吨，坩埚用中层砂价格为10-13万元/吨，坩埚用外层砂价格为2.4-8万元/吨，价格受坩埚需求减弱，砂企库存快速上升影响，企业开始降价去库导致价格较4月同期近乎腰斩，成本支撑快速崩塌。
对于当前坩埚降价后的市场来说，成交稍有恢复但仍未有较大好转，硅片企业出于自身成本以及利润考虑，计划再度下压坩埚价格，故近期以刚需小批量采买为主，集中采购较少，对于现货仍以观望为主，成交有限，坩埚出货压力仍然较大。
故对于后续价格预测，认为石英坩埚价格仍将继续下跌，但下跌幅度较为有限，以当前36寸光伏石英坩埚价格来看，由于当前海内外用砂比例仍然维持4：3：3，坩埚降价之后的成本开始稍有支撑，让利空间有限，预计此轮坩埚价格最低成交价格或许为1.3万元/只左右，33寸坩埚价格预计将跌至万元以下。
EVA树脂本周EVA价格下跌，光伏料跌幅创单周新高，达1500元/吨上下，当前EVA光伏料市场价格差距较大，14000-15300元/吨。
光伏胶膜胶膜价格当前持稳。460克重EVA胶膜价格9.66-9.89元/平米，440克重EPE胶膜价格11.35-11.66元/平米。供需 EVA光伏料：继上周竞拍市场价格创新低，成交量并未明显提升后，市场恐慌情绪蔓延。本周石化厂陆续下调EVA光伏料、发泡线缆料价格，从组件排产来看，10月EVA光伏料的需求稍有所提升。【EVA光伏料】EVA光伏料价格继续维持上涨，主流EVA粒子厂家维持正常供应。华南石化厂正在检修进程，复产时间待定。
【胶膜】胶膜本周进入春节最后的生产进度。春节在即，各厂家放假时间和进度逐渐明朗。胶膜厂方面依然重点关注二月春节结束后的组件排产情况。
铜 23日继铜价走跌后，下游继续表现备货情绪，日内现货升水如期走高，现货成交情绪向好。早盘盘初，持货商报主流平水铜150元/吨，好铜货源稀少日内仅部分金川大板流通，其持货商报升水150元/吨后被秒。进入主流交易时段，平水从升水160元/吨逐渐走高至升水180元/吨，好铜升水170-200元/吨，湿法铜仅部分ESOX、MV流通，升水120-150元/吨附近。进入第二交易时段，主流平水铜报至升水190元/吨，甚至200元/吨，好铜升水210元/吨。
铝 ——伦铝探底回升小幅下跌，收于2234美元。沪铝夜盘低位震荡收小阳，收于19350。沪铝成交持仓均下降，市场情绪偏向谨慎。本周铝库存小幅下降，现货需求一般。沪铝比价强于伦铝，进口套利空间继续打开，8月进口同比大增近40%。铝价短线走势较强，但基本面一般，中期风险较高。上方压力19500，下方支撑18000佛山铝锭报价19430-19490元，均价19460元，跌30，对当月贴50。今日铝价高开走低，现货市场疲软，周末库存去库未能有效带动市场情绪，下游节前补库积极性不足，持货商加大出货变现力度，从早间小贴水继续下调，报价在-40~-20，且有部分更低价货源出现但量并不大，接货方谨慎补入较低价货源，成交不太理想。后段期价涨跌波动，持货商跟随调价，报价最高至+60上下，买方接货积极性依然疲弱，成交寥寥。现货成交价集中在19420-19520元，较南储佛山均价升水-40~60元。
PVC国内经济数据逐步验证年内触底周期。宏观事件落地较多，美联储鹰派发言打压大宗商品情绪，尿素、纯碱、PVC等房地产相关产业链的品种情绪上有所影响。节前静待空头释放完毕。PVC生产企业开工负荷环比周内继续攀升，整体开工负荷率77.37%，环比提升0.46%，近月来连续两周在76%之上，造成一定压力；订单天数环比维持不变，同比提升明显。
动力煤淡季维持较高位置，同时煤化工近期需求较好，成本支撑尚可。能源价格横在这里，使得绝对价格上下空间都不大。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2024年10月23日环氧树脂、中厚板报价分别为13000元/吨、3922元/吨，周环比分别3.72%、-0.25%，上游大宗商品价格走势略有分化。
