四、独立储能成为“表前”应用主流，“表后”应用前景尚不清晰
独立储能成为占比最大细分应用场景，各省商业模式各具特色。根据CNESA不完全统计，独立储能接近2022年新增投运新型储能装机规模的50，受原材料价格居高不下、电池供应限制的影响，绝大多数独立储能电站集中在下半年投运。独立储能收益来源和收益水平与各省的需求迫切程度、新能源配储政策、电力市场建设进程等多因素有关，呈现差异化、多样化的特点。随着独立储能项目的多处试点，独立储能的盈利模式也不断得到探索，现已形成容量租赁、调峰辅助收入、现货市场交易、容量补偿等多种收入来源。未开展电力现货市场的省份（如湖南、宁夏等）以容量租赁、辅助服务补偿为主，青海最新规则通过支持共享储能同时参与调峰、调频辅助服务来提高储能利用率；“8 6”两批现货试点中仅有山东、山西、甘肃制定了储能参与现货市场的规则细则，收益模式分别为“现货价差套利 容量租赁 容量电价补偿”、“现货价差套利 一次调频”、“价差套利 调峰容量市场”，山东成为全国首个实际开展独立储能参与现货市场实践的省份；浙江、广东等省目前尚未强制要求新能源电站配储，也未出台容量租赁相关政策，独立储能无法获得容量租赁收入。新能源配储项目利用率低倍受关注，但仍是电源侧储能增长的主要动力。根据CNESA不完全统计，2022年发电侧储能新增投运新型储能装机同比增长超过200。以新疆、青海、内蒙古、山东、甘肃五省（自治区）为主，与风电、光伏新能源配套的发电侧储能装机占比接近90。新能源配套储能目前仍无成熟商业模式，未来期望新能源逐步参与电力市场有望得到解决。随着新能源发电量占比不断提升，新能源逐步参与电力市场竞争是未来趋势，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》、《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》、《省间电力现货交易规则》等的出台，会逐渐提升新能源参与省内、省间电力现货交易的规模，但市场化交易迫切需要新能源投资企业提升参与市场的财务测算能力。通过配置储能，在实现新能源友好并网的同时，可显著提升新能源投资效率。拉大的峰谷价差为用户侧储能打开更多盈利空间。2022年，工商业和产业园依旧是用户侧储能主要应用场景，河南、江西、湖北、上海等多个省份增大了高峰电价和低谷电价上下浮动比例，为用户侧储能打开更多盈利空间。以10kV一般工商业用户为例，全国共有16个省市最大峰谷价差超过0.7元/kWh，广东省（珠三角五市）、海南省、浙江省位居价差前三，只考虑价差套利，基本上6年内可收回成本。《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》提出加快推动用户侧全面参与现货市场交易，从现货试点运行省份实际来看，现货市场价差有进一步加大的趋势，波动的现货电价将会提升用户建设储能的积极性，但也给寻求稳定收益的用户带来更大的不确定性。
五、安全事故依旧存在，储能标准仍在不断完善
储能产业自身发展仍面临诸多安全隐忧。2022年，美国、韩国、中国等发生超过十起储能电站事故，澳大利亚、德国等还发生数起户用储能事故。《“十四五”国家安全生产规划》中强调要严密防控电化学储能站等新技术新产业新业态安全风险。《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》中将项目法人列为安全运行责任主体，从规划设计、设备选型、施工验收、并网验收、运行维护、应急消防处置能力提出安全管理要求。国家能源局公布《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》。要求中针对火灾事故共提出12条细则，其中针对锂电池、储能站相关的细则包括：“电化学储能电站站址不应贴邻或设置在生产、储存、经营易燃易爆危险品的场所，不应设置在具有粉尘、腐蚀性气体的场所，不应设置在重要电力设施保护区内。”