电新转债全景研究：从扩容到分化电新转债十年演进

图表30：2026H1国内风电新增装机38.62GW，累计同比下降26.52% 20图表31：2021—2025年国内风机公开招标量先升后降 21图表32：部分海上风电项目已披露的建设节点（信息截至2026年7月31日） 21图表33：SiemensEnergy电网业务FY2026Q2新签订单名义同比增长34.31% 22图表34：截至2026年7月31日，47只存续电新转债的转换价值与转股溢价率分化明显 图表35：截至2026年7月31日，风电转债平价较高 23图表36：截至2026年7月31日，光伏和锂电转股溢价率相对更高 23图表37：截至2026年7月31日只电新转债处于不赎回承诺期只达到本轮下修价格条件 图表38：锂电正股2026Q1营业收入改善较明显 25图表39：光伏正股2026Q1归母净利润仍承压 25图表40：重点关注的电新转债的基本面、转债估值与核心观察变量 28十年变迁：电新转债市场如何形成？2016年以来，电新转债经历了从供给稀缺、集中扩容到存量回落的过程，新增供给重心也逐步向光伏、锂电等新能源制造环节集中。截至2026年7月底，电新转债存量为47只、余额1022.75亿元。理解当前存量结构，需要先回答三个问题：电新转债何时开始扩容、哪些产业贡献了主要增量，以及这些新增供给如何形成当前存量结构。供给先扩后缩，2019—20232019—2023年是电新转债的主要扩容期。按发行时行业分类，2016年至2026年7月底累计发行137只电新转债，发行规模2293.55亿元。其中，2019—2023年累计发行1061892.4277.37%和82.51%2016—2018年每年102019192022652432023年仍发行1641937图表1：2019—2023年电新转债发行明显放量ifind 所201611202673195114120152016137全市场转债扩容带动电新转债供给增加，2022—2023年电新在新增转债中的规模占比20172019—2021年电新发行规模占全市场比重仅为898%960%和1161%，2022年快速升至2979%2023年进一步达到3025%2022年电新发行数量占全市场20.41%2022—202320242024年电新转债仅发行3只、18.652025年回升至10186972026年截至7月底发行439952025年电新发行规模占全市场达到3682%，高于2022—2023年，但同期全市场发行规模仅50783亿元，较高占比更多源于全市场供给收缩，并不代表电新重新回到前期绝对发行高峰。图表2：2019—2023年全市场转债发行规模维持高位 图表3：2022—2023年电新转债发行规模占全市场三成ifind 所 ifind 所1.2.2022—2023年新增电新转债明显向光伏、锂电集中从新增供给结构看，光伏和锂电贡献了主要增量。早期电新转债供给规模较小、行业分布相对分散；2019202230光伏11只、锂电9只，对应发行规模分别为32444亿元和23276亿元，两者合计55720亿元，占当年电新发行规模的8540%。2023169规模33939亿元，占当年电新发行规模的8093%；锂电、电力设备分别发行4只和2只，对应发行规模56.95亿元和811亿元。合并来看，2022—2023年电新转债共发行1071.80亿元，其中光伏和锂电合计95354亿元，占比达到8897%。图表4：2022—2023年新增电新转债主要来自光伏和锂电（亿元）ifind 所电新转债扩容并非各子行业同步发生，而是随产业融资需求发生结构性迁移。传统电力设备等板块提供相对稳定的基础供给，光伏、锂电则在新能源制造业集中扩张阶段贡献了主要新增融资。2022—2023年的电新转债发行高峰，也主要由光伏和锂电产业链企业推动。1.32023新增发行推动电新转债存量扩容，并于2023年达到阶段高点。2016265.032017年末增至8153102020年末进一步增至47只、45776亿元。2022—2023年新券集中发行推动存量再次快速上行，2023年末达到70只、1340.90亿元的阶段高点。此后随着老券陆续退出，截至2026年7月底，存量回落至47只、1022.75亿元。图表5：电新转债存量规模于2023年达到阶段高点ifind 所电新当前在全市场中的规模权重明显高于数量权重。20267307只存续转债、余额4645.37亿元，其中电新转债47只，数量占比1531%，余额占比22.02%21761513当前存续券主要来自2022—2023年发行批次。截至2026年7月底，2022年发行的电新转债仍存续15只、余额40367亿元，2023年发行的仍存续10只、余额28275亿元。两个批次合计贡献当前5319%的存续数量和6712%图表6：当前电新转债存量主要来自2022—2023年发行批次ifind 所注：横轴为转债发行年份光伏转债余额占电新存量的比例由2022年末的4126%升至2023年末的5384%2025年末进一步升至6383%2026年7月底达到6610%。201110只和667602亿178837890亿元和890042.55%66.10%，已成为当前电新转债最主要的存量板块。