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储能行业跟踪报告4：全球电化学储能要点跟踪季报（2023年第2季度） | 国海电新电力设备行业专题研究

时间：2023-08-17 来源：浏览：

储能行业跟踪报告4：全球电化学储能要点跟踪季报（2023年第2季度） | 国海电新电力设备行业专题研究

李航邱迪 3060

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功能介绍传播国家2030年碳达峰/2060年碳中和的政策、知识、技术与优良做法

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内容来源: 新能源启航

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国内储能： 大储招中标高景气，工商储受益峰谷价差增大。

大型储能 ：招中标数量方面， 2023Q2 国内储能完成招标量 6.5GW/14.2GWh ，同比 +165%/+191% 。招中标价格方面， 6 月储能系统中标均价降至 1.16 元 /Wh ，较 2023 年 3 月均价下降 8.40% 。投运数量方面， 2023 上半年国内并网的储能项目总规模达到 7.59GW/15.59GWh ，规模接近去年全年水平。就项目应用方面，独立式储能并网项目规模占到 64% 。
工商业储能： 2023年8月仍处于夏季用电高峰期，不少地区采用尖峰电价，峰谷价差比非夏季增大。24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，与7月份持平。其中，峰谷价差超过1元/kWh的区域有8个。

美国储能： 大 储延期状况自6月明显改善，预计投运高峰在下半年。

大型储能： 投运数量方面，美国2023上半年投运1MW及以上储能规模为1.8GW，同比+6.0%，其中6月单月新增1.0GW，环比+621.4%；2023下半年规划投运7.9GW。2023年上半年储能投运延期较为显著，我们推测延期原因主要系供应链问题和并网排队等。6月开始大储投运量环比改善明显，预计下半年投运更为集中。
户储和工商储： 户储方面，2023Q1美国户储装机388.2MWh，同比+16%，受配储需要推动今年有望加速。工商储方面，2023Q1美国工商储安装量203.3MWh，同比+10%，预计2023年美国工商储安装量是2022年的3.5倍。

欧洲储能：户储部分市场高景气持续，大储规划项目较多。

户用储能： 德国方面， 2023Q2 户储安装量为 1.12GWh ，同比 +153.51% ，德国“高水平电价 + 激励政策”背景下居民户用光伏配储仍有较好经济性。意大利方面，受利好政策推动， 2023Q1 户储安装量达 1.1GWh ，但政策退坡导致 2023 户储发展或将放缓。
大型储能： 英国方面， 2023Q2 大型储能投运 413MW ，电池储能总规模高达 2.9GW 。德国 2023Q2 投运大储 63.2MWh ，工商储 32.0MWh ，目前规划大储 176.9MWh 。

其它地区储能： 南非户储需求旺盛。

户用储能： 南非方面，受大缺电危机影响，预计 2023 年南非户储保持高景气。此外，随着光储上游原材料价格下行，亚非拉其它地区户储刚需也有望加快发展。

储能行业综合：政策利好储能难题边际改善，我国锂电储能出货高增。

重点政策： 多种补贴并重，深化应用于用户侧储能、新能源配储能以及独立储能。
储能出货： 2023 年上半年全球储能电池产量 98GWh ，同比增长 104% ，出货量 102GWh ，同比增长 118% 。电力储能出货 79GWh ，增速最快，占比 77% ，家庭储能出货 13GWh ，占比 12.7% 。在大储和工商业需求的带动下，整个储能电池端环节去库明显，储能电池库存已处于正常水平。

企业动态更新：

国内大储中标情况： 据我们不完全统计， 2023 年前 6 个月平高电气、南网科技、许继电气和金盘科技新中标项目数量较为突出，分别为 420MWh 、 310MWh 、 527MWh 、 209MWh。
储能企业海内外订单追踪： 据我们不完全统计， 2023 至今，华为、宁德时代、远景能源、瑞浦兰钧、亿纬锂能、海辰储能等相继在海外签约订单，国内企业出海加速。
储能企业扩产项目追踪： 为满足储能市场陡增需求， 2023 开年以来，储能行业也迎来新一轮扩产高峰，截至 2023 年 7 月 24 日，储能厂商已公布扩产计划总投资超 3000 亿元，规划储能电池及系统总计扩产产能超 900GWh 。

