行业与公司 * 海博思创专注于储能行业 是储能系统集成商和运营商[1][2][3] * 公司创始团队由三位清华大学本科毕业生组成 董事长张建辉拥有加州大学伯克利分校博士学位并曾担任美国家半导体公司电路设计总工程师 研发总监钱浩拥有弗吉尼亚理工大学博士学位 供应链管理负责人舒鹏拥有斯坦福大学材料学博士学位 三人曾在美国公司共事多年[2][6] 核心业务规划与出货量目标 * 公司计划2026年 2027年 2028年储能总出货量分别达到70GWh 100GWh 120-130GWh[2][3] * 其中国内独立储能市场三年计划贡献200GWh 海外市场和央国企集采贡献100GWh[2][3] * 2026年国内独立储能目标50GWh 2027年70GWh 2028年80GWh[3] * 公司预计今年年底将有20GWh运营项目落地 明年上半年交付这些项目 下半年交付另外30GWh立项项目[7][8] * 明年全年目标实现70GWh出货 包括50GWh独立储能 10GWh央国企集采及10GWh海外订单[7][8] 国内市场布局与项目获取 * 公司在内蒙古已获得接近20%的市场份额 约7-8GWh[2][4] * 内蒙古能源局规划未来3-5年储能量达到150-160GWh 每年约40-50GWh[5] * 公司与甘肃电规总院合作规划了80-100GWh的储能项目[2][5] * 预期山东将推出容量电价补贴政策[2][5] * 公司强调与各地政府合作确保需求不被透支 例如今年内蒙古发放路条仅40GWh 但补贴额度高达每度电0.35元[7] 海外市场拓展 * 公司海外市场从欧洲扩展至美国 此前主要集中于德国 意大利 捷克和英国等国家[2][5] * 今年四季度预计出货大几百兆瓦时 并已签署数个GWh订单[2][5] * 明年海外市场确定量预计达2GWh左右[2][5] * 海外市场占比提高 提升了平均单位盈利水平[2][12] 运营业务规划与盈利能力 * 公司计划2026年落地20GWh运营订单 2027年达到100GWh 2028年预计超过200GWh[4][9] * 每个GWh运营服务条款收入规模约为1500万到2000万元[9] * 20GWh运营收入体量约3至4亿元 100GWh可达15至20亿元[9] * 运营业务毛利率高达70%至80% 净利润水平较高[4][9] * 预计到2028年运营端利润可能占公司总利润的一半[4][9] 具体项目收益分析 * 以甘肃政策为例 火电容量电价补贴为110元/千瓦 两小时储能装置补贴110元/千瓦 四小时220元/千瓦 六小时330元/千瓦 目前多数项目采用四小时模式[10] * 以250兆瓦 1GWh储能电站为例 总投资额约8亿元 容量电价补贴金额约5500万元 加上峰谷电价差收益 年收入规模约6000多万元 总计约1.2亿元 项目收益率约为8.7%[10] 供应链管理与成本控制 * 公司已锁定70%的储能电芯供应 引入亿纬628和宁德587等大电芯以降低成本[4][11] * 在成本端与主要供应商保持价格稳定 但对中小客户有不同程度涨价[11] * 独立储能项目比央国企集采价格略高 因此三季度单位盈利有望提升[4][11] 财务业绩预期 * 公司预计今年报表利润超10亿元 如果加回减值则可能超过13亿元[11] * 明年业绩水平预计达30亿元[4][11] * 受益于独立储能项目盈利较高及海外市场占比提升 单位盈利中枢上移[4][12]

