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中信建投证券研究 文|朱玥 许琳 任佳玮
鉴于本轮锂电周期与上轮光伏周期本质驱动力和截至目前的剧情演绎高度相似，本篇报告系统性地复盘光伏大周期是为本轮锂电之参考，主要结论有三：1、市场多言涨价影响需求，但实际从未影响，最终演绎的结果是量价齐升，中上游向下游电站要利润，全产业链通胀。2、产能刚性环节的价格是需求的风向标，最终价格回落是由于产能投放而非需求萎缩。3、股价层面：底部估值抬升之后，市场可能会对需求产生怀疑导致板块阶段性纠结，但最终因产业链量价齐升股价同步跟随，价格弹性大的环节表现最优。
2020年光伏周期复盘：多言涨价影响需求，但实际从未影响，更多的情况是量价齐升，瓶颈环节几乎拿走行业大部分利润
本轮由储能驱动的锂电周期和上一轮光伏周期高度相似，截至目前几乎有着近乎一致的剧情复刻。“平价上网”之后，下游电站的超额利润推动了需求的非线性增长，且电站环节由“补贴驱动的工程项目”变身“经济性驱动的电力资产”，大量国央企及社会资本涌入，同步伴随着国内利率下行周期启动，量价齐升，对紧缺环节造成挤兑。
产能刚性的光伏硅料和玻璃几乎拿走产业链大部分利润（本文以2021-2022年的硅料为例），价格上不言顶。在这过程中市场多言涨价影响需求，但实际从未影响，持续两年量价齐升，最终价格的下跌也是由于产能释放而非需求萎缩。
储能新周期：经济性拐点已至，复刻光伏剧本，全行业通胀启动
过去三年锂电池价格下跌了70%-80%，碳酸锂周期底部时候接近全行业亏损，全产业链各环节头部公司利润总和不过0.18元/Wh，这一切本身就是极不合理且违背常识的，只是漫长的下行周期中人们习惯了这一切。
物极必反，电力现货市场化之后，储能电站到达经济性拐点，变身可靠稳定收益的电力资产，甚至部分地区储能电站能够获得显著超额收益。在经济性因素驱动下，储能推动锂电新周期启动。锂电产业链已在周期底部维持多年，行业供给增量已经很少。六氟磷酸锂由于零库存属性以及刚性产能，已经先于碳酸锂涨价。2026-2028年，储能需求爆发将推动锂电供需彻底反转，产业链价格将进入通胀周期，大部分盈利也将从电站环节流入中上游制造业和矿业，其中产能释放刚性的碳酸锂环节将成为有望复刻光伏硅料行情，其他环节则会同样受益于产业链温和通胀和价格顺导，利润有望逐步修复。
预期碳酸锂价格15万将是本轮周期的底部位置，上限预测难度较大，涨价可能影响部分国内地区储能需求，但这部分需求是价格承受能力最低者，将由更高承受能力的电动车和海外储能承接。
估算碳酸锂价格每上涨5万元/吨，国内储能电站全投资IRR大约会下降0.5pct。以5%作为终端可接受的最低回报率，当碳酸锂价格分别在15、20、25、30、35万元/吨的情况下，2026年碳酸锂需求增量分别对应52、47、37、28、27万吨（不考虑中间环节库存）。考虑2026年碳酸锂供给增量市场一致预期落在30-50万吨，预计碳酸锂价格可能在15-30万元/吨之间达到均衡，具体高度则需要看碳酸锂供给增量具体多少、中间环节的累库效应，以及需求是否进一步超预期。
一、光伏复盘：全产业链通胀，产能刚性环节拿走利润大头
通过复盘光伏上轮周期，我们回答了关于产业链利润分配演绎的五个核心问题：
1、利润流向：产业链利润源于下游终端电站的超额收益的向中上游让渡。终端让利驱动全行业盈利扩张，且利润加速向供需最紧缺的瓶颈环节集聚。
2、瓶颈环节：扩产周期的错配叠加产能阶段性刚性，确立了硅料和光伏玻璃作为核心瓶颈的地位。
3、价格高度：产业链价格的上涨上限，在周期底部的时候很难去预测，模糊的边界可能是终端能接受的最高价格。