行业评级与投资推荐： 储能行业景气度有望延续，我们维持行业“推荐”评级。

大型储能： 国内大储招中标及投运已现高景气，美国大储延期问题仍较突出，预计大储上半年同比高增，但投运高峰仍在下半年，大储景气度持续上行有望带来相关企业业绩持续高增。
户用储能： 不同国家户储需求可能出现分化，德国、美国、南非等国有望保持高景气，意大利等国仍待观望。受益于光储上游原材料降价，亚非拉户储需求有望加快发展。
工商业储能： 受益于碳酸锂降价，我国和美欧等国工商储景气度有望上行。

风险提示：

1）新能源建设规模不及预期；2）地缘政治摩擦导致国内出口限制风险；3）电力价格超预期下降等下游收益下行风险；4）国内企业竞争格局恶化；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。

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1、美国大储预计投运高峰在下半年，德国户储保持高景气

1.1、 国内储能：大储招中标高景气，预计工商储受益峰谷价差持续增大

1.1.1、 大型储能分析：招中标高景气，投运规模接近去年全年水平

（1）招中标数据量价分析： 2023Q2国内完成储能招标6.5GW/14.2GWh，6月均价降至1.16元/GWh

据我们不完全统计， 2023Q2国内完成储能招标量6.5GW/14.2GWh，同比+165%/+191%。 其中，独立储能5.2GW/10.8GWh，同比+284%/+301%；新能源侧储能1.3GW/3.2GWh，同比+17%/52%。此外，完成框架性采购的储能规模达7.7GWh。

据我们不完全统计，6月储能系统中标均价降至1.16元/Wh，较2023年3月均价下降8.40%。 据我们整理的数据库，2023Q2的储能系统中标的均价分别为1.49元/Wh、1.18元/Wh和1.16元/Wh。可以看到，2023年4月均价波动较大，价格明显上升，5月均价回落至比3月更低水平； 6月均价在低位维持稳定，相较于2023年3月（均价1.27元/Wh）下降0.11元/Wh，降幅达8.40%。 4月价格异常的原因是有大规模项目拉高了均价：南方电网广东佛山南海电网侧300MW/600MWh独立电池储能项目（集采）中的155MW/310MWh冷板式液冷储能系统集成（标包1），均价1.64元/Wh。

（2） 2023上半年国内并网的储能项目总规模达到7.59GW/15.59GWh，规模接近去年全年水平，独立储能为主要应用

2023上半年国内并网的储能项目总规模达到7.59GW/15.59GWh。 根据寻熵研究院、储能与电力市场对公开项目信息和状态的统计，2023上半年国内并网的储能项目总规模达到7.59GW/15.59GWh，规模接近去年全年水平。分月来看，受湖南、山东、宁夏独立式储能示范项目冲刺630的影响，6月的并网规模达到4.34GW/9.07GWh，占到上半年并网总规模的近58%。

磷酸铁锂依然是主导技术，独立储能为主要应用，2023H1独立储能占并网规模的64%。 就储能技术来看，磷酸铁锂电池依然是主导性的储能技术。虽然各地开始规划液流电池、压缩空气等长时储能技术的示范项目，但是受到技术成熟度、成本、产能等多方面因素的影响，上述项目仍处在规划建设的早期阶段。就项目应用方面，2023H1独立式储能并网项目规模占到64%。在各地鼓励新能源租赁独立式储能容量的大背景下，独立式储能已然成为国内储能最主要的应用模式。

2023Q2集中式光伏和陆上风电合计新增33.9GW，折算配储比例16.8%。 据国家能源局数据，2023Q2新增光伏、风电装机分别为44.8GW和12.6GW，两者合计57.4GW。其中，集中式光伏21.9GW，占比49%。陆上风电12.0GW，占比95%。集中式光伏+陆风达33.9GW，对应2023Q2储能并网5.7GW，则2023Q2配储比例16.8%，相比2023Q1（配储比例11.4%）提升5.4pct。国内光伏、风电装机呈现较强季节性特征，考虑到今年硅料和碳酸锂价格进行下行周期，大型新能源项目在上半年会有明显观望情绪，导致上半年季节性特征更加突出，并相应影响到储能并网/投运节奏。

