嬰兒護理建議心得描述：：每日經濟新聞： 每經AI快訊，國安達（SZ 300902，收盤價：29.39元）12月20日晚間發布公告稱，吳添林先生因個人原因申請辭去第四屆監事會職工代表監事、監事會主席職務。辭職生效后仍繼續在公司任職。截至本公告披露日，吳添林先生直接持有公司股份約34萬股，每年轉讓的股份不超過所持有公司股份總數的25%，離職后半年內不轉讓其所持公司股份。吳添林先生自擔任公司監事以來，認真履行監事職責，選舉郭曉春先生為公司第四屆監事會職工代表監事。公司審議通過《關于選舉第四屆監事會主席的議案》，經全體監事審議和表決通過，選舉黃文聰先生擔任公司第四屆監事會主席。 2022年1至6月份，國安達的營業收入構成為：電力行業占比68.34%，交通行業占比24.57%。 國安達的總經理、董事長均是洪偉藝，男，56歲，學歷背景為大專。 截至發稿，國安達市值為38億元。 道達號（daoda1997）“個股趨勢”提醒：1. 近30日內無機構對國安達進行調研；2. 國安達上一次發布人事變動公告是2022年08月29日，國安達近一年共發布13次人事變動公告。更多個股趨勢信息，請搜索微信公眾號“道達號”，回復“查詢”，領取免費查詢權限！ 每經頭條（nbdtoutiao）——“中國制造”驚艷了《阿凡達2》 (記者 陳鵬程) 免責聲明：本文內容與數據僅供參考，不構成投資建議，使用前請核實。據此操作，風險自擔。 每日經濟新聞 每日經濟新聞： 每經AI快訊，國安達（SZ 300902，收盤價：29.39元）12月20日晚間發布公告稱，武景義先生因個人原因辭去公司財務總監一職，武景義先生將不再擔任公司任何職位。辭職后，武景義先生將不再擔任公司任何職位。 2022年1至6月份，國安達的營業收入構成為：電力行業占比68.34%，交通行業占比24.57%。 國安達的總經理、董事長均是洪偉藝，男，56歲，學歷背景為大專。 截至發稿，國安達市值為38億元。 道達號（daoda1997）“個股趨勢”提醒：1. 近30日內無機構對國安達進行調研；2. 國安達上一次發布人事變動公告是2022年08月29日，國安達近一年共發布13次人事變動公告。更多個股趨勢信息，請搜索微信公眾號“道達號”，回復“查詢”，領取免費查詢權限！ 每經頭條（nbdtoutiao）——“中國制造”驚艷了《阿凡達2》 (記者 陳鵬程) 免責聲明：本文內容與數據僅供參考，不構成投資建議，使用前請核實。據此操作，風險自擔。 每日經濟新聞 浮生如夢10： 國安達(SZ300902) 這也是要完蛋呀 心心相印o： 日豐股份(SZ002953)鼎際得(SH603255)國中水務(SH600187) 1.1 當前時點，為何要重視中美大儲市場 21 年全球電化學儲能新增裝機突破 11GW，中國和美國為新增裝機最大的兩個地區。 根據 CNESA 的數據，21 年全球電化學儲能新增投運裝機規模達到 11.12GW，同比增長 135%，新增項目主要集中在中美表前儲能及歐洲戶儲。20-21 年，全球新型儲能新增投運 地區分布中，中美歐合計占比超過 80%，占據主導地位。中國和美國連續兩年成為全球電 化學儲能新增規模最大的兩個地區，貢獻市場主要增量。 中美儲能市場滲透率迎來加速提升，行業進入高景氣度階段。基于對中美儲能市場政 策、產業趨勢和產品技術的邊際變化研究，我們發現：1）政策端，中美對于儲能發展均出 臺諸多鼓勵政策，覆蓋儲能補貼、儲能主體市場地位確立、儲能參與電力市場激勵政策等 諸多方面；2）產業端，隨著中美光伏新增裝機有望在 23 年恢復快速增長，并且儲能鋰電 成本端壓力逐步緩解，儲能項目大規模開發期即將到來；3）行業技術端，大容量電芯及長 循環壽命技術不斷成熟，產業化進展順利，鈉電也即將在 23 年開啟產業化。 1.2 政策利好：22 年政策頻出，23 年成效漸現 1.2.1 中國：儲能規劃目標不斷上修，政策打開儲能經濟性空間 從國家到地方，“十四五”規劃均明確了儲能裝機的目標。《關于加快推動新型儲能 發展的指導意見》和《“十四五”新型儲能發展實施方案》兩篇綱領性文件在 22 年前后發 布，國家層面明確到 25 年新型儲能裝機目標達到 30GW。22 年以來，各省出臺了各自的 十四五能源規劃，從已公布的 16 個省看，目前地方規劃的新型儲能裝機規模合計超過 40GW。根據中電聯統計，各省規劃的 25 年新型儲能發展目標合計有望超過 60GW。根據 我們測算，按照新建的集中式風光項目配儲 20%和 2h 的要求，25 年電化學儲能累計裝機 有望達到 50GW。從國家到地方的儲能裝機目標逐步明確，未來 5 年儲能發展的確定性隨 之增強。 源網側容量租賃模式逐步落地 容量租賃增厚獨立儲能收益，山東和河南先后出臺支持儲能容量租賃的政策。22 年 8 月，河南發布《關于印發河南省“十四五”新型儲能實施方案的通知》，其中明確建立共 享儲能容量租賃制度，容量租賃參考價為 200 元/kWh*年，并支持簽訂 10 年以上的長期 租賃協議和合同。22 年 9 月，山東印發《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干 措施》，文件指出山東省電力交易中心將按月度組織撮合儲能容量租賃。容量租賃模式的 鼓勵政策逐步落地，配合各地強制配儲要求，獨立儲能容量租賃的收益空間將逐步打開。 用戶側峰谷價差拉大 分時電價機制優化，多地峰谷價差不斷拉大。自 2H21 以來，全國超過 20 個省調整分 時電價政策，適度拉大峰谷價差水平并建立尖峰電價機制，以此鼓勵工商業用戶配置儲能。 根據 GGII，峰谷價差超過 0.7 元/度的地區有 21 個省市，除去 1.5 倍代理購電價格，也有 15 個省市最大峰谷價差超 0.7 元/度。目前國內工商業儲能收入主要來源兩部分，一部分是峰谷價差套利，另一部分是利用剩余容量參與電力輔助市場競標，提供需求側響應服務。 峰谷價差套利的收入是工商業儲能收入的大頭，收入占比可達 80%以上。我們預計，在限 電趨緊，分布式光伏滲透率提升以及電價市場化改革的推進下，國內工商業儲能發展有望 進入快車道。根據GGII預計，22年/25年國內工商業儲能裝機有望分別突破1GWh/5GWh。 1.2.2 美國：IRA 法案通過，政策效果將逐漸顯現 補貼延長+抵免增加，儲能迎政策邊際利好。22 年 8 月，美國通過通脹削減法案（IRA）， 對光伏及儲能均提出新的政策支持：1）光伏：法案的通過提供了長達十年的稅收抵免政策， 同時稅收抵免比例從 26%提升至 30%，若滿足相關條件，最高稅收抵免可提升至 70%；2） 儲能：之前光伏配儲在補貼范圍內，IRA 首次將獨立儲能納入補貼范圍。