概要及主要观点：
1、3月20日，国家能源局发布1-2月份全国电力工业统计数据。截至2月底，全国累计发电装机容量34.0亿千瓦，同比增长14.5%。其中，太阳能发电装机容量9.3亿千瓦，同比增长42.9%；风电装机容量5.3亿千瓦，同比增长17.6%。1-2月份，全国发电设备累计平均利用505小时，比上年同期减少61小时；全国主要发电企业电源工程完成投资753亿元，同比增长0.2%；电网工程完成投资436亿元，同比增长33.5%。
2024年1-2月份光伏累计装机量647.88GW，2025年1-2月份光伏累计装机量926.22GW，同比增长42.96%。
2024年1-2月份光伏新增装机量3.672GW，2025年1-2月份光伏新增装机量3.947GW，同比增长7.49%。
本周硅片价格继续上行,其中N型G10L单晶硅片(182*183.75mm/130μm/256mm)成交均价在1.19元/片，环比持平；N型G12R单晶硅片(182*210mm/130μm)成交均价在1.40元/片，周环比涨幅1.45%；N型G12单晶硅片(210*210 mm/150μm)成交均价在1.55元/片，环比持平。
硅业分户表示，本周头部企业提价意愿强烈，G12R价格继续保持上涨态势，其他型号硅片市场价格暂无明显变化。
“430”和“531”抢装节点将至，终端旺盛的需求带动硅片行情价格走势。特别是电池环节的大规模排产，导致硅片行业呈现供应紧缺，需求旺盛局面，拉晶、切片厂现有供应难以满足下游电池厂商需求，硅片价格继续上涨。从生产情况来看，本周硅片企业在响应行业自律要求的前提下，各产线能开尽开。
本周行业整体开工率在55%-58%，环比提高3-5个点；两家一线企业开工率分别增加到56%和60%，一体化企业开工率维持在60%-80%之间，其余企业开工率增加到50%-80%之间。
本周电池片价格继续上行，由于G12R 电池片供应持续紧缺，厂家报价达到0.32-0.35元/W，较前期电池片价格0.25-0.27元/W，涨幅较大。另外，分布式组件报价已达到0.74-0.76元/W，甚至部分报价0.8元/W。目前，硅片到终端环节的各产业链条价格明显联动。据了解，近期电池库存偏低，行情刺激下电池3、4月份排产有望突破60GW，但现有硅片在产产能远小于电池排产，叠加硅片剩余有效产能释放需要20余天。因此，后续两个月，特别是4月上旬，在国内组件、电池需求向好，硅片供需紧平衡的状态下，硅片价格仍将保持上涨趋势，其中G12R硅片价格可能保持较大涨幅。
1-2月光伏出口。1-2月太阳能电池（含组件）国内出口金额为39.53亿美元，环比增长5%，同比减少32%。按照组件出口金额占比90%以及出口均价0.094美元/W来计算，预计1-2月组件出口规模38GW左右，环比增长16%，同比增长2.5%。
光伏：1/2月电池组件出口22.87/16.66亿美元、环比+16.8%/-27.2%，季节性波动符合预期
据海关总署：1月太阳能电池（含组件）国内出口金额22.87亿美元，同比-25.2%，环比+16.8%，2024年12月国内抢装结束后出口逐步恢复。2月太阳能电池（含组件）国内出口金额16.66亿美元，同比-40.4%，环比-27.2%，主要受到国内春节假期及2月日历天数相对较少影响。1-2月累计出口39.53亿美元，累计同比-32.4%，主要由产业链价格同比大幅下滑导致。
最新价格下，各环节盈利测算如下:
1)硅料:近期硅料去库为主，价格没有上涨，硅料企业盈利未发生明显变化。因需要严格的供给出清，目前行业层面硅料依然处于微亏现金的状态，头部则不亏现金。
2)硅片:Infolink Consulting 口径下硅片环节处于现金成本盈亏平衡左右,若后续 210R硅片价格进一步上涨至 1.4 元/片，则不亏现金成本。
3)电池:210R 的 TOPcon 电池片接近利润盈亏平衡左右，较此前改善明显:182 的TOPcon 电池片仍处于亏损状态。
4)组件:目前 182 和 210R 产品均处于不亏现金成本的状态，近期改观明显。
短期涨价延续，高点或再超预期
展望后续，4月排产预计继续提升，本轮涨价短期持续，高点有望超预期。当前各组件厂报价依旧处于走高情绪，市场反馈个别厂家分布式组件报价已抬升至 0.8元N 附近，后续成交价格或仍存一定上行空间。
需求侧,国内市场,4 月分布式为新老划断的最后一月,抢装延续下需求预计继续增长，同时部分小型集中式项目也有望在4月紧张拿货，赶在“531”之前完成并网。海外市场，欧洲预计季节性复苏，亚非拉市场也将逐步走入旺季，特别是印巴、东南亚等市场进入高温天气，带动光储需求上升。在此背景下，4月组件排产或创光伏历史新高，环比延续一定增长表现。结合当前走势看,我们认为4月组件排产有望达到 60GW 级别，且不排除进一步超预期。
供给侧，3月10-12 日光伏硅料-组件环节主要企业在北京再度召开会议对自律生产，促进行业健康发展进行讨论，并重新调整企业季度产量配额。我们认为二季度需求渐入旺季的背景下，供给端的自律约束将进一步驱动市场理性报价，需求增长预期下产业链涨价潮短期预计延续，且价格有望逐步试探到终端需求可接受的高点，或达到8毛N 左右,相较于节后6.5-7.0 毛N 组件价格的时候,考虑硅料价格变动不大，组件价格超1 毛N 的涨幅将主要转化为组件、电池、硅片的盈利修复，届时电池片环节因库存及开工率水平相对更好，价格和盈利弹性预计更为显著，电池龙头盈利能力有望转正;一体化的行业平均水平净现金良好(182为7分，210R为9分N)，182产品单瓦净利仅亏2 分N，210R 有望盈亏平衡。
