摘要：数据显示，2025 年阳光新能源投资开发业务收入为 166 亿元，同比下降 21%，该业务毛利率从 2024 年的 19.4% 降至 14.5%，其中，2025H2 该业务的毛利率更是压缩至 11% 以内，主要也来自于 2025Q4 的影响。尽管如此，阳光的股价却在近期快速从大概 130 元攀升至超 190 元，涨幅约 46%，驱动股价短期增长的因素包括，2026Q1 公司的利润结构并没有延续 2025Q4 的情况，再次回到了 30%+ 的毛利率和 12%+ 的净利率上，其中储能系统业务的毛利率仍保持在 30%+ 的水平，且延续增长势头；市场预期 2026 年全球储能市场仍具备高增长确定性，平均储能市场稳步增长，2026 年全球储能新增装机量有望达到 190GW/518GWh，容量装机中性预期下同比增长 27%；继此前的 7.8GWh 全球最大储能项目落地后，公司收获阿联酋 7.5GWh 储能系统和 2.6GW 逆变器的订单，该项目预计 2027 年并网，这一订单量已占据公司 2026 全年储能出货目标的近 1/8；5 月 15 日（公司股价大涨当天），中国三峡集团电子采购平台发布了与阳光电源的备品备件供应商引入项目公示，该项目没有公开招标，而是采用了直接采购（单一来源）的方式，凸显出公司在国内的竞争壁垒。从 2013 年起，阳光开始在财务报表中单独披露电站系统集成业务收入（可视为当前新能源投资开发业务的前身），以 EPC 承包商的身份切入电站项目开发领域，尽管业务起步时的毛利率只有 10%（当时逆变器业务毛利率为 30%），但第一年的业务收入就占到了公司总营收的 31%。
在公布 2025 年报数据的前后一周时间里，全球光伏逆变器和光储龙头公司——阳光电源的股价大概从 170 元直接跌至 120 元，跌幅达 30%。
显然，业绩/业务的 “爆雷” 就是触发这次下跌的直接原因，
这反映出，阳光目前正处于收入增速换挡与盈利结构重塑的关键发展阶段，而近来影响其盈利结构出现大幅波动的直接指向就是新能源投资开发业务（即平台化业务）的变化。
数据显示，2025 年阳光新能源投资开发业务收入为 166 亿元，同比下降 21%，该业务毛利率从 2024 年的 19.4% 降至 14.5%，其中，2025H2 该业务的毛利率更是压缩至 11% 以内，主要也来自于 2025Q4 的影响。
事实上，该业务的数据波动并非单纯地源自于国内 2025 年出台的 136 号文的政策影响，更多则是来自于该业务的海外运营结果。
并且，该业务的商业模式与收入处理逻辑可能也存在某种出入，部分新能源开发项目长期挂账、最终于 2025Q4 计提大幅减值的实际情况，与此前采用投入法分期确认收入、成本计入合同履约成本的处理方式之间，存在较为明显的矛盾或不一致问题。
其背后折射的是，阳光的新能源投资开发业务至少在现阶段的海外市场里还没能很好地展现出，其能够从一般的 EPC “工程总包” 角色转向拥有获得更高价值段和溢价空间的 DBT “项目总包” 的身份及属性。
也就意味着阳光作为光伏发电站、光储电站中核心供应商的能力和身份的扩充和延展，已经受到了海外市场的限制，这对其延续之前的增长态势构成了现实上的约束，因为其 60% 的业务来自于海外市场。
尽管如此，阳光的股价却在近期快速从大概 130 元攀升至超 190 元，涨幅约 46%，驱动股价短期增长的因素包括，
由此，市场预期发生根本性转向，但核心指向（或修复）的并非是公司的新能源投资开发业务，而是阳光主营业务（光伏逆变器等电力电子转换设备业务、储能系统业务）的再增长预期，公司再度回到了产业链核心供应商的增长逻辑和叙事中。
这一 “V” 型反转背后，隐藏着阳光更深层的商业逻辑与结构性矛盾。
一方面，2025Q4 的业绩 “爆雷” 暴露了公司新能源投资开发业务在海外 DBT 模式转型中的现实瓶颈和约束，公司从早期项目开发、资源获取、到最终股权/资产转让的商业闭环能力尚未完全兑现，导致部分项目在政策与市场环境变化下出现长期挂账与集中减值；另一方面，2026Q1 的快速反弹，则重新聚焦于公司作为全球光储设备与系统核心供应商的底层竞争力（例如储能出货高增、大单落地、国内壁垒巩固），市场预期其主营设备业务仍处于高增长态势。
这两种力量的交织，折射出阳光从 “设备龙头” 向 “光储平台 + 项目开发商” 转型过程中的一个重要观察窗口，
在 “V” 型反弹之后，阳光的股价又于近日下修至 150 元（跌幅超 20%），除了有整体盘面的影响之外，在阳光还没有给出实质性业务数据来支撑或兑现新市场预期的情况下，后者其实也很难形成一致性预期，各方观点及股价容易出现反复。
围绕这些问题，这篇文章将以新能源投资开发业务的商业模式与收入确认逻辑为切入点，结合其在产业链话语权演变中的位置变化，来展现阳光当前所处的转型阵痛、增长约束、与修复路径，为理解其未来可持续性提供一个基于事实与逻辑的分析框架。
从 EPC 到 DBT，阳光新能源投资开发业务的增长作用、演变路径、及隐含问题
现在阳光电源的主营业务分为三大板块——光伏逆变器及电力电子转换设备、储能系统、新能源投资开发业务。其中，光伏逆变器是公司的传统核心业务及能力基本盘，储能系统是近些年来快速崛起的高增长业务，而新能源投资开发业务则长期承担着放大营收规模、延伸价值链的重要作用及角色。
从历史增长路径看，阳光以光伏逆变器起家，凭借电力电子核心技术和品牌积累（该业务长期维持着较高且稳定的毛利率水平），逐步确立国内乃至全球市场的龙头地位。
