2025年海博思创研究报告：把握新能源消纳大机遇，出海开启新成长

一、把握新能源消纳机遇，专注储能系统快速扩张

（一）电池系统集成起家，战略转型聚焦储能系统集成业务

公司自成立以来始终专注于电池系统集成，后战略转型聚焦储能系统集成领域。 根据招股说明书梳理，公司发展历程可分为三大阶段： （1）2011-2015年，技术积累和市场探索阶段。公司成立于2011年，凭借创始 团队在多个领域的技术储备，掌握电池管理系统相关关键技术，为客户提供电池系 统的相关产品。2012-2013年期间相继完成国家电网微网储能项目、南方电网分布 式模块化储能项目等示范项目。 （2）2016-2018年，全面打造和提升研发及生产能力，储能业务形成产业化能 力。2016年公司建设研发生产一体化的北京房山生产基地与高标准实验测试中心。 2017年成功交付57MWh用户侧储能系统项目。同年，公司开展新能源汽车租赁业务， 与自身动力电池系统业务形成协同效应。2018年公司中标国家电网及南方电网的多 个变电站储能项目，储能系统业务开始呈现增长态势。 （3）2019年-至今，剥离其他业务专注储能集成，上市增资开辟全球市场。2019 年以来公司逐步剥离新能源汽车租赁与动力电池业务，聚焦储能系统领域和紧抓市 场发展机遇。2020年以来公司中标参与多个百MWh级大型项目，2021-2024年储能 系统销量分别达0.66/2.15/6.21/11.82GWh，出货规模实现快速增长。2025年1月公 司在科创板上市，进一步夯实企业影响力，未来在保持国内电化学储能系统集成领 域领先地位的同时积极开辟海外市场，有望贡献新增长。

国内储能集成行业领先，布局海外市场贡献第二成长曲线。公司聚焦储能系统 集成，根据招股说明书披露，小部分新能源车租赁业务预计将在2025年完全剥离。 公司储能系统产品全面，包含功率型储能系统、能量型储能系统、用户侧储能系统和系统控制类产品，主要应用于火电机组联合调频、可再生能源并网、独立储能电 站、移动充储与工商业储能等场景。公司产品凭借使用寿命长、综合效率高、可靠 性强、安全性高、智能化程度高等优势，在国内电化学储能系统领域具有较高品牌 知名度与市场竞争力。根据CNESA数据，2024年公司在中国储能系统集成商国内 市场并网装机规模排名第2、出货规模排名第4，龙头地位稳固。公司下游客户包括 国华能集团、国家电力投资集团、华润电力等主要央企发电集团，国家电网、南方 电网等电网公司，及特变电工、晶澳科技等大型新能源集团企业。近年来公司加速 全球化布局，大力拓展海外市场渠道，有望贡献第二成长曲线。

董事长张剑辉博士为实控人，股权结构稳定。公司董事长张剑辉为公司实际控 制人，截至 2025 年一季度末，直接持有公司 20.31%股份，通过嘉兴海博间接持有 公司 3.94%股份，为公司第一大股东。张剑辉、徐锐与嘉兴海博为一致行动人，合 计持有公司 24.25%股权。公司通过多次增资扩股引入产业资本，持续完善在储能 领域的战略布局。

核心管理层具备电气工程、计算机科学背景，曾就职于西门子、美国国家半导 体等电气设备头部企业，行业经验丰富。董事长张剑辉博士毕业于美国加州大学伯 克利分校电气工程与计算机科学专业，为正高级工程师，曾任美国国家半导体公司 资深电路设计工程师、资深电路设计经理，西门子（中国）有限公司智能电网集团 首席技术官。董事钱昊毕业于美国弗吉尼亚理工大学电气工程专业，正高级工程师， 曾任美国国家半导体公司高级电路工程师，美国德州仪器公司高级系统工程师，技术基础深厚。主要高管团队均拥有博士学历、具备海外电气设备头部企业任职经历， 行业经验丰富，具备全球化视野，助力管理团队准确把握行业发展趋势。

