行业投资评级 - 强于大市 [2] 核心观点 - 能源领域国际环境复杂严峻，地缘冲突不断加剧，光伏等新能源或为保障国家能源安全的新突破口 [2] - 包括光伏在内的部分产品增值税出口退税将于2026年4月起取消，短期或带动国内光伏产品出货需求增加，长期或促进落后产能出清，优化产能结构 [2] - 2026年3月光伏各环节排产抬升，建议关注光储相关标的 [2] 排产情况 - 光伏组件：2026年3月整体组件排产出现明显回升，落在44-45GW，月环比提升约28-29% [2] - 光伏组件国内排产：提升至32-33 GW [2] - 光伏组件海外排产：提升至11-12GW水平 [2] - 海外市场表现分化：印度组件产出维稳约5-6GW；东南亚地区关税风险导致部分厂商关停，开工率下降；美国产出稳定放量，单月产量约2-3GW [2] - 锂电排产：2026年3月中国市场动力+储能+消费类电池排产量219GWh，环比增加16.5% [2] - 锂电全球排产：2026年3月全球市场动力+储能+消费类电池排产量232GWh，环比增加19.0% [2] - 锂电行业结构性特征：较高的环比增幅表明行业产能的高质量修复，增量明显向大尺寸储能电芯和头部企业集中，边缘产能甚至弱于春节前水平，锂电行业的结构性发展特征进一步加强 [2] 价格走势 - 多晶硅致密料价格：截至2026年3月11日，报46.50元/kg，较上周略降 [2] - 183N单晶硅片主流均价：截至2026年3月11日，报105元/片，较上周下降 [2] - TOPCon双玻组件价格：截至2026年3月11日，报0.76元/W，较上周持平 [2] - TOPCon电池片价格：截至2026年3月11日，报0.41元/W，较上周下降 [2] - 储能系统价格背景：2026年以来，上游碳酸锂价格剧烈波动，成本压力正沿材料、电芯、系统直至EPC环节逐步传导 [2] - 储能系统投标价格：2026年2月，国内磷酸铁锂电池储能系统投标入围价格主要集中在0.491-1.1152元/Wh区间，平均报价0.5657元/Wh，环比上涨1.62%，同比上涨11.69% [2] - 2h储能系统中标均价：2026年2月，2h磷酸铁锂电池储能系统中标加权均价0.6643元/Wh，环比上涨22.64%，同比上涨18.49% [2] - 4h储能系统中标均价：2026年2月，4h磷酸铁锂电池储能系统中标加权均价0.5016元/Wh，同比上涨14.03%，环比下降4.58% [2] 需求分析 - 光伏组件出口额：2025年12月光伏组件出口额约23.14亿美元，同比增长18.22%，环比下降4.05% [2] - 光伏组件累计出口额：2025年累计出口额281.99亿美元，同比下降7.84% [2] - 逆变器出口额：2025年12月逆变器出口额8.39亿美元，同比增加26.12%，环比增长9.38% [2] - 逆变器累计出口额：2025年累计出口额90.41亿美元，同比增加9.41% [2] - 逆变器出口区域结构：2025年国内光伏逆变器出口金额在区域结构上存在差异，欧洲以34.37亿美元居首；亚洲地区次之，出口额为31.23亿美元，同时南美等新兴市场提供了多元化增长潜力 [2] - 逆变器出口澳大利亚：2025年12月，中国逆变器出口澳大利亚金额同比增长率超148%，有望提供新的增长空间 [2] - 国内光伏新增装机：2025年12月国内光伏新增装机量为40.11GW，环比下降43.40%，同比增长82.15% [2] - 国内光伏累计新增装机：2025年1-12月累积新增光伏装机315.00GW，同比增长13.65% [2] - 国内储能新增中标：据TrendForce数据，2026年2月中国储能新增中标量为7.72GW/34.45GWh，环比功率端下降18%，容量端增长47% [2] 投资建议 - 推荐标的：阳光电源（300274.SZ）、正泰电源（002150.SZ）、南都电源（300068.SZ）、首航新能（301658.SZ） [2] - 建议关注标的：宁德时代（300750.SZ）、亿纬锂能（300014.SZ） [2]

