公司股价表现 - 宁德时代A/H股股价大幅增长 9月15日A股涨幅超9% 市值创下新高[1] - 9月16日A股成交额保持活跃 超100亿元人民币[2] - 截至9月16日 A股市值达1.63万亿元人民币 H股市值1.78万亿港元（约1.62万亿元人民币）[3] - 港股较A股溢价16.75% 在龙头企业中不常见[7] 产业链带动效应 - 电池指数（申万）9月15日盘中涨幅一度超过8% 形成板块性行情[4] - 直接供应商龙蟠科技16日开盘一字涨停（签订60亿元采购协议）[4] - 天赐材料15日涨停 中一科技一度20CM涨停封板[4] - 市场对2026年要货指引上修至1100GWh 同比增长46%[4] 机构观点与资金流向 - 摩根大通9月14日将H股评级由中性上调为增持[4] - 摩根大通将2025-2026年盈利预测上调约10% 为市场最高预期[5] - 9月15日获得5.37亿元主力资金净流入 位居电力设备行业第二[7] - 截至2025年6月底 2595只基金共计持有5.93亿股A股股份[7] 储能政策与市场需求 - 新型储能专项行动方案提出到2027年装机规模达1.8亿千瓦以上 带动直接投资约2500亿元[8] - 截至2024年底装机7376万千瓦 未来三年新增超1亿千瓦[9] - 2025年上半年中国新型储能中标规模达86.2GWh 同比增加264%[10] - 集采/框采中标规模激增 同比增加618%[10] 产品供需与价格动态 - 储能电芯订单激增 出现"加价也排不了单"的火爆状况[11] - 鹏辉能源多条产线满产 100Ah电芯订单排至2026年[11] - 小电芯价格从0.33元/Wh涨至0.4元/Wh以上 部分紧急订单突破0.45元/Wh 最大涨幅超20%[11] 产能与成本控制 - 宜春时代要求锂矿复产后尽快实现满负荷生产[12] - 同步对接龙蟠科技、天新能华两家冶炼合作方要求做好复产准备[12] - 全流程执行降本计划确保在碳酸锂低价区间保持成本竞争力[12]

宁德时代股价表现及市值创新高 - 宁德时代A/H股股价大幅增长 9月15日A股涨幅超9% 市值创下新高[1] - 9月16日A股成交额保持超100亿元人民币的活跃水平[1] - 截至9月16日 A股市值达1.63万亿元人民币 H股市值1.78万亿港元（约1.62万亿元人民币）[1] 产业链共振及板块行情 - 电池指数（申万）9月15日盘中涨幅一度超过8% 形成板块性行情[5] - 直接供应商龙蟠科技16日开盘一字涨停 天赐材料15日涨停 中一科技一度20CM涨停封板[5] - 市场对宁德时代2026年要货指引上修至1100GWh 同比增长46%的产能扩张计划积极回应[6] 机构评级及资金动向 - 摩根大通9月14日将宁德时代-H评级由中性上调为增持 认为其现为全球最便宜的电池股票且为首选[7] - 摩根大通将2025-2026年盈利预测上调约10% 为市场最高预期 主因储能电池需求超预期导致供应紧张及价格上涨[7] - 9月15日宁德时代获得5.37亿元主力资金净流入 在电力设备行业资金流入榜中位居第二[8] - 截至2025年6月底 2595只基金共计持有5.93亿股A股股份[8] - 宁德时代港股相较于A股溢价16.75% 在龙头企业中并不常见[8] 储能政策及市场需求 - 新型储能规模化建设专项行动方案提出到2027年全国新型储能装机规模达1.8亿千瓦以上 带动项目直接投资约2500亿元[10] - 2024年底全国新型储能装机7376万千瓦 未来三年新增装机容量超1亿千瓦且以锂离子电池储能为主[10] - 2025年上半年中国新型储能招中标市场规模达86.2GWh 同比增长264% 其中储能系统中标规模同比激增618%[12] - 海外储能需求爆发式增长 国内储能电芯企业订单激增 部分产品价格从0.33元/Wh涨至0.4元/Wh以上 最大涨幅超20%[14] - 鹏辉能源表示主要储能产品型号生产线均满产 100Ah电芯订单已排至2026年[14] 公司产能及成本控制 - 宁德时代通过宜春时代新能源资源有限公司推进锂矿复产 要求复产后尽快实现满负荷生产并执行全流程降本计划[15] - 公司同步对接龙蟠科技、天新能华两家冶炼合作方要求做好复产准备 确保在碳酸锂低价区间保持成本竞争力[16] - 对上游资源的掌控能力和成本控制意识增强市场对其长期盈利能力的信心 为高估值提供基本面支撑[16]

政策目标与装机规划 - 2027年新型储能装机规模目标为1.8亿千瓦以上 带动直接投资约2500亿元 [1] - 截至2024年底中国新型储能装机容量达7376万千瓦 占全球超40% 2024年上半年增至9491万千瓦 未来三年需实现翻倍增长 [1] - 政策设计考虑与"十五五"能源规划衔接 支撑能源绿色低碳转型 [1] 市场机制与收益模式 - 电力市场机制完善推动新型储能通过电能量市场、辅助服务市场、容量市场获得多重收益 [2] - 容量补偿机制逐步落地 内蒙古标准为0.35元/kWh（10年） 河北标准为100元/kW（2年） [4] - 独立储能项目资本金内部收益率测算：河北模式6.2% 内蒙古模式14.8% 高于国企6%-8%的收益率要求 [4][5] 产能与需求现状 - 全球储能电芯2024年上半年出货量226GWh 同比增长97% 中国企业占前九名 全球出货量占比超90% [3] - 多家厂商满产运行 海外订单贡献主要份额 中东、澳大利亚等新兴市场需求增长显著 [3] - 国内装机节奏调整 受新能源"抢装"影响 上半年并网高峰前移至"531"节点 "630"节点并网热度首次下降 [3] 技术路线与应用场景 - 政策推进电源侧、电网侧独立储能建设 鼓励需求响应等多场景创新模式 [7] - 用户侧"新能源+储能"成为重点场景 陕西、云南、青海要求绿电自发自用比例不低于60% 上网电量限20%以内 [8] - 零碳园区需配置储能 四川、山东、江苏要求加强可再生能源开发与调节资源匹配 [8] 挑战与政策需求 - 新能源远距离输送存在物理通道不足和价格协调障碍 就近消纳受鼓励但加重电网调节负担 [9] - 高系统成本可能限制零碳园区和绿电直连发展规模 [9] - 需出台容量电价政策和地方发展目标以保障经济可行性 广东等制造业大省应率先探索电价创新与金融支持 [9]