除此之外，對于 滿足條件的大儲項目，稅收抵免比例提升，表前電力儲能的發展進一步得到政策傾斜。 1.3 產業趨勢：上游量價瓶頸打開，儲能大規模建設提速 1.3.1 趨勢一：中美光伏裝機有望提速 硅料產能釋放打開光伏裝機彈性。2022 年光伏終端需求增長旺盛，國內多晶硅現貨價 從年初的24萬元/噸漲至8 月的超30萬元/噸，預計2022年國內多晶硅供應量為92萬噸， 可支撐交流側裝機240-250GW，下游地面電站的裝機增長仍受制于硅料供應瓶頸和價格。 2023 年將迎硅料產能釋放大年，結合 Solarzoom 相關統計，全球硅料名義產能將從 22 年底的 128 萬噸增長至 23 年底的 240 萬噸，預計 23 年多晶硅全球供應量約為 147 萬 噸，可支撐超 400GW 的交流側裝機。23 年起硅料新增產能開始批量釋放，對應硅料價格 開啟下行通道，也為對組價價格敏感度較高的集中式電站項目的建設帶來了彈性。 國內風光大基地建設有望加快，關注大基地配儲進展。根據國家能源局、發改委文件， 我國第一批風光大基地共涉及 18 省份，規模總計 97GW，目前 90%以上已開工建設。第 二批風光大基地規劃到 2030 年建設風光基地總裝機約 455GW，其中“十四五”規劃建設 風光基地總裝機約 200GW，“十五五”規劃建設風光基地總裝機約 255GW。目前風光大 基地計劃將煤電作為支撐電源，其與新能源的聯合送出可減少新能源的隨機波動，發揮電 力基礎保障和系統調節作用。與此同時，由于火電提速需要時間，響應速度不如新型儲能， 新建項目配套一定比例的新型儲能可進一步提升電力穩定外送的能力。隨著 23 年第一批風 光大基地陸續進入裝機運行期，配儲項目有望隨之加快建設。 1H22 美國光伏短期受供應鏈擾動，2023 年儲能有望隨光伏一同爆發。美國光伏裝機 主要由住宅、非住宅和公用事業組成，其中公用事業裝機是主要增量需求。根據 SEIA 預計， 美國光伏累計裝機規模將從目前的 129GW 增長到 2027 年的 336GW，其中未來 5 年公用 事業類光伏將新增 162GW 裝機。短期美國光伏裝機受到供應鏈擾動，根據 SEIA 數據，美 國 1Q22/2Q22 公用事業光伏裝機分別達 2.2GW/2.7GW，1H22 的新增裝機處于 2019 年 以來的最低水平。但與此同時，訂單需求仍然不斷迸發，1H22 美國新簽署超過 10GW 的 公用事業光伏合同，訂單量創 2019 年以來的新高。目前美國給予了部分東南亞國家的太陽能組件 2 年的特定關稅豁免，我們預計 23 年美國公用事業光伏裝機有望恢復較快增長，而 美國公用事業光伏配儲比例較高，未來儲能需求將同步爆發。 1.3.2 趨勢二：電池成本有望下行 碳酸鋰價格在 22 年上半年大幅上漲至 40-50 萬元/噸，目前價格漲勢趨緩但依舊維持 50 萬元以上高位，23 年鋰資源新增供給將逐步釋放，根據天齊鋰業 H 股招股說明書，23 年精煉鋰供給將超過需求，并且未來 5 年供給過剩情況將持續擴大，碳酸鋰現貨價格有望 進入下行通道，預計 23 年有望回落至 40 萬元/噸左右。 近年來鋰電池價格整體呈下降態勢，年降幅近 15%，21 年儲能電芯價格降至接近 0.7 元/wh，系統造價成本降至 1.5 元/wh，成本端的下降推升了更多投資方參與的熱情。22 年在上游原材料價格大幅上漲的背景下，電池價格跟隨上漲；23 年隨著主要原材料碳酸鋰 價格的下行，電池價格也將重回下降通道，將有力推動大儲項目建設進程。 1.3.3 趨勢三：中美儲能項目開發達百 GWh 級 中國多省份發布儲能示范項目，23 年迎裝機并網高峰。根據儲能與電力市場統計，2022 年至今已啟動的獨立儲能項目總規模達 34GW/70GWh，其中超過 30%的項目進入 EPC/ 設備招標、建設階段。自 2021 年以來，多個省份出臺多批儲能示范項目，而示范項目對于 22 年底和 23 年年中均有明確儲能并網投運目標，未來儲能項目進入實質性建設的規模將 繼續擴大。22 年集采方式已經成為國內儲能開發商的重要采購手段，根據儲能與電力市場 統計，截止 22 年 11 月，已完成集采招投標的儲能系統+EPC 規模為 15GWh。部分央企 布局儲能系統集成，電池簇和 PCS 集采規模顯著增大，電芯和電池簇集采規模達 6GWh， PCS 集采規模約 4GW。我們預計，儲能項目中標至項目建設完工周期約 3-6 個月，23 年 中國儲能裝機并網規模將迎來高峰期，中標企業的業績將從預期階段走向兌現階段。 截止 3Q22，美國約有 14GW/37GWh 的儲能項目處于開發中。根據美國清潔能源協 會統計，截止 3Q22，美國正在開發的清潔電力項目共 132GW（相當于可支持 3400 萬美 國家庭的電力需求），其中光伏/陸風/海風/電池儲能分別占 59%/17%/13%/11%。美國 正在開發的 14GW/37GWh 儲能項目地區分布上，約 5.5GW 位于加利福尼亞州，超過 2.7GW 在德克薩斯州，內華達州和亞利桑那州均為 1.4GW 左右。 1.4 技術進步：電芯大容量/長循環/鈉電 1.4.1 電力儲能電池專用化，大容量電芯得到認可 針對大儲場景要求，大容量儲能電芯在行業內的開發不斷成熟。大儲項目具有追求低 成本、大容量和安全性的特點。280Ah 及以上大電芯相比 50/100Ah 電芯在電力儲能的適 配優勢明顯：1）pack 端零部件使用量減少，擁有天然的成本優勢；2）高集成度使得體積 能量密度更高；3）后端集成和 EPC 裝配工藝簡化，大幅節省土地基建、集裝箱等方面的 成本投入；4）同等容量下并聯電池數少，方便 BMS 的安全管理。以 40 尺 2.5MWh 風冷儲能集裝箱為例，單個集裝箱約需要 120Ah 的電芯 6510 個，280Ah 的電芯 2790 個，并 聯數目可減少一半以上。寧德時代自 2020 年量產推出 280Ah 磷酸鐵鋰電芯以來，目前國 內已超過 10 家電芯企業對外銷售其 280Ah 磷酸鐵鋰電池產品，部分廠商開始規模生產 300Ah 等更大容量儲能電芯，大容量儲能電芯產品逐漸在行業內走向成熟。 大容量電芯愈加得到下游項目建設方和投資方青睞，有望催化大儲滲透率提升。電池 技術演變方向之一就是單體電芯容量不斷提高，方形電芯從 50/100Ah 向 280Ah 升級成為 儲能電池專用化的重要發展方向。目前政府政策和儲能項目的招標開始向大容量電芯傾斜， 部分項目招標明確要求采用容量不低于 280Ah 的電芯。