文章核心观点 - 在政策支持、国内装机高增及海外订单量价齐升等多重利好下，中国风电产业正通过技术突破和全球化布局实现高质量发展，并已从“跟跑”转向“领跑”，行业盈利能力有望在2026年得到实质性修复 [1][2][4] - 节后首周A股市场出海相关板块表现强劲，其中以风电设备为重要力量的电新出海指数大幅跑赢大盘 [1][4] 风电产业政策与国内发展 - 政策层面明确将加快修订《可再生能源法》并编制“十五五”规划，布局“三北”风电光伏基地、海上风电基地等，为产业长期发展提供支撑 [1] - 2025年中国风电新增装机达130.82GW，同比大幅增长49.9%，其中陆风新增125.26GW，海风新增5.56GW [1] - 2025年全国新增装机的风机平均功率达7.16MW，同比增长18.3% [1] 风电出海与全球竞争力 - 2025年中国风机出口新增7.73GW，同比增长48.9%，截至2025年底累计出口已达28.52GW [2] - 2025年全球风电整机厂商订单榜单前十名中，中国企业独占八席，金风科技稳居全球榜首 [2] - 中国风电整机制造厂商2025年获得的国际订单量同比激增66%，在中东和非洲地区包揽了95%的装机容量订单 [2] - 金风科技2025年10月在沙特斩获3.1GW订单，创下该地区史上最大单笔风机订单纪录 [2] 产业链垂直整合与新增长点 - 头部风电企业向产业链上下游延伸，通过垂直整合构建核心竞争力并开辟新增长曲线 [3] - 远景能源作为唯一拥有齿轮箱批量制造工厂的中国整机企业，其自研自制齿轮箱全球累计交付量已突破1万台，覆盖3MW至20MW级传动链 [3] - 金风科技已正式开始提供生物甲醇现货，构建“绿电-绿氢-绿色甲醇”产业闭环 [3] - 运达股份建设年产2GWh磷酸铁锂电池储能系统集成生产线，打造“风电制造+储能配套”产业闭环 [3] - 明阳智能通过“高端装备制造+新能源电站开发”双轮驱动模式，向下游电站运营穿透，向上深入核心部件设计 [3] 行业趋势与市场表现 - 随着风电行业“反内卷”初见成效，风机中标价普遍回升，行业盈利能力预计在2026年得到实质性修复 [4] - 节后首周，新华出海电新指数强势上涨3.82%，大幅跑赢沪深300指数（微涨1.08%），风电设备是推动指数走高的重要力量 [1][4] - 金风科技周度股价累计上涨14.26% [1] - 除电新出海指数外，TMT出海指数、制造出海指数本周也分别录得2.22%和1.37%的涨幅 [4][5] - 新华电新出海50指数最近1年收益达107.42% [5]

项目概况 - 中国能建中电工程陕西院设计的麟北发电有限公司10兆瓦/7.28兆瓦时飞轮储能混合磷酸铁锂电池联合调频示范项目已并网投运 [1][5] - 项目位于陕西省宝鸡市麟游县 占地面积约1026平方米 共建设2套储能调频系统 [4][7] - 项目是陕西省首个“飞轮+磷酸铁锂”混合储能联合调频项目 为陕西电网提供调频辅助服务支撑 [4][7] 技术配置 - 系统由4兆瓦/0.4兆瓦时飞轮储能系统与6兆瓦/6.88兆瓦时锂离子电池储能系统联合组成 总功率10兆瓦 总容量7.28兆瓦时 [4][7] - 飞轮储能响应速度快、循环寿命长、功率密度高、对环境友好 适用于短时高频功率调节 [3][9] - 磷酸铁锂电池储能能量密度较高、容量配置灵活、技术成熟度好 适合较长时间的功率支撑 [3][9] 技术优势与行业意义 - 混合储能系统将飞轮与磷酸铁锂电池有机结合 优化调频过程中的功率分配与响应策略 [3][9] - 系统有效弥补单一储能形式的不足 提升电网频率调节的及时性、准确性与经济性 增强系统运行的安全性与稳定性 [3][10] - 项目为混合储能在电网调频领域的规模化应用提供了重要实践案例 [5][10] - 项目为探索新型电力系统建设背景下储能技术的多元化发展路径提供了有益参考 标志着陕西省在新型储能集成与电网调频应用方面迈出重要一步 [5][4][7]