上市前推出股权激励计划，进一步激发员工积极性，彰显管理层发展信心。公 司在上市前推出两批股权激励计划，采用员工持股平台间接持股与股票期权行权后 直接获取股票相结合的方式进行。 2022年11月公司通过员工持股平台授予3名监事及2名高级管理人员共5人1491 万出资份额（1元/出资份额，6.5出资份额/股），对应公司股份价格为6.5元/股。 2022年11月公司另推出分期的股票激励计划，于上市后分期实施。本次激励包 含2名高级管理人员及102名公司普通员工（共含有4名核心技术人员），共授予激 励对象合计不超过610.17万份股票期权，对应610.17万股普通股，股票行权价格为 11.46元/股。第一个行权期起始时间为股票期权授权之日起24个月后的首个交易日 或公司上市之日的首个交易日（熟晚），行权条件为以2022年为基数，2023年的营 业收入增长率不低于30%，对应34.14亿元，行权比例50%，行权结束日为股票期权 授权日起36个月或公司上市之日起12个月内的最后一个交易日（孰晚）。第二个行 权期起始时间为第一个行权期到期后的首个交易日，行权条件为以2022年为基数， 2024年的营业收入增长率不低于62.5%，对应42.67亿元。两期股权激励考核指标均 已达成，彰显公司业务拓展能力。

IPO募资扩产进一步提高公司实力与行业影响力。2025年1月公司于科创板上市， 共发行股票0.44亿股，占发行后总股本的25%。募集资金7.7亿元用于扩产2GWh储 能系统产能、储能系统研发及产业化、数字智能化实验室建设等项目，进一步加强 公司在技术研发和产品创新的领先地位。

（二）紧抓新能源消纳大机遇，储能业务高速成长

公司专注储能集成领域，乘时代东风快速成长。2020年以来新能源装机快速增 长带动消纳压力凸显，配储势在必行，2021年国家发展改革委、国家能源局印发《关 于加快推动新型储能发展的指导意见》，储能行业步入高速发展期。根据国家能源 局数据，2022-2024年新增储能装机15.4/48.7/101.1GWh，连续三年增速超100%， 储能装机快速增长带动公司出货规模跃迁，根据公司招股说明书与2024年年度报告 披露，2022-2024年公司出货2.2/6.2/11.8GWh，同比增长228.3%/188.8%/90.2%， 已成为国内储能系统集成领域龙头企业。

2024年行业竞争加剧，价格下行导致收入业绩增速有所放缓。2020-2023年受 益于消纳需求，公司收入规模快速增长，营业收入自2021年的8.4亿元提升至2023 年的69.8亿元，3年复合增速达166.2%，规模效应下归母净利润呈现爆发式增长。 2024年受国内市场竞争加剧、储能系统投标报价不断下行影响，公司营业收入与归 母净利润增速放缓，2024年实现营收82.7亿元，同比增长+18.4%，归母净利润6.5 亿元，同比增长+12.1%。

近三年净利率保持稳定，拓展海外市场提升盈利能力。随着储能产业链日趋成 熟，公司毛利率小幅下降，通过精细化管控2022-2024年净利率保持稳定，2024年 公司毛利率、净利率、期间费用率分别为18.5%、7.9%、8.9%，同比-1.3pct/-0.4pct/ +1.1pct，费用率提升主要系公司持续保持产品竞争力，研发费用提升所致。2025 年一季度受交付周期影响收入增速放缓，费用率提升影响整体毛利率。近年来公司 加大海外市场拓展，2024年海外收入达5.4亿元，收入占比提升至6.5%，海外市场 毛利率42.1%，大幅高于国内市场的16.8%。后续公司有望通过加大海外市场拓展， 提升海外高毛利率收入占比，进而实现盈利能力的再提升。

剥离其他业务聚焦储能集成主业，电网侧独立储能应用场景占比逐步提升。 2021年以来公司逐步剥离新能源汽车租赁与动力电池系统业务，聚焦储能系统集成 主业，根据招股说明书披露，2024年上半年电网侧与电源侧收入占比分别为58.3%、 40.6%，相较于2023年提升4.1pct、下降4.9pct。受新能源配储利用率较低影响，电 源侧储能竞争激烈程度高于电网侧，导致电源侧新能源配储产品毛利率大幅承压， 公司基于自身产品优势与对电网的深刻理解，扩大电网侧独立储能份额，降低行业 竞争加剧对盈利能力影响。展望后续，随着136号文取消新能源强制配储，公司在电 网侧独立储能领域积累的品牌影响力与运营经验助力公司穿越周期持续成长。

