今天A股热度削减，成交量有所放缓，走出一波窄幅震荡行情，收跌0.13%。

但储能板块延续了上周以来的强势表现，收涨1.89%。随着9月份国内储能行业继续释放政策利好，国内+海外招标、订单、装机等数据持续景气，板块从国庆前的一波跌势中反弹，主力净流入达到28.75亿。五日涨幅中，将近15只个股涨幅达到20%以上，其中上能电气领涨板块，五日涨幅达到32.41%。

密集政策发布，储能系统中标单价回升

9月份以来政策持续释放利好。

据北极星储能网不完全统计，9月，共计46项涉及储能政策出台，其中包括7个国家级政策和39个省市级政策，分别于政策补贴、新能源配储等方面刺激储能装机。

值得一提的是，积极推动独立储能项目的山东省于9月1日发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知，提出要依托现货市场，推动新型储能市场化发展，包括支持独立储能示范项目参与电力现货市场获取电能量收益，以及支持参与调频调峰等辅助服务，获得辅助服务收益。由此允许新型储能主体参与获利的模式包括现货价差、容量租赁费用、容量租赁补偿、辅助服务收益。此举引导和丰富了储能盈利模式，对于加快新能源配储，吸引下游投资具有重要意义。

9月份独立储能招标加快，储能系统中标均价上升。

据不完全统计，2022年9月共开标36个国内新型储能项目，总功率2.63GW，总容量6.05GWh。其中，独立储能项目11个，容量占总功率57.03%;新能源配储项目24个，容量占比42.48%。

另外根据国联证券发布报告指出，9月储能系统成本为1.32元/Wh，环比上升0.58%;9月储能系统采购中标均价为1.62元/Wh，环比上涨1.57%。表明当前原材料成本已经向下传导，未来终端需求保持旺盛的前提下，储能厂商盈利空间有望得到提升。

各类技术、应用场景的大容量储能项目也不断刷新。

9月28日，国内最大的钠离子储能电池项目—三峡能源安徽阜阳南部风光储基地项目EPC中标结果出炉，项目终期规划450MW/900MWh，预计2023年6月全部投运。30号，国际首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北张家口顺利并网发电，总规模为100MW/400MWh，是目前世界单机规模最大、效率最高的新型压缩空气储能电站。

宁德时代接连斩获储能大单

宁德时代与北美光伏与储能开发运营商Primergy Solar LLC 达成协议，为Gemini光伏+储能项目独家供应电池，总投资额达到12亿美元，此次合作，宁德时代将为Gemini项目提供自主研发的户外液冷储能电柜Enerone。

上月21号，宁德时代就宣布与美国储能技术平台和解决方案供应商FlexGen达成合作协议，将在三年时间内为后者供应10GWh的集装箱式液冷储能产品EnerC。

宁德时代在储能电池领域稳坐头把交椅，但能够接连斩获海外大单，靠的还有集成产品的显著优势，成功输出了品牌认知。两款储能集成产品在能量密度、循环寿命、温度安全控制等重要特性上获得了国外运营商的认可。

本次推出的产品EnerOne曾经获得过2022年度国际电池储能奖(ees AWARD)，系统采用280Ah磷酸铁锂电芯，循环寿命达到了10000次。值得一提的是，采用一体化的变频液冷系统，能够将电池簇内温差控制在3℃以内。

聊一下液冷。液冷作为风冷系统的储能温控方案，由于省去了散热通道面积，既降低了占地面积，更好的散热性能还能够有效提升电池稳定性和使用寿命，适用于大型储能电站项目，未来将逐步对下游大储进行渗透，成为储能温控技术的主流。看看申菱环境、英维克、同飞股份、高澜股份、松芝股份，今天基本都涨了一波。

海外景气度不减，国内大储任重而道远

下半年海外储能市场需求景气度不减。海关统计显示，2022年前8个月，我国锂离子储能电池累计出口299.26亿美元，同比增长82.97%，今年1-8月的出口额就已经超过2021年全年所有锂电池出口额。

东吴证券指出，近期欧洲电价和天然气价格有一定下降，但欧洲户储仍具备超强经济性，且欧洲2023年居民端电价预计将比2022年有显著提升，欧洲户储订单普遍已排至明年4月，美国上半年储能新增装机2.125GW/5.843Gwh，同增239%/173%，截至8月底储能备案量达23GW。

逐渐步入冬季，寒冷天气条件叠加人力物料短缺，对于一些欧洲国家而言，装机时间窗口是在缩短的，在这个阶段应该会尽量加快装机速度以应对寒冬和高昂的能源成本，布局海外户储的集成商及零部件厂商有望持续受益，但能否实现稳健出货，还要考虑关税、海运、疫情波动方面的影响。个股方面可以关注派能科技、阳光电源、科士达、锦浪科技、宁德时代，德业股份，固德威、禾迈股份。

再看看国内大储。

大型储能无论在成长空间或者集成难度都要高于用户侧储能，整个产业链参与者更多，包括电力设备厂商、新能源电池厂商、还有早已布局储能的第三方集成商，在逆变器、电芯、系统集成上各具优势。

然而今年国内大储参与者的市场表现却不如布局海外户储玩家，主要原因在于两点，一是单瓦售价不如海外户储利润丰厚，这一方面是因为海外户储需求强劲，价格承受能力也更高。另一方面，国内下游招投标方基本是两网+五大发电集团，议价能力较强，上游逆变器、电芯、集成系统必须用更有竞争力的价格竞标来抢夺市场份额，先以量让利，建立合作输出品牌。

让利就是牺牲毛利，因此主要做国内储能逆变器的企业，毛利率并不如做海外户储的逆变器高。尤其是专做电芯以及储能系统的业务，承接原材料价格上涨带来的压力但提价空间十分有限，出现了只增收不增利，甚至亏损的现象。

其次，大储利润无法提升亦与行业盈利模式尚未跑通有关，国家今年大力发展储能，除了新能源强制配储外，更重要的厘清储能主体参与电力市场“发输配电售”后的价格机制，新能源发电运营商认为配储投资成本太高，投资回收期较长，根本不愿意进行配储。于是国家决心构建新型电力系统，鼓励新型储能主体，也就是独立储能和共享储能，参与电力市场各个环节，丰富盈利模式，让下游利润带动装机需求，最终能让整个产业链受益。当然，跑通盈利模式是一个循序渐进的过程，从政策推广范围来尚未大规模普及。

今年大型储能招标已超过了40GWh，而根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，上半年并网、投运的电化学储能项目装机总规模391.697MW/919.353MWh(1GWh=1000MWh)，其中以发电侧、输电侧的大型储能装机为主。

从数据上看，招投标和实际装机存在较大差距，上半年中标的项目有望于年底加快完成装机，参照去年国内新增电化学储能装机量1844.6MW，下半年招标量继续增加，国内储能装机年底冲量概率较大。这块可以关注宁德时代、亿纬锂能、南都电源、上能电气、科华数据、阳光电源。