4、股价演绎：量利齐升驱动板块共振，但基于供需反转的预期抢跑，导致股价显著先于现实价格见顶（可能是由于代表固定资产投资的先行指标被市场提前发现）。
1.1 上一轮光伏周期中IRR大幅提升驱动了行业需求非线性增长
2019-2021年，融资环境宽松与设备成本下行形成合力，推动终端IRR大幅跃升。在此阶段，终端电站环节获取了丰厚的超额收益，利润增厚至历史高点，而中上游产业链利润则处于被压缩的低位。终端电站的高额收益率驱动需求开启了非线性的加速增长。
2022年俄乌冲突引发能源危机，欧洲电价跃升彻底引爆海外需求。2021年底虽有新产能投放导致淡季价格微跌，但随后欧洲电价跃升彻底引爆海外需求，上下游博弈情绪迅速被供不应求的现实取代，产能瓶颈再度成为核心矛盾。旺盛的需求支撑硅料价格一路攀升并创下历史性高点。电价上涨为终端进一步打开利润空间，最终反馈在硅料价格上涨上。
1.2 需求端加速增长下，超额盈利持续从电站端向产能刚性环节转移
光伏产业链利润中枢增厚，来源于电站端超额盈利的转移
产业链利润呈现从下游电站超额盈利向中游瓶颈环节流动的清晰路径。2020年组件价格触底叠加融资成本下降，电价端对标所在省燃煤标杆电价，终端得以锁定丰厚利润，与2025年锂电高度相似。
技术迭代与海外高电价红利，共同驱动了全行业利润池的总量扩张。2020至2022年间，得益于组件提效持续降低BOS成本，叠加欧洲电价上升显著增厚海外终端收益，终端利润提升不仅消化了上游涨价，更带动了全行业整体利润规模的实质性增长。
利润弹性最大的硅料环节源于产能刚性
终端让利推动全行业盈利中枢显著上移，实现景气共振。分配上，利润向瓶颈环节倾斜，硅料凭借涨价获利最丰，盈利占比大幅提升；硅片环节因直接承受原材料成本压力，利润空间被挤压，占比出现明显收缩。
硅料环节具有资金密集型特征。因环节特点导致的供需错配，是本轮硅料紧缺的核心成因。2020年，受上半年价格低迷影响，企业资本开支意愿薄弱，叠加落后产能出清，实际产能收缩。面对下半年开启的光伏上行周期，长扩产周期的硅料环节无法及时跟上迅速扩张的下游需求，最终导致了严重的供需错配。
光伏上行周期中，硅料价格为显著的景气度信号。市场虽多预期硅料涨价影响需求，但最终景气周期的终止是由于硅料集中投产导致的供需扭转，而非涨价抑制终端需求的萎缩。
硅料涨价下，下游其他制造环节均受益
硅料盈利弹性最大，其他环节单位盈利均向上。硅片环节加速薄片化与向182、210大尺寸化以降低硅耗，电池组件端通过提效、降低非硅成本和银耗来对冲硅料价格上涨。同时，组件功率提升可降低电站BOS成本，这部分节省的系统成本让渡给了组件价格，使得产业链在涨价周期中仍能维持终端需求。
产业链盈利呈现景气共振。在需求足够旺盛的支撑下，上游原材料涨价被终端充分消化，且受益于量增趋势，下游利润并未受到显著挤压。终端让利后，全行业盈利普遍增厚，其中作为瓶颈环节的硅料盈利弹性最大；其他环节受益于量价提升，盈利同步增厚。
1.3 价格边界：以需求方中价格最低承受者能接受的最高价定价
在需求旺盛阶段，产业链利润上限取决于终端所能接受的最低IRR。2020年光伏平价为终端积累利润，叠加美联储、国内降息，电站融资成本下降；2021年组件升至高位，终端收益触底；2022年需求爆发，排产在出口拉动下迅速翻倍，国内组件价格上涨有限。
上行周期中产业链价格的上涨天花板，实则是由对价格最敏感的边际需求所锚定。尽管海外需求对高价接受度高，但国内集中式电站规模最大，一旦上涨价格突破收益底线，这部分需求便会离场。因此，产业链价格上涨的边界（即终端可让渡利润的极限），最终取决于终端的收益率底线。
最终打破价格体系的不是需求萎缩，而是供给逐步转向过剩。2020至2022年上半年，硅料环节作为绝对瓶颈，长期维持高开工率，以硅料产能定组件排产，主导了行业节奏。然而，随着2022年下半年新增产能的集中释放，供需紧平衡被打破，硅料高价失去了支撑。伴随产能瓶颈彻底解除，硅料价格进入下行通道。