行业增长与成本结构 - 2025年中国液流电池储能新增装机1.1GW/4.66GWh，同比增长36.7%（功率）/44.5%（容量）[1][25] - 全钒液流电池是绝对主流，其2025年新增装机1.06GW/4.45GWh，占液流电池新增装机的96.3%（功率）/95.5%（容量）[2][25] - 电解液成本占液流电池系统总投资的30%-50%，且充放电时长越长占比越高，核心原材料钒的价格剧烈波动是制约行业规模化的主要瓶颈[2][25] - 全钒液流电池储能系统成本显著高于磷酸铁锂电池，2025年其价格区间为1.946-2.76元/Wh，平均价格2.28元/Wh，中标加权均价2.53元/Wh[3][25] - 2025年磷酸铁锂电池储能系统投标报价区间为0.37-1.0487元/Wh，平均价格0.5356元/Wh，中标加权均价0.4793元/Wh，同比下降16.5%[3][25] - 目前全钒液流电池储能系统的价格是磷酸铁锂电池储能系统的4倍[4][26] 电解液租赁模式核心逻辑 - 电解液租赁模式通过“以租代购、专业运营、循环复用”的创新逻辑，旨在破解初始投资高、资源利用低效的行业痛点[5][26] - 该模式是基于电解液“物料守恒、可循环复用、残值高”特性构建的“金融+产业+运维”一体化商业模式，而非简单设备租赁[7][29] - 核心运作是由专业租赁公司、电解液生产商或产业资本出资采购并出租电解液[8][30] - 租赁期内出租方负责电解液的质量检测、维护、再生与回收，租赁期满后电解液可回收再生、跨项目复用，实现资源闭环利用[9][31] - 与传统购置模式相比，该模式实现三大转变：投资结构优化（业主初始投资可降低40%-50%）、风险转移（钒价波动等风险转至出租方）、效率提升（专业运维延长寿命）[9][31] - 以4小时储能项目为例，传统模式下电解液与功率单元各占成本约50%，租赁模式可直接免去电解液初始投入，让资金聚焦于电堆等核心环节[9][31] 租赁模式的应用场景与经济价值 - 电解液租赁模式能在不同应用场景中展现全钒液流电池的差异化经济价值[10][32] - 电网侧储能是主要应用场景，用于调峰、调频、黑启动，项目规模大、收益稳定，租赁模式优势明显[11][33] - 在工商业储能领域，租赁模式通过峰谷套利和应急供电成为企业降本增效工具，在电价峰谷差大的地区经济性优势明显[11][33] - 在新能源配储市场，该模式不仅降低初始投资成本，还提供更大灵活性，使电站可根据需求调整储能容量，避免一次性投资过大风险[12][33] 租赁模式的实践与项目验证 - 液流电池电解液租赁模式已在国外项目如美国德州48MWh、英国牛津能源枢纽项目中成功落地[14][35] - 国内模式始于2022年，由大连融科与海螺融华相继推出[14][35] - 2022年12月并网的安徽枞阳海螺6MW/36MWh项目是国内首个电解液租赁项目[15][36] - 2024年1月，安徽芜湖荻港海螺3MW/18MWh项目发布电解液租赁服务招标，成为行业“第一标”[15][36] - 2024年，攀西融资租赁联合大连融科中标国家电投攀枝花100MW/500MWh全钒液流储能电站（一期12MW/60MWh），以20年融资租赁期限提供电解液服务，成为行业首个大规模商业化租赁项目[15][36] - 2026年1月25日，国家电投攀枝花100MW/500MWh项目（一期实证12MW/60MWh，调度命名“攀源储能电站”）通过试运行考核，即将全面投入商业化运营[16][37] - 攀源储能电站是四川省首个电网侧全钒液流独立储能电站，西南地区规模最大，也是国内首个采用钒电解液“收储+租赁”模式的电站，在金融和商业运作模式上取得突破[17][18][38] - 山东、内蒙古、四川等地多个电网侧、新能源配储项目也采用该模式，如科力远鄂尔多斯300MW/1200MWh独立储能电站、阳光电源台儿庄全钒液流储能项目等[18][38] - 枞阳海螺6MW/36MWh项目验证显示，其成功实现初始投资降本约50%，投资收益率提升1.5%左右，系统日均循环频次达1.19次[19][39] - 江苏某大型氯碱化工厂70MW/448MWh项目采用电解液租赁模式后，内部收益率提升至15.63%，资本金回收期缩短至4.46年[19][39] 模式推广面临的挑战 - 