短期涨价延续，高点或再超预期。4月排产预计继续提升，本轮涨价短期持续，高点有望超预期。当前各组件厂报价依旧处于走高情绪，根据 SMM，市场反馈个别厂家分布式组件报价已抬升至 0.8元/W 附近，后续成交价格或仍存一定上行空间。
需求侧,国内市场,4 月分布式为新老划断的最后一月,抢装延续下需求预计继续增长，同时部分小型集中式项目也有望在4月紧张拿货，赶在“531”之前完成并网。海外市场，欧洲预计季节性复苏，亚非拉市场也将逐步走入旺季，特别是印巴、东南亚等市场进入高温天气，带动光储需求上升。在此背景下，4月组件排产或创光伏历史新高，环比延续一定增长表现。结合当前走势看,我们认为4月组件排产有望达到 60GW 级别，且不排除进一步超预期。
供给侧，根据 SMM，3月10-12日光伏硅料-组件环节主要企业在北京再度召开会议对自律生产，促进行业健康发展进行讨论，并重新调整企业季度产量配额。我们认为二季度需求渐入旺季的背景下，供给端的自律约束将进一步驱动市场理性报价，需求增长预期下产业链涨价潮短期预计延续，且价格有望逐步试探到终端需求可接受的高点，或达到8毛/W 左右，相较于节后6.5-7.0 毛/W 组件价格的时候，考虑硅料价格变动不大，组件价格超1毛/W的涨幅将主要转化为组件、电池、硅片的盈利修复，届时电池片环节因库存及开工率水平相对更好，价格和盈利弹性预计更为显著，电池龙头盈利能力有望转正；一体化的行业平均水平净现金良好(182为7分/W，210R为9分/W)，182产品单瓦净利仅亏2 分/W，210R 有望盈亏平衡。
2、3月15日，德国公布一项财政方案草案，拟通过债务融资设立总额5000亿欧元的特别基金，用于交通、电网等基础设施建设。其中，1000亿欧元将注入气候与转型基金（过去重点投资于高效建筑、能效提升等领域）用于支持能源转型和气候保护。还计划将“2045年实现气候中和”目标写入《基本法》。
2024年，德国气候与转型基金计划中：
a）超过40%用于发展高效建筑（热泵、储能）；
b）近30%推动终端电价下降，取消税EEG；
c）10%左右发展氢经济；
其余包括电动车补贴、供热网络改造、电价补贴等。
该草案对于德国新能源行业是一针强心剂，1000亿欧元的基金投资将会保障德国在全球绿色能源领域的排头兵地位。自3月5日草案开始讨论以来，逆变器企业SMA Solar累计涨幅超50%；
欧洲近两年新能源装机增速换挡，户储终端装机受宏观经济、利率及电价影响出现下滑。此次草案的最终落实，有望推动光储行业迈入复苏周期。而德国作为光储行业重要的利基市场，对于相关企业的经营改善将大有裨益；
户储相关企业目前估值均处于较低水平，利空反应较为充分。据行业反馈，进入Q2，相关企业的出货情况环比均有所改善。德国市场是过去户储的重点阵地，领先企业渠道布局充分，并已逐步拓展至工商业、热泵等绿色能源领域。此次潜在的行业性复苏有望给企业基本面带来较大积极变化。
3月18日，德国联邦议会以超过三分之二的多数票通过了一项5000亿欧元支出法案。该法案提出放宽联邦政府债务上限、设立特别基金，以推动基础设施建设、气候保护和国防开支等关键领域发展。其中，1000亿欧元将注入现有的气候与转型基金，用于支持能源转型和气候保护。草案还计划将“2045年实现气候中和”目标写入《基本法》。
德国光储需求提升、国内抢装中、逆变器厂商有望受益。24年德国光伏/储能装机分别为17GW/5.6gwh，为欧洲光储领军者，欧洲市场库存基本去化完毕，2月以来欧洲组件价格逐步触底反弹，价格涨幅已超20%，3月逆变器厂商排产环比持续改善，环增约20-30%，随德国加大资金支持能源转型发展，光伏及储能装机有望拐点向上加速增长，光储逆变器出口需求有望受益；同时国内Q2已加速抢装，有望推动逆变器厂商出货大幅改善。
2-3月以来逆变器需求逐步改善，非欧美及欧洲市场均进入改善通道，Q2在各市场需求向好背景下逆变器将延续景气上行。具体来看：
1）非洲、东南亚市场，离网需求持续升温且优于年初预期，企业需求向好，德业更得益于月订单达2万台的离网新品，1-3月整体订单排产逐月增长，Q1出货预计同比高增。
2）巴基斯坦、印度等逐步走出淡季，需求持续改善，受益于此，艾罗3月发货预计恢复明显，固德威户储非欧美出货占比提升至30%左右。Q2逐步进入高温季节，需求预计再上台阶。
3）中东市场，伊拉克3月8日起政策原因或脱离对伊朗天然气和电力依赖，刺激大量离网需求，市场体量或达大几千万美元/年。德业等标的优先受益于此。
4）拉美市场，去年Q4以来需求亦有所恢复，禾迈Q1拉美微逆出货预计环比两位数增长。
5）欧洲市场，持续去库+季节性因素，需求底部已过，多家企业反馈近期订单有所改善，Q2更有望显著环增。东欧增长趋势尤为突出，乌克兰亦持续向好。
6）国内市场，分销市场因新老划断及入市政策，3-4月拉货明显，固德威并网产品国内市场占比过半。全球各主要市场的需求均已进入明确的改善通道，企业订单、排产逐月提升。
N 型电池强势崛起，TOPCon 技术市占率已达 70%，预计 2025 年将突破 80%，度电成本降至 0.4 元 / 千瓦时以下。
截至 2024 年底，N 型 TOPCon 投产产能已经达到 833GW，市占率达到 74%。2025 年至 2029 年，全球光伏电池片产能将分别达到 1208GW、1307GW、1292GW、1320GW 和 1311GW，其中 N 型 TOPCon 产能分别为 988GW、1053GW、1053GW、1053GW 和 1053GW，占比分别为 93.31%、94.48%、97.26%、97.47% 和 98.06%，主流市场地位稳定。