1.1.2、 工商储分析： 夏季用电高峰期，工商储受益峰谷价差持续增大

2023年8月仍处于夏季用电高峰期，24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh。 根据储能与电力市场公众号整理分析，8月仍处于夏季用电高峰期，不少地区采用尖峰电价，峰谷价差比非夏季增大。24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，与7月份持平。其中，峰谷价差超过1元/kWh的区域有8个，分别是广东（珠三角五市）、广东（江门市）、广东（惠州）、湖南、广东（东西两翼地区）、江苏、上海、重庆。峰谷电价持续增大利好工商储，预计工商储装机需求会有较大增长空间。

当前动力煤价格仍处于自2013年以来的历史相对高位，我们认为这是支撑当前各地电价水平和峰谷价差的重要因素。 根据中煤协判断，预计2023年我国煤炭市场供需将保持基本平衡态势，但当前国际能源供需形势依然错综复杂，加之受地缘政治冲突、极端天气、水电和新能源出力情况、安全环保约束等不确定因素影响，区域性、时段性、品种性的煤炭供需矛盾依然存在。

1.2、 美国储能： 大储延期状况明显改善，预计投运高峰在下半年。

1.2.1、 大型储能分析： 大储延期状况自6月明显改善，预计投运高峰在下半年

据EIA数据， 美国2023上半年投运1MW及以上储能规模为1.8GW，其中6月单月新增1.0GW，环比+621.4%。 根据EIA公布的2023年7月底数据（对应下图23/6），2023上半年已投运1MW及以上储能（含少量规划）规模为1.8GW，同比+6.0%：6月单月新增储能（合少量规划）规模为1036MW，同比+95.4%，环比+621.4%。

美国储能延期状况开始改善，2023上半年投运1.8GW，下半年规划投运7.9GW。 根据EIA公布的2023年7月底数据（对应23/6），2023年投运＋规划的1MW及以上储能规模为9.6GW，其中上半年和下半年的规模分别为1.8GW和7.9GW。对比前期（22/12-23/5）数据，发现2023年上半年储能投运延期较为显著，我们推测延期原因主要系供应链问题和并网排队等。根据各期数据，发现6月环比增长明显，延期状况有所改善，预计下半年投运更为集中，我们分析认为这是因为每年7-8月是美国夏季负荷高峰，是储能获取收益的重要月份，因此储能装机量有望在7-8月迅速增至高峰。补充说明的是，EIA公布的2023年7月底数据是6月及之前项目投运的实际情况，对应下图23/6，其他时间以此类推。其中，含阴影的柱形为规划值，纯色柱形为实际值。

美国2023上半年投运1MW及以上光伏、风电合计规模为9.2GW，同样出现延期问题。 EIA公布的2023年7月底数据，2023上半年新增1MW及以上规模的光伏、风电装机分别为5.9GW和3.2GW，两者合计9.2GW，同比-11.4%。新能源规划同样呈现延期现象，不过上半年的少量光伏、风电装机延期到下半年。根据最新规划数据，2023年投运＋规划的1MW及以上光伏、风电合计装机规模为33.7GW，其中上半年、下半年分别为9.2GW和24.5GW。我们认为，美国风电、光伏同样在下半年投运更为集中，由于美国新能源侧配建储能较为常见，预计下半年储能投运量同样可能会显著超过上半年。

1.2.2、 户储和工商储：2023年有望加速增长

2023Q1美国户储装机388.2MWh，同比+16%，受配储需要推动今年有望加速。 根据Wood Mackenzie数据，2023Q1美国新增户储装机155.4MW/388.2MWh，同比+7%/+16%，成为有史以来装机量最高的第一季度。该机构发布的2023Q2报告预测，由于户用太阳能光伏增长引发的配储需要，到2027年户储年装机量将达到2.6GW。

2023Q1美国工商储安装量203.3MWh，同比+10%，预计2023年美国工商储安装量是2022年的3.5倍。 根据Wood Mackenzie数据，2023Q1美国新增工商储装机69.1MW/203.3MWh，同比+10%/+43%。2023Q1装机量增长是因为新项目上线以及2022年项目延期并网的影响。该机构发布的2023Q2报告预测，2023年美国工商储安装量预计374MW，是2022年的3.5倍。此外，在政策激励、社区太阳能项目规划等多重因素驱动下，预测到2027年工商储年装机量将达到1.1GW。

