【申万宏源】海外储能行业系列跟踪之一：拥抱积极变化，美国储能顺潮而上.pdf

2023-09-05

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1. 1H23，美国电化学储能装机呈现前低后高

1.1 7 月份美国电化学储能装机单月突破 1.5GW

2020 年以来，美国储能市场快步向前，实现迅猛发展。2020 年以来，美国光伏+风电新增装机迎来快速增长，电力系统的不稳定性带来风光配储比例的提升。21 年德州极端天气带来的灾害效应进一步催生美国社会对于储能需求的关注，户储和工商储进入发展快车道。22 年以来动力电池成本一路上行后逐步开始回落，同时全球电池产业链逐步完备，大容量储能系统等新产品及新技术层出不穷，美国储能发展同步迎来百花齐放。 22 年美国储能装机快速增长，1Q23 工商业和户储装机占比提升。根据 Wood Mackenzie（伍德麦肯兹），22 年美国电化学储能新增装机达到 4.80GW/12.20GWh，同比增长 37%/16%，新增功率与容量均创新高。1Q23 美国电化学储能新增装机达到 0.78GW/2.15GWh，同比减少 19%/25%，主要原因系装机并网项目延期。从装机结构上看，由于工商业储能和户储装机并网限制较少，项目建设保持在正常节奏，两者占比在 1Q23 均有所扩大。1Q23 表前储、工商业储能与户储分别占比 71%、9%与 20%。

23 年 7 月储能装机再刷历史新高，整体建设节奏趋势性加快。根据 EIA（美国能源署），美国电化学储能在 1H23 共装机 1.8GW。23 年 1-5 月，美国电化学储能装机受包括供应链波动和利率上行等多个因素影响，项目装机并网较为缓慢。23 年 6 月，美国储能单月装机突破 1GW，刷新历史新高。23 年 7 月，美国储能单月装机突破 1.5GW，再刷历史新高。从并网规划来看，截止 23 年 7 月，美国电化学储能在 23 年 8-12 月的待建并网规模达 6.3GW，2024 年待建并网规模达 12.3GW，预计 2H23 开始，美国陆续进入项目实际装并网高峰。

1.2. 加州和德州是目前乃至未来美国电化学储能的主要市场

加州和德州凭借当地储能政策、风光发展节奏和电力市场化情况走在美国各州前列，在美国储能发展中具有示范效应。加州：加州政府鼓励用可再生能源替代即将退役的化石燃料的发电厂，并鼓励与清洁项目签订长期电力电价合约。22 年，加州提出到 26 年电力系统中增加 11.5GW 的清洁能源项目。23 年 2 月，加州公用事业委员会（CPUC）再次提出要求公用事业公司在 26-27 年增加额外的 4GW 清洁能源项目。为支持能源可靠性目标，加州清洁能源项目（光伏）往往需要与储能相结合，随着清洁项目建设在 23 年的加快，23 年和 24 年是加州电化学储能的关键年份。

德州：ERCOT 是北美相对比较独立的区域电网，其与其他电网的连接仅限于约 1250MW 潮流可控的直流线路（DC），而德州大规模的光伏电站和风电场站布局较多，这就需要更多可靠的可调节储能资源进入该电力系统。但由于德州地区易受夏季高温和冬季飓风影响，电力负荷亦存在较大变化，所以当地电价变化较为剧烈。21 年 2 月，德州曾面临一场冬季风暴的极端天气，该风暴导致德州电网崩溃，数百万人连续数天断电、断水以及失去供暖。22 年-23 年，德州电力负荷连续多次创下历史最高纪录。根据德州电力可靠性委员会（ERCOT）数据，23 年 7 月 18 日德州电力负荷达到 82.59GW。能源清洁化和负荷需求高速攀升下，储能发展已在德州形成共识，诸多储能项目建设未来几年将逐步加快。

明后年德州有望成为美国电化学储能第一大市场，中长期 PJM 地区和美国中西部地区的储能建设随之加快。美国加州光伏装机近几年发展迅速，而美国德州风电+光伏同样资源丰富，进而风光装机量大幅提升。同时美国加州和德州对于储能发展均出台了相应的鼓励政策，储能商业盈利模式逐步完备，储能装机发展领先美国其他各州。根据 EIA 数据，从美国实际装机电化学储能项目来看，加州和德州在 21 年/22 年/1H23 合计装机功率占比达到 75%/91%/62%。从美国规划装机电化学储能项目来看，加州和德州在 2H23/24 年/25 年合计装机功率占比达到 69%/86%/87%。加州和德州是目前乃至未来美国电化学储能的主要市场，而德州电化学储能装机未来几年将超越加州成为美国市场的装机规模最大的市场。中长期来看，PJM 地区和美国中西部地区（比如内华达州、亚利桑那州和科罗拉多州）的储能建设亦随之加快。

