1、2025 年 2 月 9 日，国家发展改革委与国家能源局联合发布的通知显示「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」，意味「强制配储」政策被取消，曾经因「建而不用」导致的行业低价竞争现象将可能被瓦解，行业有望结束恶性价格竞争现象，在市场化驱动下迎来以技术升级、模式创新为主的良性发展新趋势。新政出台后，预计部分落后产能会加速被淘汰，后续订单将逐渐向头部储能厂商集中，行业集中度得到进一步提升，储能电芯的质量和性能将会更受重视，不计成本的价格下跌趋势将有望缓解。
截至 2 月 28 日，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 7.50-7.60 万元人民币，月底均价为每公吨 7.55 万元人民币，环比下跌 1.9%。中国锂辉石精矿（SC6）CIF 月底价格区间为每公吨 850-900 美元，月底均价为每公吨 875 美元，环比下跌 0.3%。
二月，电池级碳酸锂价格整体呈现下跌走势。春节假期结束后，节前停工检修的锂盐厂复产节奏表现良好，行业开工率上升，产量逐渐增加，2024 年下半年停产的某江西锂云母矿也传出复产的消息，市场供应预期转为宽裕状态。需求侧方面，由于部分下游材料厂商在一月已提前完成备货，进入二月的传统淡季后，下游厂商的采购意愿开始转为谨慎观望，电池级碳酸锂的实际成交量有所减弱。目前市场供应的增长速度相对高于需求侧，导致二月下旬电池级碳酸锂价格整体呈现下滑趋势。
整体来看，三月电池级碳酸锂价格或将维持低位弱势震荡运行态势，如果下游需求有超预期表现，价格亦有可能出现小幅度上涨。
2024年2月，314Ah方形磷酸铁锂储能电芯的月均价为0.305元/Wh ，环比持平；280Ah方形磷酸铁锂储能电芯的月均价为0.3元/Wh ，环比持平；100Ah方形磷酸铁锂储能电芯的月均价为0.343/Wh，环比持平。2月280Ah储能电芯的理论成本为0.297元/Wh，环比上涨约1%；314Ah储能电芯的理论成本为0.282元/Wh，环比上涨0.3%。成本方面，主因负极材料、铜、铝价格反弹，带动储能电芯成本小幅上涨。
市场方面，尽管海外需求依然支撑部分电芯厂的出货，但国内储能电芯需求在一季度进入传统淡季，导致储能电芯整体产销略有回落。目前，储能电芯库存处于低位，在成本上升和市场需求减弱的背景下，电芯价格暂时稳定。
后续来看，因电芯成本变动幅度较小，叠加市场需求在一季度末二季度初逐步恢复，主流314Ah电芯价格预计以持稳为主。但280Ah及100Ah电芯或因市场前期低价库存消耗完毕，短期供应较为紧张，价格出现小幅上涨风险。
2月中国磷酸铁锂储能电芯的整体均价略有下跌，截止 2 月 28 日，280Ah 磷酸铁锂储能电芯含税价区间落在每瓦时 0.24-0.34 元人民币，均价为每瓦时 0.290 元人民币，环比下跌 1.7%。314Ah 磷酸铁锂储能电芯含税价落在每瓦时 0.24-0.35 元人民币的区间，均价为每瓦时 0.295 元人民币，环比下跌 1.7%。100Ah 磷酸铁锂储能电芯含税区间价为每瓦时 0.31-0.36 元人民币，均价为每瓦时 0.335 元人民币，环比暂无变化。二月储能电芯价格的整体下跌幅度较小，降价行为主要来自二三线厂商，最低价小幅下调。
2月份磷酸铁锂统计产量21.74万吨，环比下降14.2%或3.64万吨。电池厂春节期间去库，当月需求明显减量，产销降幅较大。3月份需求恢复明显，电池厂拿货正常化，预计铁锂产销冲击新高。
2月正磷酸铁产量21.1万吨 环减4.7%
2月份正磷酸铁统计产量21.1万吨，环减4.7%或1.04万吨。由于原料涨价导致下游客户紧急补货，春节期间需求旺盛，总体产销两旺。
截止到2月底，正磷酸铁可利用产能399.9万吨/年，基本持平，个别企业调整统计口径。当月产能利用率63.3%，表现尚可。
2月，中国储能电芯产量环比减少10%，同比增加213%。
在需求方面，中国在2月份进入储能需求的淡季，此外，由于海外抢装带来的电芯需求多已接近交付尾声，整体市场对储能的需求呈现减弱趋势。
生产方面，需求减弱加上春节假期的影响，导致储能电芯产量略有下降。3月，尽管国内需求开始逐步复苏，但由于此前海外抢装行为导致部分需求被提前释放，整体电芯需求增速较往年有所放缓，预计储能电芯的产量将仅有小幅提升。
3月，预计中国储能电芯产量环比增加10%，同比增加61%。
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。
2025 年年初，随着中国储能市场下游业主的集采和招标项目持续推进，部分二三线厂商为获取订单仍在下调储能电芯最低价，预计 2025 年上半年低价获取订单的策略仍将延续，但未来仅依靠低价获取订单的模式将越发难以为继。另一方面，除中国市场订单外，美国市场下游客户由于 301 关税加征预期出现提前备货行为，中东、南美等新兴市场的储能装机需求增长，多种因素共同带动海外储能订单增加，当前中国头部电芯厂商整体在手订单较为充裕，短期内呈现出挺价行为，对储能电芯价格形成一定支撑。二月碳酸锂和磷酸铁锂等锂电上游材料价格有所下滑，人造石墨则呈现出上涨走势，整体来看，储能电芯的成本近几月整体保持企稳状态，期间因不同材料价格的涨跌伴有小幅波动，从成本端亦对价格形成支撑效果。
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）。
预计，全固态电池的产业化开始时间是2027年—2028年，2030年是完全可以实现量产的。
在2025年的新能源车市中，插混技术路线占比将快速提升。预计，2025年插混技术路线在新能源汽车市场占比预计升至40%左右，增程技术路线占比预计维持在10%左右，纯电技术路线占比则预计降至50%左右。从梅赛德斯-奔驰方面获悉，基于全新固态电池测试项目打造的测试车开启道路测试。奔驰方面表示，搭载该套固态电池的纯电EQS测试车，续航里程增加25%，单次充电可行驶1000公里。
2、板块指数与硅料价格相关性：申万行业指数去年7月见底，与硅料价格见底时点相同，此后光伏板块指数涨约20%，与大盘走势一致，光伏板块指数走势与硅料价格相关性强，行业价格变化对大板块Beta影响明显。
节前产业链价格反弹原因：节前硅料到电池价格反弹，需求端下游节前备货需求爆发，库存上硅片和电池库存处于低位，拉晶厂节前集中采购后硅料厂库存下滑，2月拉晶厂采购量减少致厂库有所增加。
