本公司及全体董事、监事、高级管理人员承诺本募集说明书内容真实、准确、完整，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，按照诚信原则履行承诺，并承担相应的法律责任。

　　公司负责人、主管会计工作负责人及会计机构负责人保证募集说明书中财务会计资料真实、完整。

　　中国证监会、交易所对本次发行所作的任何决定或意见，均不表明其对申请文件及所披露信息的真实性、准确性、完整性作出保证，也不表明其对发行人的盈利能力、投资价值或者对投资者的收益作出实质性判断或保证。任何与之相反的声明均属虚假不实陈述。

　　根据《证券法》的规定，证券依法发行后，发行人经营与收益的变化，由发行人自行负责，投资者自主判断发行人的投资价值，自主作出投资决策，自行承担证券依法发行后因发行人经营与收益变化或者证券价格变动引致的投资风险。

　　公司控股股东为中兴新通讯有限公司，公司无实际控制人。截至2022年6月30日，中兴新持有公司43,218,677股，占总股本的比例为27.91%；中兴新一致行动人新维投资、上海晢牂、派能合伙合计持有公司4.35%的股份。公司控股股东中兴新实际控制的股权比例为32.26%。中兴新的基本情况如下：

　　公司专注于磷酸铁锂电芯、模组及储能电池系统的研发、生产和销售，处于锂电池储能行业。根据中国证监会《上市公司行业分类指引（2012年修订）》，公司所属行业为“C制造业”之“C38电气机械和器材制造业”；根据《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），公司所属行业为“C制造业”之“C38电气机械和器材制造业”之“C3841锂离子电池制造”。

　　根据国家发改委《战略性新兴产业重点产品和服务指导目录》（2016版）及国家统计局《战略性新兴产业分类（2018）》，公司所处行业属于战略性新兴产业的重要组成部分。根据《上海证券交易所科创板企业发行上市申报及推荐暂行规定》，公司业务属于“新能源领域”之“高效储能”领域。

　　公司所属行业的行政主管部门主要包括国家发改委和国家能源局。国家发改委主要负责拟订并组织实施国民经济和社会发展战略、中长期规划和年度计承担投资综合管理职责；国家能源局主要负责能源发展和有关监督管理的法律法规送审稿和规章，拟订并组织实施能源发展战略、规划和政策，推进能源体制改革，拟订有关改革方案，协调能源发展和改革中的重大问题。

　　锂离子电池制造的全国性自律组织主要有中国电池工业协会和中国化学与物理电源行业协会。中国化学与物理电源行业协会下设中国化学与物理电源行业协会储能应用分会，是专注储能产业的自律性组织。

　　中国电池工业协会经国家民政部注册批准，具有法人资格，为跨地区、跨部门、跨所有制的国家一级协会，主要职能是：对电池工业的政策提出建议，起草电池工业的发展规划和电池产品标准，组织有关科研项目和技术改造项目的鉴定，开展技术咨询、信息统计、信息交流、人才培训，为行业培育市场，组织国际国内电池展览会，协调企业生产、销售和出口工作中的问题。

　　中国化学与物理电源行业协会是由电池行业企（事）业单位自愿组成的、行业性的、全国性的非营利性社会组织。储能应用分会作为中国化学与物理电源行业协会下属的国家二级分会，是我国储能产业唯一专注应用领域的非营利性社会团体。储能应用分会致力于为政府、行业、会员提供信息咨询和合作平台服务，主要工作内容为服务国家产业政策课题研究，推动国家储能产业政策规划、牵头制定产业标准建设、加强国内外产业技术交流与合作、开拓新能源项目对接、搭建投融资平台、技术创新与人才培养等工作。

　　储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源（以下简称“能源互联网”）的重要组成部分和关键支撑技术。随着储能重要性的日益增长，世界各国纷纷出台储能激励措施，并为市场发展扫除障碍，具体包括：支持储能技术的发展、开展储能项目示范、制定相关规范和标准以及建立和完善涉及储能的法律法规等。