电解液租赁模式推广面临四大挑战：金融属性与估值难题（钒价波动导致电解液残值难评估）、标准体系缺失（质量检测、性能衰减判定、回收再生标准未统一）、专业能力不足（具备运维、再生能力的第三方机构少）、政策配套滞后（税收优惠、资产认定、绿色金融支持等政策未完善）[21][41] - 有观点指出，电解液租赁模式主要价值在于降低初始投资和委托专业管理降低运行风险，但从项目整个寿命周期来看，整体并不能省下多少钱[21][41] - 随着锂离子电池储能技术成本持续下降，电解液租赁模式前期降本的优势正在被稀释[21][41] 未来发展建议 - 针对挑战，未来发展需多维度破局：建立钒价对冲机制，依托大宗商品交易所搭建电解液交易与定价平台；加快制定电解液质量、运维、回收的行业规范；培育专业运维企业；完善政策支持，将电解液租赁纳入绿色金融范畴，给予税收减免、贴息贷款等扶持[22][42] - 推动全钒液流电池储能系统降本还需从加速上游钒资源开发和生态链建设、核心技术创新（隔膜、电堆、调度控制等）以及应用场景、商业模式等多维度综合发力[22][42]

行业排产情况 - 2025年11月光伏组件整体产量环比10月下降2.43% [1][2] - 预计2025年12月组件产量环比11月开工下降14.77% [1][2] - 2026年1月中国市场动力、储能及消费类电池排产量预计为210GWh，环比下降4.55%，其中动力电池为主要回调板块 [2] - 2026年1月全球市场动力、储能及消费类电池排产量预计为220GWh，环比下降6.38% [2] - 储能电池排产维持高位甚至小幅上涨 [2] - 受光伏产品出口退税政策影响，市场组件端有提产规划，但实际落地情况有待观望 [1][2] 产品价格动态 - 截至2026年1月14日，多晶硅致密料价格报54.00元/kg，183N单晶硅片主流均价报1.40元/片，均较上周持平 [3] - 截至2026年1月14日，TOPCon双玻组件价格报0.71元/W，较上周上涨约1.43% [3] - 截至2026年1月14日，TOPCon电池片价格报0.40元/W，较上周上涨约2.56% [3] - 2025年11月，国内磷酸铁锂电池储能系统平均报价0.5721元/Wh，中标加权均价0.4912元/Wh，环比下降6.4% [3] - 2025年11月，2h锂电储能系统中标加权均价0.569元/Wh，环比上涨2.88% [3] - 2025年11月，4h锂电储能系统中标加权均价0.4537元/Wh，环比下降10.86% [3] 市场需求分析 - 2025年11月光伏组件出口额约24.12亿美元，同比增长34.08%，环比增长6.84% [4][5] - 2025年1-11月光伏组件累计出口额258.85亿美元，同比增长4.89% [4][5] - 2025年11月逆变器出口额7.67亿美元，同比增长25.91%，环比增长13.29% [4] - 2025年1-11月逆变器累计出口额82.02亿美元，同比增长29.57% [4] - 2025年1-11月，中国光伏逆变器出口欧洲金额31.30亿美元，出口亚洲金额28.66亿美元 [4] - 2025年11月，中国逆变器出口澳大利亚金额同比增长率超177% [4] - 2025年11月国内光伏新增装机量为22.02GW，环比增长74.76%，同比下降11.92% [4] - 2025年1-11月国内累积新增光伏装机274.89GW，同比增长33.25% [4] - 2025年11月EPC/PC及储能系统新增招标规模达21.8GW/64GWh，创2025年以来月度新高，容量规模环比大增65%，同比下降4% [4] 政策与行业展望 - 包括光伏在内的部分产品增值税出口退税将于2026年4月起取消 [5] - 出口退税政策短期或带动国内光伏产品出货需求增加，长期或促进落后产能出清，优化产能结构 [5] 投资建议 - 建议关注光储相关标的，推荐阳光电源、南都电源、通润装备、华盛昌、首航新能 [5]