节后产业链价格变化：节后组件端报价向上，海外欧洲渠道商去库周期结束，价格回归正常，组件厂有挺价动作；国内分布式市场现货组件价格小幅上涨。上游硅片环节210R型号供应紧张，低价硅片供应减少，价格中枢上移，整体产业链价格处于小幅探涨阶段，硅料因2月成交淡暂未大变。
电池片：特定型号210R矩形电池片价格已站上1.03元，该产品多用于分布式，一定程度上验证了分布式抢装需求。电池片除传导硅片上涨外，还实现了一定盈利修复，纯电池片第三方供应商头部公司已不亏毛利，距净盈利扭亏为盈仅一步之遥，验证了玻璃和电池片将率先扭亏为盈的观点。
三月份价格关键节点：三月份对主材价格关键，需求端组件排产二月约40GW以下，三月头部企业环比提升超30%，行业平均达50GW以上。供给端硅片和电池库存低，核心看硅料库存边际变化，虽节前硅料厂库下降但总量未明显变，估算约50万吨。三月组件排产达50GW以上，对应硅料需求10 - 11万吨，而硅料单月排产9万吨左右，无太多增量，因此三月硅料总库存进入去库拐点，且拉晶端春节前备料3月将消化完，大概率重新采购硅料，硅料价格有向上驱动力。
中长期硅料价格与库存关系：中长期硅料库存回到一个月以下对硅料价格中枢影响大，复盘发现硅料库存超一个月价格明显下降，如2023年初和6月。结合25 - 26年需求预期和硅料供给假设测算，今年底到26年年中硅料库存或回到一个月以内，但需跟踪需求端531后变化、三季度通威产能复产情况及四月硅料期货仓单对现货库存影响等变量。3、4月硅料总库存大概率迎去库周期，对板块价格有催化，硅片和电池盈利有向上弹性，看好二线有弹性的硅片、电池、硅料企业及一体化龙头。
组件排产与价格：3月份组件排产有明显增幅，一方面是春节后地面电站项目3月陆续启动，另一方面新能源发电入市后部分分布式项目迎来阶段性抢装。多家头部企业订单较好，排产显著提升，部分企业上调三月及二季度排产。SMM数据显示，3月组件端排产环比上升约40%，头部企业排产上升幅度超30%。组件价格也有积极信号，分布式经销商市场反应较快，上周已有1 - 2分的涨价，部分企业反馈价格上涨幅度可能达3分以上，龙头企业经营理念变化是驱动本轮涨价的核心因素。
光伏玻璃：受益于组件排产大幅提升，3月光伏玻璃报价显著上涨，此次报价提升幅度达2元左右，本周新单价格陆续跟进，落地新单价格上涨幅度在1.5 - 2元/平不等，部分厂家已扭亏为盈。由于光伏玻璃产能刚性，短期1 - 2个月内供给增量有限，与组件排产环比增幅差距显著，预计光伏玻璃将迎来显著库存下降，坚定看好其价格和盈利修复弹性。
光伏胶膜：组件端排产增长带动胶膜端价格暴涨，3月订单环比2月显著增长，头部企业订单增幅在20%以上。考虑到春节后光伏胶膜原材料树脂价格涨幅超5%，在下游需求和订单带动下，3月光伏胶膜价格暴涨幅度约5% - 10%，最终落地情况取决于胶膜企业与下游组件客户的博弈。
截至2025年1月末，硅料（1448GW）、硅片（1154GW）、电池片（1089GW）、组件（1325GW）四大环节产能，对比CPIA预测的2024年全球新增装机上限470GW，理论产能消化周期长达3.1年。更残酷的是：组件环节开工率已跌破45%，硅料环节库存周期超过3个月。
从硅料（跌破5.5万元/吨现金成本线）到组件（0.8元/W击穿二三线企业生存线），全产业链价格已形成"死亡螺旋"。某中部省份调研显示，中小企业设备稼动率每降低10%，单位固定成本飙升23%。
工信部将新建项目资本金比例提升至30%，绝非简单的财务指标调整。以20GW一体化基地为例，投资门槛从约60亿元骤增至85亿元，直接封杀95%以上非上市企业融资通道。更关键的是，政策首次将"现有项目改造资金"纳入监管，彻底堵死"以旧改新"的灰色操作空间。
抢装潮情况：从三月份到上半年，新能源光伏抢装正在发生，主要集中在分布式光伏。因531前并网可拿全容量并网燃煤标杆电价，之后需市场化交易，预计上半年分布式占比六七十甚至七八十。产业链价格已有波动迹象，组件排产3月后有望达50GW甚至60GW，6月前产业链价格向上。
政策情况：自律性限产后续会持续，3、4月需求起来后价格将向上。政策方面，总量控制上会确保新增产能增量不增长，实现存量替代；新建产能需等量替换。预计需求逐步增长，未来三四年产能或不超1000GW ，行业需求达800GW左右盈利恢复正常，今年需求约650GW，增长到800GW或需1 - 2年。还会对高效技术做引导，看好TOPCon等方向，政策不会偏向某项技术，各技术公平竞争。
看好方向：长期看好玻璃，其或先于产业链复苏，去年四季度头部玻璃企业亏损，后续将逐步恢复。中期来看，要改变组件端报价混乱，需提升电池和硅片价格，虽拉动硅料价格有难度，但电池和硅片环节是政策发力点，未来找弹性可关注此环节。此外，看好TOPCon、HJT等技术方案迭代。
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。
3、风电-阳江三山岛海上风电柔直输电工程开工建设，关注广东重点海风项目进度；《河南省配电网高质量发展实施方案（2024—2027年）》发布，预计2025-2027年河南省新增分散式风电装机约3.7GW，青海省海西州发布《海西州招商引资目录导引》，其中风电项目6个，共计规模超41GW，需求端利好政策持续发力及24年行业超额招标背景下，看好26年风电需求保持平稳。
阳江三山岛海上风电柔直输电工程开工建设，关注广东重点海风项目进度。继上周多个广东海风项目进度取得积极更新后，本周南网50Hz公众号发布消息，阳江三山岛海上风电柔直输电工程（陆上工程）佛山段正式开工建设。阳江三山岛柔直工程是全国首例陆海统筹建设的±500千伏大容量柔直电力输送项目，总规划装机容量为2GW，海缆输电距离约117公里，伴随着陆上工程的开工建设，预计海上工程或有望逐步推进。
行业需求端政策持续发力。近日，河南省发改委发布关于征求《河南省配电网高质量发展实施方案(2024-2027年)》意见建议的通知，预计2025-2027年河南省新增分散式风电装机约3.7GW；青海省海西州发布《海西州招商引资目录导引》，其中风电项目6个，共计规模超41GW，行业需求端政策持续发力。此外，本周伍德麦肯兹发布数据，截至2024年底，2023年签订的陆风订单完工率为33%，海风完工率49%，整体开工率（含已完工）约77%，在25年风电装机110-120GW的乐观预期下，合理判断24年超额招标的大量项目或将在2026年吊装并网，支撑26年风电需求保持平稳。
2025年海陆高增趋势明确 ，国内海外需求共振，三条更具盈利弹性的主线：
1）受益于国内价格企稳回升、海外收入结构提升驱动盈利趋势性改善的整机环节，