图表7：电新转债存量余额持续向光伏集中（亿元）ifind 所当前存量向光伏和2022—2023年发行批次集中，一方面与此前集中供给有关，另一方面也反映不同转债的退出节奏存在差异。同一时期发行的转债，后续存续时间和退出方式差异明显。进一步理解当前存量结构，还需要回到历史样本，观察电新转债如何完成转股和退出，以及强赎、下修、回售在其中发挥怎样的作用。生命周期：电新转债如何完成退出？94进一步拆分条款行为可以看到，强赎是最主要的提前退出机制，下修改变转股价格，回售则为投资者提供提前退出选择。赎回主导退出，电新转债整体退出更快2026794出电新转债中，86只以赎回结束生命周期，占9149%；其余8只到期退出，占851%。同期全市场64453282.61%1091693%，3图表8：电新转债退出更集中于赎回ifind 所13714142015949959%，其中90只最终转股比例不低于90%，占9574%；69只不低于99%，占7340%。多数退出券在摘牌前已完成大部分转股，最终赎回主要用于处理剩余未转股余额。图表9：94只退出券中95.74的最终转股比例不低于90图表9：94只退出券中95.74的最终转股比例不低于90ifind 所电新转债整体退出速度快于全市场。123分别为17.74%、3260%和44.13%，均高于全市场的1027%、2553%和38.80%；上市45850%4935%天、即342年，短于全市场的1478天、即405年。图表10：电新转债整体退出快于全市场ifind 所Kaplan-Meier2026747首次触发强赎后，43.52选择暂不赎回首次触发强赎后，发行人的选择并不一致。108615648%47只首次选4352%47255319%；5只最终到期，占1064%；17只截至2026年7月底仍在存续，占3617%。由此看，暂不赎回只是触发时点的一次发行人选择，并不代表转债后续退出路径已经确定。首次触发即决定强赎的转债，触发时平价更高、溢价更低，且剩余余额更少。首次即决定强赎组的平价中位数为15008元，高于暂不赎回组的14512元；转股溢价率中位数分别为025%和354%7000%和9333%两组所处的生命周期位置也存在明显差异。首次触发即决定强赎组从进入转股期至首次458110图表11：首次即强赎券触发时平价更高、溢价更低、剩余余额更少首次即强赎首次暂不赎回样本数6147转债平价中位数（元）150.08145.12转股溢价率中位数-025%354%剩余余额/发行规模中位数70.0%9.3%转股期起始日至首次触发中位数458天110天ifind，各公司公告所下修决策以不下修为主，下修后强赎仍需时间1415532%4263558333%71轮提议1667%2026年7月底已有6549只转债至少实际完成过一次下修，占141只样本的34.75%。3163.27%3612%15只截至2026年7月底仍在存续，占3061%。对最终完成强赎的31只下修券，从最后一次下修生效日至最终强赎决定日的间隔中位数仍达到380天。下修主要通过降低转股价改善转股条件，后续转股进度仍取决于正股表现和调整后的转换价值。下修并不是强赎退出的必要条件。86556395%313605%图表12：426轮下修决策中83.33选择不下修 图表13：49只实际下修券中63.27已通过赎回退出ifind，各公司公告 所 ifind，各公司公告 所历史回售规模总体较小，退出仍主要依靠转股202673648附加回售387917%10次，占20.83%481次实际回售比例超过1%1%5387（实际回售张数÷该次申报前未转股余额张数）。36202672219314在特定条件下提前将转债卖回给发行人的选择；对发行人而言，一旦投资者集中回售，则需要实际支付现金。从历史结果看，回售更多体现为一种投资者保护机制，而非电新转债的主要退出方式。图表14：48次回售事件中79.17为附加回售 图表15：36只发生回售的转债中52.78已通过赎回退出ifind，各公司公告 所 ifind，各公司公告 所历史样本显示，电新转债的存量余额最终主要通过转股消化。正股上涨能够直接提高转股价值，并推动转债进入强赎区间；正股表现不足时，下修可以降低转股价格，重新提高转股吸引力；回售则为投资者提供提前退出选择。条款会影响退出时点和路径，但转股能否持47十年产业演进：从政策驱动到供需再平衡电新转债供给的扩张节奏，背后对应的是电新产业从政策驱动走向规模化发展的十年变20192022—2023过去十年的产业变化大致可以概括为“政策影响较强—内生增长启动—集中扩张—周期2016—20182020年，光伏平价和新能源汽车全球化推动自身增长能力增强；2021—2022年，需求快速2023—20242025AI电力等成为新的需求增量。电新的长期成长方向相对稳定，但不同阶段真正决定产业景气的变量并不相同。图表16：2016年以来电新产业由政策驱动逐步走向供需再平衡阶段 产业特征 核心矛盾 主要变化阶段 产业特征 核心矛盾 主要变化2016—2018市场化起步政策与需求 电改推进，新能源车依赖补贴，风光持续降本2019—2020平价与全球化需求 光伏平价、新能源车消费化和全球化、风电复苏2021—2022 高景气扩张 需求高增与供给束

