2025年海博思创研究报告：巩固国内、突破海外，储能集成龙头正在高速发展的路上

一、公司主要预期差在于未来储能行业的增速的分歧

我们认为，公司看点可用以下两张图概括： （1）预计全球储能新增装机将保持较高增速，国内市场今年将维持一定增长，并在 2026 年、2027 年加速 增长；海外市场除美国因关税扰动明年有可能下滑外，欧洲、中东、拉美、澳洲等地区均保持高速增长。 （2）公司出货将持续增长，国内市场 2025-2027 年预计销售（确收口径）15、20、28GWh；海外已突破欧 洲市场，发力美国、中东、东南亚、澳洲等市场，2025-2027 年预计出货 2.2、4、8GWh。

当前公司的主要矛盾有二：一是 136 号文取消强制配储后，国内市场需求到底如何；二是公司海外能力是 否得到验证，对于以上问题我们认为： （1）市场大多对今年下半年的储能需求并不乐观，并对明后年国内需求更加悲观。我们认为，现货市场下 独立储能和自发配储的经济性已经跑通。第一种路径为独立储能，通过容量电价（或度电补贴等）保证稳定收 益，通过现货市场赚取市场化收益，经济性较为出色，有力的吸引了地方投资主体，目前已超过“五大六小” 成为招标主力，涌现的项目总量超过 100GWh；第二种路径是新能源全面进入市场后，新能源自发配储，通过 储能将电量从低电价甚至负电价时段移动至高电价时段。两种模式均可取得较高经济性。

目前，很多省份已规划、公示了大量独立储能项目，以河北为例，近期公示的一批 6.4GW/20.9GWh 项目中， 投资主体地方国资、民营企业占到 90%以上，而非此前强制配储时代的“五大六小”的央企发电集团。我们认 为，明年开始国内储能市场将重回较高速增长，预计 2025-2027 年国内储能新增装机至 130、160、210GWh。

历史业绩上看，公司在获取独立储能项目方面表现出较强的竞争力，电网侧独立储能项目占到公司往年 获取收入的过半比例。预计公司作为头部厂商，在 136 号文后格局优化的过程中将取得更大的份额。 （2）市场因公司海外能力过去未获验证从而信心不足。我们通过梳理发现，公司已经在储备产品认证、海 外客户合作、建立子公司和渠道等方面的经历了多年努力和布局，公司已经具备了在海外规模化落地大型储能 项目的能力，并于近期拿下欧洲业主的 1.4GWh 项目，出海之路清晰而扎实，空间已经打开。在市场空间上， 我们认为，预计 2025-2027 年海外储能新增装机在 127GWh、176GWh、257GWh，上限足够高。

公司基本面优异，是优秀的储能系统集成商。回顾过去，公司在竞争激烈的国内储能市场仍能保持 16% -20% 的毛利率，高于同行，主要因为公司项目端独立储能占比高有单价优势；公司与电芯供应商签订锁价锁量协议， 实现较低的电芯采购成本。展望未来，国内储能系统、EPC 中标价格已经趋稳，公司海外出货占比也在提升， 助力公司单位盈利提升。此外，公司管理层具备电网专业背景及国际视野，海外项目获取将具备优势。战略上， 公司“储能+X”战略渗透用户侧多场景，积极落地定制化项目，项目运维、运营、交易等后市场颇具看点。

二、夯实国内：136 号文改变储能生态，公司发展展开新篇章

2.1 强制配储时代，公司奠定行业头部地位

公司是国内领先电化学储能系统解决方案与技术服务提供商，当前主营业务为电化学储能系统的研发、生 产、销售，2022 年剥离动力电池业务，2024 年下半年剥离新能源租赁业务之后，公司转型为纯粹的电化学储能 系统集成商。2022/2021 年国内储能出货排行第一；2023 年国内储能集成商出货排名第二，全球排名第五；2024 年根据 CNESA 数据，国内市场储能系统并网装机规模排名第二，全球市场出货量排名第四。

2021-2024 年，公司储能系统出货量从 590MWh 迅速增长至 11.8GWh，年均增速达 171.5%，收入则从 8.38 亿增长至 82.7 亿，年均增速达 114%。

强制配储曾为行业快速发展作出重大贡献，但其局限性注定了被淘汰的命运。该政策最早起于 2017 年的青 海，此后多省跟进。全国超 23 个省份配储比例从 5%-10% 逐步提升至 15%-30%，时长从 2 小时延长至 4 小 时，尤其西北、华北省份增长显著。在这一政策影响下，我国新型储能装机突飞猛进，根据 CNESA 数据，2024年我国新型储能新增装机达到 43.7GW/109.8GWh，按能量规模计算，同比增速达到 135.6%。