二、烈火见真金，储能行业迈向高质量发展新阶段

（一）国内 136 号文开启储能新篇章，大储由强配向市场驱动转变

始于强制配储，136号文开启市场化驱动新篇章。复盘国内新型储能行业发展 历程： ①政策驱动期（2020-2024年）：2020年以来新能源装机规模快速发展，电网 消纳压力逐步显现，新型储能作为平抑新能源出力波动、补充电力系统灵活性资源 的重要手段之一，重要性逐步提升。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关 于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年新型储能建设规模达到30GW。 随后，各地相继出台新能源并网需强制配套10%-20%、2h储能的要求，行业高景气 态势初显。2023年7月，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构 建新型电力系统的指导意见》，储能应用场景、商业模式、盈利机制逐步明晰。根 据国家能源局数据，2022-2024年新增新型储能装机15.4/48.7/101.1GWh，连续三 年增速超100%，储能行业已呈现规模化发展。 ②市场驱动期（2025年以后）：强制配储虽带动新型储能装机规模的快速增长， 但新型储能利用率较低、盈利能力较差等问题日益凸显，2025年2月国家发展改革 委和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展 的通知》（发改价格〔2025〕136号，下文简称“136号文”），明确指出不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，标志着强制配储时代 落幕，新型储能装机将进入市场和需求双驱动的时代。展望后续，随着136号文推动 新能源全电量参与市场，新能源消纳压力逐步向新能源运营商自身转变，此外现货 市场快速推进带动负电价频率提高、时段拉长，新型储能作为支撑新能源消纳与电 网灵活性资源的刚需仍在，市场驱动的电网侧储能有望保持快速增长。

136号文发布+现货市场提速，新型储能实现从强配到市场化收益转型。136号 文推动储能产业由政策驱动转向市场驱动，我们认为136号文推动储能产业三重变革， ①储能价值模式改变，强制配储退出后，过去依赖补贴和行政指令的商业模式或终 结，储能需要通过电力现货市场、辅助服务市场、容量补偿等市场化交易实现盈利。 未来储能电站有望跳出唯成本中标的模式，更加考验储能系统全生命周期收益能力。 ②投资方或更为谨慎，面对全面市场化、充分竞争的电力市场，新能源项目投资方 对配储经济性的评估或更为谨慎。③企业必须通过技术优势、商业模式创新和成本 控制提升自身竞争力，倒逼储能企业从“低价竞标”转向“价值创造”，对储能系 统的独立市场化交易提出更高要求。 136号文关键在于推动新能源全电量入市并构建可持续发展价格结算机制，短 期看，新能源全电量入市，其所需要承担的消纳成本将通过电力市场全面显现，新 能源强制配储政策取消成为必然，短期内或导致储能需求阶段性下降。长期看，新 能源全量入市进一步拉大现货峰谷价差，为调节性资源提供更多效益空间，一方面 增大独立储能需求，另一方面对储能运行提出更高要求，树立高性能护城河。此外， 2025年4月国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现 货市场建设工作的通知》提出，全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现 电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节 供需的关键作用，现货市场建设加快亦有助于新型储能向获取市场化收益转型。

新能源配储装机规模占比近四成，未来新型储能向独立储能发展。根据中电联 数据，2024年新增37.1GW新型储能中，独立储能/独立储能达23.2/13.1GW，同比 +150%/58%，占新增装机比例分别达62.5%/35.3%。截至2024年底，电源侧、电网 侧、用户侧电化学储能装机占比分别为41.2%/57.0%/1.8%，其中独立储能主要集中 于山东、江苏、宁夏、湖南、内蒙古等给予独立储能较好商业模式与电力市场机制 较完善省份。展望后续，随着强制配储政策取消，后续储能发展将以独立储能形式 为主。