1.3. 项目延期成为 23 年美国储能市场的主要变化

22 年，美国电化学储能项目延期现象初现端倪。大型电化学储能项目建设周期长，初始投资大、装机并网审批复杂。根据 BNEF（彭博新能源）统计，截至 2022 年底，美国电化学储能项目延期规模达到 7.2GW/18.4GWh，其中加州、德州的延期规模均超过 1GW。

1H23，美国电化学储能项目延期率和平均延期时长均有上升。比较大型电化学储能项目规划装机日期和实际装机日期，我们能发现美国电化学储能在不同时期实际安装进度的变化。根据 EIA（美国能源署）数据，我们选取 100MW 及以上的大型储能项目为分析样本，经统计在 21 年/22 年/1H23，100MW 及以上的大型储能在建项目数分别达到 25/80/106 个，根据各个项目计划并网时期和实际投运时期来分析，我们得出以下结论： 1）21 年/22 年/1H23，延期率和取消率逐步提升。从项目延期和取消情况看，1H23，美国电化学储能项目延期项目数达到 35 个，延期率达到 33%，取消项目数达到 12 个，取消率达到 11%； 2）1H23，储能项目平均延期时长上涨明显。21 年美国电化学储能项目平均延期时长较长，达到 2.6 个月，主要原因系部分项目延期时长达到 18 个月左右，拉高了整体项目平均延期时长。22 年 IRA 政策驱动下大部分项目如期实现装机并网，平均延期时长下降至 1.5 个月，1H23 平均延期时长上涨至 3.1 个月。

2. 2H23，美国大储装机有望如期爆发

从 1.3 章节能看出，自 4Q22 以来，美国电化学储能装机速度有所放缓，主要原因包括并网排队时间变长（输配电网络老化）、供应链波动（原材料成本上涨）、政策补贴节奏放缓（IRA 法案处于出台期）等。基于上述背景，当前市场对于美国大储市场的分歧集中在实际装机量何时开始爆发，中国储能出海美国是否发生变化。因此，我们首先详细探讨美国储能发展过程中的诸多不确定性，以及未来这些不确定性的变化演变，进而分析未来美国电化学储能的发展趋势，最后结合中国储能产业链优势来看中国储能厂商的美国出海变化。

2.1 政策指引的不确定性逐步消退

政策指引的不确定性导致 1H23 美国储能装机不及预期。IRA 法案明确满足条件的光伏和与光伏配套的储能项目可选择投资税收抵免（ITC）或生产税收抵免（PTC），其中独立储能适用于 ITC。ITC 是在项目投入使用的当年一次性获得一定比例的投资抵免，而满足本土制造要求的项目可获得额外 10 个百分点的奖励，即原来如有 30%的补贴，则满足本土制造可增加为 40%的补贴。自 IRA 法案公布以来，新能源项目多在等待本土制造的额外指引，这种不确定性拖延了部分项目进度。 23 年 5 月政策细则出台，政策指引的不确定性逐步消退。23 年 5 月 12 日，美国财政部发布了关于 IRA 本土制造激励的初步指导细则，细则明确了获得美国本土制造额外税收抵免的具体条件：1）作为重要结构部件的钢铁制造须在美国进行；2）制造品（储能产品中包括电池、PCS 和储能系统）中美国本土制造原材料占比需超过 40%（按金额计算）， 25-27 年该比例将逐年提升 5%至 55%不变。满足以上两点的项目根据功率及是否符合现行工资&学徒要求，可在基础 ITC 上，获得额外 10%/2%的抵免比例。我们认为，IRA 本土制造激励指引的提出明确了美国储能开发商的盈利预期，6-7 月美国储能装机高增的情况亦证明这一点。同时，对于中国产品出海而言，虽然额外的本土制造税收抵免（2%/10%）无法满足，但中国储能产品显著的成本优势仍在美国市场上具备较好的竞争力。