强配时代下的储能利用率不高。根据中电联历年发布的《电化学储能电站行业统计数据》，2022-2024 年国 内储能电站利用情况虽有提升，但仍处于较低水平。其中用户侧电站利用率最高，2024 年等效充放电次数达到 332 次，基本可以做到每天一充一放，而新能源配储电站利用率最低，2024 年等效充放电次数 177 次，相当于 两天一充一放，并且这已经是比 2023 年的 103 次、2022 年的 80 次明显提升后的结果，总的来看，强制配储时 代的储能电站，尽管近年来利用率已有提升，但仍处于较低水平。

2.2 路径之一：电网侧独立储能经济性初步显现，行业发展揭开新篇章

2 月 9 日国家发改委、能源局联合印发《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，以下简称 136 号文），除了建立机制电价外，文中“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”引发市场高度关注。 取消强制配储后，我们认为地方投资为主体的新型独立储能项目或成为下一个储能的重要发展方向。 2025 年 2 月 20 日，河北发改委印发《河北省 2025 年独立储能项目清单》，共安排独立储能项目 37 个，项 目总容量 6.4GW/20.9GWh，所有项目均已明确项目开发单位。我们注意到，本次示范项目清单中，业主几乎没 有传统的“五大六小”电力集团，而是以地方新能源投资企业、省市级建投、交投、金融租赁企业，以及民营企 业为主。

据高工储能统计，年初以来已有内蒙古、河北、陕西、四川、浙江、江西等六省市发布储能项目名单，涉及 项目 188 个，规模达到 29.63GW/103.26GWh。投资主体上看，这一批独立储能示范项目中，五大六小已让位于 地方投资企业，地方省投、交投、金融租赁、民营企业等成为投资的主体。 我们认为，独立储能商业模式有望率先跑通，从收益端看，容量电价、放电补偿，以及峰谷套利等模式能 够弥补容量租赁退出后的缺口。从投资方资金来源看，地方国央企、城投、交投、金融租赁等公司是这些项目 投资的主力，资金成本往往低于 3%甚至 2%，相应对项目的收益率要求降低，而投资积极性提高。 经济性方面，我们考虑“河北模式”（容量电价）和“内蒙模式”（放电补偿+现货套利）两种情况。

河北今年 2025 年 3 月发布《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》，统一将独立储能电站 的容量电价定位 100 元/kW/年。容量电价费用则纳入电网系统运行费用，向用户侧（主要为工商业用户）进行 传导，因此用户侧电价将有所上涨。考虑一座 100MW/400MWh 的独立储能电站，一年容量电价收益可达 1000 万，而河北此前独立储能容量租赁实际价格多落在 100-150 元/kW/年区间，因此容量电价在容量租赁模式取消 后，有望取代容量租赁，成为独立储能电站更加稳定的收益来源。

内蒙则采用放电补偿+现货套利思路。根据《内蒙古自治区能源局关于加快新型储能建设的通知》，2025 年 度独立新型储能电站补偿标准为 0.35 元/kWh，补偿 10 年。放电补偿的来源是以月度为周期根据电源侧装机容 量分摊，并通过电网企业向各发电厂发布。因此内蒙的放电补偿主要是来自电源侧电费的再分配，不向用户侧 传导。 根据我们的计算，河北的“容量电价+峰谷套利”和内蒙的“放电补偿+峰谷套利”模式均可使得独立储能 电站获得一定的经济性，其中内蒙由于峰谷价差大（蒙西可达 0.7 元/kWh 以上）、储能电站利用率高（达到 350 次等效充放电次数以上），再加上 0.35 元/kWh 的放电补偿，经济性尤为突出，资本金 IRR 可达 14.8%。今年以 来，内蒙的储能招标尤其旺盛，上半年采招项目达到 13.8GWh，仅次于新疆排名各省第二，可见独立储能放电 补偿等政策有力刺激了项目需求。

2.3 路径之二： “光储融合”成为趋势，自发配储时代有望来临

136 号文提出新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。而所谓的“机制 电量”并非不进入市场，而是进入市场后，通过差价合约的形式将电价补回到机制电价。目前，已有 6 个省份 推出了 136 号文的衔接政策。

