深耕行业十余载，聚焦工商业微网再出发。
产业链发展日趋成熟，储能行业步入新阶段。复盘储能发展历史，2016年随着 新一轮电力体制改革开启，储能步入试点探索期，部分新能源消纳资源受限省份通 过新能源强制配储拉动新型储能需求；2021年随着《关于加快推动新型储能发展的 指导意见》出台，储能发展正式步入快车道，此后，各类储能支持政策加速出台， 支撑新型储能高速发展。根据CNESA数据，截至2022年末中国电力储能累计装机 13.08GW，同比增长128.23%，新增装机7.35GW，同比增长198.60%。2023年以 来，随着碳酸锂和硅料价格的大幅走低，新能源电站盈利能力持续好转，储能系统 集成步入1元/Wh时代，叠加各类支持政策频出，储能电站商业模式日趋完善，储能 行业有望步入全新阶段。
盈利机制逐渐清晰，配储成本持续下探。梳理2021年以来国家对于新型储能的 支持政策，核心可归纳为：可再生能源配储不断探索市场模式（《“十四五”新型 储能发展实施方案》）、储能参与辅助服务市场扫除障碍（新版“两个细则”）、 新型储能迈出参与现货市场第一步（《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调 度运用的通知》）、用户侧储能商业化发展已具备基础（《关于进一步完善分时电 价机制的通知》）、补贴激励促进产业快速发展（主要以地方补贴为主），储能盈 利机制逐步清晰。此外，硅料与碳酸锂跌价释放运营端利润空间，新能源电站盈利 性持续好转，根据鑫椤锂电数据，碳酸锂价格从22年末最高点的近60万元/吨下探至 23年5月最低15万元/吨，降幅近75%，尽管近期受供需短期波动有所影响，长期随 着锂矿新产能释放碳酸锂仍将处于下行通道，碳酸锂价格下降带动储能系统及EPC 中标均价走低，新能源场站配储成本持续下行。
电网代理购电与现货市场峰谷价差呈现扩大趋势，经济性改善驱动工商业储能 放量。目前中小型工商业主要由电网代理购电，2023年多省市拉大电网代理购电峰 谷价差，显示出调峰压力向终端中小工商业客户传导。其中，山东、河北等新能源 发展较快省份已明显下调午间电网代理购电电价，另有上海等地上调傍晚高峰电价， 峰谷价差明显拉阔。对于大工业企业，通过电力中长期+现货市场购电，峰谷价差亦 在走阔，以现货市场制度比较健全的山东、广东两省为例，现货市场电价实时电价 峰谷价差亦有扩大趋势。根据广东省电力交易中心数据，2023年3月现货市场日内 平均最大峰谷价差达1141.22元/MWh，相较于2022年3月提高162.70元/MWh，具体 来看，现货市场高峰、低谷时段相应延长，峰谷差较大时段亦有扩大趋势。峰谷价 差拉大加强工商业企业配储套利动力，需求驱动下，工商业侧储能迎来新发展机遇。
产品涵盖储能PCS至系统集成，满足各类场景应用需求。公司产品主要包括储 能PCS、光储一体机、储能系统，其中储能PCS功率范围30-1725kW，储能系统功 率包括30/500/1000kW，覆盖从工商业用户侧到集中式各功率段储能需求。公司储 能系统产品通过半集成设计，向客户交付除电池系统以外的集成系统，一方面降低 采购电池系统带来的高额资金占用，优化资金效率，另一方面给予客户最大化的灵 活度，允许客户通过规模化集采手段降低成本。针对储能PCS产品，公司独创“积 木式”储能系统，可通过增减任意功率交直流电模块实现高度定制化，以适应各等 级电源接入。此外，公司采用多分支储能系统，将多个电池分散接入变流器，可解 决电池大规模成组利用所导致的电池不一致、环流性问题，减少电池的损耗，提高 梯次电池利用效率。
产品通过多国认证，海外市场具有先发优势，多项目已顺利落地。公司自2009 年切入储能微网领域以来，海外市场持续开拓，2019年海外第一个72MW调频项目 在美国顺利投运，海外储能业务实现重大突破。公司深耕海外储能市场十余年，目 前60多款产品已先后通过ETL、TUV、CE、SAA、UL等多国认证，满足国内外产品 标准，已覆盖全球五大洲的60多个国家与地区，海外市场口碑良好。规模效应显著，储能PCS位列第一梯队，新产线投产支撑公司全球扩张。公司 在储能变流器市场出货量中常年排名前列，已形成较强的品牌与规模效应，市场地 位稳固。根据CNESA统计，2022年公司国内储能PCS出货量排名第七，全球储能 PCS出货量排名第五。2023年公司苏州 5GW 新工厂预计可以实现投产，有望进一 步扩大规模优势。