1.3、 欧洲储能：户储部分市场高景气持续，大储规划项目较多

1.3.1、 户用储能分析： 电价持续下行，德国户储延续高景气

德国2023 Q2户储安装量为1.12GWh，同比+153.51%；6月安装量为402MWh，同比+168.0%，环比+3.6%。 根据ISEA & RWTH公布的数据（8月10日），2023年上半年德国户储安装量为2.20GWh，同比+167.0%。2023Q2户储安装量为1.12GWh，同比+153.51%；其中，6月户储安装量为402MWh，同比+168.0%，环比+3.6%。需要指出的是，该网站数据会动态更新历史数据，6月数据仍有上修可能。

欧洲电价处于下行趋势， 德国户储延续Q1高景气。 根据HEPI数据，欧洲多国6月新签居民电价仍处于下行趋势，其中瑞典环比下降超10%，意大利、丹麦、比利时等环比降幅超5%。从绝对值上看，英国、爱尔兰仍高于0.45欧元/kWh，捷克、意大利仍高于0.4欧元/kWh。根据HEPI发布的6月欧洲居民能源价格指数报告，居民平均电价曾在5月短暂结束了持续6个月的下行过程，但由于消费减少、供应增加、温和气候条件、尤其是可再生能源的开发，居民平均电价在6月又恢复下跌状态。但整体电价水平仍显著高于俄乌冲突前2021年4月的同期水平，其中意大利、爱尔兰、荷兰、拉脱维亚的居民电价相较于冲突前同期增幅接近或超过80%，英国、奥地利、捷克、爱沙尼亚的增幅超50%，德国接近20%。尽管电价持续下行，但德国“高水平电价+激励政策”背景下居民户用光伏配储仍有较好经济性，2023Q2德国户储延续了上一季度的高景气，也验证了经济性仍构成用户储能需求的直接驱动力。同时，储能电芯价格下降和供给宽松也利好户用储能需求。我们认为，德国户储还有较大增长空间，后续仍会因较好经济性延续高景气度。

天然气价格波动趋稳，电力供给成本仍处高位。 欧洲电价在每年冬季相对较高，10月天然气期货价格具有较强指引性。荷兰TTF天然气2023年10月期货价格从2022年8月底近300欧元/MWh峰值大幅下降，当前基本在40欧元/MWh上下，回到俄乌冲突前水平，但相较2021年8月前价格（22欧元/MWh以下）仍有大幅上涨。由于欧洲能源转型“未立先破”，且天然气由俄罗斯廉价管道天然气转为相对更加昂贵的LNG，尽管2022年俄乌冲突以来天然气价格已大幅回落，但仍位于较高水准。因此我们认为欧洲电力供给成本仍会高于2021年8月前水平。

受利好政策推动， 2023Q1意大利户储安装量达1.1GWh，但政策退坡导致2023户储发展或将放缓。 根据ANIE Federazione的数据，2023Q1意大利户储安装量为1089MWh,同比+296.0%，新增量超德国同期。ANIE Federazione分析认为，2023Q1投运量达到2022全年投运量水平，这归功于税收减免与信贷销售相结合的机制，针对个人家庭110%超级补贴和50%的税收减免都起重要作用。但由于2023年2月16日第11号法令规定的信用转移封锁，2023年未来几个月该细分市场将放缓。

1.3.2、 大型储能分析：规划项目较多，落地有待观察

2023Q2英国大型储能投运413MW，电池储能总规模高达2.9GW。 根据CNESA统计，2023Q2英国投运11个新电池储能站点（>7W），总容量为413MW，使得英国电网电池总规模达2.9GW。其中，2023Q2投运的最大项目是Statera旗下100MW电站Dollymans。

德国2023Q2大储和工商储投运量较小，大储规划规模达176.9MWh。 根据ISEA& RWTH数据，德国2023Q2投运大储63.2 MWh，工商储32.0MWh；目前规划大储176.9MWh。大储投运呈现较大月份差异，2022年大型储能投运量467MWh，其中254MWh在12月投运，占比达54%。