TBC（TOPCon + BC）、HBC（HJT + BC）等复合型技术也开始量产，电池效率突破 28%。
2024 年第十九届中国可再生能源大会公布的 “2024 年太阳电池中国最高效率” 榜单中，就包括 27.30% 单晶硅太阳电池（HBC）效率世界纪录、27.0% 全背接触太阳能电池（TBC）效率纪录等 。储能技术方面，构网型储能技术被写入国家行动方案，华为、阳光电源等企业已推出相关解决方案，推动光伏 + 储能平价时代加速到来 。
从市场拓展角度看，新兴市场成为光伏行业的 “新蓝海”。东南亚、中东、拉美等地区蓬勃发展，预计 2025 年我国光伏产品出口至这些地区的占比将超 40%。海上光伏也在加速布局，江苏、上海等地规划超 30GW 海上光伏项目，突破了土地资源的限制。此外，光伏与农业、交通、渔业等领域的跨界融合不断深化，为行业打开了千亿级的增量空间 。
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、本周，直流侧电池舱的价格维稳。5MWh直流侧电池舱的平均价格为0.43元/Wh；3.44/3.77MWh直流侧电池舱的平均价格为0.438元/Wh。136号文发布后大多数储能系统集成商按需排产出货，少部分6月1日电力市场化节点后的储能系统集成商抢装使得部分电芯厂的314电芯供不应求，电芯短期供需紧平衡导致价格波动上浮，但直流侧成本已到一定瓶颈，故电芯价格小幅波动，传导到直流侧影响有限，直流侧电池舱整体价格保持稳定。3月10日，江苏省海安市滨海新区115.345MW/230.69MWh电网侧储能项目EPC总承包中标候选人公示，项目位于江苏省海安市滨海新区。第一中标候选人报价19488.442851万元，折算后单价为0.8448元/Wh。第二中标候选人，报价19494.28332万元，折算后单价0.845元/Wh。
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
本周硅料价格持稳，暂时无变动。目前成交订单落定有限，厂家仍在观望后续市况。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。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。
报价受到下游价格上扬、且政策后续变化使厂家策略分化，价格仍有酝酿向上提升的趋势，但须要注意买卖双方自身在手都有一定的库存量体，使得硅料厂家较难提升议价，预期三月价格仍有望落于 39-42 元人民币之间的水平。
须关注高质量产品发展策略的执行程度、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
本周硅片价格再次上行，受到下游 430/531 抢装节点将至，旺盛的需求带动，以及电池的涨价幅度下，硅片环节价格持续上探。观察本周，针对硅片厂新报价，183N 每片 1.2 元、210RN 每片 1.4 元、210N 每片 1.55 元人民币已经全面落实成交，甚至硅片企业在今日周四仍将再次上调报价，期望价格来到 183N 每片 1.23 元、210RN 每片 1.45 元。
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 硅片主流成交价格来到每片 1.2 元人民币水平；至于 G12R 规格本周成交价格也上行至每片 1.4 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，预期在节点前后仍有机率供应链整体抬价，硅片环节价格除了自身供需、库存水平等之外，具体涨价能力与幅度也将视下游价格涨幅而定。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格如下：P 型 M10 电池片本周均价持平在每瓦 0.31 元人民币，价格区间依旧维持为每瓦 0.295-0.32 元人民币，近期 P 型电池片价格随着印度财年末装机潮即将结束而出现松动，考虑交付与运输周期，P 型海外电池片需求已进入退坡阶段，听闻本周部分厂家已提出每瓦 0.29 元以下的报价，P 型电池片交付价后续将有可能再度下滑。
N 型电池片部分：M10、G12R 电池片本周均价分别上涨至每瓦 0.30、0.33 元人民币，G12 电池片均价则持平于每瓦 0.30 元人民币，M10、G12R、G12 价格区间分别位于每瓦 0.295-0.31、0.32-0.35 元与 0.295-0.31 元人民币。G12R 电池片供应持续紧缺，本周厂家后续报价多达到每瓦 0.34 元人民币以上，当前头部厂家已于此价格水平陆续交付。
展望 N 型电池片后续价格走势，随着政策因素带动短期终端需求上升，近期上下游价格上涨一并带动电池片整体涨幅，但随着后续政策抢装节点结束，考虑到厂家运输与交货周期，电池片整体价格或将在四月中旬后伴随国内需求退坡而松动，但具体价格走势仍须考虑各尺寸供需情况。
1.1.4组件价格分析
上周报价上看每瓦 0.74-0.75 元人民币，在本周每瓦 0.73-0.75 元人民币已开始大量成交，然而受到高质量发展影响，厂家仍较注重谨慎排产，且部分组件厂家反馈无法采购到足够的电池片生产，总总因素堆叠，使得本周 0.78-0.8 元人民币的高价小量落地，但尚未出现大批量成交。