2021 年 2 月，大同市政府發布《大 同市關于支持和推動儲能產業高質量發展的實施意見》，指定儲能產品的起點標準要達到 單體電芯容量 280Ah 及以上。2022 年，多個集采和儲能項目招標均要求儲能單體電芯不 低于 200 或 280Ah。未來隨著行業內更多企業的跟進和布局，大容量電芯有望成為大型 ESS 市場的主流方案。 1.4.2 儲能電芯循環壽命提升明顯，有望顯著改善度電成本 動力電池側重能量密度的提升，而儲能電池更為側重循環壽命的提高。電力儲能項目 投資關注點短期內以初始投資成本為主，中長期的趨勢來看，將更看中全生命周期成本。 電力儲能對儲能系統循環壽命和倍率性能要求更高，而電力儲能應用分為容量型和功率型， 其中容量型應用注重電池充放的經濟性，要求電芯和系統具備高循環壽命和寬泛的工作溫度范圍。功率型應用注重短時調頻的實時響應，要求電池能短時間高倍率充放電。目前容 量型應用是電力儲能主流，在電力儲能初始投資成本壓力較大的情況下，更高循環壽命的 電芯意味著全生命周期度電成本的降低。我們認為，隨著國內大型儲能建設的驅動因素逐 漸由政策驅動轉向政策+經濟性聯合驅動，項目投資方將更加青睞循環壽命高的電池，儲能 行業競爭將從重視初始投資成本轉向重視度電成本。 22 年多家公司推出高循環壽命的產品，有望顯著改善儲能 LCOS。行業內儲能電芯的 循環壽命一般在 6000-8000 次。目前行業內多家公司陸續推出高循環壽命的產品，例如寧 德時代 EnerC 和 EnerOne 兩款液冷儲能系統均可實現最高 12000 次循環，中創新航 22 年 9 月在成都成功下線循環壽命達 12000 次的電芯。當前我國大部分電化學儲能電站度電 成本（LCOS）在 0.5 元/kWh 以上，抽水蓄能電站度電成本在 0.21-0.25 元/kWh。我們 測算，隨著電芯循環壽命的提升，遠期儲能 LCOS 有望下降至 0.3 元/kWh 左右，接近抽水 蓄能的 LCOS。 1.4.3 鈉電蓄勢待發，23 年有望成為發展元年 鈉離子電池在儲能領域大有可為。鈉離子電池成本具有顯著優勢，同時安全性更高、 低溫性能和倍率性能更好，但與鋰離子電池相比，鈉離子電池能量密度低、當前循環次數 也略低。我們預計，國內企業多點開花。傳統鋰電企業的鈉電布局由寧德時代主導，其一代鈉電池電芯單 體能量密度高達 160Wh/kg，二代有望突破 200Wh/kg，預計 2023 年形成基本產業鏈。 據傳藝科技公開披露，公司 4.5GWh 鈉電產線、5 萬噸電解液產線將于 2023 年投產，預 估鈉電出貨價 0.6-0.7 元/Wh，預估成本 0.35-0.45 元/Wh，對應毛利率 30%-40%。2023 年國內鈉電量產出貨量有望達到 8GWh。 中美儲能市場為全球儲能標桿市場，兩者占全球市場規模的 60-70%。通過對比兩個 儲能市場的發展現狀、政策經濟性和風光滲透率，我們希望分析未來中美儲能滲透率變化 趨勢和產業鏈投資機會。同時，針對未來中美大儲市場的生態環境和商業邏輯如何演繹的 問題，我們希望站在當前時點，給出一些前瞻性思考供參考。 2.1 中美儲能市場的發展現狀對比 從市場體量看，20-21 年中美儲能裝機同時迎來快速增長。20 年，中國與美國電化學 儲能新增裝機分別達到 1.56GW/1.47GW，同比增長 145%/188%；21 年，中國與美國電 化學儲能新增裝機分別達到 2.26GW/3.51GW，同比增長 45%/138%，新增裝機規模均創 新高。 從 22 年的月度數據看，中美儲能呈現景氣攀升趨勢。根據索比儲能網，22 年 1-10 月中國儲能中標規模合計達到 15GW/36GWh，中標涵蓋儲能系統、儲能 EPC 及集采。從 中標結果看，儲能系統中標價格集中在 1.5-1.7 元/Wh，儲能 EPC 中標價格集中在 2.1-2.3 元/Wh。根據 EIA 數據，22 年 1-11 月美國儲能新增裝機超 3.1GW，其中 10 月新增裝機 達約 0.7GW，創近三年月度新高。由于美國儲能項目為爭取當年優惠政策，每年四季度為 美國儲能新增裝機旺季，預計 22 年 12 月，美國儲能新增裝機規模將繼續維持高位。 從區域分布看，中國投運的電化學儲能的地區分布偏分散，主要在山東、江蘇、青海、 廣東和內蒙古等地。根據中電聯統計的 19 家主要電網公司和發電集團投資的電化學儲能項 目，截止 22 年 8 月，累計投運的 2.66GW 電化學儲能中，按 MW 計算，山東地區投運規 模占比最大，達到 22%。美國電化學儲能集中在加州和德州區域，根據 EIA 統計，截止 22 年 9 月，美國電化學儲能累計投運 7.00GW，加州和德州占比最大，分別達到 54%和 17%。 從應用場景看，中美工商業儲能和戶用儲能占比較小，均以表前儲能為主。如按容量 口徑，21 年中國表前儲能（除用戶側）占比達到 76%，1H22 美國表前儲能占比超過 80%。 國內大儲下游主要為新能源發電集團，項目招標和集采為主要采購方式。根據 CNESA 和中電聯數據，21 年中國累計投運電化學儲能 5.53GW 裝機中，三大電網+五大發電集團 +部分主要發電集團累計投運電化學儲能 2.0GW/4.0GWh，按功率計算占比 36%。截止 22 年 8 月，三大電網+五大發電集團+部分主要發電集團累計投運電化學儲能達 2.7GW/5.3GWh。 目前國內大儲主要以電源側儲能和獨立儲能為主，單個項目投資額大、投資回收期較 長，所以國內大儲投資方主要為新能源發電集團，以三峽能源為例，該公司目前在 19 個省 份已購置或預購置電源側電化學儲能合計約 6GWh。22 年以來，項目儲能系統/EPC 招標 和集采成為國內下游大儲采購的主要方式，儲能系統提供商等供應商圍繞中標競爭激烈。 根據儲能與電力市場統計，截止 22 年 10 月底，央企儲能系統/EPC 集采規模達到 15.2GW， 參與到儲能系統集采的集成商已合計超過 70 家。我們認為，國內儲能產業鏈中具有下游渠 道優勢和客戶資源的廠商將率先受益。 美國大儲下游為儲能系統集成商或儲能項目直接投資方，其關注產品品牌和全生命周 期經濟性。美國電化學儲能項目業主由當地儲能系統集成商、獨立發電企業和公用事業公 司構成，下游投資方和儲能系統集成商格局分散，美國大儲采購主要采用訂單制采購模式。 目前儲能系統在美國毛利率較高，主要是因為大儲下游會針對儲能系統的循環效率和安全 指標等制定多項規定，如儲能系統集成商不滿足要求將面臨巨額罰款。