从 2013 年起，阳光开始在财务报表中单独披露电站系统集成业务收入（可视为当前新能源投资开发业务的前身），以 EPC 承包商的身份切入电站项目开发领域，尽管业务起步时的毛利率只有 10%（当时逆变器业务毛利率为 30%），但第一年的业务收入就占到了公司总营收的 31%。
随后几年里，该业务的营收占比迅速升至 50%，并在 2019 年达到 61% 的最高营收占比，成为公司的第一大收入来源，这期间该业务的毛利率也从最初的 10% 逐步提升至 2018 年的 19%，但在 2019 年回落至 16%。
可见，新能源投资开发业务就是阳光最早的、名副其实的第二增长曲线，阳光通过风光电力电子转换关键零部件业务或核心供应商的身份切入到项目规模更大的电站开发业务中，从而在关键部件业务收入之外，获得承接更多的电站开发业务收入和下游电站开发的涉足深度。
从 2013 年至 2025 年，阳光投资开发业务的毛利率基本介于 10%~20% 之间，影响毛利率起伏的最大变量就是下游电站投资意愿的强弱，也就是政策驱动、容量/发电补贴的商业确定性强弱，当行业出现由政策驱动的抢装潮时，其业务毛利率就会进入到 15% 以上毛利率区间。
在储能市场兴起后，阳光早前投入的储能逆变器关键部件也为其立住了在这一领域的重要生态位，使其逐步发展为储能系统集成商的核心角色，并获得了高毛利率（同样超 30%）和高业务增速的红利。
此时，阳光已涉足新能源电站开发的发电和配储两大关键模块和环节，其电站项目参与的深度得到进一步强化。
自然地，阳光能够孕育出更强的电站开发项目的势能或主导权，过去 EPC 模式只能带来项目设计、采购、建设的价值段，阳光能够进一步涉足更上游的电站项目开发环节，也就是所谓的 DBT 模式，以此囊括整个电站项目从 “立项-设计-采购-建设-股权转让” 的全价值段，因此，DBT 模式能够为阳光带来更多/更大的项目营收，并且也可能会释放出更多的项目毛利或项目的溢价能力。
本质上，阳光试图通过项目开发、资源获取、系统集成以及资产/股权退出等环节，将自身从电站项目的执行者升级至电站项目的开发商，从而在整体价值链分配中占据更有利的位置，实现从 “卖设备/卖 EPC” 向 “卖电站全生命周期价值” 的跃升，捕捉更多的项目资本利得。
然而，这一意图在近年来电站项目落地过程中反映出某种尴尬与约束，阳光新能源投资开发业务因其项目制属性、政策敏感性和海外执行难度等原因，成为近来业绩波动的主要来源。
2025 年，阳光该业务收入同比下降 21% 至 166 亿元，毛利率从 2024 年的 19.4% 降至 14.5%，其中 2025H2 的毛利率进一步压缩至 11% 以内，直接拖累公司整体业绩，需要值得注意的是，这一波动并非仅受国内 “136 号文” 政策影响，海外运营结果同样是重要因素。
阳光 60% 的业务来自于海外市场，而在海外市场，DBT 模式尚未能充分兑现更高价值段和溢价空间，仍较多停留在 EPC 或有限 DBT 阶段，开发能力、退出渠道、与风险控制的匹配度存在一定短板，这是阳光 2025 年报中有关 “爆雷” 舆论的重要成因。
如果把阳光过往的年报数据拉长来看，新能源投资开发业务其实是帮助公司实现更大营收增长的重要驱动引擎，尽管该业务的毛利率有较大的起伏波动，但收入规模基本保持着正向增长并且业务占比不断提高，该业务收入增长的确定性极强。
2022 年~2024 年，阳光新能源投资开发业务的收入快速扩张至峰值（2023 年的 247 亿元），但随后降至 2025 年的 166 亿元，这一过程中积累的风险在 2025H2 集中释放，反映了从 EPC 模式向 DBT 模式转型过程中所隐含的另一面风险问题，一是电站项目的重资产开发问题，二是项目完成后的退出确定性问题。
进而，这也就暴露了过往阳光新能源投资开发业务很可能存在商业模式、风险敞口与收入确认逻辑之间的结构性矛盾——该业务此前的收入确认的确定性极高，但风险却在 2025H2 期间集中爆发，前后出现明显的不一致问题，这成为市场重新审视公司增长可持续性的关键切入点。
阳光 DBT 模式的现实矛盾：更高价值段的项目收入有没有带来更大的项目风险？
简单来看，EPC 模式核心聚焦的是电站项目的执行环节，阳光主要负责设计、设备采购、施工安装与调试，最终按合同约定获得建设收入，这一模式的收入来源相对单一（交易对象为业主或投资方），主要依赖工程合同价款。
由于电站建设市场竞争激烈，EPC 环节的毛利率通常维持在相对较低的区间（例如 10% 上下），更多体现为规模效应和设备销售协同。但在会计层面，这一模式收入的确定性较强，能够按照项目的建设进度确认业务收入。当然，自由现金流或应收账款/账期的实际情况则是另一个维度的问题。
相对而言，DBT 模式则覆盖了更长的价值链，不仅负责建设，还需在前期介入项目开发（土地/屋顶资源获取、并网指标、审批等），并在项目建成后通过股权或资产转让实现退出。因此，DBT 可以获得 “开发溢价 + 建设执行收入 + 股权/资产转让” 的资本利得，同时还能更好地捆绑自家供应设备或零部件业务（例如阳光高毛利的逆变器和储能系统业务）。
理论上，这一模式能够让企业吃到产业链中更多的价格段，实现从 “卖设备/卖建设” 向 “卖电站全生命周期价值” 的跃升。实际上，收益和风险大都是相互匹配的，意味着更多层的溢价空间就会隐含更多的风险承担，而这风险就来源于整个项目的重资产属性和最终项目的退出确定性上。
以天合光能的系统解决方案业务（或早前的系统产品业务和电站业务）为例，该业务同样采用 DBT 模式，其项目收入确认的时点在该项目（或子公司）控制权转移后发生，并且一次性确认整个项目的收入，而在项目开发/建设的过程中，其相关成本计入存货科目核算。