利用率持续向上，市场驱动下新型储能盈利能力有望提升。2024年3月国家能 源局发布《2024年能源工作指导意见》中提出强化促进新型储能并网和调度运行的 政策措施；2024年3月，国家能源局再发《关于促进新型储能并网和调度运用的通 知》，进一步保障新型储能利用率。根据中电联发布的《2024年电化学储能电站行 业统计数据》，2024年电化学储能利用率明显提升，年均利用小时数由2023年的611h 提升至2024年的911h，同比+49%；平均等效充放电次数（统计期间实际充放电量 与2倍额定能量比值）由162次提升至211次（相当于1.7天完成一次完整的充放电），同比+36%。整体利用率方面：火储联调>工商业配储>独立储能>新能源配储，新型 储能利用率持续提升。

招中标规模高增验证全年景气度，重视盈利能力下集成价格有望企稳。根据我 们对储能头条与北极星储能网中标数据统计，2025Q1国内新型储能累计招标 17.2GW/97.5GWh，同比大幅增长，主要系136号文推出后央企集采节奏提前，其 中集采规模达55.2GWh，占比过半。价格方面，2h储能系统报价下探至0.45-0.50 元/Wh，中标价格持续下探，未来随着136号文执行后储能更加注重运营效率，预计 储能系统价格有望止跌企稳。

（二）海外刚性需求，欧洲、中东、印度有望快速放量，美国关税影响 可控

欧美仍为海外最大储能市场，大储发展动力充足。根据CNESA统计，2024年 全球新型储能新增74.1GW/177.8GWh，同比增长62.5%/61.95，美欧仍为海外最大 储能市场。2024年美国市场新型储能新增装机11.8GW/31.2GWh，同比增长 35.1%/20.0%，尽管近期受到关税与补贴不确定性影响，出货节奏有所调整，但受 新能源增长+电网稳定性需求提升影响，新增投运新型储能规模创历史新高，其中电 网侧占比超60%，用户侧呈现“户用主导、品牌集中化趋势”。2024年欧洲市场新 型储能新增装机11.1GW/21.1GWh，欧洲此前以户储为主，2024年受能源价格回落、 利率上涨、补贴退坡与库存积压因素影响，户储装机出现下滑，而大储发展则受到 新能源装机过多带来的负电价频发、补贴倾斜及电力市场改革，发展逐步起步。 中东大项目频出，印度需求有望快速放量。根据OFweek储能网统计，2024年 以来中东大项目频出，如阳光电源与沙特Algihaz签约7.8GWh储能、特斯拉与 Intersect Power签署15.3GWh Megapack储能系统、比亚迪中标沙特电力公司（SEC） 12.5GWh电池储能系统、宁德时代中标阿联酋能源公司Masdar 19GWh储能合同等。 此外印度在本轮印巴冲突后更加注重能源安全，根据印度电力部（MoP）要求，新建光伏项目需配套10%、2h储能系统，基于此印度电力部门预测到2030年将安装约 14GW/28GWh的储能系统。截至2024年底，印度电化学储能仅0.11GW，预计印度 电化学储能市场有望快速放量。

1. 欧洲：负电价冲击光伏经济性+灵活性资源需求迫切，大储发展提速

灵活性资源需求迫切+商业模式完善+补贴转向，欧洲各国大储发展明显提速。 2022年以来受俄乌冲突引发的能源危机影响，欧洲各国加快能源转型节奏，同时能 源价格的大幅上涨推动欧盟进行电力市场改革。2023年10月欧盟理事会通过电力市 场设计改革方案，方案鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧 响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，从顶层架构层面强调新 型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用，从制度层面为欧洲大储发展扫清障碍。 同期欧洲多国负电价事件频发，2023年7月4日德国与荷兰部分时段的电力价格甚至 跌至-500欧元/兆瓦时，新能源装机较高国家如法国、英国等均出现多次负电价，大 型地面电站项目配储意愿明显提升。此外，欧洲多国补贴从户储向大储倾斜，如德 国、意大利、波兰等国推出针对大储的补贴政策，并优化并网流程、放宽储能上限， 大储规模实现快速增长。根据SolarPower EU数据，2024年欧洲大储新增装机 11.0GWh，同比大幅增长205.6%，首次超过户储成为欧洲储能第一大细分领域，其 中英国、意大利为主要国家，大储发展明显提速。