儲能安全是項目運 營基礎，安全的基礎訴求決定下游投資方投資儲能系統將更加關注產品品牌和產品示范應 用情況。經濟性的核心考量決定下游投資方將更加根據產品全生命周期成本來投資，所以 美國儲能系統集成商核心關注電芯的品牌、產品認證和全生命周期成本。據不完全統計， 多家美國儲能系統集成商針對電池儲能未來均有大規模采購計劃，我們認為，具備品牌優 勢和已經切入美國儲能供應鏈的國內廠商有望率先受益。 2.2 中美儲能市場的政策經濟性對比 2.2.1 中國：從強制配儲到共享儲能，儲能市場化導向明確 2012-2021 年，從電網側儲能到強制配儲，中國電化學儲能處于政策探索期。2017 年國內儲能第一個指導性文件《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》出臺，2018 年 國內電化學儲能迎來發展元年，電網側儲能需求率先爆發，當年電化學儲能累計投運規模 突破 1GW。2019 年國家發改委明確電化學儲能不計入輸配電定價成本，儲能投資增速階 段性回落。隨著 2020 年雙碳目標確立，多個省份出臺鼓勵和強制發電側配儲政策，儲能投 資主體由電網側向電源側轉移，電化學儲能正式進入發展黃金期。國內主要省份強制配儲 要求為新能源裝機規模的 10-20%，連續充放電時長 2-4h，新疆、內蒙古配置要求相對較 高，分別達到 25%、4h 和 15%、4h。 2022 年，從頂層設計到實施細則，儲能市場化路徑愈加明晰。以往相關市場規則主要 明確儲能可參與調峰輔助服務市場，但對于儲能參與中長期交易、現貨交易等市場的規則 設計不夠完善。儲能在電力市場中的身份定位和投資回報機制不夠清晰，一定程度上影響 了市場主體投資建設的積極性。2022 年 6 月發改委等部委印發《“十四五”可再生能源發 展規劃》指出“明確新型儲能獨立市場主體地位，完善儲能參與各類電力市場的交易機制 和技術標準，創新儲能發展商業模式，明確儲能價格形成機制等”。頂層設計下，獨立儲 能開始可以簽訂峰谷不同時段的市場合約來進行現貨套利，進一步細化了獨立儲能參與電 力市場的盈利方式。同時，后續明確了充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加等， 解決了原先充電電量價格機制不明確的問題。除此之外，隨著各地“共享儲能”政策紛紛 出臺，租賃儲能容量明確可視作可再生能源儲能配額，儲能市場化探索開始進入快車道。 輔助服務+電力現貨改革+容量租賃多頭并舉，未來獨立儲能經濟性提升可期。單個 100MW/200MWh 的獨立儲能初期投資總額接近 4 億元，如達到項目良好盈利水平，項目全年收益水平需達到 6000 萬元以上。考慮未來輔助服務市場放開、電力現貨市場改革和 容量租賃的擴大，獨立儲能經濟性未來將伴隨市場改革實現多重收益： 1）輔助服務：2021 年底《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》提 出儲能可成為輔助服務的參與主體并將拓展電力輔助服務新品種。同時，《“十四五”新 型儲能發展實施方案》提出推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場。頂層制度設計定調， 獨立儲能未來有望參與調頻等多種形式的輔助服務市場； 2）電力現貨市場：目前“8+6”省份的電力現貨市場改革加速推進，在電力現貨市場 上，儲能除獲取峰谷價差收益外，未來不斷完善的容量電價機制和電力中長期市場有望是 儲能新的收益來源。除此之外，儲能充電電量逐步明確不承擔輸配電價和政府性基金及附 加，進一步提升項目峰谷價差收益的水平； 3）容量租賃：多個省份 21 年先后出臺各自的新能源強制配儲政策，鼓勵“容量租賃” 的共享模式可進一步擴寬儲能收益來源。 目前中國獨立儲能收益模式主要分為兩種。在電力現貨市場未建立地區，青海、寧夏 和湖南等多個省市出臺了獨立儲能電站調峰補償標準。獨立儲能收益模式以調峰補償+容量 租賃為主。在山東等建立電力現貨市場的地區，獨立儲能收益模式以現貨市場套利+容量租賃+容量補償為主。以 100MW/200MWh 的獨立儲能為例，目前獨立儲能兩種商業模式下， 穩定的可預期收益每年可達到 4000 萬元以上。 用戶側儲能經濟性 峰谷價差套利是當前用戶側儲能收益的主要來源。現行政策場景下，用戶側儲能收益 包括用戶電費管理收益、峰谷套利收益、調頻收益、需求響應收益。峰谷價差套利是用戶 側儲能收益的主要來源，可占儲能收益的 50-80%。2022 年浙江用戶側儲能高經濟性開始 顯現，原因主要系于：1）浙江大工業和一般工商業一天內存在多個低谷、高峰和尖峰電力 價格時間段，這為 2h 的用戶側儲能帶來單日充放兩次的套利機會；2）一般而言，平均峰 谷價差達到 0.7 元/kWh，用戶側儲能初步具備經濟價值。從 22 年 1-8 月電價差看。浙江 平均峰谷價差超過了 0.92 元/kWh。隨著尖峰電價逐漸在多省實施，尖峰電價的執行將進 一步導致峰谷價差拉大。根據北極星儲能統計，目前有 23 個省市最大峰谷價差超過 0.7 元， 峰谷價差拉大正成為驅動用戶側儲能項目建設的重要因素。 未來政策將產生多種收益方式，用戶側儲能經濟性凸顯。目前用戶側儲能可參與現貨 市場套利和削峰填谷等電力輔助服務市場。以浙江 10MW/20MWh 獨立儲能為例，在日 充放電 2 次，并參與削峰填谷電力輔助服務的情況下，項目 IRR 可達 8.52%，用戶側儲能 經濟性逐漸顯現。未來政策場景下，用戶側儲能主要新增收益點為參與現貨市場獲得的電 量收益、獨立參與輔助服務市場獲得的補償收益、參與碳交易市場獲得的收益、實時電價 環境下的調節儲能獲取收益和采用共享儲能模式獲取收益等。多種收益模式下，用戶側儲 能經濟性有望進一步凸顯。 2.2.2 中國山東：政策探索不止，經濟性曙光已現 為促進儲能發展，山東針對性推出了多項政策和機制創新。山東電網架構完善，具備 承受多個儲能電站快速充放電的條件，除此之外，山東標桿電價達到約 0.4 元/度，而西北 省區標桿電價僅為 0.3 元/度，電價高給儲能帶來較好的經濟性，所以山東 2020 年在全國 較早的推行新能源配儲，并開始構建以峰谷分時電價為主的儲能市場。在建立電力現貨市 場之前，山東推出多項政策規定儲能在調峰市場優先出清、獎勵優先發電量。針對新能源 配儲面臨的項目調度和并網困難，山東鼓勵將分散的新能源配儲項目集中建設，并率先鼓 勵租用的共享儲能模式。