尽管各省具体政策不同，但都对存量项目进行了一定的照顾和衔接，机制电价基本参照本省煤电基准电价， 机制电量如蒙东、蒙西 100%包含了存量分布式光伏、分散式风电项目，湖南、新疆等机制电量比例较高。但对 增量项目而言，均突出市场化要求，如蒙西、蒙东均不设机制电量，完全由市场电价决定收益水平；或如山东、 山西等省指定了申报充足率须大于一定比例，突出机制电价的竞价特色。 新能源全面入市后，电价水平可能下降、电价波动加大，项目收益可能显著下降。以现货市场转正最早的 山西省为例， 2024 年山西现货市场日前均价已经低于本省燃煤基准价格（0.332 元/kWh）0.02 元/kW h 左右， 降幅较大。今年以来，价格继续下降，1-4 月份山西日前均价已从去年同期 0.301 元/kWh 下降到今年 1- 4 月份的 0.271 元/kWh。与此同时，电价波动也更趋剧烈，2025 年 1-4 月份高价和低价天数相比去年同期增长较多。从 分布来看，电价的 25%-75%分位从去年的 0.239-0.352 元/kWh（50%价差 0.113 元/kWh），上升到今年的 0. 177- 0.376 元/kWh（价差 0.199 元/kWh）。

在这种情况下，对光伏电站的收益影响较大，2025 年 1-4 月，山西日前分时均价来看，11-16 点现货价格已 经降至 0.1 元/kWh 以下，而 18-22 点价格又猛升至 0.5 元/kWh 以上，呈现明显的“鸭子曲线”形态。若不配置 储能，午间大发时段光伏电站多以 0.1 元/kWh 左右的均价上网，经济性较差，若主动配置储能进行能量时移， 将电量转移至电价较高的傍晚、晚间时段，将有望获得较好的经济性。

测算新能源自发配储的经济性，假设集中式光伏电站的大 EPC 单价约为 3.2 元/W，那么若电量全部在午间 时段发出，此时电价因午间电价低，假设平均约为 0.1 元/kWh，那么项目的资本金 IRR 仅为 2.1%左右，事实上 处于亏损状态，不能达到合理收益率要求。

若光伏电站自发配储以将低电价时段所发电能转移至高电价的晚高峰时段，设置四种场景，分别配储 100、 200、300、400MWh，分别将 1/4、2/1、3/4、全部的电量进行转移。计算可得，除配储 100MWh 经济性差于原 不配储方案外，其他三种方案经济性均好于原方案，随着配储比例的提升，资本金 IRR 从 1.8%提升至 11. 3% ， 投资回收期缩短至 10.5 年。 因此，新能源全面进入市场后，通过自发配储能够有效地提高项目收益率，若条件允许，应配置较多的储 能容量，用以将尽可能多的电量时移至高电价时段，经济性将更加出色。新能源主动配储有望成为第二种国内 储能的主要发展路径。

对国内市场总量应更加乐观，上调未来国内储能新增装机预期

与市场观点不同，我们认为 136 号文实施后，地方投资主导的独立储能，以及新能源自发配储，这两种发 展路径将取代136号文后被取消的新能源强制配储政策，在今年的观望期后（预计今年储能新增装机约 130GW h， 同比略增），明后年国内储能市场将有望恢复较高速增长，预计将分别达到 160GWh、210GWh。

三、突破海外：主推欧洲市场，今年海外有望爆发

3.1 厚积薄发，认证体系完成后公司海外出货量开始爆发

2021 年公司开始有零星样品出口，当年海外收入仅数十万元人民币量级。2022 年，公司开始有首笔海外规 模化订单，来自新加坡子公司向印尼交付 2MWh 储能系统，当年实现销售收入 207 万。2023 年，公司海外业务 进入规模化放量阶段，达到 2.78 亿元，主要仍通过新加坡子公司拓展海外销售。2024 年，进一步达到 5.39 亿 元，区域主要为新加坡、澳大利亚、德国、美国等市场，出货量预计约 500-600MWh，已经初具规模。

为了顺利推进海外市场，公司从 21 年开始相继取得了多项认证：2021 年首先获得 IEC 认证，为全球通用 认证；2022、2023 年取得适用于北美的 UL1973 和 9540 认证，获得在北美销售电池模组/簇，以及储能集装箱 资格。后续认证逐步覆盖欧盟、澳新、英国、德国等地。目前，公司在日韩、中东、印度等亚太地区的认证体系 也正在逐步完善中。