英国：电力供应与灵活性资源受限刺激大储需求位欧洲之首，大储快速发展得 益于容量市场及电价机制完善、丰富的收益模式。英国作为岛屿国家，与欧洲大陆 各国相比，其电力供应能力和电网灵活性存在一定局限。一方面，煤电不断退出导 致电力供应缺口加剧，另一方面，风电、光伏等波动性可再生能源对电网形成冲击， 大幅增加英国电力系统的平衡成本，配储意愿强烈。英国电力市场自由化程度较高， 储能可参与模式众多，包括容量市场、电能量市场、平衡备用市场、调频辅助服务 市场等，通过收益模式叠加可获得较为理想的回报。根据集邦储能，英国在其官方 公布的最新版未来能源愿景规划（FES）中大幅上调储能装机的短期目标，相较于 2022年的版本，新版FES拉高对2024-2027年的储能装机预期。综合看，新能源装 机增长、收益模式完善、项目储备丰富等因素叠加，预计在短期内，英国储能需求 或将快速放量。

意大利：新能源供需空间错配带动储能需求，177亿欧元援助助力大储提速。 根据Timera Energy数据，意大利政府计划至2030年新部署约50GW太阳能和16GW 风能，考虑到意大利风光资源，其中很大部分将部署于南方与西西里等岛屿区域， 但由于用电负荷主要集中于北方发达经济区，新能源发用电空间错配导致意大利未 来将面临较严重灵活性资源缺乏问题，电力储能和输电网建设至关重要。2023年12 月，欧盟批准对意大利177亿欧元的储能援助计划，以支持其在未来10年发展总容 量超9GW/71GWh的集中式储能系统，预计援助将持续至2033年底，并通过招标程 序向储能开发商提供年度付款。预计后续意大利大储装机将快速增长。储能长期合 同支持机制（MACSE）降低风险敞口，扩大资金支持更快部署大储。新机制下，意 大利国家电网运营商Terna根据长期合同（例如 12-14 年期限）直接竞标大容量储 能，降低商业风险敞口、扩大资金来源，有力缓解南方与岛屿区域输电限制问题， 预估到2030年将在南北分别建成81GWh和13.8GWh储能容量，其中南方将有 71GWh由MACSE支持建设。

2. 美国：市场机制存在大于关税影响，电网矛盾增强美国储能收益韧性

新能源装机带动灵活性资源需求+电网升级+并网规则优化，大储发展有望提速。 根据Wood Mackenzie数据，2024年美国储能新增装机12.3GW/37.1GWh，增长 32.8%/34.1%，其中公用事业储能（表前储能）、工商业、户储容量分别为 33.7/0.4/3.0GWh，表前储能占据美国最大储能份额。2023年受并网审批项目积压、 并网审批放缓、贷款利率高企及补贴政策变动等众多因素影响，部分公用事业储能 项目延迟并网导致美国储能装机存在一定季节波动，2024年上述问题的逐步缓解叠 加新能源装机规模的持续扩大+成熟商业模式，储能高增速延续。2025年面临关税、 IRA补贴等不确定因素影响，预计新增装机45-50GWh，同比+30%。

关税大幅缓和，美国储能需求有望重启。2025年以来美国政府多次对中国加征 关税：2月4日，对中国商品加征10%关税；3月4日，对中国商品新增双10%关税叠 加措施；4月2日，对所有国家征收10%的关税，对中国征收34%“对等关税”；5月 12日，中美达成关税共识，此前34%“对等关税”中的24%暂停90天，仅加征10%。 具体到储能领域，目前对美储能系统关税主要由四部分构成：①基本关税3.4%；② 301关税：2025年7.5%，2026年起25%；③“芬太尼”关税：2月与3月分别加征10%， 合计20%；④对等关税：谈判后10%。综上目前对美储能系统综合税率合计40.9%， 2026年301关税调整后将达到58.4%。但相较于此前125%甚至更高的对等关税导致 对美储能发货及部分项目处于停滞状态，目前在关税大幅缓和下，美国储能需求有 望恢复正常。