**行业与公司** - 行业聚焦于中国储能行业 涉及独立储能电站、电芯供应、绿电直连政策及电力市场改革[1][6][9] - 公司未具体提及 但政策覆盖内蒙古、甘肃、宁夏等省份的储能项目[2][4][13] **核心政策与市场动态** - 内蒙古、甘肃、宁夏出台容量电价政策 内蒙古补偿上限达每千瓦时0.35元 折算后容量定价超每千瓦600元 接近抽水蓄能水平[1][2][4] - 绿电直连政策打破隔墙售电限制 允许点对点电力供应 推动高能耗产业采用绿电+储能模式[9][11] - 119号文细化绿电指标政策 明确输配电计费、系统运行费用分摊等操作细节 预计年底或明年一季度推动政策铺开[1][12] **储能项目经济性分析** - 无容量电价地区依赖现货市场和辅助服务 IRR仅4%~5% 甘肃330元/千瓦/年补贴可提升IRR至7%~8% 内蒙古补偿下IRR达12%~15%[13] - 内蒙古1吉瓦6吉瓦时项目年收入约十亿 容量补偿占比超50% 现货套利占30% 辅助服务占10%[14] - 电芯供应紧张 小订单价格涨至0.38~0.39元/瓦时 但大订单价格稳定在0.31~0.32元/瓦时[3][8] **投资与建设预期** - 2025年上半年并网量达60~70吉瓦时 全年目标100~150吉瓦时 新规划目标1.8亿千瓦 可能超额50%达2.7~3亿千瓦[1][6][7] - 投资热情受政策刺激提升 绿电直连政策预计推动未来一年新增200~500吉瓦时储能容量[6][10] **风险与挑战** - 容量补偿机制存在不公平性：风电光伏承担费用少 核电火电承担多 未来需向终端用户传导成本[17][18] - 内蒙古长时储能项目存在投机性 若补偿价格收缩或时长调整（如6小时改4小时）收入可能减少1/3[15] - 调频价格下降趋势明显 广东从每兆瓦8元降至2~3元仅用三年 单位价格随参与者增多必然下降[24][25] **市场机制与未来趋势** - 现货市场峰谷价差当前约0.34~0.35元/度 随着风光发电市场化交易比例提升（当前仅10%） 价差有进一步扩大空间[3][23] - 一次调频需求高于二次调频 未来推广后收益占比可能超50% 其他辅助服务如快速爬坡、黑启动等尚不确定[26][27] - 储能时长经济性受限 4~6小时为主流 8小时以上需求可能不存在 抽水蓄能将作为补充[30][31] - 终端用户服务费占比仅3%~5% 远低于欧美10% 未来需提升至10%以支持辅助服务成本传导[18][20] **其他关键细节** - 容量补偿费用由发电侧按上网电量分摊 传统发电主体每月分摊100~200万元[16][22] - 绿电直连优先覆盖增量项目（如绿氢、绿色甲醇） 后续扩展至存量高能耗用户[9][10] - 电价上涨对传统制造业（如铝冶炼）影响大 但对高科技产业（芯片、机器人）敏感度低[21]

业绩表现 - 2025年上半年扣非净利润实现89.64%显著增长[2] - 上半年营收3.71亿元 同比增长13.60%[2] - 上半年归母净利润7173万元 同比增长4.96%[2] 业务发展 - 固废处置与新能源业务协同发力 垃圾焚烧发电项目运营效率提升[2] - 光伏及储能等新能源项目进入收获期[2] - 轻重资产结合模式改善盈利质量[2] - 核心业务聚焦优质能源资产运营管理和资源化利用板块[2] 技术创新 - 创立全球"减污降碳总部研发中心"形成差异化技术优势[2] - 重点投入AI+AR工业智能新生态及稀贵金属绿色提取研发[3] - 深化环保与新能源业务融合技术[2] 投资者关系 - 控股股东股票质押系为支持公司发展及自身生产经营融资需求[1] - 公司管理层认为股价短期波动受市场情绪等因素影响[1] - 公司正积极探索新业务增长极[1]

公司业务布局 - 公司正在积极布局储能项目建设 [1] - 公司能源结构不断优化 [1]