2）受益于“两海”需求高景气、海外订单外溢，盈利有望向上的海缆、单桩环节，
3）受益于大兆瓦风机占比加速提升，短期供给格局良好具备提价基础的大型化铸锻件环节。
4、2025年全国两会对储能行业的政策，储能成为新型电力系统的核心调节器。国家能源局在《2025年能源工作指导意见》中明确将储能定位为保障能源安全和绿色转型的“核心调节器”，提出到2025年非化石能源装机占比需达60%，并要求新型储能装机占比突破30%，尤其强调电化学储能、压缩空气储能等技术的规模化应用。
长时储能布局：政策优先支持西北新能源大基地和东部负荷中心布局长时储能技术（如液流电池、重力储能），以应对新能源波动性问题。
电力现货市场全面开放：省级电力现货市场基本全覆盖，峰谷价差扩大（如浙江、上海或突破1.5元/kWh），储能通过峰谷套利和辅助服务（调频、调峰等）提升经济性。
容量补偿机制完善：参考抽水蓄能和煤电，推动新型储能容量电价核定，实现“同工同酬”，并探索绿证交易与储能收益挂钩。
技术多元化发展。钠离子电池与构网型技术：2025年被视为钠离子电池商业化元年，构网型储能技术因能主动支撑电网稳定性，被列为重点发展方向，预计2025年国内出货量达7GW。长时储能与氢能协同：政策鼓励压缩空气、液流电池等长时储能技术，同时推动氢储能在跨季节调节中的应用，结合风光制氢项目降低成本。
2025年2月，相关部门取消新能源电站强制配储政策，推动储能从“政策驱动”转向“价值驱动”。短期可能导致发电侧储能订单减少，但长期将释放用户侧和电网侧需求，促进商业模式多元化（如虚拟电厂、工商业储能）。
工商业储能崛起：广东等地的用户侧储能项目备案量激增，峰谷价差扩大使IRR（内部收益率）提升至可盈利水平。
2025年储能行业将在政策优化和技术突破的双重驱动下逐步走出低谷，预计国内新型储能累计装机规模达131.3GW，钠离子电池、构网型储能等技术加速商业化，行业竞争格局进一步分化，市场重心向用户侧和海外转移。企业需聚焦技术创新与成本控制，以适应从“政策红利”到“市场价值”的转型。
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
本周硅片厂家直接采购国产块料现货执行价格，约落在每公斤 38-43 元范围，主流厂家交付价格落在 40-42 元人民币、二三线厂家则约落在 39-40 元人民币。
报价受到下游价格上扬、且政策后续变化使厂家策略分化，价格确实向上提升，成交高价区间致密料少部分有高价 42 元人民币的少量訂单落地，但仍难撼动均价上扬，预期三月价格仍将维持在 39-41 元人民币之间的水平。
国产颗粒硅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，高价比例略为上升。
后续得观察厂家库存消化速度，当前硅料环节仍面临库存买卖双方皆有较高水位的库存影响，硅片厂家在手有一定量体的硅料，使得硅料厂家议价较为被动。近期厂家的排产及库存水位将是重点观察项目。自律的执行程度、及四至五月硅料新投、提产的速度，整体产出量若无急遽性提升，且下游需求在国内抢装过后海外需求能有支撑性，整体价格有机会稳定在可控范围。
1.1.2硅片价格分析
随着下游抢装节点将至，旺盛的需求带动下，部分硅片尺寸规格出现短缺，也引发针对 RN 价格出现上涨，每片 1.35 元人民币已经普遍成交。
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。
而 N 型硅片部分，这周 M10 183N 硅片主流成交价格维持每片 1.18 元人民币水平；至于 G12R 规格本周成交价格上调至每片 1.35 元人民币；G12N 价格也维持每片 1.55 元人民币的价格。
展望后势，近期已有听闻企业针对三月有提高报价的想法，整体价格预期有机会朝向 183N 每片 1.2 元人民币、210RN 每片 1.35 元人民币方向变化，叠加电池与组件的小幅反弹，该区段成交价格有机望短期内出现。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格如下：P 型 M10 电池片本周均价下滑每瓦 0.32 元人民币，高低价也同时下调，价格区间为每瓦 0.31-0.33 元人民币。如同上周预测，近期 P 型电池片价格高企源于海外需求旺盛，价格维持高档，但印度财年末装机潮预计于三月底结束，考虑交付与运输周期，当地电池片需求或将于本周进入退坡阶段，P 型电池片价格后续将有可能再度下滑。
N 型电池片方面：M10 与 G12 电池片本周均价持平于每瓦 0.29 元与 0.295 人民币，价格区间同样则分别持平于每瓦 0.285-0.295 元与 0.29-0.295 元人民币。须注意的是，本周 M10 电池片交付均价因厂家订单集中度差异而呈现分化，头部厂家价格本周多位于每瓦 0.295 元人民币，而二三线厂家则位于每瓦 0.29 元人民币的水平。
至于 G12R 电池片部分，本周均价上涨至每瓦 0.30 元人民币，价格范围也上调至每瓦 0.29-0.31 元人民币，与上周逻辑相同，因 531 政策落地前的终端需求起量，并且三月份 G12R 版型组件排产占比提高，考虑到组件生产与电池厂交货周期，G12R 电池片价格因当前供需失衡而维持涨势。
展望三月份 N 型电池片价格走势，由于硅片环节正积极酝酿上调价格，而根据部分厂家反馈，受到订单需求支撑，电池片环节也有望进行跟涨。总体来看，三月份电池片整体价格有望出现上调，但具体走势仍须考虑各尺寸供需情况。
1.1.4组件价格分析
受到国内政策影响，市场寻求政策窗口期间出现抢装，尤其是分布式市场的积极影响拉货力度明显上升，厂家接单率在三至四月出现明显回升。且在自律行为持续影响之下，厂家一至三月排产控制得宜，在前期库存抛售后，海外滞库库存相对减少许多，现阶段仍有较旧的型号滞库，但一至二月发至海外仓储的货量较少，新产热门型号出现部分短缺。但厂家担忧的仍是国内 531 抢装过后，价格能否维持稳定？我们认为须要观察海外需求是否能稳定增长，目前看来欧洲、中东、巴基斯坦、南非的需求表现稳定增长，五至六月或将仍有一定支撑性。再者，则须要观察自律行为之下厂家排产是否能持续维持谨慎。但对于长期是否能都维持 0.7 元人民币以上的水位则有待衡量。
本周组件价格持续反应分布式项目上调，相对上周，影响程度上行来到 1-3 分人民币的水平，现货价格成功上抬来到 0.65-0.73 元人民币之间的价位，尤其前四大厂家带头支撑整体价格提升上看 0.7 元人民币以上，报价仍持续拉升至 0.75 元人民币的趋势、但目前落地情况仍须观察。