集中项目近期交付量体较少，价格处横盘状态，整体落于每瓦 0.635-0.69 元人民币，厂家对于低价 0.6-0.63 交付意愿较低，多为了维系客户关系少量交付，在组件厂家的谈判之下，低价交付量体持续减少。但整体集中项目价格调整仍较缓慢，价格上涨对于买方审核也需时程，且加上两个月的窗口期，能做的集中项目较少。节点过后项目下半年签订价格恐回落至每瓦 0.65-0.68 人民币以内的水平。
总结本周价格，考虑分布式价格上移较多，且执行交付量体较多，均价权重以分布项目为主。TOPCon 执行价格来到 0.68-0.8 元人民币之间、均价落于 0.73 元人民币。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 0.76-0.85 元人民币之间，集中项目执行价格落于每瓦 0.76-0.78 元人民币之间。BC 方面，N-TBC 的部分，目前价格约 0.73-0.82 元人民币之间的水平，集中项目价格约落在 0.73-0.76 元人民币。
本周海外价格暂时稳定，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 0.095-0.11 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.07-0.08 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。巴基斯坦价格约落在每瓦 0.085-0.09 美元。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落在 0.09-0.10 美元之间；欧洲总体交付价格仍落 0.085-0.095 美元的水平，下半年价格集中式项目价格落定 0.085 -0.087 美元左右的区间。拉美市场整体约在 0.080-0.095 美元，其中巴西市场价格 0.08-0.095 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 0.09-0.105 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，TOPCon 本地产制价格报价 0.3-0.33 美元之间，TOPCon 非本地价格 0.25-0.27 美元之间。二季度非本地产制价格仍有下探趋势。
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。
据不完全统计，2024年全国已有近150个智算中心项目投产，今年2月则新增了28个拟投建的算力中心项目。
数据中心用锂电池正在崛起成为新的市场增量。近年来，随着人工智能的发展热潮，带动了云计算、大模型、AI智能体的发展，相应的对于算力需求也越来越高，根据市场统计，2023-2030年全球IDC（数据中心）市场将保持22%的年复合增长率，IDC市场的快速发展也将同步带动配储需求的快速增长。
从IDC自身的发展需求来看，为了契合下游市场猛增的算力需求，IDC也正逐渐转变为AIDC（智算中心），即更大的算力容量，更大的电力消耗，以及更强劲的配储需求。
在项目建设上，据不完全统计，2024年全国已有近150个智算中心项目投产，今年2月则新增了28个拟投建的算力中心项目。
一般一个大型数据中心的电力需求在100MW以上，年耗电量约35-40万电动汽车的电力需求。我国为满足数据中心高比例清洁供电需求，通常需要超配并配置储能。统筹风光大基地与算力国家枢纽节点建设或将成为最佳解决方案。
在配置上，一个总功率要求100MW的数据中心，以75%绿电配比其配储容量要求为450MW；一个总功率要求100MW的数据中心，以100%绿电配比其配储容量要求为800MW。
据此测算，
预计2027年全球数据中心储能锂电池出货量将突破69GWh，到2030年这一数字将增长至300GWh，2024-2030年复合增长率超过80%。
继储能、商用车、eVTOL等赛道之后，强劲的市场增长使得数据中心正在成为一个新的细分领域，吸引锂电企业进军。
目前来看，数据中心所用的储能电池正从UPS转变为BBU（相比于UPS灵活性更高，转换效率更高），也从传统的铅酸电池转向锂电池。
相比于近几年动力电池市场面临的增速放缓，据高工锂电了解，部分锂电企业的利润增量更多的来自数据中心等新赛道。这也吸引了越来越多锂电企业积极进军数据中心用锂电池。
南都电源近期表示，公司数据中心在手订单饱满，相关订单不断落地；蔚蓝锂芯已有BBU备用电源电池出货，并正研发量产专门型号锂电池用于BBU；欣旺达已有BBU电池产品，可根据客户需求生产。国内主要的电池企业，宁德时代、亿纬锂能、中创新航亦发布了数据中心相关的岗位招聘，积极拓展数据中心业务。
AI浪潮带动了算力的指数级需求增长，而算力背后则是强劲的能源需求，基于双碳转型背景下的绿电要求，以锂电产业为代表的新能源产业也将充分受益。
储能很有可能将进入长时储能争霸时代。
当前业内普遍认为，当新能源发电量在一个国家/地区能源结构中的占比超过20%，4小时以上长时储能成为刚需；装机占比达到50-80%时，储能时长需要达到10小时以上。
而根据国家能源局数据，2024年内地可再生能源发电量达3.46万亿kWh，约占全部发电量的35%，其中风电太阳能发电量合计达1.83万亿 kWh。我国新能源发电量占比已经远超20%，但截至2024年底新型储能项目平均储能时长仅为2.3小时，4小时及以上新型储能装机占比仅为15.4%，2-4小时项目装机占比却高达71.2%。