在 2022 年初現貨市場正式運營后，山東出臺多項政策引導建立現 貨市場下的儲能盈利機制，其中明確獨立儲能可自主參與調頻輔助服務或以自調度模式參 與電能量市場、明確儲能電站參與市場交易的用電量不承擔輸配電價和政府基金等，儲能 在山東的發展走向市場化進程。 商業化示范初見成效，山東儲能發展邁入市場化驅動階段。山東首批 5 座獨立示范儲 能項目于 21 年底陸續投運，容量共計 501MW/1002MWh。22 年 3 月，3 家獨立儲能首 次參與山東電力現貨市場交易，山東成為國內首個獨立儲能參與電力現貨市場的省份。根 據山東電力調度控制中心數據，2022 年 H1，山東運行中的新型儲能累計充電 1.63 億千瓦 時，累計放電 1.36 億千瓦時，效率為 83.6%，其中 5 座獨立示范儲能電站累計充電 1.18 億千瓦時，累計放電 0.94 億千瓦時，效率為 79.0%。目前山東儲能項目在現貨市場的收益 主要由峰谷價差套利、容量電價和儲能租賃構成，儲能發展進入市場化驅動階段。 山東“共享儲能”引領全國發電側儲能盈利模式創新。共享儲能電站是指在新的接入 點（新能源場站匯流站等），作為獨立節點接入輸電線路，通過關口表單獨計量并接受電 網統一調度的儲能電站。“共享儲能”模式的主要優勢在于為儲能拓展了容量租賃的收益 模式。根據山東“十四五”新能源規劃，到 25 年底，山東預計新增風電 5GW/集中式光伏 9GW，如按照儲能配置要求 20%和 2h 計算，“十四五”期間，山東儲能配置需求為 2.8GW/5.6GWh。考慮 20 年山東競價光伏項目和 21 年市場化配置新能源項目合計產生的 儲能配置容量 1.2GW/2.5GWh，山東合計儲能配置需求達 4GW/8GWh，“共享儲能”的 容量租賃空間巨大。目前山東的共享儲能電站已經具備一定的投資價值，以 100MW/200MWh 的獨立儲能電站為例，投資總額接近 4 億元的情況下，考慮調峰補償 收益、現貨市場套利和容量租賃，電站每年總收益可接近 5000 萬元。 25 年，山東新型儲能累計裝機有望達到 5GW。截止 22 年 9 月底，山東已投運新型 儲能電站 45 座（0.84GW/1.77GWh），其中獨立儲能電站 7 座（0.51GW），新能源配 建儲能 38 座（0.33GW）。22 年 4 月，山東公布第二批 29 個儲能示范項目，總裝機達 3.1GW，包括 25 個（2.56GW）的電化學儲能和 4 個（0.54GW）的新技術類儲能項目。 根據《山東電力發展“十四五”規劃》，到 25 年，山東新型儲能設施規模達到 5GW。我 們預計，隨著第二批儲能示范項目將在 23-24 年陸續投運，24 年和 25 年山東新型儲能投 運規模將達 4GW/5GW。 2.2.3 美國：儲能政策矩陣完善，ITC 政策長期激勵 2006 年-2021 年，政策矩陣不斷完善，ITC 激活需求。美國儲能政策經過多年更新完 善，已形成聯邦到各州的儲能政策矩陣。聯邦層面出臺多個儲能激勵、儲能市場化政策和 儲能技術突破政策。美國聯邦投資稅收抵免（ITC）政策實施多年，對于新能源配置儲能的 項目，最高可以抵減 30%的投資額。在聯邦稅收抵免基礎上，各州分別出臺儲能補貼和儲 能采購計劃等，儲能市場得到極大激活。在儲能市場化方面，2008 年聯邦政府開始為儲能進入電能批發市場提供制度保障，2013 年提出輸電網運營商可以選擇從第三方直接購買輔 助服務并明確了電儲能提供輔助服務的結算機制。2018 年聯邦能源管理委員會（FERC） 發布 841 號法案，要求系統運營商消除儲能參與容量、能量和輔助服務市場的障礙，允許 電儲能參與容量、電量和輔助服務市場，并基于市場價格對其服務進行相應補償。 美國儲能商業模式多元，目前主要收入正從輔助服務轉向峰谷價差套利。美國電力市 場機制設計完善，不同儲能收益主要系不同地區的電力市場機制的差異，目前美國大型儲 能的收益主要來自峰谷價差套利、電力輔助服務和容量電價等： 1）峰谷價差：美國儲能項目開始從峰谷價差套利中獲得主要收入，隨著風光發電占比 持續提升，未來峰谷價差將進一步拉大，儲能在電能量市場將有更好的經濟性。以加州為 例，上午峰谷價差從 2020 年的 15 美元/MWh 上漲至 2Q22 的 50 美元/MWh，晚間峰谷 價差從 2020 年的 50 美元/MWh 上漲至 2Q22 的 100 美元/MWh。除此之外，抓住極端 電價的機會也將帶給儲能項目較高的經濟回報。 2）輔助服務：2021 年，美國加州輔助服務市場規模為 1.6 億美元，多年來整體市場 規模比較穩定。自 21 年以來，調頻價格由于參與輔助服務的儲能項目增多而逐步下降，輔 助服務收益占比未來可能會下降； 3）容量電價：美國加州，儲能項目可簽訂長期容量電價合約，按照項目能夠提供的容 量獲取固定補償。容量電價的補償標準主要與當地靈活性資源的多少有關，隨著老火電機 組和其他電力系統冗余減少，容量電價具有長期收益的確定性，整體補償標準穩中有升， 以加州為例，2020-2022 年，備用容量的容量電價在 50-80 美元/kW*年； 以 2016 年投運的加州 Pomona 項目為例，該項目容量為 20MW/80MWh，過去 4 年的年均凈收益可達 32 萬美元/MW 以上。穩定的容量服務合同收入可占項目年收益的 35-40%，其余調頻和能量收入為項目提供了彈性收入來源。我們假設，該項目 2016 年初 始投資成本為 0.6 美元/Wh，則項目初始投資成本達到 4800 萬美元，當前項目年收益為 640 萬美元左右，考慮日常維護成本，靜態投資期為 8-9 年。 美國儲能項目經濟性穩定，未來收益率有望穩中有升。我們測算，若美國儲能初始投 資成本為 0.40 美元/Wh，則單個 100MW/400MWh 的儲能項目初始投資成本為 1.6 億美 元，考慮容量電價+現貨市場價差+輔助服務三種收益，項目年收益為 2300 萬美元左右， 考慮日常維護成本，靜態投資期為 7-8 年，經濟性已經較為突出。 2.2.4 美國加州：儲能電池效益顯著，未來欣欣向榮 加州 SGIP 補貼刺激需求，未來十年計劃新增 15GW 表前儲能。為鼓勵早期儲能發展， 加州 2013 年開始針對大型電力公司實施強制配儲計劃，有力地推動了加州儲能項目的快速 部署，率先在美國推廣儲能應用。加州自發電激勵計劃（SGIP）于 2001 年啟動，早期主 要補貼加州分布式發電，后于 2009 年正式將儲能納入補貼范疇，并在 2014 年開始將 75% 的激勵預算分配至儲能，目前 SGIP 對于不同類型儲能的補貼水平可達 0.2-1.0 美元/Wh。 