2024年10月23日圆钢、铸造生铁、废钢、螺纹钢、玻纤、碳纤维分别为4050元/吨、3350元/吨、2710元/吨、3750元/吨、3700元/吨、118.7元/千克，周变动幅度分别为-0.5%/0%/0%/+0.5%/0%/0%。
原材料价格相对于上周原材料价格，本周中厚板、螺纹钢、废钢指数、铸造生铁、现货铜、现货铝、和环氧树脂价格普遍上涨。
风机中标价格止跌趋稳，整机盈利或将改善。风机中标价格：各整机商中陆风含塔筒均价为2081元/kW，不含塔筒均价1717元/kW。
陆上风电含塔筒最低中标单价1795元/kW，最高中标单价2357元/kW；不含塔筒最低中标单价1680元/kW，最高中标单价2479元/kW。
陆上风机价格趋稳。2023年陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从6月的1460元/kW，到11月的1438元/kW，持续刷新行业新低。减去塔筒价格，陆上风机价格逼近1100元/kW。陆上风机含塔筒价格稳定在1526元/kW-2755元/kW之间。
海上风电方面，除中国电建集中采购1GW项目中标价格为2,353元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在3,200-3,800元/kW的报价范围内。海上风机中标价格下降趋势明显，海风含塔筒均价3752.72元/kW 至3818元/kW，相比2022年陆风含塔筒均价2258元/kW，不含塔筒均价1876元/kW，海风含塔筒均价3842元/kW未出现明显波动。
海上风电含塔筒最低中标单价3296元/kW。
二、投资方向梳理
2.1 研究投资某家光伏企业的分析思路
1、分析该光伏企业所处光伏产业链的位置，具体位置包括光伏上游原材料环节（工业硅、硅料、硅片企业），光伏中游环节（光伏电池片、组件企业）、光伏下游环节（光伏发电装机企业、逆变器企业）、光伏设备辅料环节。
2、针对该光伏企业所处光伏产业链的位置具体考察相关重要指标，应明确该光伏企业是否在其所处环节具备优势。
（1）若该光伏企业处于光伏上游原材料环节，应重点考察企业的销量，随着中游N型技术产能逐步投产带来的N/P硅料价差，所用硅片尺寸大小、薄片化程度。
（2）若该光伏企业处于光伏中游环节，应重点考察企业规划产能与实际产量的关系所形成的供需平衡程度，警惕产能过剩带来的“价格战”波动压力，各种类型电池技术的迭代进度，同一种电池技术中不同技术路线的选择优劣与投产进度。
美国光伏市场的最优解为HJT电池，其在成本和专利方面具备显著优势，可降低20%的碳排放（全流程低温工艺）、节约70%的用电量（工序少、低温工艺）、节约60%的人工数量（仅4道工序）、节约20% - 60%的用水量，因此是最适合美国本土扩产的光伏技术路线，根据我们测算，在美国补贴助力下，HJT的盈利水平约为5.6美分/w，在这样的盈利水平下，1.2年时间左右实现设备投资回本；
我们测算HJT电池在美国的运营费用水平为0.05美元/w，比TOPCon电池有0.02美元/w的优势。HJT电池生产的运营费用主要有人力、设备折旧和水电支出四个方面，根据测算， HJT在美国的生产运营费用水平为0.05美元/w，相比TOPCon的0.07美元/w具备0.02美元/w运营费用优势。HJT 电池的成本优势将是推动美国扩产HJT电池的一大因素。
此外美国专利保护机制完善，TOPCon与BC电池有较大专利风险，HJT电池在海外，尤其是美国的产能规划中，不会受到创始企业的专利诉讼。目前多家海外光伏企业已开始布局HJT电池产线。
（3）若该光伏企业处于光伏下游环节，应重点考察该光伏企业的历年新增装机量、累计装机量及其增速。预计2024全年美国新增光伏装机量达50GW，预计2025年有望突破60GW。未来需求的关键在于一是AI爆发带来大量发电需求，电力缺口亟待填补，而地热和核电的地域限制大+建设周期长，光伏电站的建设周期相对较短，且不受地理位置的限制。