集中项目本周执行较少，价格维持上周落于 0.66-0.68 元人民币之间的价位。而当前成本的上移确实让厂家已经不堪负荷低价 0.6-0.65 元人民币之间的交付，二月下旬开始厂家减少、暂停低价订单的发货，希望与终端重新商谈交付及价格，但当前仍在谈判，预期三月商谈有望落定。但考虑终端接受度有限，预期带来的增幅恐约 1-2 分的上升。
本周 TOPCon 组件价格执行均价上移 0.7 元人民币之间的价位。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 0.72-0.85 元人民币之间，低价项目价格小幅上升 1 分。BC 方面，N-TBC 的部分，目前价格约 0.70-0.80 元人民币之间的水平。
本周海外价格暂时稳定，考虑到近月厂家排产谨慎，当前热门型号交付紧凑，因而短期有涨价声量，本周 TOPCon 组件总体平均价格仍落在每瓦 0.085-0.09 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。近期巴基斯坦市场消息传出年中可能会课征进口关税，导致近期报价上涨，但实际落定仍需观察官方确切消息。澳洲区域价格约 0.09 美元的执行价位，分销分布式项目价格也出现涨势；欧洲总体交付价格仍落 0.09-0.092 美元的水平，近期正在商谈下半年价格，集中式项目价格有机会从原先 0.08-0.083 抬升回 0.085 美元左右的区间，现货价格站稳 0.09 美元的水平。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 0.085-0.09 美元的区间，仍有旧有订单 0.09-0.095 美元的订单执行。美国市场价格受政策波动影响，项目拉动减弱，本地产制价格报价 0.25-0.3 美元之间，非本地价格 0.18-0.20 美元之间。PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.01-0.02 美元。
1.1.5光伏玻璃、银浆价格
银浆降本技术路线：银浆在电池非硅成本占比约40%，在电池成本占比约24%，在组件成本占比约8%，是重要成本构成，少银化无银化是关键降本思路。主要方向有银包铜浆，在异质结应用成熟，未来或降低银含量、突破高温应用难点以扩大应用范围，晶科股份在高温银包铜浆料有进展已送样；铜浆方面，聚和材料去年底发布可用于TOPCon的产品，具烧结温度低、线电阻低、电池效率损耗小优势，多家头部企业已验证，下半年或量产；电镀铜和铝掺镀与BC电池适配性高，银浆技术路线改变供应商或不变，推荐关注聚和材料、一科股份等银浆公司。
光伏玻璃供需及价格趋势：光伏玻璃在运产能约8.9万吨每天，对应产量540GW左右，月产量47.4GW，考虑堵窑口实际有效产能每月40 - 42GW。其产能无论是名义产能还是待定产能都相对较少，低于今年组件产量预期。上半年抢装趋势明显，三月组件排产超50GW，环比增幅超30%，玻璃单月供给量小于三月排产，且玻璃供给端刚性，短期难以调节产能，未来1 - 2个月库存天数或快速下降，价格进入上涨通道。今年与去年不同，光伏玻璃全行业已连续亏损半年，531后需求不明，新增点火节奏更理性，重演去年产能踩踏概率低。
本周光伏玻璃涨价落地，据某龙头企业反馈，价格涨幅在1.5元/平左右；某二线龙头反馈，价格上涨2元/平。当前2.0mm光伏玻璃价格在13.5～14元/平，根据我们测算，龙头企业基本可实现净利润打平。
随着行情回暖，堵窑口产能陆续复产。2月复产窑炉产能2000吨/天，3月预计复产窑炉产能近4000吨/天。3月光伏玻璃表现为量价齐升。即使堵窑口产能全部复产，折合组件供应48.3GW/月，仍然存在缺口。在抢装需求拉动下，若4月组件排产继续上行，光伏玻璃价格仍有上涨动力，后续重点关注3月中下旬光伏玻璃厂商订单情况。
3月两家新进入者有新增产能点火规划，实际落地情况仍有待观察。当前价格水平下，仅龙头企业有望实现盈亏平衡，其余企业依然处于亏损状态，原片甚至亏损更多，新产能点火意义不大。即便点出来，新进入者需要通过组件厂半年左右验证才能供货，对短期供给影响也不大。
预计光伏玻璃价格4月仍有上涨动力。若价格上涨1元/平，叠加供暖季结束天然气价格下调，龙头企业盈利有望修复至接近1元/平。
1.1.6其他环节
光伏胶膜3月涨价确认，展望福斯特胶膜盈利能力修复
国内胶膜企业近期开始3月报价，光伏胶膜涨价确认，上涨幅度5%-10%，则对于主流420g透明EVA价格上涨3-5毛/平。光伏胶膜的盈利能力与胶膜价格高度正相关，随着胶膜价格上涨，我们展望胶膜盈利能力向上修复。
光伏级EVA价格从24年10月开始逐渐温和上涨，粒子价格已经从24年底的1.06万元/吨逐渐温和上涨至目前的1.13-1.165万元/吨，上涨6%-10%，从成本端对胶膜价格形成支撑。且粒子石化厂库存处于低位，燕山、泉州石化、宝丰转产LDPE，榆能化、古雷石化等月内均有生产装置检修计划，EVA粒子供应较为紧张，预计粒子价格短期仍存在上涨空间。
从需求端看，随着下游光伏抢装需求确认，3月组件排产预计突破50GW，环比增长超25%。下游需求上行使光伏胶膜价格具有上涨空间，对应胶膜需求量环比增加20%-50%。参考2月份国内光伏胶膜排产3.4亿平，预计三月份光伏胶膜排产4-5亿平。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
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。
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。
1）政策敏感度差异
光伏对政策调整反应剧烈，新规出台往往引发抢装潮。风电凭借中长协签约能力，在现货市场中表现更稳健。2024年新电力市场规则下，光伏收益率预计多降0.5%，凸显其脆弱性。
2）基建速度竞赛*
光伏项目采用模块化建设，管理得当可3-6个月并网，而风电受限于吊装调试周期，同等投入下建设周期长30%-50%。这种差异使得光伏更易在政策窗口期突击上马。
3）出力曲线博弈
光伏发电高度集中于午间电价低谷时段，缺乏24小时调节能力，导致议价权弱势。风电则因地域分布广泛（东北夜间/华东日间），形成错峰出力优势，具备更强的曲线拟合能力。
长协签约背后的能源密码
风电"长协偏好"成因：
- 跨时段出力能力保障基础负荷
- 区域互补性平滑发电波动
- 政策预留10%-15%保底收购空间