　　韩国的储能相关政策主要包括可再生能源配额制（RPS）和电费折扣计划。2012年，韩国推出可再生能源配额制，根据规定，装机规模超过500MW的国有发电公司和独立发电公司都必须在其电力生产组合中包含一定比例的可再生能源。RPS的最大特点是设计了可再生能源证书（REC）交易机制，可再生能源场站根据发电量的多少可以获得相应数量的REC，其他电厂则可以通过投资、建设可再生能源场站而获得相应的REC，或者在交易平台上购买REC以完成其承担的可再生能源义务。2015年，韩国贸易、工业和能源部开始在RPS中引入储能，现有或新建风/光电站中如果安装了储能系统，则所获得的REC权重将会大幅提升。例如，一个大型光伏电站在未安装储能之前REC的权重为0.7，在安装储能系统之后可以达到5.0。

　　2015年，韩国开始实施电费折扣计划，是支持用户侧（不含家庭）储能系统的经济可行性的政策之一。电费折扣计划包括对储能设备充电的容量电费和电量电费给予一定的折扣。随着电费折扣计划的启动，在高峰负荷时段使用储能设备中存储的电力，通过降低峰值和负荷转移，可以在容量电费和电量电费上获得一定折扣，显著提高了用户侧储能项目的经济性。

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　　2022年3月，韩国产业通商资源部颁布了《储能系统（ESS）/能源管理系统（EMS）融合推广工作方案》和《新能源产业金融支持项目》两项政策，以期促进可再生能源普及，引导新能源产业市场增长和民间投资。

　　联邦层面，主要激励政策为加速折旧和投资税收抵免，起初主要针对私营单位投资的储能系统。加速折旧允许储能项目按5-7年的折旧期加速折旧；投资税收抵免针对配套可再生能源充电比例75%以上的储能系统，按充电比例给予30%的投资税抵免。例如储能系统80%由可再生能源充电，则可以享受相当于系统成本24%（30%×80%）的税收抵免。2018年3月，美国国税局发布“住宅侧储能系统税收抵免新规则”，针对住宅侧光储系统，如果住宅侧用户在安装光伏系统一年后再安装电池储能系统，且满足存储的电能100%来自光伏发电的条件，则该套储能设备也可获得30%的税收抵免。

　　美国储能系统激励政策示意图2018年1月，美国联邦能源管理委员会发布了美国储能发展史上颇具里程碑意义的841法案，该法案致力于消除储能在电力批发市场中进行公平竞争的障碍，有助于储能在更多的市场中获得收益，提高经济性。2019年3月，美国国会公布《储能技术运行准备和发电法案》《推进电网储能法案》《电池储能创新法案》，三项法案重点关注贷款和储能研究，通过储能的应用来提高电网的可靠性，并促进可再生能源的发展。2020年11月，美国联邦能源管理委员会批准第2222号命令，该命令有助于小型储能系统的规模化部署和“虚拟电厂”商业模式的推广应用。2021年6月，美国能源部发布《国家锂电池蓝图2021-2030》，该报告作为美国第一份由政府主导制定的锂电池发展战略，提出了未来十年打造美国本土锂电池供应链的五大主要目标和关键行动。

　　除联邦政策外，美国各州也针对储能出台了相应的激励政策，主要包括储能安装补贴类政策和储能采购目标类政策，具体如下表所示：

　　自2011年起储能被纳入自发电激励计划的支持范围。目前，住 宅储能项目（规模小于等于10kW）可获得的补贴标准为0.5美 元/Wh；规模大于10kW的储能系统可获得的补贴标准为0.5美 元/Wh，且不能同时获得投资税收抵免的优惠，若同时获得投 资税收抵免，则补贴标准下降为0.36美元/Wh。

　　加州能源委员会批准了2022年加州能源法规，加州将成为美国 第一个要求建筑商在新的商业建筑和高层多户型建筑上安装光 伏和电池储能系统的州。

　　夏威夷州通过HB1593法案，明确激励光储系统的安装应用。 该州储能系统安装激励项目将在2018年1月至2020年12月之 间开展，对用户侧和电网侧储能项目提供资金支持。