双碳、材料紧平衡、新型电力系统、集中扩产2023—2024 产能集中释放 供需、价格与盈利 光伏和锂电供给转松，价格竞争加剧2025以来 出清修复与新需求

盈利修复与新需求 储能、出海、AI电力、能源安全财政部，国家能源局，国务院等 所3.1.2016—2020年：从政策影响走向市场化增长2016—2018与此同时，市场化增长的基础已经开始形成。新能源车产品逐步丰富，产业竞争开始从获取补贴转向产品、技术和成本；光伏则通过持续降本改善项目收益率，越来越多市场逐步接近平价条件。新能源需求对补贴政策的依赖逐步下降，产品竞争力和项目经济性对需求规模的影响持续提升。2016—2018年每年新增电新102019—2020光伏方面，国内市场在前期快速扩张后进入阶段调整，新增装机由2017年的53.06GW降至2019年的3011GW2020年恢复至48.20GW2018年的106GW增2019115GW2020130GW新能源汽车需求开始从国内补贴驱动逐步扩展至全球电动化需求。国内新能源汽车销量2019—2020年分别为12060万辆和13670ACEA2017—2020（BEV＋PHEV）注册量分别为1689万辆、24.03万辆、3873万辆和10459万辆，2020年同比增长17003%。海外车企电动化提速、欧洲碳排放约束与车型供给增加，共同推动新能源汽车产业由国内市场向全球市场扩展。图表17：2016—2020年全球光伏新增装机持续增长 图表18：2017—2020年欧盟可充电乘用车注册量国家能源局，CPIA 所 ACEA 所光伏平价改善了项目经济性，新能源车产品和海外市场扩大了终端需求来源，产业开始20201924债，供给较2016—2018年明显增加，但真正的集中扩产和融资高峰尚未到来。3.2.2021—2022年：需求高增推动集中扩张2021—2022新能源车和动力电池在这一阶段完成了规模跃迁。国内新能源汽车销量由2019年的120602020年的136702021年的35210万辆和2022年的68870万辆；同期动力电池装车量由2019年的62.20GWh、2020年的6360Gh升至2021年的15450GWh和2022年的29465Gh。需求快速增长带动电池和材料企业集中扩产。图表19：2021—2022年国内新能源汽车销量快速增长 图表20：2021—2022年国内动力电池装车量快速增长CAAM 所 中国汽车动力电池产业创新联盟等华源券研究所2022—2023年共发行461071.8033953548897%33图表21：2022—2023年光伏、锂电转债募投项目普遍涉及产能和项目建设主要募投方向主要募投方向涉及实体项目建设只数行 发行只 发行规模（亿业 数 元）光 20 663.83 20 硅料、硅片、电池组件、辅材、设备、伏 站锂 13 289.71 13 正极/前驱体、电解液、导电剂、结构件电 电芯、设备合 33 953.54 33计ifind 所从募集资金用途看，2022—2023年光伏、锂电转债发行高峰与产业集中扩产在时间上高度重合。3.3.2023—2024年：供给释放，产业周期开始分化2023—20242021—2022年启动的资本开支逐步转化为实际产能，部分制造环节的2023—2024国内新增光伏并网容量由2022年的87.41GW增至2023年的21630GW2024年进一步达到27757GW。与此同时，组件报价持续承压。