这是典型的 “先入存货、后转让确认收入” 的处理方式，更贴近于报酬和风险在项目实质性转让时才确认收入的原则，其背面反映的就是项目的重资产属性（或风险），一旦项目未能成功转让，天合要么自行运营电站，要么折价或计提损失。
对比而言，阳光新能源投资开发业务的收入确认方式和上述天合的系统解决方案业务或典型的 DBT 模式并不相同。
具体地，在阳光的 DBT 模式中，其通常会成立项目子公司，在与合作方（即项目最终的业务或投资方）签订协议后，将该子公司转入金融资产科目核算（不再纳入合并报表范围），同时继续以建造合同的身份属性，采用投入法（按成本发生比例）分期确认到新能源投资开发业务的收入中，并将合同履约成本转入到主营业务成本，项目建成后，再通过股权或资产转让完成退出。
这一处理方式其实打破了在典型 DBT 模式中所隐含的风险代价问题，原因在于阳光把项目子公司转入金融资产科目时，已经就此项目与买方签订合同，等于是将项目的所有权和风险一并转移至买方；此后项目的开发/建设过程则是按 EPC 模式的收入确认方式，以投入法分期确认项目收入，等于又大幅提升了项目收入的确定性。
这一般会认为是，阳光由于占据了电站建设的两大关键供应部件环节及技术（光伏逆变器和储能系统），从而带来了较强的电站项目话语权，使阳光能够在其 DBT 模式下，一方面按照 EPC 模式分期确认收入，另一方面又将项目的风险提前转移至买方，使其 DBT 模式的收入确认与项目风险实现时点上的错配。
但阳光 2025 年报数据（具体就是 2025Q4）反映出，其电站项目实际上存在长期挂账、最终集中计提大幅减值的情况，这一结果又与上述的阳光 DBT 模式形成出入。
在 2025 年报的相关披露中，阳光在越南的嘉莱风电项目被明确为 DBT 模式，但该项目的实际处理结果与上述阳光 DBT 模式存在计为明显的逻辑矛盾，主要体现在以下两点：
该项目前后所反映的最大问题在于，阳光在嘉莱项目最初阶段可能并没有确定具体的买方，所以该项目的控制权和风险并有实现转移，进而，该项目应该按照时点法确认收入，而不是阳光 DBT 模式的时段法。
2025 年阳光新能源投资开发业务收入同比下降 21% 至 166 亿元，毛利率从 2024 年的 19.4% 降至 14.5%，其中下半年毛利率进一步压缩至 11% 以内，这一数据变化也是上述矛盾在特定时点集中爆发的体现。
从收入结构看，2025 年该业务出现明显收缩，与国内 136 号文推动新能源全面入市、项目 IRR 重定价直接相关，但更值得关注的是，海外运营结果同样是重要拖累因素。公司 60% 的业务来自海外，而在海外市场，DBT 模式的开发能力、退出确定性和风险控制尚未完全匹配前期扩张节奏，导致部分项目出现开发周期拉长、退出受阻的情况，进而影响收入确认和成本结转。
数据显示，2025 年阳光的合同履约成本减值准备由期初的 14.3 亿元降至期末的 5.2 亿元，主要是因为有 5.6 亿元的转销减少金额（其中很可能包含上述的越南嘉莱项目），另外还有 9 亿元的其他减少金额（这主要是其他境外电站项目）。同期，在建工程由期初的 2.6 亿元增长至期末的 14.2 亿元，主要就是有超 20 亿元的境外电站项目重新计入到在建工程中，其中也包括上述 9 亿元的减值准备。
这表明，除了越南嘉莱项目之外，公司还有其他境外电站项目从之前的履约成本转入到在建工程，也就是将风险从 “隐性” 转为 “显性” 表内暴露，或者说由之前的潜在买家手中重新转回至阳光自己手中，这些境外项目可能都正在面临越南嘉莱项目的问题。
基于此，这一业务波动直接传导至公司整体业绩，2026Q1 阳光营收同比下降 18%，归母净利润同比下降 40%，其中新能源投资开发业务在 2025H2 的盈利大幅压缩是重要原因之一。
但更深层的影响在于，市场原本对该业务 “收入增长确定性强” 的认知，在 2025H2 的业绩数据里出现了明显修正，这也使得此前通过投入法分期确认收入所积累的确定性，与实际项目风险释放之间的不匹配问题，暴露得更加充分。
综上，阳光新能源投资开发业务在从 EPC 向 DBT 演进的过程中，虽然理论上具备捕捉更多价值段的潜力，但其商业模式、风险敞口与收入确认逻辑之间存在的结构性矛盾，已经从潜在风险转化为 2025 年的实际业绩冲击。
这一矛盾的根源，既有海外市场开发能力与退出渠道建设的滞后，也有在规模快速扩张过程中对项目风险和收入稳健性的把握问题，这为我们进一步理解公司整体增长的可持续性，以及其在产业链中的真实话语权变化，提供了关键线索。
阳光主营业务仍有独立增长韧性，是对冲投资开发业务负面影响的关键支撑
进一步，按照阳光上述新能源投资开发业务在 DBT 模式下的收入处理方式——通过早期将项目子公司转入金融资产并采用投入法分期确认收入，在一定程度上实现了项目风险后置的同时，其项目收入的确认则相对 “前置”。
这也引出了另一个值得关注的问题，阳光在电站开发业务中会采购自家的电力电子转换设备（光伏逆变器）和储能系统，这两块核心部件是目前阳光的主营业务，而电站开发项目是将子公司转入金融资产科目核算（不再纳入合并报表范畴），且该业务是按照分期确认收入，那么阳光的主营业务是否也被分期（或提前）确认了收入？
换言之，阳光近期股价快速反弹的背后，核心业务的增长质量和收入确认稳健性究竟如何？
理论上，新能源投资开发业务的工期长短并不会影响主营业务的收入确认，在满足特定条件时，将一项合同中原本绑定的设备供应与建造服务拆分，单独确认设备销售收入，提前兑现设备利润，提升资金效率。