1.4 股价演绎：量价齐升全行业通胀，产业链趋势一致，紧缺环节股价最优
在上行周期中，硅料价格的持续上涨实则是行业景气度攀升的信号。市场多言涨价影响需求，但这一幕从未发生。全行业各环节股价均伴随硅料价格上行而同步走高，共同分享了行业上行的红利。除电池环节因新技术迭代拥有独立逻辑外，板块股价普遍于2022年中提前见顶，领先于2022年11月的硅料价格暴跌。
市场发现了扩产超预期的信号，导致股价见顶。尽管2022年欧洲需求出现爆发，但自22年Q3起硅料产能的逐步大规模落地以及后续的产能投放预期，配资查询让市场敏锐识别出紧平衡即将终结。资本市场提前定价了供需反转预期。
二、储能锂电：复刻光伏周期反转曲线，将按照高度相似的剧情演绎
周期不会轻易开始，也不会轻易结束。本轮储能&锂电周期与光伏周期高度相似，都经历了政策底与市场化经济性的共振，以及供需端的错配。
2.1 需求端：经济性将驱动储能需求迎来非线性增长
成本下行至低位，储能已越过经济性拐点。受益于上游原材料价格回落，过去两年储能电芯及PCS等核心部件成本显著下行，带动系统中标价降至历史低位。这一节点，与上轮光伏周期平价高度相似，同样是组件价格下行至低位，激发下游的投资热情。
新能源入市拉大价差，双重收益保障经济性。新能源全面入市推动峰谷价差走阔。欧美高渗透率地区已呈现典型鸭子曲线特征，随着国内现货市场运行，高渗透率省份分时电价走势亦出现类似形态。峰谷价差扩大为储能提供市场化套利空间，叠加容量电价政策支持，强化了项目收益确定性与经济性。
容量电价托底收益。各省市纷纷出台容量电价/容量补偿政策，近期湖北省出台了26年第一个容量电价政策，彰显地方政府支持储能发展的决心。结合密集调研成果，各地政策预期明确、激励旺盛。叠加市场化推进和成本下行驱动，各地招标与投资热情高涨，今年储能市场有望迎来全面爆发。
2.2 供给端：资本开支意愿冰点，产能扩张与需求爆发形成错配
锂电产业链已经历几年的下行周期，行业增量产能放缓下，供需已至拐点。
资本开支增速：从资本开支来看，除电池外，25年Q3已是锂电&储能产业链的资本投入低谷。
有息负债覆盖率：过去几年产业链景气度大幅下滑，导致企业扩产意愿明显回落。当前锂电行业整体覆盖率处于历史底部区间，材料端资金压力显著。供给端的收缩会加速供需紧平衡的形成，更因产能建设周期的滞后性，拉长本轮高景气的窗口期。
考虑到这轮周期供需基数更大，且相较于光伏，锂电&储能产业链结构更复杂，环节更多。叠加行业的资本开支意愿与能力都较上轮薄弱。我们判断本轮周期更可能是温和的通胀，产能扩张较慢的情况下，需求旺盛的格局有望延续更久，同时产业链的利润中枢上行会更均匀平滑。
三、新周期开启：下游利润将向中上游流动，瓶颈环节弹性最大
25年上半年需求已率先回暖，下半年高景气度成为市场一致预期。上半年市场目光主要聚焦于关税战与136号文抢装，但基本面自二季度起已实质性回暖，产业链开工率率先修复。进入三季度，随着产业链价格回升与排产数据兑现，量价共振推动高景气度正式成为市场一致性预期。
25年四季度进入传统淡季，市场分歧下板块回调。但“淡季不淡”仍在重演，供需最紧张的6F与碳酸锂等环节价格却逆势走强。淡季中由需求驱动的独立行情，与上轮周期表现一致，新周期已然确立。
3.1 终端需求旺盛、超额盈利空间充沛，利润开始向中上游回流
招标数据验证终端高景气。2025年储能市场热度持续走高，全年国内储能招标高达412GWh，同比增长75%，彰显旺盛需求。
产业链反馈与终端高景气共振。目前产业链开工率回升、价格筑底反弹，到储能大单频现及终端丰厚的盈利空间，多重信号交叉印证了需求的确定性与旺盛。即便在保守预期下，我们预计2025、2026年全球锂电池需求将分别达到2154GWh与2855GWh，同比增速维持在37.7%与32.5%的高位。