协鑫集团董事长朱共山此前提到，现有的储能技术尤其是长时储能技术仍然不足，严重影响新能源产业的协同发展，中国新型储能的平均储能时长仅为2.2小时，短时储能无法单独应对电网稳定和电力需求波动的挑战。
为了破局，目前内地已出台多项政策，促进长时储能和新型储能技术的发展与应用。比如早在2021年8月，国家发改委、能源局已发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中要求超过电网企业保障性并网以外的新增可再生能源发电项目，需配建4小时以上的调峰能力；2023年12月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录（2024年本）》，在十四五 “新型电力系统技术及装备” 中，明确要发展长时储能技术。2024年3月，新型储能首次被纳入政府工作报告中。
2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》。规划建设新型能源体系、指导意见能源安全保障能力、能源绿色低碳转型等将指导整体2025年的能源工作。其中提到，强化新型储能等技术，特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。
2025年，中国用电量预计超过10万亿度，2030年，用电量预计超过12万亿度。鉴于新能源装机量仍在上升，预计需要200GW-300GW储能配套。
根据交银国际分析，预计2025年起国内长时储能市场将快速增长，到2025/2030年，4小时以上储能占比分别提升至21%/50%，2025-2030年4小时以上储能新增装机规模合计超100GW。
而根据CNESA预计，我国在2030年长时储能装机规模约2300万千瓦，约占同期新型储能装机总规模的20%；2060年超长时储能装机规模约1.5亿千瓦。
事实上，发展长时储能也正在成为全球共识。
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。
现阶段美国加州是全球唯一连续3年（即将4年）大规模采用长时储能(≥4H)的地区。8月26日，美国加州公用事业委员会CPUC就曾表示，加州将征集高达2GW的长时储能资源，作为2031年至2037年期间部署10.6GW新兴清洁能源技术集中采购的一部分。他们要求其中1GW为多日/周持续时间储能(36~160h)，另外1GW为日间长持续时间储能(12~36h)。
实际上，随着欧洲新能源并网比例的增加，电力系统对灵活调节能力的需求不断上升，凸显长时储能需求，欧洲大储项目的配储时长自2022年以来逐步延长。根据BloombergNEF预测，到2030年，意大利的配储时长将达约5.1小时，相比2024年的2.3小时增长一倍以上。较长的配储时长使储能系统能够更有效地应对电力需求高峰和低谷，提升系统的盈利潜力。
从实际应用来看，全球储能市场长时趋势明显，但不同地区发展阶段亦不相同，美国平均储能时长为3.3h，中国平均储能时长为2.1h，欧洲及亚非拉新兴市场国家平均储能时长为2h。
国际长时储能理事会在2021年《联合国气候变化框架公约》第26次年度峰会上宣布，当可再生能源发电量占比达到60%至70%，长时储能将成为 “成本最低的灵活性解决方案”，并且预测到2030年，全球长时储能的累计装机将达到150-400GW，到2040年，长时储能的累计装机进一步提升到1.5-2.5TW。
国际长时储能委员会和麦肯锡此前的一份合作评估则显示，预期到2030年时长8小时的储能在功率上占比30%，容量上占比50%，24小时以上的储能将在2030年以后迅速得到提升。
而回到产业可持续发展与竞争层面，不同的储能技术适用的应用场景也不同。根据储能技术在功率、时间维度分布及应用，氢储能、抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热以及液流电池，是适合长时大容量储能的五大技术。
1.在日调节场景下：抽水蓄能凭借技术成熟以及成本低等优势成为当前主流的储能技术，压缩空气、液流电池等仍处于商业化初期。
2.在周调节场景下：液流电池、压缩空气储能和熔盐储热技术成熟度相对较高，将成为长时储能的主要方式。
3.在季调节场景下：氢储能是最适用的大规模、长周期储能方式，但由于转化效率较低，且技术成熟度不高，预计商业化应用尚早。
所以，交银证券判断 “在中短期内，锂离子电池、压缩空气、液流电池三者将直接参与长时储能的竞争。”
事实也确实如此。根据ESPLAZA长时储能数据库统计，截至2024年底，内地新型长时储能累计装机达2.3GW ，2024年实现新增新型长时储能并网/投运装机规模约1.3GW/8.1GWh。其中，压缩气体储能新增装机规模同比增长超70倍至711MW，容量占比约53%；液流电池增长超10倍至368MW，容量占比约28%；熔盐储能增长250%至250MW，容量占比约19%。
2024年中国内地液流电池储能装机量达1.81GWh，其中全钒液流电池占比超80%。
对锂离子电池、压缩空气、液流电池三种储能技术的初始投资成本测算：在碳酸锂价格下降后，锂离子储能系统的初始投资成本已经降至500元/kWh，初始投资成本最低；其次是压缩空气储能的1250元/kWh；而液流电池的初始投资成本最高，约为2000元/kWh。
同时，交银国际还对三种储能技术的LCOE（度电成本）进行了测算，锂离子电池的LCOE已经和压缩空气储能接近（0.26元/kWh VS 0.24元/kWh）。