按照合并报表和内部交易抵消的原则，如果阳光的新能源投资开发业务没有对外形成收入（或确定买方）之前，该业务对内采购的逆变器和储能系统的交易就需要抵消；但在阳光实际的商业逻辑和收入确认方式上，电站项目对应成立的子公司已经与买方签订协议、子公司转入金融资产科目核算、阳光以建造合同的身份采用投入法分期确认收入、并将相关成本计入合同履约成本中，就意味着对应的新能源投资开发业务已经形成对外收入，那么，内部采购的逆变器和储能系统的收入将计入到阳光电力电子转换设备业务和储能系统业务的主营收入中。
以 “光伏电站 + 2 小时储能” 的典型项目为例，总项目成本一般包括：设备采购（BOM）、安装施工、土建、电网接入、项目开发费用、融资成本、税费等，其中 “光伏逆变器 + 储能体统” 合计通常占项目总成本的 40% 左右。
由此可以大致估算，2025 年阳光 166 亿元的新能源投资开发业务能够为其主营业务带来大概 90 亿元~100 亿元的收入，这占到了该年阳光主营业务收入的 13%~15%。
客观来看，这一占比在阳光主营业务收入中并不大，未来随着新能源投资开发业务规模的逐步减少（公司管理层表示将尽可能减少低毛利的开发项目），其为主营业务带来的采购收入也将进一步减少。
这在另一面也反映出，新能源投资开发业务虽然能够做大公司整体营收规模，但其对主营业务的内在贡献有限，阳光电力电子转换设备业务和储能系统业务主要依靠外部第三方的交易驱动增长，其仍然具备相对较强的独立增长基础。
以阳光 2026 年 5 月收获的阿联酋 Masdar 项目的超级大订单为例，该订单以 “7.5GWh 储能 + 2.6GW 逆变器” 项目为主，属于是该项目的承包商或建造商直接向阳光采购储能系统和光伏逆变器，也就是说，阳光是作为供应商的身份参与到该项目，体现的是阳光主营业务的市场竞争力和独立增长质量。
但这也说明，这类境外超级大项目的承接具备很高的进入壁垒，主要由各国（或本地）的大型能源开发公司所主导，现阶段，包括阳光在内的设备供应商很难以 EPC 或 DBT 模式切入到海外项目的开发建设中。
目前，阳光的核心业务优势在于其储能系统业务的规模优势和市场地位，而储能又是全球能源系统升级改造的重点环节，市场需求极大。
由于中国占据了储能中最核心的电池环节的产能优势，阳光很早就进入到储能逆变器领域，加上光伏逆变器的协同能力和高海外业务的占比结构，进而阳光就成为了全球储能建设或新能源电站项目难以绕开的核心供应商，其主营业务的长期增长具备较为稳固的市场基础。
也就是说，哪怕现阶段的阳光没能继续通过新能源投资开发业务实现更大的营收和项目开发的价值段，但在全球强劲的储能市场需求以及自身核心生态位的基本盘下，阳光主营业务仍然能够实现较高的业务增长空间，并且主营业务的毛利率仍保持在 30% 以上，商业效益仍在。
所以，在新能源投资开发业务 “爆雷” 和股价下跌之后，阳光能够通过收获海外大订单、2026Q1 储能系统业务毛利率超 30%、以及中国三峡集团的单一供应商公示等信息，让市场重新聚焦及相信其主营业务仍处在高增长态势中，并且能够对冲新能源投资开发业务的负面影响，实现 “V” 型反弹。
从单一供应商到双核心供应商，阳光的产业链地位稳固且具备长期红利
事实上，经历十余年来的发展，在光伏电站与光储一体化项目的完整价值链中，阳光已经逐步形成较为突出的产业链地位和结构性优势。
尽管现阶段这一优势尚未转化为公司在海外市场以 EPC 或 DBT 模式实现电站项目全生命周期控制的能力，但通过在关键技术环节的持续深耕，阳光已在产业链价值分配中占据了相对领先的位置，其话语权和价值捕捉能力已超过传统的光伏组件供应商。
阳光最初依托光伏逆变器切入产业链，在光伏电站建设中，逆变器作为直流-交流转换的核心电力电子设备，直接决定电站的发电效率、电网接入性能、及长期运行可靠性，也就能够直接影响电站的投资收益效益，其技术壁垒和品牌溢价天然能够赋予该环节较高的价值密度。
例如，天合光能最初通过光伏电站 BOM 中成本占比最高的组件环节（或组件供应商的身份）切入电站项目开发领域，组件在早前的项目总成本中占比超 40%，拥有价值链中最大的话语权，内部之间能够产生有效的协同增益效果。
对比而言，阳光的光伏逆变器在电站项目的 BOM 占比只有 8%~12%，总成本占比仅为 5%~8%，其占据的价值段其实很有限，但在功能上，逆变器就是光伏电站的大脑中枢，承担着电能转换与优化、智能监控与数据中枢、电网交互与支撑、电站系统协同枢纽等多个关键职能。
换言之，如果没有高效且智能的逆变器，光伏电站就难以高效、安全、稳定地运行和并网，以此，阳光也就能够顺利切入到电站项目的开发中。
在此基础上，随着全球储能需求的爆发式增长，阳光并未局限于单一设备，而是依托电力电子核心技术，快速切入储能变流器（PCS）领域，并进一步向上游延伸至储能系统集成，通过将电池、PCS、BMS、EMS 及热管理等子系统进行深度整合，阳光逐步从 “设备供应商” 转型为 “光储系统解决方案提供商”。
在光储一体化电站项目中，阳光依靠光伏逆变器和储能系统两大核心供应环节，将自身的价值链占比扩大至 40% 左右，超越了组件环节/供应商，成为了价值段和功能性两个维度的绝对主导核心。
这意味着阳光通过这两个环节捕捉到的价值，已在相当程度上超越了传统意义上的组件龙头企业，这种 “双核心环节” 布局，使其在产业链中的地位比单一组件供应商更为稳固，也使其更有能力分享光储产业规模扩张与价值重构带来的红利。
自然地，阳光在光储电站项目方案设计与招标阶段的话语权也随之显著增强。
但仍需要客观指出的是，阳光当前在产业链中的强势地位，主要集中于设备供应与系统集成环节，而非项目开发与资本退出环节，尤其在海外市场，其可能还难以大规模实现 EPC 或 DBT 模式的全流程落地。