良好市场机制始终是美国储能发展的基石，关税与IRA极端情况下IRR仍有 7-9%。得益于美国成熟的电力市场，储能系统在此前高成本下仍保持较高的成长弹 性，盈利能力持续良好，根据Wood Mackenzie数据，美国储能EPC价格从22年初 的约$2000/kW（4.5元/Wh）下降至24年初的约$1000/kW（2.3元/Wh），25年进一 步下降至约1.8元/Wh，在价格大幅下降的背景下储能系统新增规模从22年的15GWh 提升至24年的约40GWh，25年考虑关税预期本无降价计划、但系统端仍可通过规模 化效应降本，对冲关税影响。我们认为，尽管EPC价格上可能有波动，若叠加各项关税EPC报价或回到24年水平，但良好的市场机制始终是美国储能快速发展的基础、 后续应重点关注市场化机制（包括现货市场与辅助服务市场盈利变化）对收益率的 积极影响，相较于关税仅限于系统端、IRA对总成本的补贴影响更大。我们测算在0.9 元/Wh的FOB报价、40.9%/58.4%的综合税率、IRA补贴比例降为0的情况下，独立 储能IRR仍有10.0%/8.7%、新能源配储IRR仍有10.4%/10.0%，相较于此前关税IRR 恢复至合理区间。

3. 亚非拉：能源转型+电力短缺，多国大项目频出

中东：2030愿景下的能源转型驱动储能发展。近年来中东各国能源转型步伐加 快，沙特阿拉伯《2030愿景目标》提出减少对石油的依赖，到2030年至少发展9.5GW 可再生能源，此后分别在2018年、2023年两次上调2030年可再生能源装机目标，预 计到2030年实现130GW的可再生能源装机目标。此外中东多国电力危机加剧，2024 年夏天伊朗用电高峰日平均电力缺口达到了20GW，预计25年该数据将进一步提升； 科威特电力部预警2025年夏季将面临1.6GW电力缺口，预计2029年扩大至5.6GW。 电力危机促使中东各国加速新能源进程，储能配套需求亦有所提速。

非洲：电力供应不足与发电设备老化导致断电频发，布局清洁能源转型正成为 新趋势。据非洲开发银行公布数据，目前非洲通电率仅大约40%，超过6.4亿非洲人 生活在无电地区，现有发电设施老旧化程度较高，因此非洲多国正加紧建设可再生 能源项目，以求缓解供给压力。南非作为非洲经济相对发达的国家之一，一直受持 续的电力供应短缺与负荷的困扰。目前南非政府正在利用其独立电力生产商(IPP)采 购计划和混合电池储能与可变可再生能源项目采购公用事业规模电池储能系统，并 积极鼓励私营部门参与扩大储能能力，以减轻国家电网的压力。

2024年以来亚非拉区域大项目频出，有望成为2025年大储需求重要增量。2024 年以来沙特、阿联酋、智利等国家陆续发布GWh级大储项目，根据OFweek储能网 统计，阳光电源与沙特Algihaz签约7.8GWh储能、比亚迪中标沙特电力公司（SEC） 12.5GWh电池储能系统、宁德时代中标阿联酋能源公司Masdar 19GWh储能等，后 续仍有多个大项目待招标，预计亚非拉区域将成为2025年全球大储重要增量。

（三）市场空间：中美增速换挡，欧洲、中东保持高速成长

预计2025年全球储能新增并网规模228GWh，同比+18%。考虑国内136号文推 动储能向市场化方向转变、取消强制配储政策后，预计储能新增装机将迎来增速换 挡，大储装机预计持平略增。美国市场受IRA补贴不确定性增加叠加关税政策影响， 大储新增装机或有放缓。欧洲市场电改进一步完善储能经济性，多国对储能提供相 应补贴，大储有望持续放量，户储需求受降息与光伏上网电价下降影响有望回暖。 预计2025-2027年全球储能新增装机约228/280/366GWh，同比+18%/+23%/31%。