光伏市场困境：
- 午间出力占比超70%
- 现货市场平均折价率达20%-25%
- 新型储能配套成本侵蚀3%-5%收益率
高收益区域图谱：
- 陆风黄金带：东北（2600h+）、蒙西（2400h+），IRR可达9%-10%
- 海风价值区：粤东（7.2%）、闽南外海（7.5%）、江苏潮间带（6.8%）
- 光伏潜力区：青海塔拉滩（1800h+）、宁夏宁东（1600h+），但需配置30%储能
中东南部低风速区（<5m/s）陆风项目IRR已跌破5%，分布式光伏在浙江/广东出现收益率倒挂。
技术突围方向
风电向8MW+大机组迭代，光伏TOPCon+钙钛矿叠层突破26%效率线，技术红利窗口期仅剩2-3年。
新型电力系统适配
"新能源+储能+制氢"综合收益率提升2-3个百分点，但需警惕电解槽产能过剩风险。
绿证交易机遇
CCER重启预期下，新能源项目或新增3%-5%收益来源，2024年或成关键政策窗口期。
在新型电力系统构建中，光伏与风电正走向差异化竞争。投资者需关注：风电重点把控设备交付周期，光伏亟需突破储能耦合技术，而海风则要警惕地质勘察风险。未来3年，行业将见证真正的技术洗牌与模式创新。
欧洲海风25-30E年均新增装机8.6GW，国内厂商有望实现订单起量。受益于能源转型目标、补贴政策落地、原材料及融资成本改善，欧洲海风需求旺盛，欧洲海风25-30E年均新增装机8.6GW。欧洲当地电价与准入壁垒较高，风机价格较高。对于风机环节，海外龙头企业近期出现质量问题导致其经营承压、收缩业务，国内企业迎来出海机会。对于零部件环节，国内铸锻件龙头企业通过绑定海外核心客户，已实现批量供应；欧洲本土海工、海缆产能不足，国内厂商有望享受溢出订单。
欧洲海风需求旺盛，预计25-30年新增装机CAGR为37%
能源转型推动欧洲各国上调可再生能源规划目标，海上风电装机目标同步提升，预计2030年海风累计装机111GW，较20年11月的目标提升85%。各国陆续推出补贴政策，其中25年2月英国启动“清洁产业奖金”，为中标者提供每GW海上风电项目2700万英镑的补贴。利率下行、钢价回落有助于改善项目成本，推动项目开发重回正常节奏。24年欧洲海风项目招标49GW，同比+262%，或支撑未来装机放量。根据WindEurope预测，2030年欧洲海风装机约15GW（24年为2.3GW），对应25-30年CAGR为37%。
欧洲风机价格有望维持高位
欧洲风机价格较高，截至24Q4末，Vestas海上风机在手订单均价为1232欧元/kW，折合人民币约9400元/kW，而根据CWEA，24年国内海上风机（不含塔筒）加权平均价格约为2775元/kW。由于欧洲市场准入壁垒较高、技术认证环节较多，价格或保持高位，导入领先的国内企业优势显著。
关注风电整机、零部件出海机会
1）整机为欧洲传统产业，海风市场由Vestas、SGRE等欧洲本土厂商主导。海外风机价格较高，但近年来海外厂商陆续出现质量问题赔付压力较大，叠加供应链成本上升，风电板块盈利承压，采取收缩战略，例如24年11月GEV宣布暂停新增海风订单，国内风机厂商或迎来出海机会。2）零部件方面，铸锻件环节已率先出海，与海外龙头整机厂合作紧密。海缆环节受益于海风项目推进与远海化发展，市场需求增长显著，根据Rystad Energy数据，预计2030年海上送出缆需求为2022年的14倍。尽管欧洲主要海缆供应商全力扩产，供给增速较需求增速仍有不足，国产厂商有望享受部分溢出订单。由于欧洲本土单桩供应商Sif和EEW扩产受环保等因素限制，且国内企业成本优势显著，结合各环节欧洲出海毛利润增量与国内企业竞争格局，我们认为受益顺序为风机、单桩、海缆、铸锻件。
与市场观点不同之处
1）市场担忧风机出海欧洲可能性较低。我们认为海外龙头经营承压给国内企业带来了出海契机，或存在预期差。2）市场担忧欧洲海风审批流程较长、并网流程较慢，或导致开工进度不及预期。我们认为短期审批速度较慢、电网接入瓶颈、电气化速度缓慢或制约装机进程，但随着德国明确风电项目审批起止时间、英国在项目中标时给予补贴、法国加大海风与电缆投资，有望加快项目开发速度。
能源转型+补贴政策+成本改善助力未来欧洲海风放量
欧洲各国上调可再生能源规划目标，海上风电装机目标同步提升。为了降低能源对外依存度并实现减少碳排放，欧洲各国上调可再生能源目标，海风中长期规划量大。欧盟24年6月计划将风电占欧洲电力消耗比例由20%（2023年）提升至35%（2030年）、50%（2050年）。23年年初，欧盟成员国更新2030/2050海风累计装机目标至111/317GW，较欧盟委员会于20年11月确立的目标60/300GW分别提升85%/6%。按照各国政府计划，我们测算2030年欧洲海上风电累计装机量达到148.7GW，对应2024-2030年年均装机量16.4GW，其中主要贡献国为英国、德国、荷兰，占比分别为34%、20%、15%。
欧洲各国出台海风补贴政策，推进海风项目建设。2024年7月，法国获得欧盟108.2亿欧元援助，以推动海风项目建设。2024年8月，英国能源安全与净零排放部宣布将第六轮差价合约合同预算提升至15.55亿英镑，较初始预算增加52%，其中海上风电预算为11亿英镑，较初始预算增加37.5%，以保证海风开发的持续性，第六轮差价合约竞标结果显示，海风中标项目达5.36GW。2025年2月，英国启动针对海上风电项目的激励计划“清洁产业奖金”，将为中标者提供每GW 2700万英镑的初始资金。
利率下行+钢价回落驱动成本改善，24年欧洲海风招标高增。此前欧洲风电主要受原材料价格上涨、通货膨胀及高利率影响，项目收益率不及开发商预期，因此需求承压，整体进展较为缓慢。2024年以来，多因素改善欧洲风电成本：1）央行降息：25年1月30日，欧洲央行宣布降息25个基点，为24年6月以来第五次降息，再融资利率相比降息前下降1.60pcts，是23年2月以来的最低水平，有望减轻开发商融资压力；2）钢价回落：24年12月，欧洲钢价指数为202，较22年高点下降55%。随着通货膨胀影响放缓，利率逐步下调至合理水平，欧洲风电项目开发重回正常节奏，根据S&P Global统计，2024年欧洲海风项目招标49GW，同比增长262%，有望支撑后续海风装机放量。