3.2 海外策略 1：发力欧洲找准突破口，从小项目做起积累业绩

公司今年主攻方向为欧洲市场，根据 Solar Power Europe 预测，今年欧洲新增装机增速达到 36%，是中国、 美国、欧洲三大市场中增速最为明确的市场。其中 SPE 预计今年新增装机总量为 29.7GWh，大储占比 55%， 16.4GWh，同比增长达到 87%；工商储占比 12%，约 3.6GWh，同比增长超过 60%；户储占比 33%，约 9.8GW h， 同比将下降 10.5%。

SPE 认为未来几年欧洲储能将继续保持高速增长，2029 年欧洲有望新增 118GWh 装机，2025-2029 年均增 速 41%，其中，2029 年大储新增 81.4GWh，年均增速 49%；工商储新增 20GWh，年均增速 54%；户储新增 16.5GWh，年均增速 14%。相比中国、美国市场，欧洲增长最为明确。 从格局来看，欧洲电网级储能项目储备规模庞大且类型多样，市场上有数百家参与者，排名前 15 位的业主 占据了总运营和规划容量的三分之一左右，市场参与者可以主要分为开发商、投资基金、独立电力生产商（I PP）、 独立灵活供应商（IFP）、公用事业公司和地方当局六类。较为分散的业主格削弱了“巨无霸”型业主独霸市场 的可能性，有利于设备供应商获取议价权。

为获取海外市场，公司以欧洲为突破口，已积累较多欧洲项目业绩，如实施瑞典斯德哥尔摩调频储能、德 国瓦尔特斯豪森电站及国王湖独立储能等标杆项目等。

公司近期获得欧洲 GWh 级大型电站项目，证明了公司的海外落地能力。6 月 23 日，公司与欧洲大型储能 项目开发商 Repono 正式达成战略合作，双方将在 2027 年前共同推进总规模达 1.4GWh 的电网级储能项目落地。 Repono 将充分发挥其在项目开发、选址、电网接入及许可审批方面的丰富经验，而公司则将提供涵盖储能系统 交付、系统集成、全生命周期服务等一体化解决方案。

3.3 海外策略 2：积极与海外集成商、业主合作，加速本地化

除自行开发项目外，公司也与多家海外集成商、业主等客户开展合作。在美国国际太阳能展览会 RE+ 2024 现场，公司与 NW 签署 2024 年新储能系统供货框架协议，与澳大利亚能源集团 Tesseract、全球领先的智能储 能、运营服务和资产软件提供商 Fluence Energy, Inc.和全球领先的开发商 Luminous Energy 达成战略合作，还与 AZZO、PowerSync 美国 Clean Energy Services (CES) 清洁能源服务公司等本地知名企业达成合作。

公司也正在加速本地化，在世界各地建立海外子公司、运营中心等。公司在澳大利亚悉尼成立亚太总部， 统筹亚太区（除日韩外）储能项目开发、市场拓展及客户服务。在法兰克福建立欧洲总部，负责欧洲市场销售、 项目开发及本地化服务。在新加坡成立海博思创国际（新加坡）有限公司，主要辐射东南亚市场。在休斯顿成 立北美总部，负责美国市场开发及与 Fluence、Luminous Energy 合作等事务。公司还在英国、法国与当地开发 商成立了合资公司，并计划于阿联酋、沙特、菲律宾建立营销及售后网络。

3.4 海外其他市场也充满机会，公司正在深度布局

2024 年 10 月，公司在悉尼设立亚太区总部，已与澳大利亚能源集团 Tesseract ESS 签署近 1GWh 大型储能 及工商业项目合作协议，并于本地 EMS 企业如 AZZO、PowerSync 等集成能源管理系统，增强项目落地能力， 融入本地能源生态链。 澳大利亚能源市场运营商（AEMO）的《2024 年综合系统规划》明确指出，到 2050 年，澳大利亚国家电网 将需要高达 49 吉瓦 (GW) 的电池和抽水蓄能，这是现有储能容量的 15 倍以上。BNEF 指出，到 2035 年，澳大 利亚部署公用事业规模电池储能系统装机容量可能会增加 8 倍，从 2024 年的 2.3GW 增长到 18GW。