1.4、其他地区储能

受大缺电危机和利好政策影响，预计2023年南非户储保持高景气。 由于基础设施严重老化、发电能力不足、燃料价格上涨等多重因素，叠加国内不断增长的电力需求，南非近年来频繁限电。自2022年年中以来，南非停电问题恶化至“第六阶段”，即大多数南非民众每天至少停电6个小时；2023年2月9日，南非总统宣布全国进入灾难状态以应对电力危机及其影响。2023年2月22日，南非财政部宣布强化可再生能源税收激励政策：自2023年3月1日起，在私人住宅安装全新未使用的屋顶光伏系统的个人可申请光伏系统成本25%、最高15000兰特的退税；企业第一年可为没有发电能力的全部可再生能源项目申请扣除125%的成本，适用于2023年3月1日至2024年2月29日期间首次投入使用的投资项目。政策发布之后，市场反响迅速。中国出口南非逆变器金额在3月、4月均有明显跃升。2023年3月、4月，月度出口额分别为4.2亿元和6.5亿元，环比分别增长70%和53%，Q2三个月的月度同比增长率也跃升至900%左右。尽管6月月度出口额有所下滑，政策效应或将逐步退坡，但从基本面来看，短期内南非电力供给不足的现状仍难以解决。由此我们认为，2023年南非户储将保持高景气。此外，随着光储上游原材料价格下行，亚非拉其它地区户储刚需也有望加快发展。

1.5、储能行业综合

1.5.1、储能重点政策

多种补贴并重，深化应用于用户侧储能、新能源配储能以及独立储能。 根据CNESA不完全统计，2023年上半年，各地发布新型储能补贴政策达到26条，其中广东省和浙江省发布的补贴政策较多。补贴的应用领域主要包括：用户侧储能、新能源配储能以及独立储能等，并在年利用小时、项目规模等方面有所要求。补贴的方式主要有：投资补贴、容量补贴和放电补贴。投资补贴标准最高可以达到产业化费用的30%，额度最高可以达到1000万元；容量补贴多以储能电站的功率为标准，浙江部分地区可以达到300元/kW；放电补贴以温州市用户侧储能补贴额度最高，达到0.8元/kWh。多数政策规定了补贴项目数量限制、补贴金额上限以及时间限制等约束条件。

1.5.2、储能产量和出货量

2023年 上半年全球储能电池产量98GWh，同比增长104%，出货量102GWh，同比增长118%。 据ICC鑫椤资讯统计，2023年上半年全球储能电池产量98GWh，同比增长104%，出货量102GWh，同比增长118%。电力储能出货79GWh，增速最快，占比77%，家庭储能出货13GWh，占比12.7%，5、6月份出货增速较快，2023Q2出货环比Q1增长37.4%，在大储和工商业需求的带动下，整个储能电池端环节去库明显，储能电池库存已处于正常水平。

2023年上半年我国储能电池累计销量31.5GWh。 据中国汽车动力电池产业创新联盟数据，2023年上半年我国储能电池累计销量31.5GWh，其中磷酸铁锂电池累计销量31.2GWh。6月销量8.7GWh，其中磷酸铁锂电池销量8.7GWh，占比超99%。2023年上半年我国储能电池累计出口6.3GWh，其中磷酸铁锂电池累计出口6.3GWh。6月，我国储能电池出口1.0GWh。其中磷酸铁锂电池出口1.0GWh。

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2、企业更新

2.1、 国内储能中标情况

据我们不完全统计，2023年前 6个月平高电气、南网科技、许继电气和金盘科技新中标项目数量较为突出，分别为420MWh、310MWh、527MWh、209MWh。根据我们不完全统计，国内部分储能集成商在2022年和2023年前6个月中标情况如下。其中，部分框采项目只给出入围企业，没给出入围企业中标数量，当前按各家入围企业平分处理，可能会造成图中结果与公司实际中标量存在一定出入。

2.2、其他情况

2.2.1、 储能企业海外订单追踪

国内企业出海加速，电池企业出海优势明显。 据我们不完全统计，2023至今，华为、宁德时代、远景能源、瑞浦兰钧、亿纬锂能、海辰储能等相继在海外签约订单，国内企业出海加速。据ICC鑫椤资讯统计，2023年上半年全球储能电池出货前10名中，前8名都是中国企业，国内企业出海优势明显，因此出海企业多以电池企业为主。

2.2.2、 储能企业 扩产项目追踪

为满足储能市场陡增需求，2023开年以来，储能行业也迎来新一轮扩产高峰，产业链上下游四十家企业宣布最新储能项目建设规划。 截至2023年7月24日，储能厂商已公布扩产计划总投资超3000亿元，规划储能电池及系统总计扩产产能超900GWh。储能电池领域明确的市场前景也促使不少上市公司开始跨界储能，盛虹集团总投资306亿元的储能电池超级工厂和新能源电池研究院签约落户张家港，此前计划投资120亿建设25GWh规模的新型储能电池及系统集成项目。此外，南方黑芝麻、龙净环保等企业在规划储能锂电池及集成项目相关产线。