　　佛罗里达州发布了HB1133法案，计划在2018-2019财年一次性 拨付1,000万美元的补贴资金，用于支持“光伏+储能”试点项 目的开展。

　　公用事业公司SRP启动了一项电池储能激励计划，支持住宅用 户安装和使用电池储能系统。对于购买和安装合格的电池储能

　　系统并且同意参与SRP电池研究计划的用户，可以获得上限为 1,800美元的补贴。该计划于2018年5月1日起执行，在为期 36个月的时间内为最多4,500个住宅用户提供补贴。

　　纽约州政府启动了工商业光储项目激励计划，支持光储系统在 工商业部门和社区中的应用，旨在加快实现纽约州2025年 1.5GW储能的采购目标。“纽约太阳能计划”将为该项目提供 4,000万美元的支持资金。

　　纽约州宣布一个总投资为2.8亿美元的“市场加速桥激励计 划”，以刺激纽约州实现2030年达到3GW的储能发展目标。

　　康涅狄格州公用事业监管局将为住宅和企业客户购买和安装储 能系统提供激励措施。根据该计划，从2022年开始，康涅狄格 绿色银行将为住宅储能系统提供资助，而其资助取决于储能系 统规模以及客户是否为中低收入群体，每个住宅储能项目最高 资助金额为7,500美元。该银行还提出了从225美元/kWh到 280美元/kWh不等的激励措施，将为商业和工业组织到2024年 部署总装机容量为50MW的储能系统提供资助。

　　加利福尼亚州政府签署AB2868法案，该法案的发布意味着加 州的储能容量将在2024年完成1.325GW储能采购目标的基础 上增加500MW，达到1.825GW。

　　加州公共事业委员会批准了一项总规模达11.5GW的清洁能源 采购计划，其中包括1GW的长时储能项目，并将在2026年之 前上线运营。

　　马萨诸塞州签署SB5190和AB6571法案，制定了2020年采购 200MWh的储能采购目标，由配电公司负责采购。

　　新泽西州州政府发布了A3723法案，提出到2021年实现 600MW、到2030年实现2GW储能采购的目标。

　　公用事业公司XcelEnergy发布了科罗拉多州资源计划，提出要 新增275MW储能。

　　弗吉尼亚州通过《清洁经济法案》，批准了该州制定的到2035 年部署3.1GW储能目标和到2050年实现100%可再生能源目 标。

　　康涅狄格州通过SB952法案，确定到2030年底部署1GW储能 的目标，使其成为美国第八个设定储能目标的州。此外，该法 案还设定了到2024年底和2027年底分别部署300MW和 650MW的中期目标。

　　2017年7月，英国燃气与电力市场办公室和英国商业、能源与工业战略部共同研究并制定了《英国智能灵活能源系统发展战略》，计划通过29项行动方案从三个方面推动英国构建智能灵活能源系统，包括：消除包括储能在内的智慧能源的发展障碍、构建智能家庭和商业、建立灵活的电力市场机制。

　　针对储能，该项政策从储能的定义、身份（资质）、终端消费税、网络费、与可再生能源共享站址、储能的所有权、并网、规划、资金支持等9个方面发布行动计划，解决了由于属性不清而对储能进行“双重收费”、储能所有权不明等市场中实质存在的多项问题，并致力于消除储能进入并参与电力市场交易的障碍。预计该政策将提高电力系统的兼容度，开辟出新的市场，推动储能实现真正的服务价值，帮助降低英国电力系统成本，同时帮助用户更好的管理电费账单。

　　2020年7月，英国商业、能源与工业战略部通过一项法案，取消电池储能项目容量限制，允许在英格兰和威尔士分别部署规模在50MW和350MW以上的储能项目。

　　第一，鼓励可再生能源发展，激发储能行业需求。为鼓励新能源走进住户，政府对实施零能耗房屋改造的家庭提供一定的补贴，到目前为止政府补贴能够占到整个电池零售价格的40-50%。

　　第二，打破电力行业垄断，跨区域电力调配需要储能行业配合。福岛核事故后日本颁布电气修改法以提高配电部门的独立性，实现国内跨区域电力调配，把储能技术开发作为实现日本下一步电力系统改革中的一个重要组成部分。