2022 年加州儲能發展規劃中，計劃未來十年加州新增 18.9GW 公共事業規模太陽能和 15GW 表前儲能。長期以來，鼓勵儲能的戰略導向保障了加州儲能穩定的利潤空間，不斷 推動加州儲能加速發展。 儲能電池在加州電力系統的作用日益凸顯，日內放電功率突破 2GW。2020 年之前， 加州地區主要通過天然氣發電和電力進口解決凈負荷的日內波動。2020-2021 年加州儲能 電池在電力系統的應用規模呈現快速增長，2021 年加州電化學儲能累計裝機達到 2.5GW/9GWh。從實際運行看，以 2022 年 7 月 13 日為例，儲能電池日內最高放電功率 突破 2GW，日內最高儲能放電電力占比突破 6%，日內最高儲能充電電力占比突破 10%， 均大幅高于 2020 年和 2021 年同一天的水平，日內儲能放電量占用電量比例突破 1%。此 外，我們通過比較電池充放電與凈負荷曲線，發現儲能電池充放電時間段與凈負荷變化時 段基本重合，在每天上午 7 點-12 點期間，加州儲能電池利用可再生能源發力和凈負荷下 降充電，在每天下午 16 點-21 點期間，儲能電池充分放電，緩解了凈負荷快速爬坡帶來的 電網不穩定。 2.3 中美風光儲滲透率對比 2.3.1 中國：風光發電占比加速提升，中遠期規劃明確 歷經十年發展，21 年我國風光發電占比達到約 12%。自 2011 年以來，我國風光發電 占比已從 2%上升至約 12%。目前我國大多數省份處于儲能探索期，整體波動式可再生能 源對于系統的穩定影響較小。部分省份如甘肅、青海等波動式可再生能源發電比例接近或 超過 20%，正進入儲能的市場啟動期。2021 年，共 11 個省份風光發電占比突破 10%， 隨著多個省份即將邁入儲能的啟動期，未來中國儲能將在更多地區迎來長足發展。 可再生能源電量占比加速提升，儲能中長期需求空間逐步打開。從未來 5 年維度看， 根據 CWEA 和 CPIA 預測，2022-2025 年中國光伏+風電年新增裝機預計達到 133/143/151/160GW，新能源裝機保持穩步增長。從未來 10 年維度看，中國在氣候雄心 峰會上目標 2030 年風光裝機達到 12 億千瓦。在此基礎上，根據清華四川能源互聯網研究院數據，由于雙碳戰略實施，2030 年全社會用電量預期從過去的 10 萬億度電上升至 12 萬億度電，新的用電增量需要新能源裝機加速發展，2030 年風光裝機有望達到 16-18 億 千瓦，非水可再生能源電量占比有望達到 20%左右。 2.3.2 美國：遠期可再生能源發電目標確立，儲能需求徐徐打開 美國風光發電占比持續提升，零售電價穩步上漲。2011-2021 年，美國風光發電占比 自 3%提升至 12%。2022 年 1-8 月，風光發電占比繼續提升至 14%。根據 EIA 預計，2022 年美國電網將新增 46.1GW 的公用事業發電裝機（地面電站），其中規劃的新增容量中 46% 來自于太陽能，其次是天然氣，占到 21%，風能占比 17%。2022 年太陽能+風電共計預 計新增 29.1GW 的裝機，為美國發電新增裝機的主力電源。從美國電力零售價看，美國不 同部門的平均電力零售價均有所上漲，住宅/商業/工業從 2020 年 1 月的 12.76/10.18/6.37 美分/kWh 分別上漲至 2022 年 8 月的 15.95/13.45/9.72 美分/kWh，高電價為新能源項 目和儲能項目提供了更好的經濟性。 美國多數州已確立可再生能源發電比例 50%+的遠期目標。美國大多數州通過可再生 能源配額（RPS）和清潔能源標準（CES）對當地可再生能源發電比例做出強制性規定，截 至 2021 年底，美國共有 31 個州和哥倫比亞特區制定了相關目標，如加利福利亞州、馬里 蘭州、新墨西哥州等 9 個州確立 2040-2050 年期間可再生能源發電比例達到 100%。美國 各州可再生能源發展的趨勢已在中長期維度確定，可再生能源發電占比的提升成為必然趨 勢，儲能在美國電力系統的角色將愈發重要。 展望未來，中美儲能發展即將進入市場啟動期。波動式可再生能源發展水平不斷提升 下，系統對儲能需求和儲能結構均有不同的更多需求。根據波動式可再生能源發電比例的 不同，我們可將儲能發展分為探索期、市場啟動期、高速發展期和應用成熟期。目前中國 與美國正處于儲能探索向市場啟動的過渡期，電力系統可通過靈活性資源（如天然氣發電、 靈活性調節后的火電、抽水蓄能和電化學儲能等）進行內部調節，整體波動式可再生能源 對于系統的穩定影響逐漸增大。未來隨著中美進入儲能的市場啟動期和高速發展期，系統 需要補充短時儲能來調節功率，同時也需要長時儲能調節能量。 2025 年和 2030 年，中美合計電化學儲能累計裝機有望達到 83GW 和 405GW。 2011-2021 年，中國風光發電占比從 1.6%提升至 11.7%，美國風光發電占比從 3.0%提升 至12.0%。2022-2030年，假設中國和美國2022-2030年每年平均新增風光裝機為140GW 和 50GW，我們預計中美兩國波動式風光發電占比均有望在 2025 年和 2030 年超過 20% 和 30%，兩國儲能將逐步進入市場啟動期。2021 年，中美電化學儲能累計裝機規模占電 力系統最大負荷的比重分別為 0.4%和 1.1%。假設中國電化學儲能裝機占最大負荷的比重 在 2025 年和 2030 年分別達到 3%和 10%，美國電化學儲能裝機占最大負荷的比重在 2025 年和 2030 年分別達到 5%和 20%，我們預計，中國電化學儲能累計裝機將在 2025 年和 2030 年分別達到 49GW 和 241GW，美國電化學儲能累計裝機將在 2025 年和 2030 年分 別達到 34GW 和 164GW。 2.4 對中美大儲市場的一些思考 22 年初東歐的炮聲催化了歐洲戶儲/光伏市場的爆發，對應戶儲板塊成為 A 股最靚的 一道風景；下半年預期漸盈，市場開始對大儲有了更多熱議，無論是政策試點落地，還是 批量項目啟動，抑或是從基數滲透率、邊際變化的角度看，大儲賽道被視作下一個黃金賽 道并不為過。 下半年里邊，大儲板塊的股價表現冠絕新能源，雖然 2022 年美國大儲市場受光伏組件 拖累裝機承壓，國內大儲項目多動作慢于聲響、盈利遠于投入，但前景的瑰麗已提振了β的 彈性。2023 年，大儲賽道將迎來多重共振，正如我們第一章中所講的幾點（政策/產業/產 品），還有更多要去思考的是，大儲市場的生態環境和商業邏輯會如何演繹？ 市場經常會提及的一個問題是，明年儲能電池會不會過剩？產業鏈多會安撫—沒那么 快，過剩也是別家的。