海外光储项目的主导权目前仍主要由大型能源开发商、电力公司、或基础设施基金掌握，这些主体更倾向于自行或委托专业 EPC 方完成项目开发与建设，再向设备与系统供应商进行采购。阳光虽然在逆变器和储能系统集成上具备极强的竞争力，但短期内尚难以跨越从 “核心供应商” 向 “项目开发商或资本运营商” 的更高价值段延伸。
尽管存在上述边界，阳光在光储价值链中的核心地位依然稳固，其优势在于，
因此，哪怕短期内难以在海外实现 EPC/DBT 模式的全面突破，阳光仍能通过核心设备与系统集成环节，持续分享光储产业规模扩张与价值重构带来的红利。
相较于高度依赖组件价格波动的公司，阳光的产业链地位更具韧性，也更有可能在未来产业红利分配中占据更大优势。
当然，这种长期优势是相对具备说服力的，但对于刚刚经历过 “V” 型走势的阳光而言，市场可能仍然需要阳光用更多的、更具体的、更有数据支撑的财报来加以佐证其长期逻辑的确定性。
题图来源：视觉中国
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显然，业绩/业务的 “爆雷” 就是触发这次下跌的直接原因，
这反映出，阳光目前正处于收入增速换挡与盈利结构重塑的关键发展阶段，而近来影响其盈利结构出现大幅波动的直接指向就是新能源投资开发业务（即平台化业务）的变化。
数据显示，2025 年阳光新能源投资开发业务收入为 166 亿元，同比下降 21%，该业务毛利率从 2024 年的 19.4% 降至 14.5%，其中，2025H2 该业务的毛利率更是压缩至 11% 以内，主要也来自于 2025Q4 的影响。
事实上，该业务的数据波动并非单纯地源自于国内 2025 年出台的 136 号文的政策影响，更多则是来自于该业务的海外运营结果。
并且，该业务的商业模式与收入处理逻辑可能也存在某种出入，部分新能源开发项目长期挂账、最终于 2025Q4 计提大幅减值的实际情况，与此前采用投入法分期确认收入、成本计入合同履约成本的处理方式之间，存在较为明显的矛盾或不一致问题。
其背后折射的是，阳光的新能源投资开发业务至少在现阶段的海外市场里还没能很好地展现出，其能够从一般的 EPC “工程总包” 角色转向拥有获得更高价值段和溢价空间的 DBT “项目总包” 的身份及属性。
也就意味着阳光作为光伏发电站、光储电站中核心供应商的能力和身份的扩充和延展，已经受到了海外市场的限制，这对其延续之前的增长态势构成了现实上的约束，因为其 60% 的业务来自于海外市场。
尽管如此，阳光的股价却在近期快速从大概 130 元攀升至超 190 元，涨幅约 46%，驱动股价短期增长的因素包括，
由此，市场预期发生根本性转向，但核心指向（或修复）的并非是公司的新能源投资开发业务，而是阳光主营业务（光伏逆变器等电力电子转换设备业务、储能系统业务）的再增长预期，公司再度回到了产业链核心供应商的增长逻辑和叙事中。
这一 “V” 型反转背后，隐藏着阳光更深层的商业逻辑与结构性矛盾。
一方面，2025Q4 的业绩 “爆雷” 暴露了公司新能源投资开发业务在海外 DBT 模式转型中的现实瓶颈和约束，公司从早期项目开发、资源获取、到最终股权/资产转让的商业闭环能力尚未完全兑现，导致部分项目在政策与市场环境变化下出现长期挂账与集中减值；另一方面，2026Q1 的快速反弹，则重新聚焦于公司作为全球光储设备与系统核心供应商的底层竞争力（例如储能出货高增、大单落地、国内壁垒巩固），市场预期其主营设备业务仍处于高增长态势。
这两种力量的交织，折射出阳光从 “设备龙头” 向 “光储平台 + 项目开发商” 转型过程中的一个重要观察窗口，
在 “V” 型反弹之后，阳光的股价又于近日下修至 150 元（跌幅超 20%），除了有整体盘面的影响之外，在阳光还没有给出实质性业务数据来支撑或兑现新市场预期的情况下，后者其实也很难形成一致性预期，各方观点及股价容易出现反复。
围绕这些问题，这篇文章将以新能源投资开发业务的商业模式与收入确认逻辑为切入点，结合其在产业链话语权演变中的位置变化，来展现阳光当前所处的转型阵痛、增长约束、与修复路径，为理解其未来可持续性提供一个基于事实与逻辑的分析框架。
从 EPC 到 DBT，阳光新能源投资开发业务的增长作用、演变路径、及隐含问题
现在阳光电源的主营业务分为三大板块——光伏逆变器及电力电子转换设备、储能系统、新能源投资开发业务。其中，光伏逆变器是公司的传统核心业务及能力基本盘，储能系统是近些年来快速崛起的高增长业务，而新能源投资开发业务则长期承担着放大营收规模、延伸价值链的重要作用及角色。
从历史增长路径看，阳光以光伏逆变器起家，凭借电力电子核心技术和品牌积累（该业务长期维持着较高且稳定的毛利率水平），逐步确立国内乃至全球市场的龙头地位。
从 2013 年起，阳光开始在财务报表中单独披露电站系统集成业务收入（可视为当前新能源投资开发业务的前身），以 EPC 承包商的身份切入电站项目开发领域，尽管业务起步时的毛利率只有 10%（当时逆变器业务毛利率为 30%），但第一年的业务收入就占到了公司总营收的 31%。
随后几年里，该业务的营收占比迅速升至 50%，并在 2019 年达到 61% 的最高营收占比，成为公司的第一大收入来源，这期间该业务的毛利率也从最初的 10% 逐步提升至 2018 年的 19%，但在 2019 年回落至 16%。
可见，新能源投资开发业务就是阳光最早的、名副其实的第二增长曲线，阳光通过风光电力电子转换关键零部件业务或核心供应商的身份切入到项目规模更大的电站开发业务中，从而在关键部件业务收入之外，获得承接更多的电站开发业务收入和下游电站开发的涉足深度。