终端高收益下让利空间充足。经前期测算，以及考虑到当前储能系统成本处于历史低位，国内招标旺盛的核心省份（如河北、甘肃、内蒙等）项目收益率表现优异。装机大省资本金IRR普遍位于8%以上，吸引力强，引发需求启动。
目前已启动涨价的材料包括：碳酸锂、6F、VC，分别涨幅131%/178%/220%，以上合计影响电池成本6.06分/Wh（储能、电池、碳酸锂已基本实现价格联动），对应影响0.9%的全投资IRR、1.8%资本金IRR。
若假设所有材料均恢复到合理的价格（涨价10-30%不等）则电池成本将继续提升1.01分/Wh，合计影响成本7．27分/Wh，对应电池售价上涨20．8%，对应影响1%的全投资IRR、2%资本金IRR。
当前储能项目IRR普遍在8-20%之间，我们认为1%的全投资IRR下降并不会影响需求。伴随全产业链供需改善。利润从终端开发商向中游制造链逐步转移之下，将实现顺利涨价和价格传递，最终实现全产业链的景气共振。
旺盛需求叠加高收益，价格传导无虞。当前产业链利润集中于终端，高达120分/Wh，空间充足。下游产业链利润受让1pct全投资IRR（3pct资本金IRR），即可增厚电池产业链1毛钱利润，意味着锂电材料产业链利润可以修复5-10x。
3.2 碳酸锂：强资源属性的瓶颈环节，有望赚取产业链大部分利润
资源属性决定瓶颈。碳酸锂兼具高资本壁垒与长扩产周期的资源属性，供给响应滞后于需求爆发，注定了其在周期反转时成为产业链最紧缺的瓶颈环节。
需求尚被低估，供给将进入紧张。展望2026年，尽管非洲与新疆等地存在增量预期，由于市场未充分计入新电池与正极产能投产带来的需求增量，需求端存在明显低估。而随27年碳酸锂供给降速，将出现硬缺口。
3.3 碳酸锂：价格将由客户可接受上限决定，只能界定模糊边界，上不言顶
我们分别测算在不同碳酸锂价格假设下，同时假设其他锂电材料及锂电池环节盈利提升2-3分/Wh，各省对应的储能全投资IRR分别在什么水平。
可以看到，当碳酸锂价格上涨至15万元/吨附近（当前位置），储能装机大省中大部分全投资IRR处在5%以上，尚不会对储能装机需求造成本质影响。而当碳酸锂20万元/吨时，安徽、江苏等地全投资IRR降至5%以下。当碳酸锂价格25万元/吨时，新疆储能IRR降至5%以下。碳酸锂价格30万/吨时，山东、河北等地IRR也将下降至5%以下。
首先从供需增量对比来看，我们假设国内储能项目全投资IRR底线在5%，那么随着碳酸锂价格的上涨，上述省份的项目IRR逐步回落。由此可测算出碳酸锂价格分别在10、15、20、25、30、35万元/吨时，对应储能电芯需求增量分别为462、412、360、234、130、109GWh。假设动力+消费锂电2026年需求1854GWh，增量292GWh，对应全球碳酸锂需求增量分别为56、53、49、40、33、32万吨。
同步考虑供给增量，我们分别测算不同碳酸锂供给增量假设下，多少价格对应的需求增量能够与之匹配，即行业实现供需平衡。根据下表，碳酸锂供需均衡的价格取决于供给、需求增量的相对平衡，当供给增量在35万吨时，供需均衡的价格预计在25-30万元/吨之间；当供给增量40-45万吨，供需均衡的价格中枢预计在20-25万元/吨之间；当供给增量达到50万吨时，预计碳酸锂均衡价格中枢在15-20万元/吨，当然这只是模糊的边界，因需求超预期概率大，供给存在低于预期的可能，另中间环节累库情况也很难测算，因此价格上限较难界定。