市場擔心的程度卻不見消減。對于這點，我們認為不必過于在意， 因為過剩是一定的，只是程度快慢的區別，更應關注的是，過剩下的競爭決選拼哪些？ 大儲市場是 to B 市場，其下游客戶與光伏電站的高度重合，皆為能源企業，應用場景 皆在表前源網側，因此大儲電池具有較強的類組件屬性。經過近二十年的風雨洗禮，組件 的市場區化已較為明朗，反映為海外（歐美等）重性能、國內重成本，市場生態的不同與 當地電價和電站收益水平強相關，這方面與儲能電站的擬合度也極高。中美大儲市場的體 量規模差別不大，但利潤豐存度卻差異明顯，海外項目有著較高的利潤率、穩定的賬期和 更高的進入門檻（體現在品牌、產品指標、售后運維等方面），而國內儲能電站項目的收 益率存諸多變數，多為完成量的要求而被動上馬，缺少也較難從全生命周期角度來對項目 收益做精確論證，導致錦簇之下卻是荊棘不少，比如個位數的毛利率、大額的應收、較低 的利用率等問題。 問題如何解決？預計會較漫長。近一兩年國內政策調整已經開始更多借鑒海外成熟模 式，拓寬儲能電站的收益種類，變強配為市場引導，然而問題的核心在于儲能投資成本的 由誰承擔，短期內的較難向下傳導即意味著國內大儲現行“沖量”生態的延續，對于有品 牌/資源/產品競爭力的優勢企業，出海將是第一優先級，歐美市場為膏腴之地、不容有失， 國內市場則做好相應布局、適度參與，不爭一時的長短。 戰而后勝 與 勝而后戰，如果能選擇的話，相信多數都會選擇后者。也因此，想選出 大儲這一賽道的長跑健者，須更多關注重量級選手的舉動和布局。 3.1 儲能景氣度高企，22 年中國儲能全球出貨有望翻倍 未來 5 年中美儲能需求澎湃。根據我們測算，中國發電側儲能將由 22 年的 7GWh 上 升至 25 年的 41GWh，考慮工商業儲能，25 年中國發電側+工商業新增電化學儲能裝機有 望突破 46GWh。受益于美國投資稅收抵免政策延續及可再生能源發電比例提升帶來的電網 調節需求增長，根據 Wood Mackenzie 數據，1H22 美國儲能裝機達到 5.9GWh，22 年 美國儲能有望裝機 13.4GWh。22-26 年美國新增儲能裝機合計規模有望達到 194.1GWh， 22-26 年儲能裝機 CAGR 為 43.5%。 中美儲能景氣度高企，22 年中國儲能鋰電全球出貨有望迎來翻倍增長。22 年 H1 中國 儲能鋰電池出貨已接近 21 年全年水平，根據 GGII，2022 年 H1 儲能電池出貨 44.5GWh， 接近 2021 年全年出貨的 48GWh。在儲能電池出貨結構上，電力儲能與家儲是出貨的主要 增量市場。國內風光配儲與海外儲能經濟性提升一同催化電力儲能出貨快速增長，2022 年 H1 電力儲能電芯出貨達到 30GWh。海外戶儲市場上半年呈現供不應求的局面，2022 年 H1 戶用家儲電芯出貨量達 6GWh。全年來看，電力儲能、戶儲與便攜式儲能出貨均將迎來 翻倍增長，整體儲能電池出貨有望突破 100GWh。 根據 GGII，中國儲能鋰電全球出貨有望在 25 年達到 389GWh，30 年出貨邁入 TWh 時代。根據 GGII 儲能數據庫，截止 2022 年 H1，國內發布的新型儲能項目（刨除抽水蓄 能）合計 58.28GW/116.4GWh，其中鋰離子電池占比接近 75%。“十四五”國內電化學 儲能項目將逐漸落地裝機，發展進入商業化加速期。除此之外，中國儲能鋰電產業鏈完善， 將深度參與海外儲能發展，受益于全球儲能建設浪潮。根據 GGII 預測，2025 年中國儲能 鋰電池出貨量將達 389GWh，比 2021 年規模增長 8 倍以上，2021-2025 年 CAGR 達 68.8%。 3.2 儲能產業鏈價值釋放巨大，核心關注價值占比高的環節 電芯+PCS 為儲能產業鏈價值最大的環節，目前 1GWh 儲能裝機可帶動產業鏈 20 億 元的收入。儲能產業鏈上游主要以儲能電池簇、電池管理系統 BMS、能量管理系統 EMS、 儲能變流器 PCS 和溫控消防等其他設備構成。儲能產業鏈中游以儲能系統和儲能 EPC 為主， 目前儲能系統和儲能 EPC 的單位成本可達 1.5-1.8 元/Wh 和 1.7-2.0 元/Wh。假設儲能 EPC 單價為 2 元/Wh，則 1GWh 儲能裝機可帶動 20 億的產業鏈收入。從成本占比看，2h 儲能 EPC 成本占比中儲能系統占比可達 89%左右，2h 儲能系統中電芯+PCS 為成本大頭，占比 可達到 75%左右。儲能產業鏈下游可分為電源側、電網側和用戶側。 電芯環節：核心推薦國內具備客戶優勢和美國出海邏輯的行業龍頭 全球市場，中國儲能電芯廠商加速出海。2019-2020 年全球儲能以海外市場為主，三 星 SDI、LGC 和松下等品牌在海外耕耘多年，占據全球市場主要份額，2019-2020 年三者 合計全球市場份額分別達 73%/65%。日韓電池廠商在儲能主推三元電池技術，但三元儲能 產品近年起火事件陸續出現，而磷酸鐵鋰安全性和經濟性在動力電池領域得到驗證。2021 年中國磷酸鐵鋰電池的優勢改變全球儲能電池市場格局，以寧德時代為首的中國廠商后來 居上，2021 年全球市場份額快速提升。 國內市場，中國儲能電池廠商正積極加快儲能下游布局。圍繞儲能產業鏈下游，以寧 德為首的儲能電芯廠商 19 年開始打造產業鏈閉環，紛紛與政府、大型國企央企、產業鏈下 游和海外企業牢牢綁定，并開始延伸系統集成和項目開發。我們認為，隨著中國電力儲能 發展路線日漸清晰，具備下游合作資源的儲能電芯廠商有望在產業鏈合作中發揮更大價值。 寧德時代：全球儲能電池龍頭，有望深度受益中美大儲需求爆發。公司全球儲能電池 市占率從 19 年全球第五，到 20 年全球第三，再到 21 年全球第一，突飛猛進的發展彰顯 公司強大的儲能發展動力。2021 年及 1-3Q22 公司儲能出貨分別達到約 17GWh 和約 30GWh，業務營收保持高速增長。22 年以來，公司開拓歐美儲能市場不斷取得進展，先 后與美國 FlexGen 達成未來三年 10GWh 的供應協議、與美國 Primergy 達成獨家供應 1.416GWh 儲能系統的協議、與英國 Gresham House 達成近 7.5GWh 長期供貨協議。 比亞迪：出海成績斐然，中國儲能企業出海標桿。公司是最早進軍北美市場的中國企 業之一，2011 年首次出口給美國雪佛蘭 4MWh 的儲能電池，多年出海成績斐然。22 年 1-6 月，比亞迪 CUBE T28 在北美地區供貨規模已超過 1.6GWh。22 年 10 月，由比亞迪儲能供貨的全球最大單期儲能電站在美國西海岸成功投入商業運營，儲能容量近 1.7GWh。 