“中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池；选用梯次利用动力电池时，应进行一致性筛选并结合溯源数据进行安全评估。”“锂离子电池设备间不得设置在人员密集场所，不得设置在有人居住或活动的建筑物内部或其地下空间。标准方面，中国各级政府及相关机构加快推进标准制修订，工信部发布实施SJ/T11812.1分布式储能用电池标准，北京市、山西省发布实施储能安全相关地方标准，强标《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》、GB51048修订稿、GB/T36276修订稿、电化学储能电站检修试验规程、启动验收规程、调试规程、储能变流器、电池管理系统等多项储能国家标准、行业标准以及山东省、江苏省地方标准公示征求意见。国外，IEEE发布IEEE2800填补储能电站并网空白，NFPA发布2023版NFPA855，多项IEC、IEEE、UL等相关标准制修订中。储能联盟与ULSE共同推动，由UL9540A转化、中国科学技术大学牵头编写的《储能用锂离子电池系统火蔓延测试方法》开始公示征求意见，计划2023年发布。但储能标准创制工作也面临很多挑战。储能产业正处于爆发式发展时期，技术更新迭代较快，应用不断创新，未来技术攻关、产品研发、标准制定均需齐头并进；储能安全亟需明确相关要求，总结项目经验，特别是事故经验，避免重蹈覆辙。
2022年中国储能产业已经进入规模化发展的新阶段！2022年也是国家印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》的第一年，我们更期待不断优化发挥储能价值的体制机制，因势利导，产业链各方因势而动。让储能在支撑实现双碳战略目标的过程中，从多领域、多维度发挥应有的价值。
三、未来展望一)行业发展趋势
展望2023年，通胀进入长期回落过程，短期数据不改长期趋势，国家出台扩内需、稳经济政策，国内工业经济景气复苏，产业升级动力逐步释放，国内需求逐渐进入验证市场窗口，美元指数下行趋势下，全球流动性有望改善，叠加新能源市场持续渗透，或将提振工业金属的消费需求。2022年铝、铅、锌等工业金属持续去库，库存处于低位，工业金属资产价格或将迎来上行机会。这将给有色金属湿法冶金电极材料细分行业带来一定的市场增量。
随着能源低碳转型不断深入，在政策 需求的双重加持下，新能源和新型电力系统建设进一步加速，技术性能的持续改善，储能盈利逐步增强，必将拉动储能产业迈上新台阶。二)公司发展战略
一、总体战略目标
公司致力于成为全球领先节能降耗电化学冶金电极材料及储能电池系统集成供应商，力争到2025年实现营收规模突破百亿元，利润规模突破十亿元的经营目标。
公司基本发展策略是：形成以储能电池及系统产业为主体、电极材料及系统产业成规模，深化与上下游产业的合作，以共融共建共进共享的发展模式，形成以电池材料及产品技术为核心的专业化系统综合方案解决商。
二、主要任务
（一）服务国家战略，加快储能电池新业务发展
储能电池业务是公司的战略核心与发展重点。坚持以服务国家双碳战略为主线，抢抓能源结构转型的历史性机遇，紧跟发展趋势，关注市场需求，以技术创新为驱动，探索和创新商业模式，加速新型铅炭储能电池产业化项目落地，构建原材料端、供应链端、渠道的生态圈，以产业标准化、产品技术工艺专业化、核心技术自主化为目标，为客户提供高安全性、低成本的高性价比的储能电池及系统，力争成为极具竞争力的储能电池及系统提供商，快速实现公司整体业务的战略转型。
（二）把握市场机遇，拓展电极材料主营业务
把握有色金属行业高质量发展主基调，巩固电极材料作为公司的现有主营业务的细分领域龙头地位，拓展发展空间，充分强化自身技术创新势，优化调整产品及市场结构，做好品牌赋能、渠道增值、模式创新、加强产业链合作，快速实现新产品、新市场的突破发展，进一步提升产品力和市场占有率。