从供需总量对比来看，考虑需求提升后库存周期不变带来的补库需求，在碳酸锂10、15、20、25、30、35万元/吨的价格下分别对应需求量230、225、219、208、199、198万吨，在2026年碳酸锂供给200-220万吨假设下，预计价格平衡点将位于15-30万元/吨之间，具体高度则需要看碳酸锂供给增量具体多少或者需求是否进一步超预期。
3.4 六氟：供给增速放缓锁定全年紧缺格局，高弹性瓶颈环节领跑新周期
长扩产周期叠加零库存属性，成就高弹瓶颈环节。6F产线建设周期较长，且保质期短行业内无库存缓冲，供需缺口极易转化为价格暴涨。此外6F虽在电解液中含量占比低但价值量高，每吨价格上涨10万元大约影响电芯价格1分/Wh，终端对涨价容忍度高，叠加陡峭成本曲线使其成为价格弹性最大的环节。
竞争格局呈现高集中度且扩产增速放缓。经历了底部周期，行业扩产增速已从高点回落。从上轮周期实际扩产情况来看，二三线厂商因技术与成本受限导致规划产能难以落地，最终供需的恶化以龙头的过度扩张结束。
而本轮周期来看，六氟行业龙头纷纷下调和后推投产计划，行业供给弹性大幅收缩。作为价格弹性最高的瓶颈环节，26年六氟环节的高景气依然确定性较强。
25Q4起，6F供需已实质性迈入紧平衡阶段。进入26Q1，受天赐材料等龙头集中检修影响，供给端的阶段性收缩可能导致紧缺时点前置。26年6F全年紧缺明确，将继续作为供需最紧张的瓶颈环节。
碳酸锂为六氟价格底部支撑，行业盈利步入修复快车道。碳酸锂作为六氟磷酸锂核心成本项，始终是其价格体系的最强支撑。当前行业已走出2024年的盈利谷底，2025年上半年盈利逐步修复，下半年随产品价格上行将实现显著的量价齐升，复刻上一轮周期的利润弹性。
展望26年，六氟会与碳酸锂形成价格共振，作为产业链中全年供需偏紧、且弹性最高的瓶颈环节，全面迎来量价齐升的高景气周期。
3.5 其他环节：供需边际收紧，材料环节将出现大面积不够
关注其他瓶颈环节的紧平衡扩散与补涨机会。即使在中性预期下，铁锂正极、铜箔、负极及隔膜等环节在消化新增扩产后，供需依然紧绷，具备涨价基础。若乐观预期兑现，产业链将从局部修复迈向全面价格共振，叠加碳酸锂反转，全环节均有望迎来量价齐升。
紧缺环节带动全产业链通胀，各环节均会受益。我们认为本轮储能&锂电周期，将类似上轮光伏周期，具有相似的演绎路径：终端利润回流，瓶颈环节率先获得利润。最终其他环节也将受益于量价齐升，盈利同步增厚。
1、需求方面：国家基建政策变化导致电源投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对灵活性电源需求下降；储能装机增速不及预期；全社会用电量增速下降；动力电池需求受新能源汽车补贴政策退坡不及预期等。
2、供给方面：锂资源、铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨，导致下游需求负反馈超出预期。
3、政策方面：储能相关扶持政策不及预期；容量电价补偿标准低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期等。
4、国际形势方面：能源危机较快缓解、能源价格较快下跌；国际贸易壁垒加深等。
5、市场方面：竞争加剧导致储能电池、集成商、PCS厂商毛利率、盈利能力低于预期；运输等费用上涨。
6、技术方面：电化学储能、压缩空气储能、液流电池储能等技术降本进度低于预期；储能技术可靠性难以进一步提升；循环效率停滞不前等。
7、机制方面：电力市场机制推进不及预期；现货市场配套辅助服务、容量补偿、峰谷价差等不及预期；虚拟电厂、需求侧管理等新兴市场机制不及预期等。
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责任编辑：凌辰
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