大摩——大中华区公用事业与可再生能源行业分析
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一、核心结论：行业需求韧性强，风电“去内卷”成效显著，光伏需关注供需与政策变化
大中华区公用事业与可再生能源行业整体需求保持韧性，2025年1-8月电力需求同比增长4.6%，新增电力装机量同比大增64.4%；其中风电行业通过行业自律实现“去内卷”，2025年价格与盈利能力显著回升，成为成功案例；光伏行业虽面临短期装机增速放缓与海外竞争压力，但“去内卷”政策持续推进，长期仍具增长潜力。摩根士丹利对该行业整体持“具吸引力（Attractive）”观点。
二、电力供需与装机：需求稳步增长，可再生能源成装机主力
1. 电力需求：2025年预计增长5%-6%
• 2025年1-8月，中国第一、二、三产业及居民用电需求分别同比增长10.6%、3.1%、7.7%、6.6%；中国电力企业联合会（CEC）预测2025年全年电力需求同比增长5%-6%，且下半年需求增速将高于上半年（受三季度高温、四季度低基数影响）。
2. 电力装机：2025年新增或超500吉瓦（GW），可再生能源占比80%
• 2025年1-8月，中国新增电力装机345吉瓦，同比增长64.4%；截至8月末，总装机量达3694吉瓦，其中火电1494吉瓦、光伏1117吉瓦、风电579吉瓦、水电442吉瓦、核电61吉瓦。
• CEC预测2025年全年新增电力装机超500吉瓦（2024年为429吉瓦），其中可再生能源装机约400吉瓦，占比达80%，成为绝对主力。
三、可再生能源细分：风电“去内卷”见效，光伏短期承压但政策托底
1. 风电：价格回升+盈利改善，“十五五”装机有望加速
• “去内卷”成效：2022-2024年风电行业陷入低价竞争与亏损，2025年通过头部企业自律、重视质量（近年风机事故增多推动运营商理性选择），风机投标价格同比上涨8%，产业链盈利能力全面回升，关键零部件厂商受益于产能利用率提升，毛利率持续改善。
• 装机与订单：2023-2024年新增装机分别达76吉瓦、79吉瓦，2025年1-7月新增54吉瓦；年度招标量从2021年54吉瓦飙升至2024年164吉瓦，需求韧性强劲。
• 长期展望：预计“十五五”期间年均新增风电装机超110吉瓦，2028-2030年达120吉瓦/年；海上风电受益于审批提速与深海项目开发，年均装机或超15-20吉瓦，叠加陆上风机替换需求，行业增长确定性强。
2. 光伏：短期装机放缓，“去内卷”政策推进行业整合
• 短期装机：2025年或仅个位数增长：2025年1-8月新增光伏装机231吉瓦，但预计下半年装机量下滑，全年装机或达300吉瓦，同比仅个位数增长；其中地面光伏2025-2026年预计维持180吉瓦/年，分布式光伏2025年持平（120吉瓦），2026年或降至50吉瓦。
• “去内卷”与行业整合：2024年7月以来，中国高层多次提及光伏“去内卷”，政策明确禁止低于成本倾销、推动落后产能退出；多晶硅行业率先启动整合，通威牵头成立行业收购基金，计划收购中小产能约200万吨，预计多晶硅价格年底稳定在45元/公斤，2026年下半年回升至50元/公斤。
• 海外风险：出口面临本土化竞争压力：美国、欧洲、中东、非洲、印度等传统出口市场加速自建光伏产业链，中国光伏产品出口需求或遇阻；同时美国持续加征关税（2025年7月启动对印尼、印度、老挝光伏产品反倾销调查），进一步挤压出口空间。
四、储能与电价机制：储能装机加速，电价市场化深化
1. 储能：随可再生能源需求激增，独立储能占比近半
• 2021-2024年中国新增储能装机持续加速，2024年新增装机达73.8吉瓦时，其中独立与共享储能占比46.3%、风光配储占比42%，成为主要应用场景；储能装机增长主要受可再生能源消纳需求驱动，未来将随光伏、风电装机扩张进一步放量。
2. 电价机制：可再生能源全面入市，工商业用户承担成本
• 电价改革方向：工商业用户补贴居民用户的机制持续，居民电价引入峰谷分时电价以优化负荷；附加成本（调峰成本、绿电电价等）最终由工商业用户承担，同时推进全国统一电力市场建设。
• 可再生能源电价：从“全额保障性收购+固定上网电价”逐步转向市场化交易，2024年7月政策明确光伏、风电全面进入电力市场交易；2025年山东等27省已出台“机制电价”政策，通过竞价确定电价上限，保障可再生能源投资回报稳定性。
五、投资亮点
• 风电产业链：关键零部件厂商（如主轴轴承、海底电缆企业）受益于产能利用率提升与毛利率修复，且海上风电项目交付将带动海底电缆需求；
• 储能行业：随可再生能源装机增长，储能需求持续放量，独立储能运营商有望受益于市场化电价机制；
• 龙头企业：风电整机商海外订单毛利率高于国内5-10个百分点，全球布局领先的企业（如金风科技）具备增长潜力。