2024年液流电池招投标超3GW，其中混合储能占比超过71.8%。全钒液流电池+磷酸铁锂电池(LFP)混合储能项目占比近六成，两者结合后，既发挥液流电池长时储能和高功率的特性，又借助磷酸铁锂电池提升整体能量密度，弥补了单一储能技术在不同应用场景下的缺陷。
截至2024年9月，内地投运并网/在建/拟建的压缩空气储能项目共有105个，已投运的压缩空气储能项目共11个，在建压缩空气储能项目共计18个，拟建/待建压缩空气储能项目共计76个。
当然，无论是压缩空气储能与液流电池目前都存在产业化痛点。比如系统效率低是压缩空气储能的最大缺点。2022年以前，压缩空气储能的效率为40-60%，远低于电池的90%以上。近年来压缩空气储能的系统效率提升至75%，未来压缩空气储能要实现大规模储能应用，系统效率需要进一步提升。
光伏行业基本面情况
硅料：产能持稳背后的博弈逻辑
3月硅料排产10.5-11万吨（对应约50-51GW），环比+7%，但开工率仅微增3个百分点至42%。
"低开工率+稳排产"的矛盾：硅料企业普遍维持保守策略，头部厂商仅以小幅提产应对需求，反映行业对价格波动及库存压力的深度警惕。
技术迭代的"隐形推手"：N型硅料渗透率攀升至40%以上，倒逼企业优化产能结构，部分P型产线面临加速出清。
二季度价格预警：随着新产能爬坡（如通威包头20万吨项目），硅料或迎阶段性过剩。
硅片：N型G10L单晶硅片成交均价在1.19元/片，周环比涨幅0.53%；
N型G12R单晶硅片(182*210mm/130μm)成交均价在1.38元/片，周环比涨幅2.74%；
N型G12单晶硅片(210*210 mm/150μm)成交均价在1.55元/片，环比持平。
硅业分会表表示，本轮价格上涨的原因主要系供需关系转换明显，下游需求迅速回暖。抢装潮带动下，终端装机加速，组件、电池需求大幅增加，硅片采购量明显增加，硅片市场成交活跃。加速库存消耗，市场呈现供小于求状态，库存水平处于较低位，在10天左右。
自2025年1月9日之后，硅片市场进入了近2个月的平静期，在3月6日迎来了首次波动，也仅限于N型G12R硅片的微幅上调。
3月硅片排产49-50GW（环比+3%），开工率52%（环比+2pct）。
大尺寸化定局：210R（G12R）占比突破65%，182产能加速转向矩形片（191.6mm），"尺寸升级"成提效降本核心抓手。
非硅成本博弈：薄片化（130μm以下）与金刚线细线化（34μm）并行，一线企业非硅成本逼近0.6元/W门槛。
电池片：G12R结构性紧缺引爆扩产潮
3月电池排产57-58GW（环比+22%），开工率64%（环比+12pct）。
技术路线分野：TOPCon单月排产超35GW，渗透率突破60%；HJT受制于设备交付延期，扩产进度滞后预期。
东南亚产能危机：美国反规避调查悬而未决，四国（泰、越、马、柬）电池产能利用率或骤降至30%，国内一体化企业迎替代红利。
G12R"卡脖子"现象：匹配大组件的210R电池片供给缺口达15%，部分二线厂商溢价超0.02元/W，跨界玩家加速入局。
组件：分布式抢装与海外备货双轮驱动
3月组件排产52GW（环比+24%），开工率47%（环比+9pct）。
政策窗口期冲刺：国内风光大基地项目并网节点临近，叠加分布式"整县推进"重启招标，头部企业锁单率超80%。
海外市场"抢滩"：欧洲库存消化接近尾声，Q2补货需求启动；美国UFLPA通关提速，本土化产能（如晶科佛罗里达基地）成关键筹码。
技术溢价分化：TOPCon组件溢价稳定在0.1元/W以上，BC组件获高端市场追捧，P型产能加速退出主流市场。
趋势前瞻：2024年光伏产业三大确定性
产能出清加速：全产业链名义产能超1000GW，但实际有效产能或不足600GW，二三线企业淘汰赛开启。
技术迭代陡峭化：TOPCon产能年底或达800GW，HJT/BC/XBC并行突破，技术路线"军阀混战"持续。
全球化2.0时代：东南亚产能"本地化合规"（本土硅料+本土人工）成出海硬门槛，欧美自建产能冲击中国成本优势。
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
“油电同速”（燃油车加油速度与电动车充电速度相比）的趋势渐显，超快充“含C量”或将重塑市场格局。
今年以来，随着比亚迪、小鹏、小米、尊界等品牌，相继发布搭载5C-10C超快充电池及技术的新车型，整车充电时间从“小时级”缩短至“分钟级”，逼近燃油车加油速度，新能源汽车业正迎来一场补能效率“革命”。高端车型方面，近期新上市的小米SU7 Ultra，电池快充能力达到5.2C；将于今年5月上市的尊界S800，也以超快充作为其卖点之一，其增程车型支持6C超快充，纯电车型支持5C超快充。不仅如此，“G6和G9是把过去40万元、50万元级（车型）才使用的5C，带入到20万元、30万元价格（车型）。我相信这是一个全新的时代。”而比亚迪推出的闪充电池及兆瓦闪充系统，充电五分钟可使整车增加400公里续航里程，更是将电池充电倍率提高至10C，刷新业界纪录，并已应用于其汉L和唐L等车型。
需要提及的是，几C通俗地说，就是指电池能够在几分之一小时充满电，如5C就表示五分之一小时，也就是约12分钟充满电。不过，结合实际情况，该数值通常代表电池包峰值充电倍率，而非0～100%SOC全程的充电倍率。尽管如此，但充电5分钟补能300～400公里的超快充能力，已获得越来越多车主的认可。当前，越来越多的车企加码超快充车型布局，佐证了超快充电池及技术，对新车型竞争力的支撑作用。