三、业务规划
（一）电极材料板块：
1、创新营销模式：
坚持“以客户需求为中心”的服务理念，根据电极材料领域相关最新技术研究，强化“项目咨询 技术创新支持 产品供应 售后服务”的专业化、定制化、一体化服务模式，构建快速响应的售前、售中、售后服务体系，做好订单全流程快速响应，不断提升营销综合服务能力，不断提升产品工艺技术和装备制造水平，助力客户的降本增效、节能降耗、高质量发展目标，维护好存量市场，持续开发增量市场。公司在电极材料领域深耕细作多年，积累了丰富的市场经验和客户资源，未来将全面整合行业优势资源，完成“电极材料制造商 技术方案解决商 项目总承包商”三位一体战略布局，实现渠道的增值，提升品牌知名度，提升电极材料的发展空间及经济效益。
2、海外市场布局：
加速海外建厂，实现本地化供应，完善海外销售网络，拓展开发增量市场。充分利用国家“走出去”、“一带一路”、“双循环”等战略契机，适时在境外设立生产基地，力争2023年在非洲刚果金建设完成售后服务基地，更加及时、高效地服务于客户，为公司非洲市场的拓展和维护替换市场提供有力保障，提升海外品牌知名度，拓展海外销售渠道，同时为公司培养国际化技术管理人才和销售管理人才，为公司海外市场的扩张打下基础。
3、产能效能提升：
一是加快实现规模效益。加快推进募投项目建设投产以及达产达标，提升产能；二是要优化工艺技术，进行设备技改提质，通过技术创新降本增效，通过自动化建设提高劳动生产效率，提升产品质量和交付能力；三是通过销售端数据优化产品结构，实现产能与市场的最优匹配。
（二）储能电池板块：
在能源转型持续深入、能源稳定供应需求明确、储能项目经济性显现等因素的推动下，海外与国内、户用储能和大容量储能呈现需求共振，储能市场步入高景气度赛道。技术的迭代更新、成本的持续下探、商业模式的不断探索，储能产业的内生增长和外生动力共同促进行业整体的快速发展。
1、市场定位
国家新能源强配储能政策的推行为电力储能市场打开了广阔的空间，分时电价机制的建立，峰谷价差的拉大也为户用储能市场打开更多盈利空间，工商业户用储能及电力储能市场将成为公司未来的主要市场。公司产品主要应用于光储充一体、储能电站、微电网等，将主要为工商业用户提供“自发自用 峰谷价差套利”，节约用电成本、避免拉闸限电的风险以及作为应急备用电源获取收益；为发电侧提供调峰、削峰填谷、动态扩容等电力辅助服务获取收益。
2、商业模式
（1）通过融资、租赁方式投建储能电站，通过储能电站的容量租赁及功能使用获取收益，为企业做合同能源管理服务；
（2）与产业链相关企业或投资方共同成立合资公司，共同开发储能电站项目，收益共享；
（3）生产电芯 电池管理系统（BMS）组成的储能电池系统，配套销售给储能电站集成商；（4）销售储能电站集成系统方案及集成系统设备(EPC总包)；
（5）经销商代理模式。
3、产能布局规划
加快产业化项目建设实施，将西北和西南地区作为公司产业化落地区域和市场排头兵，不断向全国布局，预计到2026年逐步形成30GW储能电池的产能布局。同时在坚持技术创新的基础上，不断追求先进的生产方式，随着产能不断提升，公司将整体规划、分步实施，着力发展智能装备，推进生产过程智能化改造，旨在实现第一阶段全线信息自动化，第二阶段智能制造一体化，最终智能制造达到行业一流水平，向“智能工厂”发展。
4、产业链布局
上游：加强与上游原材料端铅、炭等供应商的战略合作，积极布局上游原材料及配件，逐步释放产能，保障供应链稳定，加强成本管控。
中游：针对不同的市场和应用场景，与产业链企业合作开展电池组 电池管理系统（BMS） 能源管理系统（EMS）组成的储能电池系统业务，加速储能电池导入市场。
5、技术研发
从安全性和经济性出发，不断完善从材料到电芯到系统的基础性研究和产业化应用体系，持续推进公司铅炭电池的工艺技术和装备制造自动化水平的改进，不断寻求降本增效，强化高安全性、大容量、长寿命、高能量密度储能电池的性能和系统单