考察该企业是否做户用光伏。户用光伏受高利率影响最大，降息有望刺激装机，此外美国光伏用户价格敏感度不高，组件价格溢价明显。从供给端来看，美国自建产能势在必行，还推出IRA法案在制造端和安装端对本土的光伏项目进行补贴，生产方面美国成本结构和中国差异大，主要体现在人工、水电费及固定资产折旧，熟练工人短缺、高工资及低人效等因素导致美国人工成本是中国的2倍，水电成本的差异主要体现在污水处理上，美国的污水处理费用是中国的2.7倍。
（4）若该光伏企业处于光伏设备辅料环节，应重点考察该光伏企业的技术迭代。光伏设备后续成长性主要源于技术迭代。
同时考察该光伏企业的运营费用，美国制造业更注重运营费用，工序少、能耗低最适合海外生产，中美光伏制造最大区别是成本要素不同，美国厂商最重视的是低人工、小厂房、低运营成本。
3、对该光伏企业进行定性研究：运用SWOT分析，分析该光伏企业的经营模式、商业模式、销售模式、研发模式、产品管线、核心竞争力、市场前景、管理团队等，对比同行业可比公司，与公司管理层进行访谈，了解企业的经营状况和发展规划，实地考察核心产品的产线和新工厂，并与供应商、渠道商交流。
4、对该光伏企业进行定量研究：重点为财务分析，从该光伏企业市值、估值、盈利能力、成长能力、资本结构营运能力，考察企业的营收、净利、现金流、资产、负债、研发费用、在手订单、对外投资筹资情况。
至2024年底，中国智能机器人企业超45.17万家，年复合增长率高达18%，预示着机器人赛道已经加速驶入快车道。2024年，中国人形机器人市场规模已触及27.6亿元，2030年更是有望成长为千亿元市场，对此，市场达成一个共识：2025年或将为具身智能机器人的“量产元年”。
面对机器人赛道如此巨大的市场潜力，锂电企业们集体展现出了一种“求生”与“野心”。
价格战重压下，锂电行业正面临前所未有的挑战。受供需失衡影响，锂电各环节产品价格在持续下滑，国内磷酸铁锂电芯与三元电芯，均价分别降至0.32元/Wh、0.43元/Wh，较2023年初降幅超60%。在这种境况下，企业亟需新的增长点，于是机器人赛道自然而然进入它们的视野，成为破局之选。
锂电企业们的“野心”也并非空穴来风，二者之间存在诸多技术上的共通之处。比如，在电池的能量密度上，二者都在追求更高水平；在电池安全性与稳定性上，二者都有同等的高度重视；在快充技术上，二者也同样有着迫切需求。如此种种，为双方融合奠定了重要基础。
除了行业布局进展神速，技术分化趋势也开始显现。从技术角度来看，锂电池的类型多样，其中，三元锂电池和磷酸铁锂电池分别适用于不同的用途。聚焦到机器人赛道，三元电池以其高能量密度和出色的户外续航能力，成为高端人形机器人和特定作业机器人的首选，而磷酸铁锂电池则因其良好的安全性和耐高温特性，被认为更适合于室内环境。
同时，电池厂商们还在不断优化电池材料，来满足机器人对续航、负载与响应速度的高性能要求。
到2050年，估计人形机器人潜在的市场总规模可达惊人的60万亿美元。就目前的情况来看，人形机器人通常使用圆柱形锂电池,安装在机器人躯干的中央。据业内预测，到2030年全球人形机器人对锂电池需求或达50G-80GWh。
人形机器人对电池提出了独特且严苛的性能需求，需要同时满足高能量密度、高功率、高倍率、高安全和长寿命等多重要求。比如，特斯拉Optimus通过采用高能量密度锂电池，使其续航能力得到提升；波士顿动力的机器人能够完成后空翻等高难度动作，依赖高功率输出的锂电池。此外，人形机器人用电池，还要具备良好的环境适应性。“机器人通常需要在各种复杂环境中运行，包括低温、潮湿、震动等极端条件。锂离子电池由于其良好的环境适应性，能够在这些复杂环境中保持稳定的性能，确保机器人的正常运行。”国内某电池厂商表示。中国政府对机器人产业非常重视。2023年，国家工业和信息化部印发的《人形机器人创新发展指导意见》提出，到2025年，我国人形机器人创新体系初步建立；到2027年，人形机器人技术创新能力显著提升，构建具有国际竞争力的产业生态，综合实力达到世界先进水平。据摩根士丹利预测，未来初创公司将受益于成熟的供应链、本地应用机会和强有力的政府支持，预计到2050年，中国的人形机器人市场规模将达到6万亿元，人形机器人总量达到5900万台。“人形机器人作为国家重点支持领域，市场前景广阔，但对高性能电池提出了更高要求，同时也为电池行业带来了新的市场空间。”国内某电池产业链企业指出。