行业投资评级 - 强于大市 [2] 报告核心观点 - 光伏出口退税政策将于2026年4月起取消，短期可能刺激国内光伏产品出货需求增加，长期或促进落后产能出清并优化产能结构，建议关注光储相关标的 [2] - 2025年11月光伏组件出口额同比增长34.08%，环比增长6.84%，海外需求保持强劲 [2] - 2025年11月国内光伏新增装机量环比大幅增长74.76%，但同比下降11.92%，国内需求呈现月度波动 [2] - 2025年11月储能系统新增招标规模创年度新高，容量环比大增65%，储能需求旺盛 [2] - 推荐关注阳光电源、南都电源、通润装备、华盛昌、首航新能等光储相关标的 [2] 排产情况总结 - **光伏组件排产**：2025年11月光伏组件整体产量环比10月下降2.43% [2]，预计12月组件产量将继续大幅下降，终端需求回归冷淡，预计环比11月开工下降14.77% [2]，受出口退税政策影响，市场组件端排产有提产规划，但实际落地情况有待观望 [2] - **电芯排产**：据预测，2026年1月中国市场动力、储能及消费类电池总排产量为210GWh，环比下降4.55%，其中动力电池为主要回调板块，二线企业下降尤为明显，而储能电池排产维持高位甚至小幅上涨 [2]，2026年1月全球市场同类电池总排产量为220GWh，环比下降6.38% [2] 价格走势总结 - **光伏产品价格**： - 截至2026年1月14日，多晶硅致密料价格报54.00元/kg，与上周持平 [2] - 183N单晶硅片主流均价报1.40元/片，与上周持平 [2] - TOPCon双玻组件价格较上周上涨约1.43%，报0.71元/W [2] - TOPCon电池片价格较上周上涨约2.56%，报0.40元/W [2] - **储能系统价格**： - 2025年11月，国内磷酸铁锂电池储能系统（不含工商业储能柜）报价主要集中在0.4452-0.6828元/Wh区间，平均报价0.5721元/Wh [2] - 中标加权均价为0.4912元/Wh，环比下降6.4% [2] - 其中，2h锂电储能系统中标加权均价为0.569元/Wh，环比上涨2.88% [2] - 4h锂电储能系统中标加权均价为0.4537元/Wh，环比下降10.86% [2] 需求分析总结 - **海外需求**： - 2025年11月光伏组件出口额约24.12亿美元，同比增长34.08%，环比增长6.84% [2]，1-11月累计出口额258.85亿美元，同比增长4.89% [2] - 2025年11月逆变器出口额7.67亿美元，同比增长25.91%，环比增长13.29% [2]，1-11月累计出口额82.02亿美元，同比增长29.57% [2] - 2025年1-11月，中国逆变器出口欧洲金额最高，达31.30亿美元，亚洲次之，为28.66亿美元 [2]，南美等新兴市场提供了多元化增长潜力 [2] - 2025年11月，中国逆变器出口澳大利亚金额同比增长率超177% [2] - **国内需求**： - 2025年11月国内光伏新增装机量为22.02GW，环比增长74.76%，同比下降11.92% [2] - 国内1-11月累计新增光伏装机274.89GW，同比增长33.25% [2] - 2025年11月，EPC/PC（含直流侧设备）+储能系统新增招标规模达21.8GW/64GWh，创2025年以来月度新高，容量规模环比大增65%，同比下降4% [2]

行业核心观点 - 光伏与储能行业呈现结构性分化 光伏产业链面临短期需求与库存压力 而储能领域特别是国内招标需求表现强劲 [1][2][4] - 光伏产业链价格涨跌互现 上游硅料与硅片价格上涨 而组件价格持平和储能系统中标均价环比下降 [3] - 海外光伏需求增长势头良好 但未来可能受出口退税政策取消影响 国内光伏装机环比大增但同比仍下降 [4][5] 光伏产业链排产与库存 - 2025年11月光伏组件整体产量环比10月下降2.43% [1][2] - 国内组件库存水平止降转增 因12月终端装机不及预期且组件价格上涨引发下游抵触 [1][2] - 海外需求因进入淡季及出口退税影响淡化而大幅下降 企业同步下修排产 [1][2] 电池排产情况 - 据预测 2026年1月中国市场动力、储能及消费类电池总排产量为210GWh 环比下降4.55% 动力电池为主要回调板块且二线企业下降明显 [2] - 