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3、投资建议

3.1、行业总结

国内大储招中标 高景气，美国大储延期状况好转，预计投运高峰在下半年 。从数量看，2023Q2，国内大储招中标和投运都同比高增。2023上半年国内并网的储能项目总规模达到7.59GW/15.59GWh，独立式储能并网项目规模占到64%。但受新能源装机的季节性和原材料下行带来的部分观望情绪，下半年有望呈现更高景气度；2023上半年美国1MW及以上锂电储能投运1.8GW，其中6月单月新增1.0GW，环比+621.4%，延期状况明显好转，官方规划指引H2投运7.9GW，预计下半年将出现投运高峰；其它地区大储景气度有望提升，但项目投运节奏暂时缺乏明确指引信息。从价格看，国内储能系统中标从3月开始显著下降，在4月受部分异常项目影响价格有较大增长，而在5、6月又迅速回落至比3月更低水平，之前有高价订单的企业有望受益。从政策看，当前国内广东、浙江发布补贴政策较多，叠加储能系统降价，储能收益难题有望逐步改善。综合来看，国内大储有望成为全球引领者，美国仍是重要市场。

不同国家户储需求可能出现分化，德国、美国、南非等国有望保持高景气，意大利等国仍待观望。 以经济性驱动的德国市场在2023上半年依然保持高景气，不过Q2安装量环比有所放缓；美国户储市场受配储需要刺激，有望迎来较快增长；意大利户储市场受利好政策驱动，增量超德国同期，但面临政策不利变化带来的不确定性，未来几个月或将放缓。受大缺电危机影响，预计2023年南非户储保持高景气。此外，随着光储上游原材料价格下行，亚非拉其它地区户储刚需也有望加快发展。

峰谷价差持续增大，我国和美欧等国工商储景气度有望上行。 国内方面，进入夏季用电高峰期后各地峰谷价差持续增大，预计将使工商储受益。国外方面，2023Q1美国工商储安装量203.3MWh，同比+10%，预计2023年安装量是2022年的3.5倍。

3.2、投资思路

储能行业景气度有望延续，我们维持行业 “推荐”评级。

温控环节： 随着全球大储高速发展，工商储从0-1，带动储能温控需求大幅提升，同时随着液冷的渗透率提高，储能温控有望迎来量价齐升。我们认为，温控环节格局较优，持续看好温控龙头企业，建议重点关注英维克、同飞股份，建议关注申菱环境、高澜股份、三花智控。

工商储场景： 用电紧张+峰谷价差增大+碳酸锂价格下降，工商业储能有望实现从0-1飞跃，看好综合能源实力优异企业发力工商储，建议重点关注南网能源、苏文电能。

储能PCS环节： 大储方面，持续看好行业高份额和出海份额高的优质企业，建议重点关注阳光电源、上能电气、科华数据、盛弘股份、科陆电子，建议关注汇川技术。户储方面，看好关注头部企业亚非拉等市场开拓能力，建议重点关注德业股份，关注固德威、锦浪科技、科士达。

电池环节： 看好储能业务高速增长的相关优质企业，建议重点关注宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、南都电源，建议关注国轩高科、欣旺达。

储能集成环节： 持续看好具有客户资源优势和拥有大量可见订单的相关企业，建议重点关注南网科技、平高电气、许继电气、金盘科技，关注国电南瑞、新风光、智光电气。

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4、风险提示

1）新能源建设规模不及预期：新能源建设规模直接影响储能发展节奏，因此新能源建设不及预期将减缓储能发展；

2）地缘政治摩擦导致国内出口限制风险：国内储能已进入全球市场，也相应会面临地缘政策摩擦导致的出口限制风险；

3）电力价格超预期下降等下游收益下行风险：电力价格直接影响储能收益，其价格超预期下降则影响储能需求；

4）国内企业竞争格局恶化：行业高景气度正吸引更多企业进入，市场存在竞争格局恶化风险；

5）重点关注公司未来业绩的不确定性：公司未来业绩受多方面因素影响，存在各种不确定性。

证券研究报告《储能行业跟踪报告4 ：全球电化学储能要点跟踪季报（ 2023年第2 季度） —— 电力设备行业专题研究》

对外发布时间： 2023年08月13日

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