三、路遥知马力，稳扎国内拓展海外新成长

（一）产品性能优异，加码“交易能力”抢占储能运营下一制高点

公司以电化学储能技术为核心，构建覆盖全场景的储能系统解决方案。目前公 司已形成从电芯到系统集成、从硬件到智慧运维的全链条能力，为“源－网－荷” 全链条客户提供一站式整体解决方案。公司储能产品包括：①能量型储能系统：具 备风冷和液冷两种方案产品，满足2h、4h等多种时长应用，主要应用于可再生能源 并网、独立储能电站。②功率型储能系统：具有高充放电倍率，支持2C持续运行， 满足一次、二次调频需求，响应速度快，有效提升电力系统的调频能力，主要应用 于火电机组联合调频、独立储能辅助调频、可再生能源并网。③用户侧储能系统： 支持虚拟电厂、并网、离网多种模式，主要应用于满足移动储能、工商业储能。④ 系统控制类产品：包括电池管理系统BMS、能量管理系统EMS、功率协调控制系统 PMS、储能变流系统PCS、海博云，支持全场景储能系统。

研发积淀深厚，转换效率等产品性能领先行业。经过长期研发积累及技术升级 迭代，公司储能系统产品具备安全性高、可靠性强、使用寿命长、智能化程度高等 价值特性，能够有效满足储能领域复杂场景应用需求。根据公司2024年年度报告， 公司高压级联型储能系统并网效率超92%，相较传统低压型储能系统效率提升超 3pct；公司百兆瓦级储能系统并网性能效率最高可达87.8%，相较传统集中式效率提 升超2pct，大幅高于2024年100MW以上独立储能电站平均83%转换效率。此外，公 司在SOC（荷电状态）估算精度上达到行业领先水平，平均误差小于3%，较国标要 求低5pct，进一步彰显公司产品性能优势。

136号文引领储能进入“交易时代”，软硬件协同决定盈利能力，海博AI云平 台助力全生命周期项目价值最大化。136号文推动储能向价值回归，储能产业由政策 驱动转向市场驱动，对投资方、设备厂商、商业模式提出更严格考验，倒逼储能企 业从“低价竞标”转向“价值创造”，对储能系统的独立交易能力亦提出更高要求。 我们认为，随着储能行业进入“交易时代”，软硬件协同有望成为储能在电力市场 获利核心竞争力，其中硬件层面决定度电成本、软件层面决定经营效率。公司作为 较早将AI与大数据应用于储能领域的厂商，通过内置AI大模型，整合气象数据、市 场信息、电价曲线、负荷预测等，实现峰谷电价的准确预测。此外公司发布海博AI 云平台，提供从项目规划、设备设计、预测运维、智能调度到安全监控的全流程服 务，准确进行新能源与储能配置规模测算，提升新能源电能消纳比例，为新能源与 储能更高的投资收益，同时为负荷提供最低的综合用电价格。 储能运维服务有望成为刚需，公司丰富运营经验有望拓展储能后市场服务。展 望后续，交易能力有望成为决定储能项目盈利能力的胜负手，熟悉电力市场交易有 望成为储能运维的核心。2019年公司与南方电网合资成立调峰调频（广州）公司， 通过大型调峰调频项目积累电网运营经验。根据CNESA数据，2024年公司在中国储 能系统集成商国内市场并网装机规模排名第二、出货规模排名第四，大量在运行项 目为公司优化算法、提升交易能力提供良好借鉴，公司有望通过提供后市场运维服 务进一步提升盈利能力。

（二）合作头部央企，渠道优势确立龙头地位

公司客户资源优质，与头部央企合作关系稳固。公司凭借丰富的产品体系、优 质的产品性能与快速响应的客户服务能力，已经与全球众多企业建立合作关系。根 据公司招股说明书披露，公司下游客户包括华能、国电投、华润电力、大唐、中核 工业等主要央企发电集团，国家电网、南方电网等电网公司，特变电工、晶澳科技 等大型新能源集团企业等，优质头部客户资源支撑公司业务持续向上。国电投、华 能、华润电力连续多年稳居前五大客户，2021-2024H1前五大客户销售额分别占比 78.2%、83.7%、74.4%和58.4%，头部客户贡献公司重要收入。此外公司积极拓展 海外客户，与施耐德电气、Fluence等海外电气设备或储能集成龙头企业建立稳固合 作关系，加速海外市场拓展。