2023142024327，PERC组件报价由185元/瓦降至088元/瓦；2024年4月报价口径切换至OCon后，其价格从4月10日的095元瓦继续降至12月25日的070元/图表22：2023—2024年国内光伏新增并网容量快速增长 图表23：2023—2024年中国分布式项目组件报价下行国家能源局 所 infolink 所锂电也由供给紧张转向产能消化。新能源汽车销量和动力电池需求继续增长，但电池及材料环节的新增产能陆续投放，供需关系明显转松。行业判断由此前主要关注销量和供给缺口，转向同时观察产能利用率、产品价格和单位盈利。但这一变化并不能代表整个电新行业。风电新增装机具有明显的年度波动，分析时需结合项目建设和集中并网节奏。国内新增风电装机由2016年的19.30GW增至2019年的2574GW，2020年集中并网推动装机升至71.67GW，随后于2022年回落至3763GW；2023—2025年又分别回升至75.90GW、79.82GW和约120GW。风电需求更多沿着招标、项目建设和设备交付逐步兑现，因此单一年份装机容易受到项目节奏影响，不能简单套用新能源制造业的产能周期。电网投资节奏相对平稳，202120204699202149515275202560836395图表24：风电新增装机具有明显年度波动 图表25：电网投资2021年以来稳步回升国家能源局 所 国家能源局 所风电和电网的例子说明，电新内部并非共享同一个产业周期。光伏、锂电更容易受到制造产能扩张和价格竞争影响，风电更多体现项目周期，电网设备则更接近基础设施资本开支周期。3.4.2025年以来：供给出清推进，新需求贡献增量2025新的需求来源也开始改变电新的增长结构。储能快速扩张，一方面提高风光消纳能力，PCSI数据中心的高用电需求又打开电网、变压器、电源系统等新的增量空间。2023年电新转债仍发行16419372024年降至318.652025年虽回升至10186972022—2023年的发行高峰，2026年截至7月底发行4只、3995亿元。2024—2026年电新转债发行规2022—2023过去十年的产业变化由此形成了较完整的链条：政策影响需求起步，经济性改善打开成长空间，高景气推动集中扩产，产能释放后进入供需调整，再由出清和新需求开启新的增长2026景气分化：当前电新各板块处于什么阶段？2025后续需跟踪前期项目交付和海上风电进展；电力设备则受国内电网投资、海外电网建设和I新增用电需求共同驱动。当前判断各板块景气，需要分别观察需求、供给、价格和订单等核心指标。光伏：需求高位回落，供给出清仍是核心202620266阳能发电装机7207GW，按本期发布的同比增减量反推可比基数测算，同比下降66.35%；其中，光伏新增71.77GW、光热新增030GW。同一太阳能发电口径下，1—3月、1—4月图表26：2026H1国内太阳能发电新增装机72.07GW，同比下降66.35和1—5月累计同比分别为3086%−5169%和70.18%2025年同期高基数对2026年装机同比形成明显拖累，但当前需求节奏已经明显不同于前期持续高增阶段。图表26：2026H1国内太阳能发电新增装机72.07GW，同比下降66.35国家能源局 所：太阳能发电包括光伏及光热；左轴为累计新增装机（GW），右轴为累计同比（）。2026年以来，光伏产业链不同环节报价走势出现分化。