储能项目早期建设具备先发优势，规划项目井喷。随着风电和光伏进入平价的市场化阶段，项目地区的光照资源、风力资源和电网接入条件成为各开发商考量的因素，所以各开放商纷纷计划在既具备光照/风力资源，又具备电网接入条件的地区进行项目建设。对于储能项目来说，电网接入条件、运输距离和灵活的电力系统均是项目初期需要考虑的重点。目前美国储能开放商大量涌入市场，希望能在电能量市场和辅助服务市场上取得先发制人的优势。根据 BERKELEY LAB（美国伯克利国家实验室），截至 2022 年底，超过 10000 个项目（1350GW 的发电量项目和 680GW 储能）等待批准并网，发电项目中绝大多数计划的项目是太阳能和风能。以德州 ERCOT 为例，根据 BNEF（彭博新能源），截至 23 年 4 月，ERCOT 的排队队列中已有约 74GW 的储能项目，到 2030 年排队项目中预计有 24GW/67GWh 的项目投运。排队项目的增多导致电网审批排队时长随之延长，2022 年，全美单个可再生能源项目从申请电网排队到装机并网需要花费 5 年左右，而在 2015 年，等待时长只有 3 年左右。

为加快美国可再生能源项目并网申请，系列改革措施正逐步出台。大量可再生能源和储能规划项目对于电网来说是巨大挑战。以美国德州为例，由于美国德州地跨两个时区，一个地区不同时间让当地每天的电力负荷不会出现尖峰情况，所以德州电网与其他州的输电线路连接较少，进而导致当地电网互联互通程度低，本身当地电网适应极端情况的能力较差。目前德州大规模储能电池部署的热潮下，电网拥堵情况使得并网审批方减缓了项目审批速度。2Q23，为加快美国可再生能源项目的并网申请，美国联邦能源监管委员会（FERC）批准系列改革措施，其中包括确定电网研究的截止日期，引入财务处罚，并要求对同一领域的项目进行集体评估等其他内容。虽然相应改革措施无法完全解决电网排队挤压问题，但却是目前改善和协调现有电网并网过程中的政策实践。

2.2 供应链成本呈下降趋势，直接利好储能盈利

受碳酸锂价格下降和锂电材料新产能大量投放影响，主要材料价格在 1H23 迎来下滑。 23 年以来，碳酸锂价格迎来快速下滑，进而带动包括正极材料和电解液材料的价格下行。同时，主要锂电材料环节产能大幅释放下行业竞争愈加激烈，材料加工费及毛利率不断承压。根据鑫锣咨询数据，16μm 干法隔膜/磷酸铁锂正极/磷酸铁锂电解液/中端人造石墨 2Q23 价格相较 21 年以来的高点分别下滑了 24%/49%/71%/30%。主要材料价格下行直接带动储能电池价格下降，进一步利好储能项目盈利。根据 SMM 数据，目前方形磷酸铁锂电池（储能型 280Ah）价格达到约 0.55 元/Wh，相较 22 年 12 月的 0.98 元/Wh，单 Wh 价格下滑了 0.43 元。

1H23 运费下行，储能系统出口的物流效率提升。22 年，相关运输限制和劳动力短缺导致中国产品出口海运费用上行，物流时长变长。大部分储能项目装机受制于供应链运输原因均有所推迟。根据 BNEF（彭博新能源）数据，22 年，单个储能系统由亚太地区运至欧洲和美国的价格分别达到 10.94 美元/kWh、11.64 美元/kWh。自 4Q22 以来，中国运至欧洲、美国等地的海运运费逐步下行，目前运费水平已达到 2020 年的正常水平。我们认为，23 年，中国储能系统运输成本有望逐步减少，同时运输端物流效率的恢复有望使得储能系统海运时间恢复至 1-3 个月。

2.3 加息进程放缓+通胀压力缓解，储能盈利阴霾逐步消散

美国加息进程短期抑制储能建设热情。由于大型项目投资金额较大，我们预计投资方大多选择贷款高比例的初始投资成本。自 22 年 3 月以来，美联储连续 10 次调高联邦基金目标利率，最新一期 23 年 7 月 27 日美联储公布的联邦基金目标利率达到 5.5%。美国表前储能贷款较多的项目容易因利率上升而造成 IRR 下降。以贷款比例 40%为例，假设不同的贷款利率的情形下，贷款利率 4.5%的IRR为15.9%，而贷款利率7.5%的IRR仅为14.3%。我们认为，1H23 贷款利率的上升抑制了部分储能项目的建设热情。向前看，随着美联储加息进程的放缓，贷款利率上升对于储能项目建设的抑制影响将逐渐消退。