同期储能电池排产维持高位甚至小幅上涨 [2] - 2026年1月全球市场同类电池总排产量为220GWh 环比下降6.38% [2] 光伏产业链价格 - 截至2026年1月7日 多晶硅致密料价格报54.00元/kg 较2025年12月24日小幅上涨3.85% [3] - 同期183N单晶硅片主流均价报1.40元/片 较2025年12月24日上涨12.00% [3] - TOPCon双玻组件价格持平 报0.70元/W [3] 储能系统价格 - 2025年11月 国内磷酸铁锂电池储能系统(不含工商业储能柜)平均报价为0.5721元/Wh 中标加权均价为0.4912元/Wh 环比下降6.4% [3] - 其中2h锂电储能系统中标加权均价为0.569元/Wh 环比上涨2.88% [3] - 4h锂电储能系统中标加权均价为0.4537元/Wh 环比下降10.86% [3] 海外市场需求 - 2025年11月中国光伏组件出口额约24.12亿美元 同比增长34.08% 环比增长6.84% [4] - 2025年1-11月光伏组件累计出口额258.85亿美元 同比增长4.89% [4] - 2025年11月逆变器出口额7.67亿美元 同比增长25.91% 环比增长13.29% 1-11月累计出口额82.02亿美元 同比增长29.57% [4] - 2025年1-11月逆变器出口欧洲金额最高达31.30亿美元 亚洲次之为28.66亿美元 11月出口澳大利亚金额同比增长率超177% [4] 国内市场需求与政策 - 2025年11月国内光伏新增装机量为22.02GW 环比增长74.76% 同比下降11.92% [4] - 2025年1-11月国内累计新增光伏装机274.89GW 同比增长33.25% [4] - 2025年11月EPC/PC(含直流侧设备)及储能系统新增招标规模达21.8GW/64GWh 创2025年以来月度新高 容量规模环比大增65% 同比下降4% [4] - 自2026年4月1日起 将取消光伏等产品增值税出口退税 [5] 投资建议关注标的 - 研究报告建议关注储能相关标的 [5] - 推荐标的包括阳光电源(300274.SZ)、南都电源(300068.SZ)、通润装备(002150.SZ)、华盛昌(002980.SZ)、首航新能(301658.SZ) [5]

行业投资评级 - 强于大市 [1] 核心观点 - 报告聚焦于光伏与储能行业的最新动态，指出光伏出口退税政策即将取消，上游硅料价格小幅上涨，同时国内储能招标规模创下月度新高，行业需求呈现结构性分化 [1][3] - 报告建议关注储能相关标的，并推荐了阳光电源、南都电源、通润装备、华盛昌、首航新能等公司 [3] 排产情况总结 - **光伏组件排产**：2025年11月，光伏组件整体产量环比10月下降2.43% [3] - **国内组件库存**：因12月终端装机不及预期及组件价格上涨引发下游抵触，国内组件库存水平止降转增 [3] - **海外组件需求**：终端进入淡季，且出口退税影响淡化，海外需求开始大幅下降，企业同步下修排产 [3] - **锂电池排产**：据预测，2026年1月中国市场动力、储能及消费类电池总排产量为210GWh，环比下降4.55%，其中动力电池为主要回调板块，二线企业下降尤为明显，而储能电池排产维持高位甚至小幅上涨 [3] - **全球电池排产**：2026年1月全球市场同类电池总排产量为220GWh，环比下降6.38% [3] 价格走势总结 - **多晶硅价格**：截至2026年1月7日，多晶硅致密料价格为54.00元/kg，较2025年12月24日小幅上涨3.85% [3] - **单晶硅片价格**：183N单晶硅片主流均价为1.40元/片，较2025年12月24日上涨12.00% [3] - **光伏组件价格**：TOPCon双玻组件价格持平，报0.70元/W [3] - **储能系统价格**：2025年11月，国内磷酸铁锂电池储能系统（不含工商业储能柜）平均报价为0.5721元/Wh，中标加权均价为0.4912元/Wh，环比下降6.4% [3] - **2小时储能系统**：平均报价0.5631元/Wh，中标加权均价0.569元/Wh，环比上涨2.88% [3] - **4小时储能系统**：平均报价0.4983元/Wh，中标加权均价0.4537元/Wh，环比下降10.86% [3] 