截至2025年9月19日 09:36，上证科创板新能源指数(000692)成分股微导纳米(688147)上涨5.04%，三一重 能(688349)上涨4.66%，固德威(688390)上涨4.41%，厦钨新能(688778)上涨3.79%，聚和材料(688503)上 涨2.73%。科创新能源ETF(588830)上涨0.62%，最新价报1.46元。 消息面上，9月17日至18日，在2025世界储能大会现场，业界围绕新型储能的技术路线演绎展开探讨。 当前占据绝对主流的锂电池，被部分嘉宾认为可能继续是未来十年储能市场的"主角"。而与锂电池技术 相近的钠电池，依然有较高的市场化预期。 国金证券指出，国内储能系统降价带动经济性提升。自《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）文件发布后，国内储能需求由政策驱动转向市场驱 动，2025H1风电光伏平均弃光率分别为6.6%/5.7%，部分省份甚至超过10%。根据机构假设测算，当弃 光率达到5.8%时，光伏电站配备储能具有更强经济性，新能源配储的调用率和经济性正在提升。当电 站EPC成本1.05元/Wh,峰谷差价0.6元 ...

新能源配储发展背景 - 新能源装机规模持续扩大 截至2024年底太阳能发电累计装机容量达11亿千瓦（同比增长54.2%） 风电累计装机容量达5.7亿千瓦（同比增长22.7%）[5] - 电网消纳能力滞后导致弃风弃光问题凸显 2025年1-6月全国平均弃风率6.6% 弃光率5.7% 较2024年有所提升[5] - 新型储能成为解决新能源并网和消纳难题的关键手段 2025年上半年中国新型储能累计装机规模达101.3GW（同比增长110%）[6] 新能源配储政策演变 - 强制配储政策始于2017年青海省要求风电项目配套10%储电装置 后续多地政策将配储比例提升至15%-30% 时长要求从1-2小时增至4小时[7] - 2025年2月国家明确取消强制配储政策 不得将储能作为新能源项目核准、并网的前置条件[8] - 山东、河南等地推动配建储能转为独立储能 2024年12月河南省出台配套政策拓宽盈利渠道[8] 新能源配储市场现状 - 累计装机规模快速增长 截至2024年末新能源配储累计投运总装机24.23GW 2024年新增装机13.10GW（同比增长58%）[1][8] - 储能时长以2小时和4小时为主 合计占比93% 电站规模以5MW-100MW为主（232座） 100MW及以上大型电站仅9座[1][9] - 主要分布在新疆、内蒙古、甘肃、河北、山东等省份 各省总装机均超1GW[1] 新能源配储运行效能 - 2024年平均利用率指数32%（较2023年提升15个百分点） 但显著低于独立储能（52%）和工商业配储（65%）[1][11] - 年均运行小时数1439小时（较2023年提高642小时） 年均利用小时数766小时（较2023年提高383小时）[9] - 新疆、西藏地区利用小时数超1000小时 青海、甘肃、江西超500小时 部分区域电化学储能基本未调用[9][11] 新能源配储核心价值 - 动态吸收储存电能缓解电网电压波动 改变电力系统实时平衡的刚性模式[2] - 缓解输电通道受阻引发的弃电问题 增强电网可调节性和调频调峰能力[2] - 通过峰发谷存模式提供辅助服务和应急供电 平衡可再生能源出力波动[2] 行业发展趋势 - 强制配储政策取消短期内对新型储能装机造成冲击 但长期向好趋势不变[1][8] - 需完善顶层设计 明确市场参与方式和调用机制 加强系统友好型电站技术研究[11] - 行业发展从政策驱动转向市场需求驱动 需提升储能利用效率避免资源浪费[1][7]

