国内领先的电化学储能系统解决方案与技术服务供应商，在储能系统集成方面处于全球领先地位。海博思创成立于 2011 年，凭借创始团队在电池管理系统领域的技术储备，2018年以前公司业务包括电化学储能系统、动力电池系统业务、并于2017 年通过开展新能源车租赁业务实现与动力电池系统业务的协同。2019 年起，随着公司转型聚焦储能系统业务，公司逐步收缩动力电池及新能源车租赁业务，于 2022 年 11 月完成子公司亿恩新动力全部股份转让、不再开展动力电池业务，同时计划于 2025 年完全剥离新能源车租赁业务。2024及2025年 H1，公司储能系统收入占比分别为 99.1%、99.8%。 2025 年 1 月，公司在 A 股上市，实控人为张剑辉和徐锐夫妇。截至2025年9月底，张剑辉及一致行动人持有股份比例合计为 24.17%。 根据标普全球能源（S&P Global Energy）统计，海博思创在2024 年全球电化学储能系统集成商新增储能装机规模排名前三；根据中国电力企业联合会统计，截至2024年年底，国内已投运电站装机量排名中，海博思创位居第一。截至 2025 年11 月，公司深度参与全球超400 个储能项目，累计实现 45GWh 以上规模储能项目的成功落地。储能业务发展历史来看：公司最早于 2012-2013 年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性项目，并于 2017 年成功交付57.45MWh 用户侧储能系统、标志着公司全面掌握储能系统关键技术和产业化能力。2018 年起，公司中标国家电网及南方电网多个变电站储能项目，储能系统业务开始呈现增长态势。2020 年以来，公司先后中标多个大型项目的储能设备供应，并在国内电化学储能系统集成领域确立领先地位。
公司储能产品覆盖电源侧、电网侧、用户侧，储能系统集成出货量全市场领先。其中：1）电网侧：储能在电网侧主要应用于优化电网结构、参与电网调峰调频、改善电能质量等，包括独立储能电站、变电站配套储能电站等，客户主要为电网公司。2）电源侧：储能在电源侧主要应用于电力调峰、系统调频、可再生能源并网、促进新能源消纳等场景，公司产品可用于新能源配储和火储联合调频，客户主要为发电企业。3）用户侧：储能在用户侧主要应用于峰谷价差套利、容量电费管理、提升供电可靠性等，客户主要为工商业企业。受益于国内可再生能源建设及储能装机快速增长，近年来公司产销率维持高位，盈利规模迅速攀升。2021-2024 年，公司储能系统销量从 0.655GWh 提升至11.815GWh，3年复合增速达到 162%，带动营收从 2021 年的 8.38 亿元增长至2024 年的82.70 亿元，同期归母净利润从 0.11 亿元攀升至 6.48 亿元。2025 年前三季度，公司实现收入79.13亿元，同比增长 52.23%；实现归母净利润 6.23 亿元，同比增长 98.65%。
2.1.容量电价+现货市场加速推进储能收益率模型愈发清晰
新型储能定位清晰，即作为调节性资源增强新型电力系统的保供和新能源消纳能力。此前我们发布《独储迎来商业化关键节点 规模化发展β或已现》提到：在双碳目标下，为确保电网安全稳定、电力保供、扩大新能源消纳空间，新型电力系统需具备充裕的灵活性调节资源。而国家层面则多次强调电力系统调节能力建设：2024 年12 月国家发改委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027 年）》，提出“通过调节能力的建设优化，支撑 2025—2027 年年均新增 2 亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于 90%”；2025 年 8 月国家发改委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027 年）》，提出到 2027 年“全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上”。 国内储能市场正经历从“政策驱动”到“市场驱动”的过渡期，经济性驱动下，独立储能装机或迎来快速成长期。 从独立储能项目的作用出发，其盈利需要成熟的电力市场对其价值进行合理定价：调峰价值需通过现货市场套利实现，调频价值需通过辅助服务市场实现，容量价值则需要容量补偿/容量电价机制实现。
然而，过去我国电力系统平衡需要与电力市场机制建设节奏不匹配，储能项目投资更多由强配政策驱动。例如，2021 年起多个省份出台配储政策，多数地区要求配储比例10%~20%、储能时长不低于 2h。然而，在以容量租赁作为主要收入来源、且缺乏现货市场峰谷价差套利条件的情况下，储能电站普遍存在调用次数低、利用率不足的现象。
现货市场+容量电价/补偿机制加快推进，国内储能迎来商业模式关键节点：1）现货市场：2025 年 4 月底，国家发展改革委、国家能源局发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确加快电力现货市场建设及时间节点。该通知指出：“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”；截至2025 年11月初，全国 28 个省份电力现货市场已进入连续运行，其中山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江 7 个省级现货市场转入正式运行。 2）容量电价/补偿机制：2022 年起，多地探索放电量补偿、容量电价机制，部分地区已显现较强激励效果。山东最早于 2022 年 8 月出台针对独立储能的放电量补偿政策，此后新疆、浙江、广东相继出台容量补偿；2025 年以来河北、内蒙古、山西、宁夏、甘肃、辽宁、黑龙江出台容量补偿或容量电价方案。 此外，国家层面释放储能容量电价机制改革政策信号，储能容量价值有望在更大范围内被予以定价：2025 年 11 月 10 日，国家发改委、能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，明确“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”。
经济性有望刺激储能装机快速增长。以蒙西为例，当前项目全投资IRR有望达到约10%，资本金 IRR 有望达到约 20%。（详见我们发布的报告《独储迎来商业化关键节点规模化发展β或已现》）。 在此背景下，2025 年我国新型储能装机快速增长。根据CNESA 数据，截至2025年底，中国新型储能累计装机 144.7GW（同比+85%），累计装机规模是“十三五”时期末的45倍。新增数据方面，2025 年中国新型储能新增装机 66.43GW/189.48GWh，功率/能量规模分别同比+52%/+73%。从省级市场分布看，Top10 省份装机规模均超5GWh，合计装机占比接近90%；其中内蒙古能量和功率装机规模双第一。
我们判断，随着市场机制的完善，新型储能装机仍将处于快速成长期，尤其以甘肃、宁夏、新疆、内蒙古等为代表的省份，有望继续成为国内独储市场重要增长极。
2.2.基地布局围绕重点市场产能增长提升交付能力公司
生产基地围绕重点市场，保障交付能力。根据公司2025 年半年报，目前公司已建成了北京房山、广东珠海、山西大同、甘肃酒泉四大智能制造基地。根据公司公众号，公司已启动在南通、鄂尔多斯等地的新基地布局，并于 2025 年11 月与青海省西宁经济技术开发区签约大型储能产业项目，且公司规划将在西宁南川工业园区建设新的智能制造基地。我们认为，一方面公司基地布局靠近需求中心，便于开发当地市场和交付；另一方面，产能增长有助于提升公司交付能力，缩短签约到交付的周期，订单到业绩的兑现节奏有望因此加快。公司与电芯厂商宁德时代签约，200GWh 采购规模反映公司信心。2025 年11月，公司公告与宁德时代签订《战略合作协议》，2026 年 1 月 1 日至2028 年12 月31日，公司采购电量累计不低于 200GWh，宁德时代确保按公司需求量纲供应。即年均高于65GWh，是公司 2024 年全年销售量的约 6 倍，我们认为此举反映了公司对储能需求及自身订单获取的信心。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