中东市场方面，公司正与沙特电力公司（SEC）、阿布扎比国家能源公司（TAQA）洽谈项目联合开发，探 索光储一体化电站。中东市场去年开启了若干 10GWh 级别大型储能项目，总量超过 40GWh 级别，我们认为未 来随着中东引入 AI 计算中心等耗能大户，预计中东光伏、储能需求将进一步增长。 东南亚市场方面，公司依托位于新加坡的海博思创国际有限公司统筹东南亚销售与技术支持。6 月 26 日， 公司云南普洱制造基地落成运转，作为面向东南亚的产能跳板，能够将物流成本降低 30%。未来公司规划复制 新加坡“光储充一体化”模式至泰国、越南等充电需求旺盛地区，探索独立储能电站，参与东南亚电力辅助服 务市场。

我们预计 2025-2027 年海外储能新增装机分别达到 127、176、257GWh，海外储能新增装机空间较大。公司 完成了认证、项目业绩、合作渠道以及产能积累，海外业务有望开启高速增长。

四、公司财务优秀，是盈利能力最强的国内集成商

4.1 公司单位盈利正处于拐点之上，后续有望提升

公司出货量从 2021 年不到 1GWh 增长到 2024 年接近 12GWh，增长十分迅猛；同时公司的营业收入也从 2021 年不到 10 亿增长到 2024 年 82.7 亿。业绩方面，公司 2021 年归母净利润仅 1000 余万，至 2024 年已增长 至 6.48 亿。

储能系统出货单价方面，2021-2023 年处于国内储能市场发展、兴起的早期，价格均在 1 元/Wh 以上，与行 业情况相符合。2024 年开始，由于锂价显著下降导致锂电池价格下降，储能系统价格一路走低，公司 2024 年出 货储能系统均价约为 0.69 元/Wh，较 2021-2023 年显著下降。今年一季度公司出货约为近 3GWh，测算来看，均 价已降至约 0.51 元/Wh。

从单位盈利来看，2021-2024 年呈现先升后降趋势，2021 年因公司规模效应尚未显现，单位盈利约 0. 028 元 /Wh。2022-2023 年公司均价较高，盈利能力达到 0.1 元/Wh 左右。2024 年，因储能系统单价降低，我们测算公 司平均单位盈利约为 0.056 元/Wh，至 2025 年 Q1，因单价进一步下降，单位净利下降至 0.03 元/Wh 左右。但后 续因国内储能系统中标均价逐渐维持在 0.5 元/Wh 上下公司国内出货的单位净利将至少维持在 0.03 元/W h，并 且随着独立储能占比进一步上升，公司国内市场单位盈利将触底回升。 海外方面，预计公司 2024 年出货海外的单价约为 1 元/Wh，毛利率达到 42.1%，据此测算公司海外单位盈 利可能在 0.2 元/Wh 以上。合理预计随着公司海外出货规模的增大，未来单位盈利有望继续保持在 0.15 元/W h 左右。 总的来看，公司单位盈利今年 Q1 预计已经触底，后续随着独立储能占比提升、海外出货增加，以及规模效 应进一步凸显，单位盈利（平均）有望维持在全年 0.05 元/Wh 左右水平并维持。

4.2 价格与成本端：公司电网侧独立储能占比较高，电池采购锁价具备成本优势

电网侧独立储能项目通常较新能源强配项目有更高的技术要求（需接入电网调度系统，有独立的调度编号， 可接受调度指令并参与现货市场、辅助服务等操作），经济性更好，业主投资目标也多以获取财务收益为主， 而不是以满足强配目标为主。因此独立储能相比新能源强配项目单价往往更高，供应商毛利率也更高。举例来 说，公司今年中标的两个项目，独立储能项目单价 0.649 元/Wh 明显高于新能源配储项目的 0.49 元/Wh。

除 2022 年外，2021-2024H1 公司电网侧储能项目的收入一直高于电源侧储能，是公司业务的主流，贡献一 定的溢价，对公司盈利能力有正面作用。 成本方面，公司拓展关键设备采购供应商，尤其是对系统成本占比最高的电芯，已从初期的依赖宁德时代， 到 2024 年上半年亿纬动力份额已超过宁德时代。