湖南省新能源项目储能配置情况 - 2025年6月湖南省应配置储能的新能源项目共322个，总装机容量1890.46万千瓦，应配储能217.52万千瓦 [1] - 291个新能源项目实现储能满配，装机容量1690.78万千瓦，应配储能198.49万千瓦，实际配储208.01万千瓦（2.08GW）[1] - 31个新能源项目未配置储能，总装机容量199.68万千瓦，应配储能19.02万千瓦 [1] 风电项目储能配置详情 - 华电郴州仰天湖二期工程装机5万千瓦，应配储能0.75万千瓦，实际配储1.3万千瓦 [5] - 华能国际怀化洪江苏宝顶风电装机15万千瓦，应配储能2.16万千瓦，实际配储2.16万千瓦 [5] - 湘电新能源湘潭昌山风电场项目装机4.4万千瓦，实际配储0.88万千瓦，项目自建储能8.8MW已投产 [5] 光伏项目储能配置情况 - 岳阳华容县墙西湖集中式光伏电站装机10万千瓦，应配储能0.5万千瓦，实际配储0.5万千瓦 [21] - 常德市鼎城区牛鼻滩镇兴阳100MW渔光互补项目装机10万千瓦，电源侧自建0.4万千瓦储能 [21] - 蓝山县楠市农光互补光伏项目装机20万千瓦，应配储能1万千瓦，实际配储1万千瓦 [24] 独立储能电站运营情况 - 6月31个独立储能电站充放电收益共计-2127.278254万元 [1] - 部分项目与储能线下签订合同，如衡南仙人桥分散式风电场装机2万千瓦，与旧赛储能线下签订合同 [18] - 湘潭县大聚湾分布式光伏电站装机2万千瓦，与田寨储能线下签订合同 [21] 特殊项目备注 - 多个风电项目参与风机抗冰改造试点，如华能郴州北湖区风电场二期工程5万千瓦装机中0.6万千瓦参与抗冰改造 [5] - 部分项目超额配储，如双牌麻江五星岭风电场装机7万千瓦，应配储能1.05万千瓦，实际配储2.45万千瓦 [5] - 新近投产项目如江华县白芒营风电场三期装机20万千瓦，应配储能3万千瓦，实际配储3万千瓦 [27]

宁夏储能政策废止事件 核心观点 - 宁夏发改委于2025年7月2日废止两项储能政策文件 涉及新能源配储比例 储能项目调用机制及试点项目补偿等关键内容 [1][10] - 废止原因与《公平竞争审查条例》及全国统一大市场建设要求相关 旨在清理市场准入壁垒 [10] 已废止政策关键内容 《关于加快促进储能健康有序发展的通知》(2021年) - **强制配储要求**：新能源项目需配置不低于10%容量 连续储能时长2小时以上 新建项目同步投运 存量项目需在2022年底前完成 [3] - **市场机制**：允许储能以独立身份参与电力辅助服务市场 明确交易品种和价格机制 [4] - **调用保障**：电网优先调用储能设施 年完全充放电次数不低于250次 [5] 《2022年新型储能项目试点工作的通知》 - **试点规模**：吴忠 中卫 宁东基地每地不超过200MW/400MWh 其他地市不超过100MW/200MWh 先进技术项目单个体量限100MW/200MWh [6][7] - **补偿政策**：试点项目调峰补偿0 8元 千瓦时 前600次充放电优先调用且不受价格排序限制 纳入新能源消纳补偿机制 [7] - **惩罚措施**：未按期投运储能电站的企业 其新能源场站优先发电计划将被核减 [7] 政策影响范围 - 涉及宁夏五市及宁东基地 覆盖新能源企业 电网公司及储能电站运营商 [9][10] - 原政策中关于配储比例 调用次数 补偿标准等条款均失效 [2][8]