从 2013 年至 2025 年，阳光投资开发业务的毛利率基本介于 10%~20% 之间，影响毛利率起伏的最大变量就是下游电站投资意愿的强弱，也就是政策驱动、容量/发电补贴的商业确定性强弱，当行业出现由政策驱动的抢装潮时，其业务毛利率就会进入到 15% 以上毛利率区间。
在储能市场兴起后，阳光早前投入的储能逆变器关键部件也为其立住了在这一领域的重要生态位，使其逐步发展为储能系统集成商的核心角色，并获得了高毛利率（同样超 30%）和高业务增速的红利。
此时，阳光已涉足新能源电站开发的发电和配储两大关键模块和环节，其电站项目参与的深度得到进一步强化。
自然地，阳光能够孕育出更强的电站开发项目的势能或主导权，过去 EPC 模式只能带来项目设计、采购、建设的价值段，阳光能够进一步涉足更上游的电站项目开发环节，也就是所谓的 DBT 模式，以此囊括整个电站项目从 “立项-设计-采购-建设-股权转让” 的全价值段，因此，DBT 模式能够为阳光带来更多/更大的项目营收，并且也可能会释放出更多的项目毛利或项目的溢价能力。
本质上，阳光试图通过项目开发、资源获取、系统集成以及资产/股权退出等环节，将自身从电站项目的执行者升级至电站项目的开发商，从而在整体价值链分配中占据更有利的位置，实现从 “卖设备/卖 EPC” 向 “卖电站全生命周期价值” 的跃升，捕捉更多的项目资本利得。
然而，这一意图在近年来电站项目落地过程中反映出某种尴尬与约束，阳光新能源投资开发业务因其项目制属性、政策敏感性和海外执行难度等原因，成为近来业绩波动的主要来源。
2025 年，阳光该业务收入同比下降 21% 至 166 亿元，毛利率从 2024 年的 19.4% 降至 14.5%，其中 2025H2 的毛利率进一步压缩至 11% 以内，直接拖累公司整体业绩，需要值得注意的是，这一波动并非仅受国内 “136 号文” 政策影响，海外运营结果同样是重要因素。
阳光 60% 的业务来自于海外市场，而在海外市场，DBT 模式尚未能充分兑现更高价值段和溢价空间，仍较多停留在 EPC 或有限 DBT 阶段，开发能力、退出渠道、与风险控制的匹配度存在一定短板，这是阳光 2025 年报中有关 “爆雷” 舆论的重要成因。
如果把阳光过往的年报数据拉长来看，新能源投资开发业务其实是帮助公司实现更大营收增长的重要驱动引擎，尽管该业务的毛利率有较大的起伏波动，但收入规模基本保持着正向增长并且业务占比不断提高，该业务收入增长的确定性极强。
2022 年~2024 年，阳光新能源投资开发业务的收入快速扩张至峰值（2023 年的 247 亿元），但随后降至 2025 年的 166 亿元，这一过程中积累的风险在 2025H2 集中释放，反映了从 EPC 模式向 DBT 模式转型过程中所隐含的另一面风险问题，一是电站项目的重资产开发问题，二是项目完成后的退出确定性问题。
进而，这也就暴露了过往阳光新能源投资开发业务很可能存在商业模式、风险敞口与收入确认逻辑之间的结构性矛盾——该业务此前的收入确认的确定性极高，但风险却在 2025H2 期间集中爆发，前后出现明显的不一致问题，这成为市场重新审视公司增长可持续性的关键切入点。
阳光 DBT 模式的现实矛盾：更高价值段的项目收入有没有带来更大的项目风险？
简单来看，EPC 模式核心聚焦的是电站项目的执行环节，阳光主要负责设计、设备采购、施工安装与调试，最终按合同约定获得建设收入，这一模式的收入来源相对单一（交易对象为业主或投资方），主要依赖工程合同价款。
由于电站建设市场竞争激烈，EPC 环节的毛利率通常维持在相对较低的区间（例如 10% 上下），更多体现为规模效应和设备销售协同。但在会计层面，这一模式收入的确定性较强，能够按照项目的建设进度确认业务收入。当然，自由现金流或应收账款/账期的实际情况则是另一个维度的问题。
相对而言，DBT 模式则覆盖了更长的价值链，不仅负责建设，还需在前期介入项目开发（土地/屋顶资源获取、并网指标、审批等），并在项目建成后通过股权或资产转让实现退出。因此，DBT 可以获得 “开发溢价 + 建设执行收入 + 股权/资产转让” 的资本利得，同时还能更好地捆绑自家供应设备或零部件业务（例如阳光高毛利的逆变器和储能系统业务）。
理论上，这一模式能够让企业吃到产业链中更多的价格段，实现从 “卖设备/卖建设” 向 “卖电站全生命周期价值” 的跃升。实际上，收益和风险大都是相互匹配的，意味着更多层的溢价空间就会隐含更多的风险承担，而这风险就来源于整个项目的重资产属性和最终项目的退出确定性上。
以天合光能的系统解决方案业务（或早前的系统产品业务和电站业务）为例，该业务同样采用 DBT 模式，其项目收入确认的时点在该项目（或子公司）控制权转移后发生，并且一次性确认整个项目的收入，而在项目开发/建设的过程中，其相关成本计入存货科目核算。
这是典型的 “先入存货、后转让确认收入” 的处理方式，更贴近于报酬和风险在项目实质性转让时才确认收入的原则，其背面反映的就是项目的重资产属性（或风险），一旦项目未能成功转让，天合要么自行运营电站，要么折价或计提损失。
对比而言，阳光新能源投资开发业务的收入确认方式和上述天合的系统解决方案业务或典型的 DBT 模式并不相同。
具体地，在阳光的 DBT 模式中，其通常会成立项目子公司，在与合作方（即项目最终的业务或投资方）签订协议后，将该子公司转入金融资产科目核算（不再纳入合并报表范围），同时继续以建造合同的身份属性，采用投入法（按成本发生比例）分期确认到新能源投资开发业务的收入中，并将合同履约成本转入到主营业务成本，项目建成后，再通过股权或资产转让完成退出。