2025年，随着更多超快充电池量产装车，预计将推动超快充新车型“爆发”，有望削弱燃油车在补能速度上的传统优势，进而使车市格局重构；5C及以上超快充技术将成为主流新车型的标配，接下来充电倍率锚点或将从5C进一步上移。
随着我国新能源汽车业进入到5C-10C超快充新阶段，或将助力新能源汽车进一步提高市场渗透率，并带动动力电池装机量持续提高。
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。
国家能源局发布的数据显示，截至2024年年底，全国已建成投运的新型储能项目，累计装机规模达73.8GW/168GWh，较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。
从储能时长看，4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，截至2024年年底装机占比为15.4%，较2023年底提高约3个百分点。从全球范围看，伴随太阳能和风能等间歇性能源装机占比越来越高，电力系统对大规模长时储能的需求也越来越迫切。预测到2030年，时长8小时的储能系统项目在功率上的占比将达到30%，容量占比将达到50%，24小时以上的储能系统项目，将在2030年以后迅速得到提升。在此背景下，储能技术的主力军——锂电池正凭借其高能量密度、长寿命、高安全性等优势，迅速抢占市场。尤其是当前全球储能市场竞争加剧，储能企业竞相发力长时储能赛道，今年开年仅两个多月的时间，已有多家储能厂商推出7MWh+储能系统，及8小时锂电系统等多款新品，试图以差异化路径冲破“内卷”，抢占市场先机。
锂电长时储能系统不断取得“新突破”。储能系统容量达到7MWh+需要更大容量的电芯，当前的实现方式主要有两种：一是打破20尺标准箱架构，通过采用314Ah电芯，以模块化结构灵活配置来实现；二是基于20尺标准集装箱尺寸，通过500Ah+大电芯来实现。从当前的市场情况看，314Ah储能电芯已普遍实现量产，数据显示，314Ah电芯在全球储能市场的渗透率已超40%，预计2025年将实现渗透率超70%。而下一代500Ah+大容量储能电芯的竞争格局尚未明朗，其量产更是“任重而道远”，业内普遍推测其量产大概还需要半年左右的时间，甚至不少厂商的500Ah+大电芯仍处于试验阶段。从电芯规格来看，下一代大容量电芯涵盖564Ah、587Ah、625Ah、628Ah、650Ah、688Ah、690Ah、720Ah等多种规格。不过值得注意的是，技术路线上，大容量电芯制造工艺普遍由“卷绕”转向了“叠片”，原因在于卷绕工艺应用在大电芯制造过程中，极易出现极片褶皱、黑斑、析锂等影响电芯安全的问题，叠片工艺则因其特性具有更稳定的内部结构和较长的循环寿命等优点，与大容量储能电芯具有更好的兼容性。形态方面，500Ah+大电芯普遍突破了“71173”方形尺寸，选择了更薄的“刀片形态”。但在实际生产中，存在工艺难度大而良率较低的问题。从发展趋势看，下一代500Ah+大容量电芯的研发量产正在全力推进中，预计多将于2025年Q2-2026年陆续量产。此外，储能电芯向大容量迭代，已打破此前“71173”的尺寸，储能系统方案中也出现了打破20尺标准集装箱的架构，转而采用更易运输、更具灵活性的模块化结构，通过配置不同放电时长的储能电池，以实现更长的储能时长。
三、新能源行业重大事件
1、根据清洁能源委员会的报告，澳大利亚2024年新增屋顶光伏装机容量近3GW。
数据显示，2024年下半年新增1.6GW，推动全澳屋顶光伏装机总量于2024年11月突破25.5GW，首次超过燃煤(黑煤与褐煤)发电装机总量。
清洁能源委员会在其每半年发布的《屋顶光伏和储能报告》中指出，屋顶光伏发电量占2024年澳大利亚总发电量的12.4%。
2025年下半年，澳大利亚新增1.6GW屋顶光伏。图片来源：澳大利亚能源市场运营中心。
尽管2024年新增装机略低于2023年的3.2GW，但澳大利亚户用光伏系统安装量仍连续第五年突破30万套。虽然安装量同比减少了10%，但户均系统规模持续增长。
2024年12月，户均系统容量达到11.08kW，创下历史新高(2023年为10.33kW，2022年为9.52kW)。报告指出，这一增长符合季节性趋势。夏季前，户均规模通常会出现峰值。
储能电池配套率持续上升。新南威尔士州以952MW新增装机居首，昆士兰州和维多利亚州分别以800MW和582MW紧随其后。仅新南威尔士州和昆士兰州就贡献了全澳超半数屋顶光伏装机。
澳大利亚屋顶光伏系统中安装的电池储能系统的数量持续上升，目前已安装了近18.6万套户用电池储能系统。2025年下半年新增量超过4.5万套，较2023年同期增长55%。
2025年下半年，28.4%的屋顶光伏项目安装了小型电池储能系统。2024年10月，电池储能系统的安装比例达到36%的历史峰值，12月回落至26%，但仍显著高于2023年同期的15%。
与屋顶光伏的趋势类似，新南威尔士州、维多利亚州和昆士兰州是2024年电池储能系统安装量最高的州。
“尽管‘光伏+电池’系统可为家庭节省高达80%的能源费用，但目前仅有三分之一的屋顶光伏用户配备了电池储能系统，”清洁能源委员会分布式能源总经理Con Hristodoulidis表示。
2023年，清洁能源委员会呼吁制定一项国家战略以推动全澳屋顶光伏和户用电池储能系统的普及。该战略旨在降低澳大利亚家庭的能源开支，预计到2050年可节省超过220亿澳元费用。
Hristodoulidis重点指出，“购买户用电池的前期成本平均约为1.2万至1.5万澳元，在当前的生活成本危机下，很明显，这对许多人来说是一个主要障碍。这就是为什么我们需要一个国家电池补贴计划。”