通货膨胀外溢，人工和物料等 EPC 成本的上涨使得储能开发商重新考虑项目建设。 1H23，美国通货膨胀使得人工和物料等储能 EPC 成本上行。根据 FRED（美联储经济数据库），单个美国公用事业行业生产员工平均工资从 2020 年 1 月的 37.61 美元/小时上涨至 2023 年 7 月的 44.89 美元/小时，约上涨 19%。从平均工资同比增速看，2018-2020 年，单个美国公用事业生产员工同比增速一般在 1%左右，而自 2020 年 7 月以来，同比增速上升至 5%左右，人工成本上涨更为迅速。除此之外，通货膨胀带动了美国相关燃料和物流成本的上涨，直接带动 EPC 厂商相关成本的大幅上行。我们认为，人工和物料等 EPC 成本的上涨是美国部分储能项目推迟建设的主要原因之一。

美国通胀压力或逐步缓解，储能盈利阴霾有望逐步消散。根据美联储预测，2023 年 -2025 年，美国 PCE 通货膨胀率和核心 PCE 通货膨胀率有望逐年下降。通胀压力的缓解一方面有望使得美国加息进程趋缓，甚至转而进入降息周期；另一方面有望降低行业用工成本、物料成本等 EPC 成本，刺激储能项目实际开启建设高潮。向前看，我们预计整体通胀对于美国储能盈利的影响将逐渐减弱，储能盈利阴霾有望逐步消散。

2.4 风光发电占比持续提升为美国大储提供底座支撑

1H23 美国风光装机同比下滑，2H23 美国风光有望集中投运。1H23，美国风光装机有所延期，根据 EIA 数据，美国风光合计装机约达 9.2GW，同比下降 11.7%。部分风光项目延至 2H23 投运，从 2H23 规划投运的风光项目看，2H23 美国风光装机预计将达到 24.4GW，同比增长 149.3%。美国风光新能源直接配储项目增长明显，随着 2H23 美国风光的集中投运，配套的储能项目有望在 2H23 同步迎来集中投运期。

2023 年 1-5 月，风光发电占比提升至 16.3%。2012 年-2022 年，美国风电和光伏装机得到长足发展。根据 BNEF（彭博新能源）数据，截至 2022 年底，美国公用事业光伏/ 户用光伏/工商业光伏/陆风/储能累计装机分别达到 91.9/31.0/17.4/146.3/11.7GW。如按累计值计算，2022 年储能渗透率（储能累计装机/风光累计装机）为 4.1%，整体渗透率仍处于较低水平。从风光发电占比看，2011-2022 年，美国风光发电占比自3.0%提升至13.6%。2023 年 1-5 月，风光发电占比继续提升至 16.3%。全年来看，我们预计美国风光发电占比有望达到 17%左右。

未来美国风光发电占比持续提升，预计 2025 年/2030 年分别达到 20%和 30%。根据 BNEF（彭博新能源）预计，23 年-25 年，美国年风光新增装机将逐年增加，26 年-30 年，美国风光合计年新增装机有望均超过 60GW。预计 23-25 年美国风光新增装机合计将超过 140GW，26-30 年美国风光新增装机合计将超过 350GW。考虑存量装机，我们预计，美国风光发电占比有望在 25 年/30 年分别达到 20%和 30%。

3.重点公司分析

宁德时代

公司动力电池全球市占率持续提升，新产品推广加速。伴随公司欧洲德国基地的顺利量产和美国合作工厂向前推进，公司全球市占率有望继续保持上升势头。据 SNE 统计，23 年 1-6 月公司装机量达到 112.0GWh，市占率达到 36.8%。1H23，公司出海进展亮眼。根据公司 23 年中报，公司境外电池业务营收达到 656.8 亿元，同比增长 195.2%，营收占比增长至 35.5%。我们预计全年公司电池出货量将超过 400GWh，其中海外出货有望超过 150GWh。1H23，公司新产品应用加速推广，其中无热扩散技术电池批量应用、麒麟电池实现量产装车、全新凝聚态电池发布、4C 麒麟电池首发平台和钠电首发车型发布、M3P 产业化加速推进、4C 神行电池有望 23 年底量产。 1H23 公司储能电池出货翻倍增长，覆盖海外主要储能集成商。根据公司 23 年中报， 1H23 公司储能业务营收达到 279.9 亿元，同增 119.7%；毛利率为 21.3%，同比+14.9pct，营收保持高增的同时毛利率修复明显。从出货来看，我们预计 1H23 公司锂电池出货超 170GWh，同增超 60%，其中储能电池出货达 30-35GWh，同增超 100%。截至 23 年 3 月，公司在全球范围内已供货超百个储能项目，覆盖全球 45 个国家和地区，与 Tesla、Fluence、Wärtsilä、Flexgen、Sungrow、ENEL、Primergy 、Broad Reach Power、 Gresh am House、Brookfield 等合作伙伴签署了长期合作协议。