20251231截至2026年7月29日，致密硅料、N型硅片（182—18375mm）和OCon电池片主流报价序列分别下降3942%、4286%和2895%；OCon分布式组件报价由2025年12月31日的071元/瓦升至阶段高点079元/074元/423%图表27：2026年以来光伏上游报价回落，组件报价先升后降InfoLink 所20251231100302026729/千克，硅片为元/片，电池片和组件为元/2026527效率门槛由25.3+调整为25.4该线为各期主流规格报价序列不代表严格同规格产品的价格比较。SMMGW，同比下降2587%；国内多晶硅产量5344万吨，同比下降680%。与此同时，产业仍存在较明显的产能过剩，低开工和盈利压力继续推动供给调整。判断光伏景气不能只看装机增速，还需同时观察供给收缩、产业链价格和盈利变化。国内装机高位回落后，需要观察海外及后续国内需求能否形成支撑；供给端则需要继续验证落后产能退出；最终，产业链价格企稳和盈利修复才是供需再平衡更可靠的信号。锂电与储能：动力装车增长，储能规模扩张国家能源局数据显示，我国已建成投运新型储能累计装机功率由2022年末的870GW增至2023年末的31.39G、2024年末的73.76GW和2025年末的136GW，2026年6月末进一步达到153GW。该指标反映包含多种技术路线的新型储能投运规模，不等同于锂电池销量或全球锂电终端需求份额。图表28：我国已投运新型储能累计装机功率持续增长国家能源局 所2026年6月国内动力电池装车量达到76.50Gh，图表29：2026年6月国内动力电池装车量76.50GWh，同比增长31.44同比增长约31.44%图表29：2026年6月国内动力电池装车量76.50GWh，同比增长31.44iFinD、中国汽车动力电池产业创新联盟 所储能投运规模与项目采购均保持增长。20266能累计装机为153G396Gh，其中功率规模同比增长61%。据CNA全球储能数据库不完全统计，2026H1国内储能C（含C）招标和中标能量规模分别为2279GWh和1656Gh，同比分别增长11221%和10596%。当前锂电的判断重点已由需求总量转向需求增长能否转化为盈利改善。后续更值得观察的是排产、产能利用率及价格变化能否持续，而非只跟踪新能源汽车销量。风电：新增装机回落，关注项目交付与海风进展2026H1638.62GW，累计同比下降2652%；1—2月、1—3月、1—4月累计同比分别为1500%、556%和478%，1—5月起转为负增长。短期装机有所放缓，后续仍需结合前期招标和在手项目判断交付节奏。图表30：2026H1国内风电新增装机38.62GW，累计同比下降26.52图表30：2026H1国内风电新增装机38.62GW，累计同比下降26.52国家能源局 所注左轴为累计新增装右轴为累计同（同比按本期发布的新增量及同比绝对增减量反推可比基数计算。202520242021—2023据金风科技信息，2021—2025年国内风机公开招标量分别为5420GW、9850GW、8630GW、16410GW和12124GW20242025年同比下降约2612%2021—2023图表31：2021—2025年国内风机公开招标量先升后降金风科技公司公告、投资者交流材料 所海上风电项目进展为后续交付提供观察线索。截至2026年7月底，海南、辽宁、浙江和江苏等地多个代表性海风项目已披露并网投运、首批并网或主体工程开工等建设节点。不图表32：部分海上风电项目已披露的建设节点（信息截至2026年7月31日）关键进展关键进展已披露节点业主容量省份项目名称华能临高海上风 电项目 辽宁庄河海上风