这一处理方式其实打破了在典型 DBT 模式中所隐含的风险代价问题，原因在于阳光把项目子公司转入金融资产科目时，已经就此项目与买方签订合同，等于是将项目的所有权和风险一并转移至买方；此后项目的开发/建设过程则是按 EPC 模式的收入确认方式，以投入法分期确认项目收入，等于又大幅提升了项目收入的确定性。
这一般会认为是，阳光由于占据了电站建设的两大关键供应部件环节及技术（光伏逆变器和储能系统），从而带来了较强的电站项目话语权，使阳光能够在其 DBT 模式下，一方面按照 EPC 模式分期确认收入，另一方面又将项目的风险提前转移至买方，使其 DBT 模式的收入确认与项目风险实现时点上的错配。
但阳光 2025 年报数据（具体就是 2025Q4）反映出，其电站项目实际上存在长期挂账、最终集中计提大幅减值的情况，这一结果又与上述的阳光 DBT 模式形成出入。
在 2025 年报的相关披露中，阳光在越南的嘉莱风电项目被明确为 DBT 模式，但该项目的实际处理结果与上述阳光 DBT 模式存在计为明显的逻辑矛盾，主要体现在以下两点：
该项目前后所反映的最大问题在于，阳光在嘉莱项目最初阶段可能并没有确定具体的买方，所以该项目的控制权和风险并有实现转移，进而，该项目应该按照时点法确认收入，而不是阳光 DBT 模式的时段法。
2025 年阳光新能源投资开发业务收入同比下降 21% 至 166 亿元，毛利率从 2024 年的 19.4% 降至 14.5%，其中下半年毛利率进一步压缩至 11% 以内，这一数据变化也是上述矛盾在特定时点集中爆发的体现。
从收入结构看，2025 年该业务出现明显收缩，与国内 136 号文推动新能源全面入市、项目 IRR 重定价直接相关，但更值得关注的是，海外运营结果同样是重要拖累因素。公司 60% 的业务来自海外，而在海外市场，DBT 模式的开发能力、退出确定性和风险控制尚未完全匹配前期扩张节奏，导致部分项目出现开发周期拉长、退出受阻的情况，进而影响收入确认和成本结转。
数据显示，2025 年阳光的合同履约成本减值准备由期初的 14.3 亿元降至期末的 5.2 亿元，主要是因为有 5.6 亿元的转销减少金额（其中很可能包含上述的越南嘉莱项目），另外还有 9 亿元的其他减少金额（这主要是其他境外电站项目）。同期，在建工程由期初的 2.6 亿元增长至期末的 14.2 亿元，主要就是有超 20 亿元的境外电站项目重新计入到在建工程中，其中也包括上述 9 亿元的减值准备。
这表明，除了越南嘉莱项目之外，公司还有其他境外电站项目从之前的履约成本转入到在建工程，也就是将风险从 “隐性” 转为 “显性” 表内暴露，或者说由之前的潜在买家手中重新转回至阳光自己手中，这些境外项目可能都正在面临越南嘉莱项目的问题。
基于此，这一业务波动直接传导至公司整体业绩，2026Q1 阳光营收同比下降 18%，归母净利润同比下降 40%，其中新能源投资开发业务在 2025H2 的盈利大幅压缩是重要原因之一。
但更深层的影响在于，市场原本对该业务 “收入增长确定性强” 的认知，在 2025H2 的业绩数据里出现了明显修正，这也使得此前通过投入法分期确认收入所积累的确定性，与实际项目风险释放之间的不匹配问题，暴露得更加充分。
综上，阳光新能源投资开发业务在从 EPC 向 DBT 演进的过程中，虽然理论上具备捕捉更多价值段的潜力，但其商业模式、风险敞口与收入确认逻辑之间存在的结构性矛盾，已经从潜在风险转化为 2025 年的实际业绩冲击。
这一矛盾的根源，既有海外市场开发能力与退出渠道建设的滞后，也有在规模快速扩张过程中对项目风险和收入稳健性的把握问题，这为我们进一步理解公司整体增长的可持续性，以及其在产业链中的真实话语权变化，提供了关键线索。
阳光主营业务仍有独立增长韧性，是对冲投资开发业务负面影响的关键支撑
进一步，按照阳光上述新能源投资开发业务在 DBT 模式下的收入处理方式——通过早期将项目子公司转入金融资产并采用投入法分期确认收入，在一定程度上实现了项目风险后置的同时，其项目收入的确认则相对 “前置”。
这也引出了另一个值得关注的问题，阳光在电站开发业务中会采购自家的电力电子转换设备（光伏逆变器）和储能系统，这两块核心部件是目前阳光的主营业务，而电站开发项目是将子公司转入金融资产科目核算（不再纳入合并报表范畴），且该业务是按照分期确认收入，那么阳光的主营业务是否也被分期（或提前）确认了收入？
换言之，阳光近期股价快速反弹的背后，核心业务的增长质量和收入确认稳健性究竟如何？
理论上，新能源投资开发业务的工期长短并不会影响主营业务的收入确认，在满足特定条件时，将一项合同中原本绑定的设备供应与建造服务拆分，单独确认设备销售收入，提前兑现设备利润，提升资金效率。
按照合并报表和内部交易抵消的原则，如果阳光的新能源投资开发业务没有对外形成收入（或确定买方）之前，该业务对内采购的逆变器和储能系统的交易就需要抵消；但在阳光实际的商业逻辑和收入确认方式上，电站项目对应成立的子公司已经与买方签订协议、子公司转入金融资产科目核算、阳光以建造合同的身份采用投入法分期确认收入、并将相关成本计入合同履约成本中，就意味着对应的新能源投资开发业务已经形成对外收入，那么，内部采购的逆变器和储能系统的收入将计入到阳光电力电子转换设备业务和储能系统业务的主营收入中。
以 “光伏电站 + 2 小时储能” 的典型项目为例，总项目成本一般包括：设备采购（BOM）、安装施工、土建、电网接入、项目开发费用、融资成本、税费等，其中 “光伏逆变器 + 储能体统” 合计通常占项目总成本的 40% 左右。
由此可以大致估算，2025 年阳光 166 亿元的新能源投资开发业务能够为其主营业务带来大概 90 亿元~100 亿元的收入，这占到了该年阳光主营业务收入的 13%~15%。