能源行业总体营收增长 - 能源行业总体营收从2021年10.27万亿元稳步攀升至2024年12.09万亿元，年复合增长率达5.58% [2] - 传统能源与新兴板块呈现"双轨并行"增长态势，油气行业增长18.85%，储能板块增长156% [2] 油气行业增长驱动因素 - 油气行业总营收2024年达6.81万亿元，较2021年增长18.85% [4] - 增长源于增储上产持续推进、产品结构优化、成本管控加强以及综合能源服务业务拓展 [4] - 中国石油2024年国内外油气产量达3.39亿吨，较2020年增长6.95% [4] - 中国海油2024年油气产量达9771万吨，深水油气产量突破1200万吨，煤层气产量超50亿方 [4] 技术创新与产业转型 - "两深一非"领域技术突破：万米深井钻探深度10910米，页岩油产量2024年突破600万吨同比增长30%，页岩气产量稳定在250亿立方米以上 [6] - 桶油主要成本得到有效控制，能源结构绿色转型明显，中国石油天然气产量占比从2022年43.68%提升至2024年44.77% [6] - 企业拓展新增长点，中国石化充电平台2024年11月累计自营充电量突破14亿千瓦时 [6] 未来发展战略 - 加大勘探开发力度，围绕"两深一非"和"老油田"推动增储上产和降本增效 [7] - 推动油气与新能源及AI的"双融合"发展，培育第二增长曲线，重点发展化工新材料和低碳化工产业 [7] - 油气业务与新能源业务互补，通过设施复用形成"油气+热电氢储"低碳能源系统 [8] 电力与储能板块增长 - 电力行业2024年营收达1.94万亿元，较2021年增长21.49% [10] - 储能企业总营收从2021年0.65万亿元跃升至2024年1.67万亿元，增幅156% [10] 增长驱动与市场转型 - 增长由经济稳步恢复与能源转型双重驱动，2021~2024年我国经济年均增速达5.5%，用电量年均增速5.8% [11] - 可再生能源装机容量2024年达18.9亿千瓦，占总装机56% [11] - 储能行业从"政策哺育"走向"市场自强"，受新能源装机刚性需求、设备成本下降及电力现货市场机制完善推动 [12] - 海外市场成为重要增长极，中国企业凭借性能与成本优势成功出海 [13] 系统运行与市场机制 - 储能承担调峰、调频、保障电网稳定等多重职能，成为统筹低碳转型与供电安全的关键力量 [13] - 政策向提供稳定性及灵活性的电源倾斜，需清晰价格信号给下游投资指引 [13] - 火电通过容量电价机制体现保供和调节价值，水电、核电市场价格机制持续完善，绿电环境价值依托碳市场凸显 [14]

新能源业务进展 - 悦达华丰378MW渔光互补项目2024年底投产 2025年1-6月实现营收6306万元 净利润1723万元 年化资本金收益率超10% [1] - 灌东150MW光伏项目主体工程完工并于2025年8月并网 头罾70MW项目于3月开工 [2] - 新开发悦达数智中心0.1MW和黛安芬0.94MW分布式光伏项目 推进资本大楼等分布式EMC协议签订 [2] - 东台100MW/200MWh储能项目历时81天实现全容量并网 于6月24日正式投运 [2] 物流业务表现 - 悦达长久物流（持股51%）2025年上半年营收1.28亿元 悦达起亚集港业务份额自3月1日起提升至35% 较上年同期增长20% [3] - 一汽奔腾整车运输份额达20%实现零突破 成为直接承运商 布局新能源物流赛道推进绿色水泥等项目 [3] 智能制造板块业绩 - 悦达智能农装销售同比增长7.8% 拓展东南亚等新兴市场 100马力及以上产品累计订单157台同比增长46.7% [4] - 悦达专用车运营环服项目20个合同金额2.5亿元 上半年营收1.67亿元同比增长45.22% 净利润25.44万元同比大幅增长572.85万元实现扭亏为盈 [4] - 悦达纺织上半年净利润121.25万元 剔除上年同期股权转让收益后同比净利润增长375万元 [4] 行业政策与竞争优势 - 光伏平价上网政策推动行业健康发展 对项目定位/消纳/发电成本等提出新要求 [5][6] - 盐城光伏产业链完整度超90% 具备全产业链自主发展能力 拥有省内最长海岸线和最广海域面积 [6] - 2024年绿电交易超200万度 核发绿证超16万张 微电网项目相继投入运行 [7] - 与盐城经开区汽车产业园合作共建零碳园区 探索"能源+产业"协同发展模式 [7] 能源服务业务拓展 - 悦达能服为江苏省2017年首批售电公司 上半年签约代理购售电用户32家 全年代理电量规模2.55亿千瓦时 [8] - 年内新签约用户15家 新增代理电量约5500万千时 参与起草零碳园区建设方案 整合4家新能源公司资源 [8]