公司为确保电芯供应稳定、相对低价，与电芯供应商签订电芯采购协议。比如 2025 年 2 月，公司与亿纬锂 能签订 50GWh 电芯战略采购协议，订单有效期持续到 2027 年。公司采用长单锁量锁价，有助于维持电芯采购 的价格稳定，尤其是在价格上涨时，公司基于规模优势，与供应商签订锁量锁价协议可以一定程度上避免成本 上涨风险。 根据公司招股书，从 2021 年度到 2024 年上半年，电芯采购价格变动幅度分别为 18.35%、43.09%、-32. 49%、 -51.92%，呈现先升后降趋势。2020、2021 年，方形动力电芯均价分别为 0.56、0.6 元/Wh。考虑储能电芯多为 0.5C，价格较 2C 动力电芯为低，合理假设 2020 年储能电芯市场均价为 0.5 元/Wh。2021 年由于下半年锂价已 开始上涨，储能电芯开始出现缺货，预计市场均价与动力电芯相似，约 0.6 元/Wh。2022、2023 年，根据鑫椤锂 电数据，方形储能电芯全年均价分别为 0.85、0.67 元/Wh，其中 2023 年上半年电芯均价约为 0.81 元/Wh。

假设 2020 年时公司采购储能电芯单价等于当年市场均价，即 0.5 元/Wh，则根据公司招股书披露的采购单 价变动幅度，我们计算出公司 2021、2022、2023、2024H1 采购均价约为 0.592、0.847、0.572、0.342 元/W h， 我们预计，公司通过在合适的时机（比如碳酸锂价格上涨的阶段）通过锁价锁量等协议，确保电芯供应并保证 采购价格至少不高于当时市场均价，对降低采购成本有一定贡献。

4.3 人才端：公司高管多为海外高学历人才，对电力系统理解深刻

公司核心管理人员学历高，多为硕士及以上学历，涵盖电气工程、计算机科学、材料科学与工程、工商管 理等多个专业领域，普遍具备丰富的行业经验。其中，公司董事长张剑辉本科、硕士毕业于清华大学电机系，博士赴美国加州大学伯克利分校深造，获电气工程与计算机科学专业博士学位。两位联合创始人钱昊、舒鹏分 别具备电气工程及其自动化博士学位和材料科学与工程硕士学位。创始人团队回国前均在美国国家半导体公司 担任工程师。

公司技术团队呈现“高学历+跨学科”特征，其中上市时研发团队 322 人（占员工总数 30%），其中 70%为 硕博，核心成员来自清华、斯坦福、伯克利等高校。另外，董事会引入的资本方代表强化产学研融合，其中清 华系资本银杏天使（持股 6.83%）、清控华科（持股 4.17%）提供技术转化资源。产业资本如华能投资、蔚来资 本等推动车储联动技术开发。

4.4“储能+X”渗透全场景，设立产业基金、后端运维双轮并行，为业主提供一 条龙服务

公司在 2025 年 SNEC 光伏储能展上，展出了“储能+X”全场景解决方案，本质上就是推出适合各个场景 的定制化产品和服务。比如与珠海科技集团合作“光伏+立体种植+智慧储能”一体化项目；与双登集团合作推 动“储能+数据中心”应用；与汇川技术、北京科锐合作“储能+矿山”项目；与威尔普斯合作定制“储能+油田” 产品方案，解决油田供电不稳定问题。

作为“储能+X”战略的实施案例，近期，公司与新加坡能源开发商 Alpina 签署合作协议，公司将在 2025- 2027 年向后者提供 5000 套充储一体机，携手开拓新加坡及亚太地区的电动汽车充电市场储能应用。利用储能 提供功率支撑，充电桩可超配 2-5 倍，场站充电能力提高 40%-80%，并延缓变压器增容需求。 公司依托海量过往项目业绩，延伸项目后市场，即储能的运维与代理经营。公司利用过往项目运营数据， 开展运维+代运营业务，对业主投资的项目进行托管，并收取项目运维等费用。少量项目公司可通过保障业主一 定的基础收益，并有望对超额收益进行分成。

除了项目后市场外，公司还与业主合作成立产业基金，从项目前端入手，打造投资、建设、运维三位一体 体系。2025 年 7 月，公司与越秀产业基金达成战略合作，统统打造“行业标杆级储能产业基金”，涵盖开发型 基金、持有型基金和创新型资产证券化基金三类，覆盖项目全生命周期资本需求。公司主要提供储能技术、系 统集成及项目运营能力，主导项目开发与落地。越秀产业基金则提供资金支持及金融工具创新，撬动更多社会资本（如电网公司、新能源发电集团、民营企业等）投入储能领域。 横向来看，“储能+X”战略下的海博思创，将跳出传统源网侧大储的项目渠道，拓展更多应用场景。纵向 来看，公司通过成立产业基金绑定业主和社会资本，从前端获取项目；并延伸项目运维、运营、交易等后端市 场。公司有望取得蓬勃发展。

编辑：火腿肠