人形机器人，将成为锂电池市场的重要增长极，驱动高能量密度、高安全性电池技术的迭代升级，并重塑细分市场格局。业内分析指出，电池企业需针对性开发模块化、柔性化电源解决方案，同时关注材料创新体系建设，以把握这一新兴领域的战略机遇。
此外，该公司已与某高水平机器人企业达成战略合作关系，未来将通过深度合作，共同推动包含人形机器人/机器狗在内的相关机器人应用领域的技术创新和市场拓展。据报道，长虹控股集团旗下长虹电源，研制出21NCM35机器人用半固态锂离子电池组，系统能量密度可达250Wh/kg，在-40℃的低温下，可以实现15Ah放电，放电容量效率达90%以上。该锂离子电池在常温下的循环寿命可达1000次以上，可以经受多次充放电循环而不显著降低性能。长虹电源表示，其高安全性能，也能够在一定程度上防止电池在极端条件下发生危险，如过载、过放、过热等情况。此外，欣旺达在互动平台表示，该公司半固态电芯能量密度可达500Wh/kg，已应用于扫地机器人、服务机器人、低空飞行器等，未来有望进入人形机器人领域。
人形机器人市场前景广阔，2025年量产元年开启。随着老龄化加剧、人力成本上升，人形机器人在多场景的应用需求将持续增长。国内外企业软硬件技术迭代加速，应用场景持续扩大，规模化商业应用有望加速落地。这必将进一步扩大对锂电池的需求。
2.3 光伏主产业链研究
1 月多晶硅整体产量约 9.7 万吨 。2 月多晶硅产出预计9万吨，略有下降，绝大多数企业处于降负荷生产状态，少数企业逐步提产，整体开工情况无明显变化，预计产量与 1 月相近。从长期产能规划来看，诸多项目正在推进，如青海积极推动海东红狮、南玻日升多晶硅等项目投产，虽然 2 月可能无大规模新产能释放，但这些规划将在未来改变市场供应格局。当前多晶硅全行业开工率约 35%，部分调研样本企业开工率在 30% - 40%，且 3 月以前基本不会复产。多晶硅停产产能复产至满产周期为 2 至 3 个月，模块轮换的产线最快复产周期为一个月左右。
产能布局与未来影响：目前多晶硅月度产能共计 15 万吨左右，部分企业一期在产，二期处于停产状态，满开后月产可达 1.5 万吨。现有产能分布在云南、四川、内蒙古、新疆、青海五大区域。随着行业发展，新增产能不断涌现，如某企业规划多晶硅产能 15 万吨，虽因市场行情暂未落实，但一旦投产，将显著增加市场供应。
下游需求动态：下游硅片环节对多晶硅需求影响重大。2 月硅片排产达 48GW，排产提升表明对多晶硅的需求量增加。然而，年前下游囤货较多，预计 2 月签单节奏放缓，市场集中签单或在本月中旬之后。
市场需求预期：从市场预期来看，下游硅片企业排产有上调预期，对多晶硅需求量将稳步增长。随着光伏技术的不断进步，N 型硅片市场占比逐渐提高，对 N 型多晶硅料的需求也相应增加。目前， N 型多晶硅占比可达 80% 左右，以满足市场对 N 型产品的需求，2024年4季度以来颗粒硅市场占比提升到20%，预计2025年将进一步提升。
截至 1 月 底，多晶硅厂库 26 万吨，环比增加 1.2 万吨，若加上下游原材料库存，预计全行业库存在 45 万吨左右 。不过，随着下游硅片排产提升，多晶硅或进入小幅去库状态，目前硅片库存下降至17亿片左右，硅片供需关系得到改善，将有利于调节硅料库存下降。社会库存量约在 10 万吨以上，较去年同期有所增加，主要是受国内外市场需求减少、生产增加等因素影响，导致产能过剩，库存增加。