24年欧洲海风装机2.3GW，预计25-30年年均新增装机8.6GW。根据WindEurope，2024年欧洲新增海风新增装机约2.3GW，同比下降39%，不及预期（24年2月预测5GW），我们认为主要受审批速度较慢、电网接入瓶颈、电气化速度缓慢等影响。2023年10月，欧盟委员会发布“欧洲风电行动计划”，建议加快审批速度；德国政府积极响应，2024年6月宣布简化《联邦排放控制法》的批准程序，明确风电项目的审批起止时间，以加快审批速度，根据德国2025版海上风电场址发展规划，北海区域较此前规划新增8GW，并预计25-28年将启动10个风电场址的拍卖，总容量为12GW。2023年11月，欧盟委员会发布“电网行动计划”，计划投入5840亿欧元用于电网升级，以满足清洁能源并网需求并提高电气化水平，部分项目已启动建设。考虑到欧洲发展海上风电需求较高，后续随着其他国家加快海风项目审批速度，以及电网升级提升并网能力，海风装机有望起量。根据WindEurope预测，2030年欧洲海风新增装机有望达到15GW，对应2025-2030年平均新增装机8.6GW，而26-28年新增装机下滑主要系电网接入能力有限制约项目进度。
欧洲市场价格有望维持高位。欧洲风机价格数倍于国内。过去两年海外受通货膨胀与供应链短缺影响，风机价格整体呈上升趋势，
根据CWEA统计，24年国内陆上、海上风机加权平均价格（不含塔筒）约为1440、2775元/kW，同比下降4%、11%。
欧洲本土保护倾向明显。23年12月，欧盟26国签署《欧洲风电产业联合宣言》，修改境内风电拍卖体系，采用非价格资格预审或授予标准，将可持续性、电网安全、商业行为、交付能力和欧盟公民参与程度等纳入考量，这些主观标准或将限制中国厂商，使欧洲本土企业更占优势。24年以来，欧盟对中国风电企业发起多次调查，包括：24年4月对在西班牙、希腊、法国、罗马尼亚和保加利亚的中国风力涡轮机供应商展开调查；7月扩大对中国涡轮机供应商的反补贴调查，将在德国开展业务的中企也纳入调查范围。24年10月17日，德国联邦经济事务和气候行动部（BMWK）发布一系列新规，包括风电机组网络安全、公平竞争条件、减少对关键部件的依赖、新融资工具、融资审查等，以保护欧洲本土供应链，近期政治障碍或出现改善迹象。
技术认证环节较多，商务导入周期较长。欧盟风电设备出口需要满足欧盟CE认证、欧盟机械MD认证、ISO3834焊接体系认证等一系列认证要求，部分国家建立了独立认证体系，如荷兰、丹麦和德国对海上风电采取强制认证策略，技术认证环节较多，流程复杂，耗时长。同时，海外商务开发流程多、周期长，项目获取需经过多次验厂、样机送样、谅解备忘录、优选供应商、供货合同等环节，投入时间与成本较高。
提升本地化+自动化要求，产能投资成本高。欧洲开发企业在风电项目竞标（竞标海床或竞标政府补贴）与后续采购过程中，倾向于首选本地制造的设备，价格不再是唯一决策因素，驱动中国企业海外设厂。考虑到欧洲人力成本较高，对产能自动化要求较高，根据欧洲风能协会发布《风能技术五大发展趋势》，风电机组需要实现适合自动化或半自动化生产流程的大批量制造。同时，欧洲产能投资成本较高。
欧洲海风价格有望持续高位。由于能源转型目标、补贴政策落地、原材料及融资成本改善，欧洲发展海上风电需求较高，叠加准入壁垒较高，后续欧洲风机价格或稳定在高位。
风机为欧洲传统产业，铸锻件率先出口欧洲，头部厂商已绑定海外核心客户。国内风电主轴、定转子等零部件已实现规模化出海，与海外龙头合作紧密。
单桩：海外供应短缺，国内龙头出海领先。本土企业扩产有限，27年或面临供给短缺。欧洲海上风电桩基主要采用单桩，截至2023年，本土主要供应商SIF、EEW、Bladt、Steelwind年设计产能之和不足600根，其中50%产品直径为11米以下，无法满足海风风机大型化要求。海风需求扩张的背景下，各厂商均宣布扩产计划，但由于劳动力供给有限、且扩产审批流程较长，本土企业扩产有限。根据Sif预测，即使所有厂商宣称的扩产计划均顺利执行，2027年欧洲海上风电单桩仍将出现供需失衡。
国内企业成本优势显著。塔桩主要原材料为中厚板，俄乌冲突以来欧洲中厚板价格处于高位，远高于国内水平，根据上海钢联，截至25年2月13日，欧洲中厚板价格约为695美元/吨，较国内价格高44%。欧洲本土熟练工人较紧缺，员工工资较高；同时，由于设备、生产工艺等差异，国内企业制造成本较低。根据天顺风能统计，2023年塔桩单吨原材料/直接人工/制造成本分别为5380/618/485元，较Sif下降46%/67%/39%，成本优势显著。
海缆：欧洲本土厂商订单饱满，国产厂商有望享受溢出订单。欧洲海缆需求随海风项目需求及远海化发展高速增长。据Rystad Energy统计，欧洲陆上阵列/海上阵列/海上送出缆2030年需求分别为2022年1.4/6.8/14.3倍，其中海风送出缆增长远高于其他主要系海风项目远海化开发、离岸距离增加大幅提升送出缆需求。欧洲本土海缆公司在手订单持续增长。国内厂商已开始陆续承接欧洲项目，头部海缆厂进度领先。根据各公司公告，目前国内仅有头部三家海缆厂商有欧洲海风项目订单。由于海缆维修难度大，同时对海上风场发电安全性及稳定性有较大影响，因此业主对海缆质量有更高要求，欧洲开发商对企业业绩资质、产品生产过程考察更为严格，我们预计未来出海欧洲仍为头部海缆厂商占优，国内厂商有望凭借项目交付经验获得溢出订单。
综合来看，我们选取各环节公司进行对比，若欧洲风电新增1GW装机量，对应价值/毛利润增量：风机>单桩＞海缆＞铸锻件；结合各个环节行业竞争激烈程度，我们认为受益顺序依次为风机、单桩、海缆、铸锻件。
1） 风机：以单GW风机价值量约80亿元测算，主要依据Vestas截至24Q4末在手海上风机订单平均价格为1232欧元/kW，折合人民币超9000元/kw，考虑到国内厂商或依靠成本优势打开市场，我们按照价格降幅10-15%进行测算。
2） 单桩：以单GW单桩约30亿元价值量测算，主要依据23年12月大金重工中标德国北海1.6GW项目，公司作为独供签署合同金额约48.48亿元，24年开始陆续建造和交付单桩产品。
3） 海缆：当前欧洲单GW海缆价值量约20亿元上下，高压、远海项目海缆单位价值量有望上扬、若企业同时中标海缆敷设安装，则相应合同价值量更高。
4） 铸锻件：以金雷股份主营的风电主轴为例，其用量约为0.4-0.6万吨/GW，取0.5万吨/GW为假设，单吨价格约为1万元。
光伏行业基本面情况
产能扩张与过剩：从2023年甚至更早开始，国内光伏行业因能源安全、碳中和及新兴产业培育等因素迎来产能迅速扩张，各地方政府存在产业竞赛，在全球市占率达一家独大，各细分板块市占率超80%。但需求侧未跟上产能扩张速度，且受海外贸易保护政策扰动，光伏产业产能过剩现象严峻。截止去年三季度，产能利用率降至10年以来中位数以下，硅料、硅片、逆变器等细分板块产能利用率处于10年以来历史低位。