行业展望 - 2H25产业链价格整体有望运行平稳，部分细分方向或存在涨价弹性，各环节龙头在高稼动率支撑下基本面有望率先进入修复通道 [1] - 固态电池为主线的新技术有望迎来产业化向上拐点，相关设备、材料环节需求有望逐步释放 [1] - 新能源车销量有望延续较高增速，动力电池需求更高的成长弹性 [3] - 储能需求韧性仍被看好，数据中心发展有望带来储能新应用场景 [3] 需求分析 新能源车 - 1-4M25中国新能源车批发销量同比增长46%，2H25内需与出口共振驱动销量维持较好增长 [7] - 1-4M25国内新能源车出口超63万辆，同比增长52%，插混车型出口放量支撑增长 [9] - 欧洲市场受碳排政策及补贴回温影响，需求有望持续回暖，1-4M25欧洲新能源商用车销量同比增速达47% [16] 储能 - 美国关税短期下降至30%，中国储能电池关税合计约40.9%，2H25或迎抢装发货 [21] - 欧洲户储需求稳定增长，工商储及大储需求快速起量 [21] - 亚非拉地区户储渗透率仍低，短期高增趋势明确 [22] - 数据中心+风光储主电源方案逐步成熟应用，备用电源由铅酸转向锂电带来增量需求 [23] 产业链分析 - 4Q24产业链价格逐步进入底部区间，6F、铜箔、铁锂正极等挺价明显 [26] - 1Q25电池环节固定资本开支同比+27.1%，中上游材料环节普遍呈下降趋势 [28] - 头部厂商与中小尾部产能利用率分化显著，储能电芯、负极、铁锂正极等头部厂商排产饱和 [31] - 铁锂正极、三元正极、负极等环节CR5集中度2025年以来呈现提升趋势 [32] 新技术进展 固态电池 - 半固态电池技术路线基本明确，二代有望迎来商业化量产 [47] - 全固态电池主攻硫化物路线，逐步进入中试关键期 [50] - 新能源车+eVTOL+机器人需求共振，固态电池市场空间广阔 [45] 其他新技术 - 硅碳负极经历4轮迭代，产业化进程加快，预计至2028年生产成本有望较24年降幅41%-61% [52] - 复合铜箔头部厂商进展加速，商业化渐行渐近 [54] - 富锂锰基正极材料具备高比容量、低成本优势，适配全固态电池 [55] - 钠电池能量密度逐步提升接近铁锂，锂钠平价有望到来 [62] 充电设施 - 头部运营商充电桩及充电量规模持续扩张，增值服务收入快速增长 [64] - 负荷聚合模式有望带来传统运营商业模式的改变，头部运营商优势扩大 [65] - 1-4M25公共直流桩累计增量同比增长71%，政策助力建设持续回暖 [66] - HVDC渗透提速有望带来充电模块新成长极 [67]

公司概况与市场定位 - 海博思创专注于储能系统集成赛道，国内市场为主，同时拓展海外市场，2023年全球储能系统集成出货量排名第五，亚太市场排名第二，国内市场领先 [2] - 公司成立于2011年，2024年1月科创板上市，为专精特新小巨人企业，业务聚焦储能系统（功率型/能量型），剥离非储能业务，储能系统营收占比从2020年65%提升至2023年99% [3][5] - 2021-2023年营收强劲增长，受益于行业先发优势及储能行业快速发展 [3] 业务布局与市场拓展 - 国内市场占据主导地位，2024年上半年境外收入0.09亿元（占比0.2%），欧洲和澳洲市场开拓顺利 [4] - 2023年直流侧储能系统国内/全球出货量排名中国第一和全球第三 [5] - 下游客户集中度高，主要服务五大六小电力央国企，与国家电投、华能集团等保持稳定合作 [10] 技术与产能 - 掌握储能系统集成关键技术，包括BMS、EMS、功率协调控制器等核心部件自主研发，具备数字化建模和智慧运维能力 [6] - 四大生产基地（北京、山西、广东、甘肃）产能利用率超150%，2024年募资扩充2GWh产能，江苏和内蒙古工厂在建 [7] 供应链与竞争策略 - 电芯模组采购占比下降至56.6%（2024H1），减少对宁德时代的依赖，引入亿纬锂能等供应商 [8] - 国内储能开发商CR10达58%-59%，公司凭借技术积累、AI应用及海外布局形成差异化竞争力 [17][18] 行业趋势与市场前景 - 2024年国内大储新增装机预计39GW/94GWh（同比+85%/+107%），2025年预计45GW/118GWh（同比+17.5%/+26%） [11] - 独立储能占比提升至66%（2024H1），收益模式以容量租赁为主，市场化回报仍需探索 [14][15] - 强配政策取消后短期或影响装机，但长期将转向市场化驱动，新能源入市推动储能调用率提升 [13][16]