截止2月10号，N 型复投料成交价格区间处于 3.90 - 4.50 万元 / 吨，成交均价为 4.17 万元 / 吨。N 型颗粒硅成交价格区间为 3.80 - 4.10 万元 / 吨，成交均价 3.90 万元 / 吨。P 型多晶硅成交价格区间在 3.20 - 3.60 万元 / 吨，成交均价 3.40 万元 / 吨 。从价格区间来看，N 型复投料价格上限较高，反映出市场对高品质、高性能 N 型复投料的需求存在一定差异，部分高端应用场景愿意为优质硅料支付更高价格 。而 N 型颗粒硅价格相对集中，市场接受度相对稳定，价格波动较小。
欧洲、美国市场的光伏组件价格都正在上涨，部分地区涨幅甚至高达20%，
欧洲地区的光伏组件成交价格确有上涨，在春节期间已上调至0.08欧元/瓦以上（约为0.604元/瓦人民币），而美国地区组件价格则为0.23-0.28美元/瓦左右（约为1.677-2.041元/瓦人民币），目前暂时还未出现显著上调。
针对欧洲光伏组件价格近期的上涨，原因可归结为两大因素。一方面，欧洲市场过去几个月的低价订单交付即将结束，库存逐渐减少，市场供需关系趋于平衡；另一方面，欧洲的多晶硅生产商近年来纷纷缩减产量，致使市场原材料出现了一定程度的供应短缺状况。受此影响，电池片价格开始上涨，进而推动组件价格进一步走高。除了欧洲， 据传美国市场的光伏组件价格也在上升，
美国市场光伏组件价格还未出现显著上调，但是涨价预期十分强烈。
“大部分组件厂商目前没有做任何价格调整，但想涨价的心愿已经吹到国外去了。”但也有某中国组件企业海外负责人表示，确实有小幅上涨，但不多。
美国市场涨价预期强烈的原因主要在于受反倾销/反补贴税（AD/CVD）意外高企的影响，尤其是对从东南亚进口的组件征收的反倾销税率高达53.3%至271.28%，使得从东南亚国家进口光伏组件的成本大幅上升。与此同时，中国于2024年底开始，将光伏组件出口退税从13%下调至9%。这一政策调整使得中国组件产品在国际市场上的价格攀升，尤其欧洲、美国组件市场受到明显波及。
目前涨价主要体现在电池片环节，尚未完全传导至组件端，涨价合同成交落地还需一段时间。值得关注的是，不仅海外光伏组件价格上扬，国内光伏组件价格同样迎来了上涨态势。
2月13日，天合光能宣布全系组件价格上涨，涨价幅度为0.01-0.03元/瓦；阿特斯700W以上组件价格小幅上调，涨价幅度为0.01元/瓦，据相关人士透露，其产品价格后续或还会上调。
对于，此次涨价的原因，
主要与近日政府发布的新能源全面入市有关。2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布的《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》。通知显示，自2025年6月1日起，已投产的存量项目在电量、电价、执行期限上延续现行政策；新投产的增量项目电量规模依消纳责任权重等确定，机制电价通过竞价形成，执行期限按回收初始投资平均期限定。
除上述两家企业之外，还有部分组件头部企业将于近两周上调组件价格。
三、新能源行业重大事件
1、美国ITC又发布对特定TOPCon太阳能电池、组件、面板及其组件和下游产品的337部分终裁
2025年2月13日，美国国际贸易委员会（ITC）发布公告称，对特定TOPCon太阳能电池、组件、面板及其组件和下游产品(I)(II)（Certain TOPcon Solar Cells, Modules, Panels, Components Thereof, and Products Containing Same，调查编码：337-TA-1422、337-TA-1425）作出337部分终裁：对本案行政法官于2025年1月14日作出的初裁（No.7）不予复审，即基于申请方撤回，终止对列名被告美国Recurrent Energy Development Holdings, LLC of Austin, TX的调查。