0.6 能三峡能

2024-12-26运

6010MW运电项目（场址 五）

0.25

源/招商局太平湾

2024-12-23电

249MW48.5W苍南1号海上风 电二期扩建工程 海南东方CZ8

0.2 力龙源电

2025-10-16网2025-10-24

首批风机并网及倒送电；不代表全部投运。场址海上风电项目

南 0.5

力 工（非精确施工日） -龙源江苏射阳100风电项目一期

江 苏

龙源电力

2026-05-08工（非精确施工日

358.5W0295；总规划1GW。各公司官网 所示，区分规划、开工、首批并网和全部投运。电力设备：国内投资高位，海外订单与AI电力设备当前的需求基础仍然较强。全国电网工程投资由2023年的5275亿元升至2024608363956000海外电网设备需求仍较强。以emensnegy为例，其Gdechnooges2026Q2图表33：SiemensEnergy电网业务FY2026Q2新签订单名义同比增长34.31（2026年1—3月）订单达到6996亿欧元，名义同比增长3431%，在手订单约490亿欧元。较高的海外电网投资和订单，为国内相关设备企业出海提供需求基础。图表33：SiemensEnergy电网业务FY2026Q2新签订单名义同比增长34.31SiemensEnergy公司公告 所GridTechnologiesAI数据中心新增用电需求为电力设备带来新的增量市场。国内外云厂商继续增加算力基础设施投入，高功率GPU和机柜推动数据中心功耗快速上升，电网扩容、变压器、HVDC、SST以及服务器电源等环节随之获得新的需求。相比单纯的主题预期，更值得关注的是新增需求能否进入客户验证、订单和交付阶段。当前电力设备形成了“国内电网投资+海外电网建设+AI新增用电”的多重需求结构。其中，国内电网投资提供较稳定的需求基础，海外市场和AIDC贡献增量需求，最终仍需通过订单和盈利验证景气持续性。个券分层：当前电新转债怎么看？前文已经看到，当前光伏、锂电、风电和电力设备处于不同的产业阶段，而这种分化最终会落实到存续转债的正股表现和转债定价上。202673147100股溢价率超过100%的个券；与此同时，部分转债已经进入强赎、下修或回售条款的关键阶段。因此，对当前存续券的判断，需要进一步落到正股基本面、股债位置和条款状态。股债位置与条款：当前存续券分化明显202673147只存续电新转债的股债位置已经明显分化。转债价格中位数为1319130只位于120—15013只超过15080.0314只低于7013只达到1007182%11只超过100%，仅4只低于30%。当前存续券中，一部分已经具备较强的正股敏感度，另一部分则仍处于低转换价值、高转股溢价状态。多数存续券当前的到期收益保护也相对有限。截至2026年7月31日，47只转债中，46560%2657%图表34：截至2026年7月31日，47只存续电新转债的转换价值与转股溢价率分化明显ifind，各公司公告 所分行业看，风电转债当前股性相对更强，光伏和锂电的转股溢价率整体更高。截至2026年7月316只转债的转换价值中位数达到105183081%，整体更偏股性；光伏和锂电的转换价值中位数分别为71.49元和80.03元，转股溢价率中位数则分别达到8209%和8711%格中位数最高，达到15419元，转换价值中位数90.78元、转股溢价率中位数6899%，内部则同时存在高平价个券和较高溢价个券。图表35：截至2026年7月31日，风电转债平价较高 图表36：截至2026年7月31日，光伏和锂电转股溢价率相对更高ifind 所 ifind 所定价分化之外，当前条款位置也已经出现明显差异。当前强赎观察重点在重新计数和到期安排。7311020267237317301573162205202673113725372026731ifind，各公司公告 所注：各类别可能重叠，数量不可相加；达到下修价格条件不代表发行人将实施下修。基本面：行业分化进一步落实到具体公司收入和归母净利润同比中位数分别为12.59%和34.81%4551%和88.78%15.34%和120%较快但利润改善有限；风电分别为707%和24.94%。图表38：锂电正股2026Q1营业收入改善较明显 图表39：光伏正股2026Q1归母净利润仍承压ifind 所 ifind 所以风电为例，2026年7月底仅有6只存续转债，覆盖运营商、塔筒及其他细分环节，其20锂电：优先关注盈利改善且转债估值相对合理的个券翔丰转债和电化转债对应正股盈利改善较明显，同时转股溢价率低于当前存续券中位水平。翔丰转债截至7月底价格14342元、转换价值9199元、转股溢价率5590%，对应正股2026Q1收入同比增长7534%湘潭电化2026Q1归母净利润同比增长8878%，截至7月底电化转债转换价值123524131%，对正股价格变化的敏感度相对较高，同时债价已升至17456元。新宙邦2026Q12026Q1归母净利润分别同比增长6785%和10902%，2026E一致预期净利润增速约10268%（统计截面为2026年7月31日，取自nD一致预期，下同；不代表本报告独立盈利预测）。宙邦转债价格24236154612026年7月23