鹏辉能源

储能出货量名列前茅，国内产线持续推进，出海成果显著。公司 22 年储能出货量排名行业前列，根据 CNESA 的数据，公司 2022 年度储能全球市场出货量排名前五、户用储能出货量排名前二。23 年国内产线建设有序推进，公司衢州基地产能建设进展超预期，一期 11GWh 已于 8 月份顺利量产，预计三个月内逐步爬坡至满产，二期项目已于 7 月初开工；常州基地目前已投产的大储产线有 3GWh 产能，另有 4GWh 大储产能在建，预计在三季度建成投产。此外，公司在开拓海外储能市场上陆续取得突破，公司已先后设立北美、欧洲等海外办事处，相关样品已送欧美客户验证，尤其 1H23 在南非市场已实现大规模销售。 23 年 8 月，公司与加拿大 Discover Energy Systems 公司正式签订战略合作协议，双方在合作中将推动完成 5.1GWh 采购计划并将共同开拓北美储能市场。

国轩高科

动力电池市占率稳定，海外基地多点开花，海外开拓布局顺利。动力电池上，公司在磷酸铁锂积累深厚，1H23 公司收到 Volkswagen AG 的磷酸铁锂电芯采购定点函，成为大众汽车海外市场定点供应商，其产品将应用于大众汽车除中国以外的海外全系列新能源汽车。23 年 1-7 月，根据中国动力电池产业创新联盟，公司动力电池国内装机量达到 7.3GWh，市占率稳定在 4%。目前公司海外建厂多点开花，22 年公司计划在美国密歇根州投资 24 亿美元建厂，1H23 项目已获得美国政府允许。同时公司欧洲哥廷根工厂顺利投产，其他海外基地印度、越南等海外基地正稳步推进。储能方面，公司已与华为、中国铁塔、国家电网、中电投、Nextera 等国内外企业开展战略合作。23 年公司先后与日本爱迪生能源签订战略合作协议，与欧洲电池制造商 Ino Bat 签署谅解备忘录。

南都电源

储能业务实现大跃进，海外渠道完善带动盈利提升，全球战略合作稳步推进。根据公司 23 年中报，1H23 公司电力储能业务/工业储能营收分别为 24.2/17.6 亿元，同增 494.8%/0.3%；毛利率分别为 19.2%/20.1%，同比+3.5pct/+3.5pct。1H23，分地区来看，公司海外储能系统/国内储能系统营收分别为 9.2/32.6 亿元，分别同增 54.1%/108.6%；海外储能系统/国内储能系统毛利率分别为 26.4%/17.7%，海外市场呈现高毛利特点。随着海外渠道的不断完善，公司整体盈利能力进一步提升。海外市场方面，公司在储能市场深耕已有 15 年，服务中心遍布欧洲、北美、日韩等海外地区，受到海外及国内客户的高度认可。通过在海外国家设立子公司和服务机构，同时与海外当地主要大型能源集团、电力公司等建立储能业务合作并深入战略合作。据公司 23 年中报，2023 年以来累计签约订单约为 6GWh。公司与大型能源集团意大利电力、法国电力、美国能源公司、Ingeteam、 Upside、RES 等深入战略合作，相继在意大利、美国、法国、德国、英国、韩国等国家中标多个储能项目，进一步拓宽海外市场。

阳光电源

储能业务营收和出货大幅增长，先发优势促进海外市场占比提升，海外布局硕果累累。根据公司 23 年中报，1H23 公司储能业务营收 85.2 亿元，同增 257.3%；毛利率为 30.7%，同比+12.3pct，营收和毛利率均迎来提升。从出货看，1H23 公司出货 5 GWh，同增 152%，其中海外占比高达 80%以上，美国占比达 50%以上，深耕美国市场收获显著，欧美市场持续放量。公司在全球范围拥有广泛的渠道布局以及优质的客户资源，使得公司储能系统具备天然的竞争优势，2023 年在全球范围内建立多个标杆性储能示范项目。2023 年 3 月，公司签订英国 825MWh 储能大单，该项目作为欧洲的最大储能项目之一，落成后将拓展英国市场；公司通过澳洲 GPS 并网许可，签约南澳最大独立储能订单 138MW/330MWh 等，为全球多个项目提供解决方案。