2025年2月3日，美国国际贸易委员会（ITC）发布公告称，对特定TOPCon太阳能电池、组件、面板及其组件和下游产品(I)(II)（Certain TOPcon Solar Cells, Modules, Panels, Components Thereof, and Products Containing Same，调查编码：337-TA-1422、337-TA-1425）作出337部分终裁：对本案行政法官于2025年1月14日作出的初裁（No.8）不予复审，即基于申请方撤回，终止对列名被告印度Adani Green Energy Ltd的调查；将印度Mundra Solar PV Ltd补充为列名被告。
2025年1月21日，美国国际贸易委员会（ITC）发布公告称，对特定TOPCon太阳能电池、组件、面板及其组件和下游产品(I)(II)（Certain TOPcon Solar Cells, Modules, Panels, Components Thereof, and Products Containing Same，调查编码：337-TA-1422、337-TA-1425）作出337部分终裁：对本案行政法官于2024年12月20日作出的初裁（337-TA-1422的No.4和337-TA-1425的No.5）不予复审，即将两案合并调查，预计结案日期为2026年4月20日。由于两案是相同的申请方、相同的国内产业地位申诉、相同的专利、基本相同的权利要求和类似的产品，合并调查可以节省政党和委员会的资源；1422案将成为主要调查。
2024年9月30日，美国Trina Solar (U.S.), Inc. of Fremont, California、美国Trina Solar US Manufacturing Module 1, LLC of Wilmer, Texas、中国江苏Trina Solar Co., Ltd. of China天合光能股份有限公司向美国ITC提出337立案调查申请，主张对美出口、在美进口和在美销售的该产品违反了美国337条款（侵权美国注册专利号9,722,104、10,230,009），请求美国ITC发布有限排除令、禁止令。
美国Runergy USA Inc.、美国Runergy Alabama Inc.、中国Jiangsu Runergy New Energy Technology Co., Ltd.江苏润阳新能源科技股份有限公司、美国Adani Solar USA Inc.、印度Adani Green Energy Ltd为列名被告。
2024年12月4日，美国国际贸易委员会（ITC）投票决定对特定TOPCon太阳能电池、组件、面板、组件和下游产品(II)（Certain TOPcon Solar Cells, Modules, Panels, Components Thereof, and Products Containing Same (II)）启动337调查（调查编码：337-TA-1425）。
2024年10月23日，美国Trina Solar (U.S.), Inc. of Fremont, California、美国Trina Solar US Manufacturing Module 1, LLC of Wilmer, Texas、中国江苏Trina Solar Co., Ltd. of China天合光能股份有限公司向美国ITC提出337立案调查申请，主张对美出口、在美进口和在美销售的该产品违反了美国337条款（侵权美国注册专利号9,722,104、10,230,009），请求美国ITC发布有限排除令、禁止令。
中国江苏CSI Solar Co., Ltd. of China阿特斯阳光电力集团股份有限公司、加拿大Canadian Solar Inc. of Canada、美国Canadian Solar (USA) Inc. of Walnut Creek, CA、泰国Canadian Solar Manufacturing (Thailand) Co., Ltd. of Thailand、美国Canadian Solar US Module Manufacturing Corporation of Mesquite, Texas、美国Recurrent Energy Development Holdings, LLC of Austin, TX为列名被告。