新能源项目进展 - 悦达华丰378MW渔光互补项目于2024年底投产 2025年1-6月实现营收6306万元 净利润1723万元 年化资本金收益率超10% [1] - 集中式光伏项目中 大丰港200MW项目已于2025年8月并网 头罾70MW项目于2025年3月开工 [1] - 分布式光伏新开发悦达数智中心0.1MW和黛安芬0.94MW项目 加快推进资本大楼等分布式EMC协议签订 目标2025年底并网 [1] - 东台100MW/200MWh储能项目历时81天实现全容量并网 于2025年6月24日正式投运 [1] 子公司业务表现 - 悦达长久物流（持股51%）2025年上半年营收1.28亿元 悦达起亚集港业务份额自3月1日起提升至35% 较上年同期增长20% [2] - 悦达长久物流实现一汽奔腾整车运输份额20%突破 成为直接承运商 并布局新能源物流赛道 [2] - 悦达专用车公司上半年营收1.67亿元 同比增长45.22% 净利润25.44万元 同比大幅增长572.85万元实现扭亏为盈 [3] - 悦达纺织公司上半年净利润121.25万元 剔除上年同期艾文德股权转让收益后 同比实现净利润增长375万元 [3] 区域优势与产业布局 - 公司所在地盐城光伏产业链完整度超90% 具备全产业链自主发展能力 土地资源领跑江苏 拥有省内最长海岸线和最广海域面积 [4] - 作为悦达集团资本运作平台 承担推进区域产业转型职能 在区域项目获取、资源配置和政策支持方面具备显著先发优势 [4] - 2024年绿电交易超200万度 核发绿证超16万张 悦达纺织智能微电网等项目顺利并网 [5] - 与盐城经开区汽车产业园合作共建零碳园区 探索"能源+产业"协同模式 通过"光伏风电+储能+碳交易"增强核心竞争力 [5] 电力服务业务 - 悦达能服为江苏省2017年首批售电公司 上半年签约代理购售电用户32家 全年代理电量规模2.55亿千瓦时 [6] - 其中15家为年内新签约用户 年新增代理电量约5500万千瓦时 参与起草《盐城经开区零碳园区建设方案》 [6] - 整合4家新能源公司资源 设计"分布式光伏+储能+绿电交易+碳普惠"一体化解决方案 [6] 智能制造业务 - 悦达智能农装公司拓展东南亚、东欧等新兴市场 销售同比增长7.8% 重点推进100马力及以上产品 累计订单157台同比增长46.7% [3] - 悦达专用车公司运营环服项目20个 合同金额2.5亿元 [3] 行业政策影响 - 光伏平价上网政策推动行业健康化发展 对项目定位、消纳、发电成本、融资成本提出新要求 有利于具备资源禀赋的头部企业 [3][4]