盛弘股份

公司储能业务高增，实现六大洲覆盖，后续布局明确。根据公司 23 年中报，1H23 公司储能业务突飞猛进，储能业务收入实现 3.9 亿元，同比增长 381%。公司储能业务已覆盖六大洲，储能产品已在全球 60+国家与地区投放使用，累计销量超 3GW，持续积累品牌效应。同时积极开拓海外市场，陆续通过相关认证。储能产品产销两旺，布局产能扩张突破瓶颈。公司储能产品销量从2020 年162MW提升至2022 年的573MW，CAGR达88%，保持产销两旺。据高工储能，目前公司惠州基地已经投产，可实现 PCS 产能 100MW+/月；苏州工厂投产后将实现 5GW 储能设备年产能。

东方日升

2018 年，收购双一力新能源有限公司，强化储能业务布局储能业务主要面向欧美市场工商业以及大型项目储能系统，大量订单储备有望带来业务爆发。东方日升子公司双一力储能产品包括电芯、模组、工商业及大型储能，客户覆盖中国、美国、英国、德国、捷克、加拿大、澳大利亚、泰国、日本、菲律宾等众多国家。公司独立开发的 1500V 高压储能电池系统作为国内 280Ah 首家通过 UL9540A 测试的系统，使得公司在海外市场具有一定的先发优势。2021 年公司有近 37%的储能系统销往美国市场，2022 年前三季度公司储能产品出口最大市场依然是美国市场。与此同时，公司在销售渠道方面也具有一定优势，通过提供“光储”、“光储充”一体化解决方案促进储能产品销售。在储能业务方面，根据公司公告和公司官方公众号，2023 年 1 月，公司与宁海经开区管委签订战略框架协议，总计投资 20 亿，建设 10GWh 高效新型储能系统集成技术研发与制造项目，分两期完成；公司与海辰储能签订定量采购协议，预计 2023 年至 2025 年期间，宁波双一力向海辰储能采购合计 15GWh 电芯，其中 2023 年采购 3GWh，2024 年采购 5GWh，2025 年采购 7GWh，锁定上游供应；公司与 SMA 集团签署 1GW 储能电站全球战略合作协议，双方将在全球范围内的商用及地面型储能电站项目进行广泛合作，深化推进发展战略的实施。

在订单方面，根据公司公告，截至 2023 年 1 月，宁波双一力已签订单量约 1GWh，意向在谈订单量约 3GWh，合计约 4GWh；其中约 1GWh 双签订单主要为公司与 FlexGen、Jupiter 等客户双方已签订业务合同的订单，意向在谈订单量约 3GWh，主要为公司与 SUNPIN、WEG 等客户处在前期洽谈的意向订单，但尚未签订正式的业务合同。根据公司 22 年年报，公司产品 Golden Sigma 户外储能柜 2022 年全球销量突破吉瓦时，实现北美、欧洲、国内等全球主要市场多个百兆瓦以上大项目的签单、出货。

阿特斯

2020 年加拿大 CSIQ （加拿大 CSIQ 为阿特斯控股母公司）将大型储能系统业务资产置入公司后，公司开始布局大型储能系统业务。大储出货量不断增长，产能扩张加速。根据公司官方公众号，截至 2023 年 3 月 31 日，阿特斯已为全球客户累计提供约 3GWh 的大型储能系统。为了应对大储爆发式的增长，公司积极进行产能扩张。根据公司官方公众号，阿特斯储能产品制造基地位于江苏省，目前制造年产能 2.5GWh，预计到 2023 年底，制造产能将扩大至 10GWh。这些生产车间配备全球先进的全自动生产线和测试设施，生产制造包括拥有阿特斯自主知识产权在内的电池模块、电池包和电池集装箱等储能产品。

模块化生产，满足多种需求。阿特斯储能主要为客户提供储能系统解决方案，阿特斯太阳能 Sol Bank 是一种模块化、灵活、专用、简单和高性价比的兆瓦级电池储能系统。多个 Sol Bank 储能系统可以并行扩展，以满足当今大多数公共事业级电站的储能需求，并为未来储能电站的需求做好准备。大储订单储备充足。根据公司官方公众号，截至 2023 年 3 月 31 日，公司旗下阿特斯储能科技(CSI Energy Storage)储能系统集成业务拥有 22.8GWh 储能系统订单储备。阿特斯储能科技还管理着 2.3GWh 的长期服务协议项目，这些项目已签署多年长期服务协议，可产生经常性收入。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）