2、2025年1月中国储能项目开标规模超18.19GWh，同比增长481.45%。
中国市场储能电芯CR3=84.77%，CR5=91.29%。截至2025年1月底储能EPC中标加权平均价格1.396元/Wh，环比增加16.88%；储能系统中标加权平均价格0.627元/Wh，环比增加27.38%。
本月，储能系统加权平均价格出现增长，主要原因是泰安市宁阳县伏山镇 400MW/800MWh 电网侧电化学储能项目储能系统采购及安装项目，以及绵阳港旗游仙区 300MW/600MWh 电化学储能电站项目（一期）设备集成采购项目的中标价格高于平均水平。前者中标价格为0.900 元/Wh，后者中标价格为0.999 元/Wh。
3、4小时储能成为解决“光伏鸭型曲线”（日内波动）的重要选择。
国家能源局发布2024年储能数据显示，从储能时长看，4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比15.4%，较2023年底提高约3个百分点；2—4小时项目装机占比71.2%；不足2小时项目装机占比13.4%。
而从全球范围来看，2023年全球4小时储能新增装机达48GWh,同比增127%。全球风光发电占比超15%的地区普遍出现电网调节能力瓶颈，4小时储能成为解决“光伏鸭型曲线”（日内波动）的重要选择。
美国加州案例显示，光伏午间过剩，电力需存储至晚间高峰使用时，4小时系统可覆盖80%的峰谷调节需求。
从价格来看，2024年4小时储能系统的平均报价为0.537元/wh，全年平均中标价为0.610元/wh。相比2023年，4小时储能系统的平均报价下降了45%。
早在2024年，河南、西藏、内蒙古、新疆、宁夏、上海等地明确提出配置4小时以上长时储能，推动4小时以上储能技术规模化应用。
2025年1月23日，新疆电力交易中心转发了新疆自治区发展改革委关于征求《新疆电力市场售电公司信用评价实施方案（征求意见稿）》和《新疆独立储能容量租赁试点方案（征求意见稿）》意见建议的函。
其中，《新疆独立储能容量租赁试点方案（征求意见稿）》规定了新疆独立储能容量租赁时的若干事宜，包括：出租方和承租方、独立储能须具备的条件、租赁的组织、合同的签订与执行等。新疆的独立储能如要提供租赁服务，装机容量需≥50MW/200MWh，需为4小时系统。
2024以来，500+Ah、600+Ah、700+Ah 等不同规格的锂电池大容量电芯如雨后春笋般相继面世，多款电芯剑指4小时及以上储能。据不完全统计，目前已有超过 17 家企业完成了储能电芯大容量布局，一场关于大容量储能电芯的技术竞赛与长时市场角逐已然拉开帷幕。
2024年10月，海辰储能在美国阿纳海姆举办了题为“Golden Hour”储能技术分享会并全球首发其6.25MWh储能系统解决方案，致力打造4小时长时储能应用场景最佳新平台，于2025年第二季度开启全球交付。
而2024年12月底，亿纬锂能也在荆门投产了60GWh 超级工厂一期。该工厂主要生产 628Ah 超大容量电芯 Mr.Big，这一突破性成果使亿纬锂能一举成为国内首个实现 600Ah + 超大容量电芯量产的企业。
但值得注意的是，4小时储能市场除了众多锂电池企业竞逐外，液流电池、压缩空气也加快布局4小时及以上储能市场。华电集团旗下云南能投计划在2025年推进压缩空气储能项目的开工建设，预计工期为2-3年。
可以预见的是，4小时储能全球需求正在加速井喷。
风险提示：
光伏、风电行业政策波动风险；原材料价格大幅波动、经济下行影响光伏、风电需求不及预期风险；光伏、风电新增装机、产能释放不及预期风险；其他突发爆炸等事件的风险等。
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