客观来看，这一占比在阳光主营业务收入中并不大，未来随着新能源投资开发业务规模的逐步减少（公司管理层表示将尽可能减少低毛利的开发项目），其为主营业务带来的采购收入也将进一步减少。
这在另一面也反映出，新能源投资开发业务虽然能够做大公司整体营收规模，但其对主营业务的内在贡献有限，阳光电力电子转换设备业务和储能系统业务主要依靠外部第三方的交易驱动增长，其仍然具备相对较强的独立增长基础。
以阳光 2026 年 5 月收获的阿联酋 Masdar 项目的超级大订单为例，该订单以 “7.5GWh 储能 + 2.6GW 逆变器” 项目为主，属于是该项目的承包商或建造商直接向阳光采购储能系统和光伏逆变器，也就是说，阳光是作为供应商的身份参与到该项目，体现的是阳光主营业务的市场竞争力和独立增长质量。
但这也说明，这类境外超级大项目的承接具备很高的进入壁垒，主要由各国（或本地）的大型能源开发公司所主导，现阶段，包括阳光在内的设备供应商很难以 EPC 或 DBT 模式切入到海外项目的开发建设中。
目前，阳光的核心业务优势在于其储能系统业务的规模优势和市场地位，而储能又是全球能源系统升级改造的重点环节，市场需求极大。
由于中国占据了储能中最核心的电池环节的产能优势，阳光很早就进入到储能逆变器领域，加上光伏逆变器的协同能力和高海外业务的占比结构，进而阳光就成为了全球储能建设或新能源电站项目难以绕开的核心供应商，其主营业务的长期增长具备较为稳固的市场基础。
也就是说，哪怕现阶段的阳光没能继续通过新能源投资开发业务实现更大的营收和项目开发的价值段，但在全球强劲的储能市场需求以及自身核心生态位的基本盘下，阳光主营业务仍然能够实现较高的业务增长空间，并且主营业务的毛利率仍保持在 30% 以上，商业效益仍在。
所以，在新能源投资开发业务 “爆雷” 和股价下跌之后，阳光能够通过收获海外大订单、2026Q1 储能系统业务毛利率超 30%、以及中国三峡集团的单一供应商公示等信息，让市场重新聚焦及相信其主营业务仍处在高增长态势中，并且能够对冲新能源投资开发业务的负面影响，实现 “V” 型反弹。
从单一供应商到双核心供应商，阳光的产业链地位稳固且具备长期红利
事实上，经历十余年来的发展，在光伏电站与光储一体化项目的完整价值链中，阳光已经逐步形成较为突出的产业链地位和结构性优势。
尽管现阶段这一优势尚未转化为公司在海外市场以 EPC 或 DBT 模式实现电站项目全生命周期控制的能力，但通过在关键技术环节的持续深耕，阳光已在产业链价值分配中占据了相对领先的位置，其话语权和价值捕捉能力已超过传统的光伏组件供应商。
阳光最初依托光伏逆变器切入产业链，在光伏电站建设中，逆变器作为直流-交流转换的核心电力电子设备，直接决定电站的发电效率、电网接入性能、及长期运行可靠性，也就能够直接影响电站的投资收益效益，其技术壁垒和品牌溢价天然能够赋予该环节较高的价值密度。
例如，天合光能最初通过光伏电站 BOM 中成本占比最高的组件环节（或组件供应商的身份）切入电站项目开发领域，组件在早前的项目总成本中占比超 40%，拥有价值链中最大的话语权，内部之间能够产生有效的协同增益效果。
对比而言，阳光的光伏逆变器在电站项目的 BOM 占比只有 8%~12%，总成本占比仅为 5%~8%，其占据的价值段其实很有限，但在功能上，逆变器就是光伏电站的大脑中枢，承担着电能转换与优化、智能监控与数据中枢、电网交互与支撑、电站系统协同枢纽等多个关键职能。
换言之，如果没有高效且智能的逆变器，光伏电站就难以高效、安全、稳定地运行和并网，以此，阳光也就能够顺利切入到电站项目的开发中。
在此基础上，随着全球储能需求的爆发式增长，阳光并未局限于单一设备，而是依托电力电子核心技术，快速切入储能变流器（PCS）领域，并进一步向上游延伸至储能系统集成，通过将电池、PCS、BMS、EMS 及热管理等子系统进行深度整合，阳光逐步从 “设备供应商” 转型为 “光储系统解决方案提供商”。
在光储一体化电站项目中，阳光依靠光伏逆变器和储能系统两大核心供应环节，将自身的价值链占比扩大至 40% 左右，超越了组件环节/供应商，成为了价值段和功能性两个维度的绝对主导核心。
这意味着阳光通过这两个环节捕捉到的价值，已在相当程度上超越了传统意义上的组件龙头企业，这种 “双核心环节” 布局，使其在产业链中的地位比单一组件供应商更为稳固，也使其更有能力分享光储产业规模扩张与价值重构带来的红利。
自然地，阳光在光储电站项目方案设计与招标阶段的话语权也随之显著增强。
但仍需要客观指出的是，阳光当前在产业链中的强势地位，主要集中于设备供应与系统集成环节，而非项目开发与资本退出环节，尤其在海外市场，其可能还难以大规模实现 EPC 或 DBT 模式的全流程落地。
海外光储项目的主导权目前仍主要由大型能源开发商、电力公司、或基础设施基金掌握，这些主体更倾向于自行或委托专业 EPC 方完成项目开发与建设，再向设备与系统供应商进行采购。阳光虽然在逆变器和储能系统集成上具备极强的竞争力，但短期内尚难以跨越从 “核心供应商” 向 “项目开发商或资本运营商” 的更高价值段延伸。
尽管存在上述边界，阳光在光储价值链中的核心地位依然稳固，其优势在于，
因此，哪怕短期内难以在海外实现 EPC/DBT 模式的全面突破，阳光仍能通过核心设备与系统集成环节，持续分享光储产业规模扩张与价值重构带来的红利。
相较于高度依赖组件价格波动的公司，阳光的产业链地位更具韧性，也更有可能在未来产业红利分配中占据更大优势。
当然，这种长期优势是相对具备说服力的，但对于刚刚经历过 “V” 型走势的阳光而言，市场可能仍然需要阳光用更多的、更具体的、更有数据支撑的财报来加以佐证其长期逻辑的确定性。
题图来源：视觉中国