“集成到电网中的电池(也被称为协调或虚拟电厂)具有额外的优势，也就是在最需要的时候向电网供电。此外，这还可以降低整体能源成本，打造一个更具弹性的能源系统。”
2、2024年全球锂电勃姆石用量7.3万吨。2025年中国锂电池勃姆石用量有望达7.4万吨。2024年全球勃姆石用量7.3万吨，其中中国用量达5.9万吨，同比增长31%。中国市场锂电勃姆石用量快速增长的主要原因：1）2024年我国锂电池出货近1.2TWh，带动锂电池用勃姆石需求增长；2）勃姆石性能不断提升，对比2023年，勃姆石在隔膜涂覆中渗透率提升超3个百分点。除了市场需求稳步增长，2024年我国锂电池用勃姆石市场还呈现以下特点：1）下游隔膜涂覆轻薄化，推动勃姆石向小粒径发展，粒径由0.8μm逐步向0.5μm、0.3μm发展；2）锂电池用勃姆石价格持续下滑，至2024年12月底，主流产品0.8μm的价格已跌至1.1~1.4万元/吨；3）企业扩产进度放缓，行业产能利用率有所上升。GGII预计2025年中国锂电池勃姆石用量有望达7.4万吨，同比增长25%，主要原因：1）受锂电池及隔膜出货带动，叠加安全性能要求增强，隔膜涂覆占比提升，中国涂覆隔膜出货量增长有望超30%，带动隔膜涂覆用勃姆石需求上升；2）中国锂电池出货量增长，带动锂电池极片用勃姆石需求上升。从全球市场竞争格局来看，2024年行业CR3达73%，市场集中度较高。其中壹石通市场占比达42%，稳居全球第一位，占比较2023年提升超2个百分点；极盾、Nabaltec分别位居全球第二、第三位。传统的头部企业Nabaltec占比持续下滑至10%，下滑幅度超3个百分点，已降至全球第三位；中国企业在国内市场带动下，例如壹石通/极盾等全球领先地位进一步稳固，在国内市场带动下，中国企业市场地位有望进一步提升。随着锂电池需求持续增长以及产品技术的稳步提升，叠加锂电池对安全、倍率等性能的持续要求，将带动锂电池用勃姆石需求不断提升。GGII预计2024-2027年我国锂电池用勃姆石用量年复合增长率超过20%。
3、2025非洲光伏将增42%，23GW潜力。非洲的光伏装机容量今年预计将增长42%，但持续的投资障碍正在阻止非洲大陆充分发挥其太阳能资源的潜力。
这是全球太阳能理事会(GSC)今天发布的一份报告的主要结论，该报告描绘了非洲未来四年的市场机遇与挑战。
根据这份名为《2025-2028年非洲太阳能光伏市场展望》的报告，尽管拥有世界上最出色的太阳能资源，但2023年非洲仅通过太阳能光伏满足了3%的电力需求。
报告预测，未来四年可能会新增23GW的开发项目，但只有在消除非洲大陆的一个关键障碍——获得低成本融资的情况下，这一潜力才能实现。
“非洲的太阳能潜力是不可否认的，我们看到越来越多的非洲国家比以往任何时候都更积极地拥抱太阳能，从而推动农村社区和城市中心的就业、工业发展，促进经济增长，为医院、学校等提供支持，”GSC首席执行官Sonia Dunlop表示。
“但我们仍然只是触及了表面。实现非洲的太阳能潜力对于实现到2030年将可再生能源增加两倍的全球目标、避免气候变化的最严重影响以及确保所有人的能源获取和经济机会至关重要。”
新兴市场崛起。根据该报告，2024年非洲各地安装了约2.4GW的光伏系统，略低于2023年的3.07GW。报告指出，这种情况反映了更广泛的区域市场转型，新兴市场表现出“显著增长”。
南非仍然是非洲大陆的市场领导者，十多年来一直如此，2024年新增装机容量为1108MW。与创纪录的2023年相比，这一数字下降了33%。
埃及以2024年700MW的新增装机容量位居第二，主要来自两个大型电力项目。
报告指出，2024年，许多西非国家表现强劲，加纳、布基纳法索和尼日利亚为关键参与方。加纳2024年的装机总量达到94MW，是此前装机容量的四倍，而布基纳法索的市场同比增长了129%。
与此同时，赞比亚在2024年新增了69MW光伏装机，几乎使其总容量翻倍。干旱扰乱了该国的水电供应，这为光伏部署提供了动力。
展望未来，报告基于低增长、中等增长和高增长三种情景，考虑了整体市场健康状况和政策支持的假设，对2025年至2028年进行了预测。在低增长情景下，未来四年仅能实现9.2GW的新增装机容量，而在“高度乐观”的高增长情景下，新增装机容量为47GW。
“最可能”的中等增长情景预测，至2028年复合年增长率为30%，新增装机容量为23GW。
“融资瓶颈”抑制增长。非洲太阳能增长不均衡和前景不确定的一个关键因素是持续的融资渠道问题。长期以来，这一直被视为阻碍非洲光伏部署的瓶颈。
根据报告，许多非洲国家的资本成本通常是发达国家的三到七倍。尽管2024年非洲的清洁能源投资达到了400亿美元，但这仅占全球总量的3%，远低于报告所说的每年2000亿美元的目标，而这一目标是实现能源普及和气候目标所必需的。
“非洲不缺乏优秀的太阳能资源和政治意愿，唯一缺乏的是可负担的资本，”GSC政策官员、报告的主要作者Léo Echard表示。“许多项目由于高利率、货币风险和缺乏担保而难以获得融资。如果我们能够降低资本成本，非洲就可能成为全球增长最快的太阳能市场之一。
报告提出了加速非洲太阳能部署的若干建议。这些建议包括扩大创新融资机制和使用去风险工具，加强政策和监管框架，从而吸引更多私营部门投资并降低资本成本。
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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