投资评级 - 首次覆盖予以"买入"评级 [4][6] 核心观点 - 公司依托盐城市政府背景和新能源资源禀赋 向"新能源 新材料 智能制造"战略转型 [2] - 2025H1营收13.58亿元（剔除悦达智行出表影响同比+13%） 归母净利润1402.47万元（同比+27.62%） 扣非归母净利润1193.92万元实现扭亏 [1] - 预计2025-2027年归母净利润0.78/1.16/1.50亿元 同比增速186.45%/48.86%/28.88% 对应PE 60.60X/40.71X/31.59X [4] 光伏业务进展 - 全国累计发电装机容量36.5亿千瓦（2025H1同比+18.7%） [3] - 集中式光伏华丰378MW渔光互补项目稳定运行 盐城响水县150MW渔光互补项目已并网 [3] - 头罾70MW项目已于3月开工 外线路径取得批复 [3] - 规划未来三年（2025-2027年）实现新能源累计装机规模1-2GW [3] 储能业务布局 - 全国新型储能装机规模达9,491万千瓦/2.22亿千瓦时（2025H1较2024年底增长约29%） [4] - 东台100MW/200MWh储能项目于6月24日正式投运 [4] - 累计投资新型共享储能装机规模达260MW/520MWh [4] - 昆山科森储能项目完成施工建设 正在进行并网调试 [4] 财务预测 - 预计2025-2027年营业收入34.32/36.79/39.34亿元 同比+13.17%/+7.21%/+6.92% [5] - 预计毛利率从2024年7.9%提升至2027年10.8% [13] - 预计净资产收益率从2024年0.62%提升至2027年3.56% [5] - 预计每股收益0.09/0.14/0.18元 [5] 市场表现 - 当前股价5.56元 总市值47.31亿元 总股本851百万股 [6] - 12个月绝对收益66% 相对收益28% [9] - 市净率0.86倍（2024年）预计升至1.12倍（2027年） [5]

核心财务表现 - 2025年上半年营业收入13.10亿元 同比增长5.87% [1] - 归属于上市公司股东的净利润4.60亿元 同比增长11.59% [1] - 盈利增速显著高于营收增幅 核心业务盈利能力持续优化 [1] 业务布局与运营 - 形成新能源电力资产全生命周期运营、托管、交易的核心能力 [1] - 业务覆盖西北、东北、华东、华南、华北五大区域 [1] - 五大业务板块协同发力：新能源电站开发-建设-运营-出售、运维管理服务、屋顶分布式光伏、产业基金、装备制造产业园区 [2] - 屋顶分布式光伏在京津冀、鄂豫皖、珠三角等负荷中心区域快速切入 [2] 装机规模与项目储备 - 累计并网装机容量达2315.643MW 其中风电2041MW 集中式光伏30MW 智能微电网6.375MW 屋顶分布式光伏238.268MW [2] - 已并网储能项目规模150MW/300MWh 风、光、储协同发展格局基本形成 [2] - 在建及待建风电项目达2332.4MW 为后续扩张储备充足资源 [2] 产业链协同发展 - 与中国中车在黑龙江鸡西市共建的新能源装备制造园区已投产运营 [3] - 与金风科技在广西柳州市共建的零碳新能源智慧装备产业园已投产 [3] - 形成绿电供给-装备制造-就地消纳的循环经济模式 [3] - 产业链协同效应逐步释放 降低项目投资成本并提升整体收益 [3] 资本运作与资金管理 - 向特定对象发行股票获证监会批复 发行数量不超过4.78亿股 [3] - 募集资金总额不超过12亿元 全部用于补充流动资金及偿还银行贷款 [3] - 募资落地后资产负债率进一步降低 财务结构更趋稳健 [3] 未来发展战略 - 以滚动开发理念推进新能源电站建设 扩大并网装机规模 [4] - 深化屋顶分布式光伏在负荷中心布局 提升电力就地消纳能力 [4] - 依托产业基金与装备制造园区强化产业链协同 [4]

电站装机与电量数据 - 2025年上半年集中式电站装机容量4080.03兆瓦，发电量250454.72万千瓦时[1] - 2025年上半年分布式电站装机容量1872.87兆瓦，发电量108630.10万千瓦时[3] - 2025年上半年电站项目合计装机容量5952.90兆瓦，发电量359084.82万千瓦时[3] 区域电站数据 - 集中式电站西北区域装机容量1488.71兆瓦，上网电价0.29元/千瓦时[1] - 分布式电站华东区域装机容量1074.18兆瓦，上网电价0.64元/千瓦时[3] 储能项目数据 - 2025年上半年储能项目合计装机容量325.72兆瓦，电费收入2055.44万元[4] - 储能项目西北区域装机容量280.00兆瓦，电费收入1227.34万元[4] - 储能项目华东区域装机容量45.62兆瓦，电费收入822.09万元[4] - 储能项目华南区域装机容量0.10兆瓦，电费收入6.01万元[4]