价格与盈利困境：产能过剩对行业产品价格形成明显挤压，各品类价格已降至2014年以来历史底部位置。虽今年年初多晶硅等细分品种有小幅探涨，但因供需结构未根本改变，涨价幅度和持续性存疑。产品价格低、行业内卷严重、价格战激烈，导致整个产业链盈利状态不容乐观，很多厂商面临亏损经营，甚至挤压现金流。在已上市的66家光伏设备行业公司中，只有18%的公司仅能用账面现金维持两年经营，8%的公司撑不过一年。
政策相关情况
政策定调与预期：今年反内卷定调较高，2025年二十届三中全会明确提出要引导新能源等新兴产业健康有序发展，相关措施在2025年逐步落地。2024年7月中央政治局会议和12月中央经济工作会议也明确提到反内卷，将综合整治内卷竞争、规范地方政府和企业行为作为2025年重点政治任务，今年相关政策预期较高。
政策落地举措：光伏行业已有政策陆续落地，一方面通过强制性政策约束，如2024年11月出口退税率降低、工信部提升光伏产能准入门槛；另一方面通过行业协会发布行业自律措施，引导产业链回归良性。当前光伏行业从估值和机构持仓看都处于底部位置，对基本面利空消息反应逐步钝化，对利好敏感，2024年几次重要利好发布后五个交易日，光伏设备指数平均涨跌幅接近10%，跑赢中证全指近8%，政策催化下弹性可观。
产能和库存周期情况
供给侧周期低点：从库存比和资本开支情况来看，整个光伏板块的供给侧已来到周期低点，后续产能扩张明显收缩，这进一步刻画了供给侧现状并对未来预期有一定指向。
技术迭代情况
新技术发展与作用：走出内卷的路径包括降低资本率、出海和技术创新，技术创新是更根本的方式。光伏行业新一代技术如TOPCon、HJT已到量产转化早期，有望推动光伏行业降本增效，改善行业供给侧和盈利状况。
政策先例与龙头作用：国内曾有政策催化技术迭代的先例，2015年开始为期三年的光伏领跑者计划极大推动了PERC技术的爆发和迭代。年初陕西省已推出光伏领跑者计划，若其他省份效仿，将加快技术落地和量产。这一轮技术迭代主要由头部龙头公司主导，龙头公司已布局TOPCon、HJT产能，在供给出清环境下，龙头公司在技术创新上更具优势，聚焦存活下来的龙头公司是重要方向。
光伏产业整体判断
行业现状与反转机会：整体来看，光伏产业供给侧及未来供给都处于明显收缩状态，板块经营已至周期底部。若后续有好的政策催化供给侧优化和技术迭代，相关板块有机会迎来底部反转，且反转弹性可观。
2.4 储能行业新应用投资机会研究
2025年，中国储能行业站在了命运的十字路口。一边是电芯价格从2023年初的0.9元/Wh暴跌至0.3元/Wh、中标价格击穿成本线的残酷现实；另一边是阳光电源等抢占构网型储能技术高点、中车株洲所单月出货量突破12.67GWh的技术狂飙。
这场“没有最低、只有更低”的价格绞杀战，已让超60%企业陷入亏损，超3万家企业进入破产清算程序。然而，技术革新、政策转向与市场重构的三重力量，正推动行业从“内卷式低价竞争”向“全生命周期价值创造”跃迁，一场极限竞速已然开启。
价格战：红海搏杀的生存困局
2024年碳酸锂价格从60万元/吨暴跌至7.8万元/吨，叠加产能过剩（全球储能电池产能超2TWh，中国占比90%），储能电芯成本较2022年下降70%。但行业并未因成本下降获得喘息，反而陷入“降价-亏损-再降价”的恶性循环。以中国电建16GWh储能系统集采为例，参与竞标的76家企业中，最低报价已跌破0.45元/Wh，入围企业的平均单价仅0.4687元/Wh，较2024年均价下降超20%。更危险的是，低价竞争引发质量缩水。2024年以来，消防系统成本已经从0.065元/Wh骤降至0.017元/Wh，部分项目热失控预警时间从30分钟缩至10分钟，储能电站火灾风险激增。价格战导致整个储能行业为安全成本“买单”。2024年浙江温州储能项目火灾后，全省90%项目因安全不达标被勒令整改，行业为此付出的隐性成本远超价格战节省的收益。截至2024年底，中国储能企业数量激增至26万家，但产能利用率不足50%，户储电池更低于30%。宁德时代、比亚迪等巨头凭借垂直整合能力，将储能电芯成本压缩至0.3元/Wh，而中小厂商为抢夺订单被迫以低于成本价30%的“自杀式报价”竞标。这种生态失衡导致产业链传导性危机持续传递。一个明显的案例是，上游传感器价格从380元跌至个位数，消防企业为保订单降低质量标准，全行业陷入“劣币驱逐良币”的恶性循环。低价竞争加速行业分化。2024年，央国企子公司和头部企业凭借规模效应与技术优势抢占市场，而纯集成商和中小厂商生存空间急剧萎缩。
2025年开局，八部门《新型储能制造业高质量发展行动方案》明确要求加强产能预警，防止低水平重复建设；新规将消防成本占比从3%提升至8%，并建立全生命周期安全标准，倒逼行业从“低价低质”转向“安全溢价”；国家能源局推动储能项目投运效果考评，将系统效率、安全记录纳入招标评分；部分地区试点“中间价中标”模式，为技术创新留出利润空间。这场从“价格战”到“价值战”的跨越，不仅关乎企业存亡，更将决定中国能否在全球能源革命中占据制高点。
储能电芯容量从300Ah+向500Ah以上演进，组串式储能、构网型储能等不断渗透，储能技术围绕“高安全、低成本、智能化”等趋势演化。阳光电源凭借海外市场优势，连续八年蝉联中国企业储能出货量榜首，其构网型储能产品溢价超30%；宁德时代推出全球首款5年零衰减的“天恒储能系统”，循环寿命超15000次，引领“首5年零衰减”技术革命。
钠离子电池、固态电池等新技术路线或将重塑竞争格局。宁德时代二代钠电计划2025年量产，成本较锂电低30%；华为通过低温性能专利突破，瞄准基站储能等特殊场景。
从单一功能到场景化能源重构。2025年“强制配储”政策取消后，储能经济性将回归市场化本质。储能场景革命的本质是能源系统价值网络的重构。随着AI预测系统（误差<5%）和区块链技术应用，绿证交易、收益权证券化等金融工具将加速储能与电力市场的深度融合。随着虚拟电厂、构网型储能等新模式兴起，储能正从“配套设备”升级为“新型电力系统的核心参与者”。预计到2030年，中国储能市场规模将突破2万亿元，其中海外占比超40%，具备技术、品牌与全球化布局能力的企业将成为最大赢家。
根据国家发改委2025年新政，新能源项目强制配储要求被取消，转而鼓励通过租赁共享储能容量或购买调峰服务满足需求。共享储能与资产证券化成为新增长极。
储能与AI、虚拟电厂的深度融合，将催生“储能即服务”（ESaaS）等新商业模式。南瑞集团打造虚拟电厂聚合平台，接入8.4万千瓦可调负荷资源，在2023年迎峰度夏期间减少电网峰值负荷12%。天合储能通过“一站式规划-选配-交付”服务体系，将客户初始投资成本降低20%。阳光电源开发的AI数字化平台，可实时优化储能充放电策略，将项目IRR（内部收益率）从5%提升至15%以上。南都电源在希腊落地123MWh交直流储能系统，通过绿证交易和碳积分实现额外收益，项目IRR提升至15%。