需求分析总结 - **光伏组件出口**：2025年11月，光伏组件出口额约24.12亿美元，同比增长34.08%，环比增长6.84%；1-11月累计出口额258.85亿美元，同比增长4.89% [3] - **逆变器出口**：2025年11月，逆变器出口额7.67亿美元，同比增加25.91%，环比增长13.29%；1-11月累计出口额82.02亿美元，同比增加29.57% [3] - **逆变器出口区域结构**：2025年1-11月，欧洲以31.30亿美元居首；亚洲地区次之，为28.66亿美元；南美等新兴市场提供了多元化增长潜力 [3] - **澳大利亚市场**：2025年11月，中国逆变器出口澳大利亚金额同比增长率超177% [3] - **国内光伏装机**：2025年11月国内光伏新增装机量为22.02GW，环比增长74.76%，同比下降11.92%；1-11月累积新增光伏装机274.89GW，同比增长33.25% [3] - **国内储能招标**：2025年11月，EPC/PC（含直流侧设备）+储能系统新增招标规模达21.8GW/64GWh，创2025年以来月度新高，容量规模环比大增65%，同比下降4% [3] 政策与投资建议总结 - **出口退税政策**：财政部公告，自2026年4月1日起，取消光伏等产品增值税出口退税 [3] - **投资建议**：基于2025年11月光伏组件出口同比增长34.08%以及储能系统招标容量环比增长65%，建议关注储能相关标的 [3] - **推荐公司**：报告推荐阳光电源（300274.SZ）、南都电源（300068.SZ）、通润装备（002150.SZ）、华盛昌（002980.SZ）、首航新能（301658.SZ） [3]

行业核心观点 - 2025年中国储能行业在政策与市场需求双重驱动下，从“政策依赖”全面迈向“市场化盈利”新阶段，市场规模实现高速增长 [2] 市场数据总览 - 2025年数据库追踪到招标数据861条，中标数据825条，备案数据13258条 [1] - 招标市场总规模447.5GWh，同比增长113.2% [1] - 中标市场总规模382.6GWh，同比增长153.2% [1] - 备案市场总规模1526.9GWh，同比增长284.1%，其中独立储能类项目占比高达88% [1] 招标市场分析 - 非集采项目招标规模371.7GWh，同比增长179.9%，是市场增长主力；集采项目招标规模75.8GWh，同比下降1.7% [1] - 全年招标需求受“531”和“1231”两个并网节点显著驱动 [3][4] - “531”节点前，因政策区分存量与增量项目电价机制，为锁定兜底收益，上半年招标及并网规模大幅增长 [3] - “1231”节点前，为满足年度考核或补贴要求，年底出现并网抢装，带动12月招标规模达峰值 [4] - 地方政策激励（如内蒙古对特定时间投产项目给予0.35元/千瓦时补偿）进一步催化节点前招标需求 [6] - 央国企集采呈现“一年两次”周期规律，6月集采占比达48%，最大单月集采项目为中国能建25GWh采购 [8] - 从业主类型看，地方新能源企业招标规模占比49.6%，独立新能源企业占10.6%，市场参与主体从央企/国企主导转向地方民营与市场化主体 [9] 中标市场分析 - 2025年总中标规模382.6GWh，其中储能EPC项目200.9GWh，储能系统项目174.4GWh，PC项目7.3GWh [10] - 独立储能项目已成为市场需求新主体，中标规模占比高达65% [10] - 各省储能项目全投资收益率普遍在8%以上，甘肃、广东等调频需求高的地区IRR可达10-15% [10] - 市场格局集中，中标规模前15名以系统厂商和少数电池龙头厂商为主 [12] - 头部厂商表现：中车株洲所守住第一位置，在多个大型集采和独立储能项目中斩获颇丰 [14]；海博思创在集采和内蒙古独立储能项目中获大单，并与宁德时代签订三年200GWh电芯采购协议以保障供应链 [14]；阳光电源国内中标规模稳定增长，系统出货量较去年同期翻倍 [14]；宁德时代加速交流侧项目经验积累，在多个GWh级别大型项目中标 [15] 价格趋势分析 - 2小时储能系统全年均价为0.5485元/Wh，整体站稳0.5元/Wh以上 [17] - 2小时储能EPC全年均价为1.0268元/Wh，较去年均价下降12.6%，整体站稳1元/Wh以上 [17] - 电芯价格在下半年经历三次上涨（7月、8月、12月），分别上涨约0.02元/Wh、0.01元/Wh和0.01元/Wh，驱动因素包括海外订单释放、国内需求走高、碳酸锂及材料成本上涨、产能爬坡期供需紧平衡等 [17] - 由于报价与交付存在时间差，以及大容量电芯和集装箱的降本效应，电芯价格上涨较难传导至中标系统价格 [17]

文章核心观点 - 2025年储能行业处于价值重塑关键期，技术迭代与市场扩容驱动下，不同维度的中标价格呈现显著的结构性分化与理性回归趋势[2][3] 储能系统中标价格总览 - 2025年磷酸铁锂储能系统（不含用户侧）采购中标价格区间宽泛，为391.14元/kWh至913.00元/kWh[9] - 不同时长系统价格差异显著，0.25C（4h）系统价格降幅接近0.5C（2h）系统的两倍，两者价差拉大至75.25元/kWh[9] - 1h储能系统2025年平均中标价格为714.76元/kWh，较2024年下降32.89%[5][10] - 2h储能系统2025年平均中标价格为553.94元/kWh，较2024年下降16.9%（文中另一处数据为下降14.41%）[5][10] - 4h储能系统2025年平均中标价格为478.69元/kWh，较2024年下降26.07%[5][11] - 4h系统因314Ah大电芯量产带来的规模效应，电芯占比高，降价空间相对较大[9] - 2h系统受PCS等功率设备成本降幅有限制约，降价空间相对较小[9] 集采/框采中标价格 - 2025年大规模集采/框采中，储能系统报价接近成本线，价格普遍低于单个项目中标价格，平均价差达12%-15%[14] - 集采/框采低价的核心逻辑是业主集中采购议价权提升及企业“以价换量”的竞争策略[14] - 2h储能系统集采/框采均价为464.45元/kWh，价格区间为416.00元/kWh至670.00元/kWh[14] - 4h储能系统集采/框采均价为421.52元/kWh，价格区间为370.00元/kWh至500.00元/kWh[14] - 4h储能系统集采/框采最低中标价370.00元/kWh，跌破400元/kWh，创历史新低[14] 构网型储能系统中标价格 - 2025年构网型储能系统中标价格呈“前期快速下探、年末企稳反弹”态势[16] - 构网型系统价格从一季度707.12元/kWh降至三季度557.52元/kWh，第四季度企稳回升至588.10元/kWh[16] - 构网型储能系统成本整体高于非构网型，但价格下降幅度低于非构网型，最低触及0.438元/Wh[16] - 2h构网型储能系统2025年均价为597.70元/kWh，较2024年下降3.06%[16] - 4h构网型储能系统2025年均价为622.90元/kWh，较2024年下降24.98%[16] 储能EPC中标价格 - 2025年储能EPC（磷酸铁锂系统，不含用户侧）中标价格分化显著，区间覆盖449.20元/kWh至2082.70元/kWh[18] - 1h EPC项目2025年均价为1280.15元/kWh，较2024年下降55.91%[19] - 1h EPC价格上半年受核心设备降价及强制配储政策退出转向市场化竞争影响溢价压缩，下半年受成本推动止跌回升[19] - 2h EPC项目2025年均价为1043.82元/kWh，较2024年下降13.04%[5][19] - 2h EPC累计中标313个，是1h EPC中标项目数的11倍，价格竞争最为充分，价格下降缓和[19] - 4h EPC项目2025年均价为935.40元/kWh，较2024年下降8.19%[20] - 4h EPC项目因电芯占比高，年末价格已回升，且多为大规模长周期工程，企业报价理性，低价竞争相对温和[20]