2024年国家能源集团、国电投、中核三家能源央企储能系统并网规模大幅领先， 公司在头部企业中标份额较高。根据湖南省可再生能源学会、寻熵研究院统计，2024 年共有超600家业主/开发商实现储能项目并网，同比增速超100%。央国企电力开发 商仍为国内储能项目建设主力，2024年并网规模排名前六的业主为国能、国电投、 中核、华电、大唐、华能，前六名中4家为公司前五大客户，凸显公司渠道优势。从 并网项目的设备供应商维度看，2024年中国储能市场共计完成了1325次储能采招工 作，对应的实际储能系统需求为81.2GW/207.4GWh（不含电芯和PCS单独招标）， 同比增长超75%，公司中标规模位列第二。

（三）国内份额领先，出海开启新成长

公司作为国内储能系统集成龙头企业，市场份额领先。公司自聚焦储能系统集 成业务以来，连续多年出货规模保持行业领先，根据CNESA统计，公司连续四年保 持国内储能系统并网规模排名前二地位，根据公司年度报告，2024年公司储能系统 出货11.8GWh，同比+90.2%，龙头地位稳固。随着136号文推出带动储能商业模式 发生变化，行业竞争有望从低价竞争向高效竞争转变，仅提供集成产品而不具备数 字化能力的中小企业或将出清，行业供给有望加速向头部聚集，公司作为龙头企业 市占率有望进一步提升。

聚焦高性能市场需求，独立储能市占率行业第一。公司储能产品主要集中在电 网测和电源侧，其中电网侧主要为独立储能，电源侧主要为新能源强制配储。电源 侧新能源强制配储受市场机制尚不完善影响，价格竞争激烈，行业存在“劣币驱逐 良币”现象，而独立储能受商业模式影响价格情况优于新能源配储。公司优先保障 盈利能力，积极参与独立储能项目，包括阜阳600MWh独立储能项目（国内最大的 液冷独立储能项目）、重庆储能项目（西南地区最大新型储能项目）、新疆二号储 能项目等。近年其在独立储能上的营收占比也不断提升，根据公司招股说明书数据， 2022-2024H1年电网侧独立储能营收占比29.3%/53.8%/57.8%，占比不断提升。根 据海博思创问询函回复公告，公司2022-2023H1在国内市场独立储能应用场景市场 占有率约18.8%，位居首位。

基于国内龙头地位拓展海外市场，2024年有望开始放量。2022年公司组建境外 储能业务团队、设立销售服务中心。2023年陆续在新加坡、美国、澳大利亚、德国 设立全资子公司，同步开展北美、欧洲、澳洲等区域的市场开发活动，境外业务开 拓提速。认证方面，公司已完成海外储能系统产品的IEC与UL认证；客户方面，根 据公司2024年年度报告，公司与欧洲电气设备龙头施耐德电气、能源龙头壳牌建立 战略合作关系；与美国头部储能系统集成商Fluence达成长期合作，未来有望批量供 货；与法国独角兽企业NW合作提供500MWh储能系统；与向澳大利亚能源集团 Tesseract提供近1GWh大型储能和工商业储能项目，预计2025年海外市场出货有望 放量，其中欧洲作为国内储能出口订单的主要区域有望率先放量。 海外市场订单盈利能力大幅优于国内，海外订单占比提升有望提高公司盈利能 力。2020年以来公司业务主要聚焦国内市场，毛利率持续下滑，2024年公司毛利率 18.5%，同比下滑1.3pct，而阳光电源、盛弘股份通过拓展海外储能市场，储能业务 毛利率大幅领先公司，2024年储能业务板块毛利率分别为36.7%、29.6%。随着公 司海外业务逐步放量，预计公司整体毛利率有望逐步提升。

编辑：火腿肠