2024年TOP10电芯企业市占率达90%。这些企业年均研发投入占比超7%，技术迭代速度较中小玩家快3倍以上。面对价格战与产能过剩双重压力，二线厂商则与PCS企业结盟，试图打破垄断；中小企业则加快差异化步伐。比如，与虚拟电厂运营商、光储充一体化服务商深度合作，打造细分场景解决方案。
2024年，中国储能企业海外订单同比增长120%，美国、中东成为主要增量市场。
值得注意的是，在中东阿布扎比20GWh储能项目招标中，5家中国企业报价集中在8.5-9美分/Wh，价格战“外溢”苗头初现。行业呼吁建立海外价格联盟，通过技术协同提升议价能力，推进全球储能价值跃迁。
2025年充电桩发展趋势，市场规模持续扩张，车桩比优化。市场规模突破千亿级。预计2025年中国充电桩市场规模将超过1000亿元，甚至可能突破1800亿元，主要受新能源汽车保有量激增驱动。2025年中国新能源汽车保有量预计达4378万辆，充电桩保有量将增至1990万台（2021年仅262万台），车桩比优化至2.2左右。
区域分布：广东、浙江、江苏等东部省市公共充电桩占比近70%，农村及县域充电设施加速覆盖，例如湖北省计划2025年建成60万个充电桩，推动“城区3公里、镇村6公里”服务半径。
海外市场：欧美需求激增，2025年海外充电桩市场规模或达810亿元，中国充电桩企业凭借性价比优势加速“出海”。
公共与私人充电桩需求同步增长。公共充电桩主要服务于出租车、物流车及高速公路场景，截至2025年1月，中国公共充电桩总量达376万台，同比增长35.1%。
私人充电桩因便利性优势成为主流，共享充电模式（如“多车一桩”）通过提升利用率解决车桩比失衡问题。
技术创新驱动效率与智能化升级。超充技术普及，充电电压从500V跃升至800V，单枪功率提升至350kW，超充桩（250kW以上）可将充电时间缩短至10-15分钟，接近燃油车加油效率。公共直流快充桩市场份额预计达89%，成为长途出行标配。
智能化与能源管理。物联网、大数据和AI技术推动充电桩实现智能调度与能源管理，优化电网负荷与充电策略。例如，光储充检一体化技术提升能源利用效率，适配复杂环境（如高温、盐雾）。
车网互动（V2G）成为新趋势，通过电动汽车充放电功能与电网双向互动，提升电力系统稳定性并参与需求响应补贴。
场景化细分与商业模式创新，多元化应用场景。高速公路服务区、工业园区、地矿区等场景成为新增长点。截至2024年9月，全国高速公路服务区已安装2.88万台充电设备，覆盖4.48万个停车位。
针对出租车、物流车及私家车的定制化充电方案兴起，例如夜间分时充电、即插即充等服务模式。
共享经济与盈利模式突破。共享充电桩通过平台化运营（如“喵充充”）实现桩主与用户资源对接，提升利用率并缩短投资回报周期。
结合容量租赁、峰谷套利、需求响应等模式，用户侧储能项目IRR（内部收益率）显著提升。
竞争格局分化与国际化布局。头部企业主导市场。头部企业通过技术迭代和成本控制巩固优势，中小企业则聚焦差异化细分市场。
三、新能源行业重大事件
1、3月5日称全球最大钴矿产地刚果金爆发内战，导致全球钴矿供应紧张，钻价大幅上涨。受此影响，所有正极材料供应商已停止报价，短期内无法下单采购正极材料，锂电池行业正面临成本上升和供应链中断的挑战。
“为保障供货稳定，自即日起，所有新订单均需重新确认价格，具体价格请和我司销售人员对接沟通。同时建议贵公司提前做好采购计划，适当增加库存，以应对可能发生的供应波动。”
在2月22日，全球最大钴生产国刚果（金）宣布暂停钴产品出口四个月，旨在缓解市场供应过剩与价格低迷。
这一政策引发全球钴供应链震荡，截至2月28日，国内电解钴价已攀升至18.3万元/吨，较近期低点涨幅超20%。
有数据显示，2024年刚果（金）钴产量占全球总产量的76%，出口暂停将直接导致2025年供应量减少约7万吨，占全球年供应量的24%。
据了解，全球第一大钴生产商洛阳钼业的钴产量主要来自位于刚果（金）的TFM和KFM两大铜钴矿。2024年，洛阳钼业铜金属产量为65万吨，同比增长55%；钴金属产量为11万吨，同比增长了106%。
2月25日，洛阳钼业回应称，公司TFM和KFM矿区生产运营活动有序进行。
此外，华友钴业等企业也在刚果（金）布局有钴产能。
2、美方以芬太尼等问题为由，宣布自3月4日起对中国输美产品再次加征10%关税。中方对此强烈不满，坚决反对，将采取反制措施坚定维护自身权益。
据了解，再次加征10%关税后，使得美国自中国进口的锂电池的最终综合税率达到48.4%。
具体看来，2024年5月14日，上一任美国总统拜登政府宣布对中国进口商品实施新一轮关税调整，其中，将电动汽车的关税从25%提高至100%，电动汽车锂离子电池的关税从7.5%提高至25%，计划从2026年起，对储能系统的电池关税从7.5%提高到25%。
拜登政府称这是为了减少对中国产品的依赖，扶持美国本土电动汽车与电池产业。
特朗普政府上台后，对华关税政策进一步升级：2025年2月4日，特朗普签署行政令，宣布对所有中国输美商品加征10%的关税。
由于电池本身存在3.4%的基础关税，并且美国计划在2026年对储能系统施加25%的《301条款》关税（该税率已适用于动力电池），因此在该次加征关税的影响下，中国电池的累计关税将达到38.4%。
现在，特朗普政府又对所有中国商品追加10%的关税。此次追加关税后，自中国进口的锂电池的最终综合税率达到了48.4%。
多次提高关税对我国锂电池出口市场影响巨大。海关总署数据显示，2024年，我国锂离子电池出口第一大市场仍为美国，出口金额为153.15亿美元，同比增长13%，占我国锂离子电池出口额的25%，占比较2023年提高4.2个百分点。
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。
免责声明：
本报告中的信息均来源于展恒基金认为可靠的公开可获得资料，但对这些资料或数据的准确性、完整性和正确性展恒基金不做任何保证，据此投资责任自负。本报告不构成个人投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。本报告仅向特定客户传送，未经展恒基金授权许可，不得以任何方式复印、传送或出版，否则均可能承担法律责任。就本报告内容及其中可能出现的任何错误、疏忽、误解或其他不确定之处，展恒基金不承担任何法律责任。