截止 22 年 10 月，比亞迪儲能在美國累計出貨達到 3.6GWh。 鵬輝能源：22 年國內和海外大儲發展迅速。2022 年 3 月，公司控股子公司江蘇天輝 鋰電與江蘇天合儲能簽訂《關于 2022 年電芯采購合作協議》，金額約 6 億元-9 億元，合 作期限一年。同時，公司與天合光能共同建設常州 2GWh 儲能電池項目，產能上進一步與 客戶綁定。海外大儲市場，公司產品 280Ah 儲能電芯于 22 年 9 月順利通過 UL9540A 認 證，未來公司有望持續在海外大儲領域獲得新訂單。 中創新航：22 年中標多個儲能采購大訂單，儲能在手訂單充裕。21 年公司儲能業務 營收實現 4.46 億元，同比增長 87.4%。22 年 9 月，公司為儲能市場打造的 280Ah 核心產 品在成都成功下線，其循環壽命達 12000 次以上，能量效率達 97%以上，并可升級至 300Ah。 22 年公司作為五家中標商之一成功中標南網科技 5.56GWh 的儲能電池采購訂單。截止 22 年 9 月，公司儲能系統在手訂單為 4.22 億元。 PCS 環節：核心推薦具備品牌優勢和訂單可見度的廠商 陽光電源：從 PCS 延伸至儲能系統，美國訂單飽滿。2021 年，公司儲能系統全球發 貨 3GWh、儲能變流器全球發貨 2.5GW，實現儲能業務收入 31.4 億元。根據公司公告， 22 年公司分別與美國 Plus power 和 Key Capture Energy 簽署了 14.9 億元和 7.9 億元的 儲能項目合同。 科華數據：UPS 龍頭，大儲和戶儲成為公司發展新引擎。根據 CNESA 數據，公司在 2021 年全球儲能 PCS 全球出貨量排名第二。公司在儲能領域中具備豐富火儲調頻、風儲 調峰和工商業微網項目經驗，標桿產品包括 S3 液冷儲能系統和 1500V 全系列儲能變流器 及系統解決方案。國內市場上，22 年 7 月，公司子公司科華數能與特變電工新疆新能源簽 署了 2.3 億元儲能系統成套設備訂單，并陸續中標國內多個大儲項目。海外市場上，22 年 9 月公司在美國、歐洲和澳洲共簽約合作超 2 萬套（共 390MWh）戶用儲能系統。 上能電氣：國內 PCS 龍頭，儲能訂單彰顯高景氣。從行業市占率看，公司 21 年及 1H22 在國內 PCS 市場的市占率位居行業第一；從儲能訂單看，公司 21 年儲能產品銷量為619.51MW。截止 22 年 2 月末，公司儲能在手訂單已超過 800MW；從儲能營收看，1H22 儲能雙向變流器及系統集成產品營收達 0.38 億元，同比增長 24.94%。3Q22 儲能系統集 成業務收入占總收入比超 40%；公司海外市場也取得突破，首個海外 100MW 儲能項目于 22 年 7 月份順利發貨。 溫控消防環節：核心推薦具備技術積淀的廠商 英維克：具備深厚技術和產品積淀的儲能溫控龍頭。公司 12 年即成為國內儲能集裝箱 系統主要的溫控設備提供商，積累了長期大量的實際運行經驗。隨著液冷電池 PACK 在儲 能系統的導入，英維克率先于 2020 年推出系列的水冷機組并大批量應用于包括寧德時代、 陽光電源、南都、科陸電子等儲能系統集成的頭部企業。海外市場上，公司為美國儲能系 統集成商 Fluence 供應溫控設備。 國安達：儲能消防成為新增長點，23 年有望批量出貨。公司 22 年成立鋰電池火災防 控技術專項事業部，成功研發了鋰電池儲能柜火災防控和惰化抑爆系統，目前公司與國內 多家知名鋰電企業已開展戰略合作，相關解決方案及產品已獲得行業內多家知名廠商的認 可并進行小批量供貨，且陸續獲得一些市場訂單。截至 22 年 9 月，儲能消防產品已出貨 180 臺設備，在手訂單（含已出貨）金額超過 1300 萬元。 （本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。） 雙鶴必將展翅高飛： 國安達(SZ300902)公司管理層缺乏把公司做好的信心與決心，每日只知道專注于內部政治斗爭，對于把公司做好把公司股價提升沒有任何想法。這樣的管理層這樣的股票不值得持有，我終究是錯付了 國安達(SZ300902)： 國安達：國安達股份有限公司關于使用部分閑置募集資金及閑置自有資金進行現金管理的進展公告 網頁鏈接 浮生如夢10： 國安達(SZ300902) 從8月底開始 4個月領跌全場 國安達(SZ300902)： 同花順（300033）數據中心顯示，國安達（300902）12月26日獲融資買入81.71萬元，占當日買入金額的7.22%，當前融資余額1.33億元，占流通市值的9.05%，超過歷史80%分位水平，處于相對高位。 融資走勢表 日期融資變動融資余額12月26日-6610.001... 網頁鏈接 可愛又迷人的反派： 國安達(SZ300902) 這個尾盤走勢？ 有連云： 2022年12月20日，國安達(300902.SZ)發布公告，公司董事會于近日收到公司財務總監武景義先生遞交的書面辭職報告。武景義先生因個人原因辭去公司財務總監一職，辭職后，武景義先生將不再擔任公司任何職位。 （來源:界面AI） 聲明：本條內容由界面AI生成并授權使用，內容僅供參考，不構成投資建議。AI技術戰略支持為有連云。 每日經濟新聞： 每經AI快訊，國安達（SZ 300902，收盤價：29.39元）12月20日晚間發布公告稱，經公司董事長洪偉藝先生提名，董事會提名委員會審核，董事會同意聘任洪清泉先生為公司董事會秘書。 2022年1至6月份，國安達的營業收入構成為：電力行業占比68.34%，交通行業占比24.57%。 截至發稿，國安達市值為38億元。 道達號（daoda1997）“個股趨勢”提醒：1. 近30日內無機構對國安達進行調研；2. 國安達上一次發布人事變動公告是2022年08月29日，國安達近一年共發布13次人事變動公告。更多個股趨勢信息，請搜索微信公眾號“道達號”，回復“查詢”，領取免費查詢權限！ 每經頭條（nbdtoutiao）——“中國制造”驚艷了《阿凡達2》 (記者 曾健輝) 免責聲明：本文內容與數據僅供參考，不構成投資建議，使用前請核實。據此操作，風險自擔。 每日經濟新聞 國安達(SZ300902)： 2022年12月20日，國安達(300902.SZ)發布公告，公司董事會于近日收到公司財務總監武景義先生遞交的書面辭職報告。武景義先生因個人原因辭去公司財務總監一職，辭職后，武景義先生將不再擔任公司任何職位。 （來源:界面AI） 聲明：本條內容由界面AI生成... 網頁鏈接