　　第三，对清洁能源技术推行激励方案。2016年开始，日本政府继续推进清洁技术，日本经济产业省针对商业领域的工厂和小企业推出了7,790万美元的能源效率和储能技术激励方案，还计划向光伏电站和电网变电站的储能系统提供激励机制，以增强电网稳定性，促进可再生能源占比的增长。

　　第四，鼓励能源创新，发展新储能技术。日本陆续出台了《面向2030能源环境创新战略》等战略计划，提出了能源保障、环境、经济效益和安全并举的方针，继续支持发展核能，推进节能和可再生能源发展，发展新型储能技术。

　　联邦层面的储能政策主要包括技术研发资金支持和储能安装补贴。技术研发资金支持方面，德国自2011年4月启动储能基金，到2017年底已累计支持了259个研发项目，共使用了1.843亿欧元资金。资助对象主要包括锂离子电池等电化学储能技术及其他储能技术。此外，基金还将围绕技术应用，开展储能在分布式能源、住宅侧，工业领域等方面的示范应用探索。

　　储能安装补贴方面，2016年初德国联邦经济事务和能源部重新调整并发布了新一轮“光伏＋储能”补贴计划，补贴总额约3,000万欧元，将于2018年底截止。补贴对象为与光伏系统配套使用的电池储能系统，并要求光伏系统回馈到电网的功率不得超过峰值功率的50%，且电池系统必须具有10年质保期。新的家用光储补贴政策在一定程度上降低了用户安装储能系统的成本，同时提高了对于用户光伏自用比例的要求，一方面可以帮助用户节省高昂的电费，另一方面也避免了高峰期大量分布式光伏发电对于电网的冲击，增强电网安全可靠性。

　　为购买商业储能设备、储能系统测量和控制系统、信息 和通信系统提供50%的资金补贴。单个储能系统可获得 的最大补贴总额为7.5万欧元，补贴有效期至2019年。

　　为新建光伏系统配套的储能提供资助，对于每千瓦时的 可用储能容量，其可获得的补助不超过净投资成本的 30%。该计划自2018年启动，将持续至2019年底。

　　针对已有光伏系统通过改造新增储能系统或者新建光储 系统提供资金补贴。该计划最初将为1,000个符合条件 的住宅侧储能用户提供补贴，补贴金额最高可达储能系 统总支出的50%，计划的有效期至2022年12月31日

　　光伏设备资助金额可达30%，储能设施资助金额可达 30%，单个项目可获得的最高资助金额为10万欧元，总 支出小于1,000欧元的项目将不予补助。

　　巴伐利亚州政府在“1,000间房屋计划”中新添加了“光 伏储能计划”部分，主要资助对象为新建的光储设备。

　　澳大利亚联邦层面的储能政策和支持计划主要集中在技术研发、示范项目、商业模式、标准体系等方面。根据澳大利亚可再生能源署于2017年9月发布的年度报告，澳大利亚可再生能源署正在对14个储能项目进行资金支持，支持资金总额达到了5,724万澳元，主要涉及储能技术的研发与示范应用。2018年，澳大利亚可再生能源署在持续支持储能技术、项目的示范与应用的基础上，还与能源市场主管部门、行业机构和消费者协会共同启动了分布式能源聚合计划，推动更多光储项目的进一步整合。截至2021年2月，澳大利亚可再生能源署面向550多个项目投资了17亿美元，总价值69亿美元。其中资助储能项目37个，通过投入2.146亿美元支持资金带动了价值9.35亿美元的项目投资。

　　州政府层面，由于各个州拥有各自的可再生能源发展目标，在此基础上，各州结合各自区域的电源结构和用能特点，主要采用项目补贴、低息贷款以及其他激励政策的形式聚焦扶持本地储能市场。具体如下表所示：

　　南澳大利亚州首府阿德莱德市推出了澳洲第一个针对储能（光伏+储能） 的补贴机制，为2015年7月1日后安装光伏储能系统的商业、住宅、学 校和社区用户每户提供最高5,000澳元的补贴。

　　南澳大利亚州政府在阿德莱德市政府储能安装补贴的基础上增加匹配补 贴，相当于将此前的补贴金额增加一倍，增补后的光伏安装费补贴和储能 系统安装费补贴金额最高可达到10,000澳元。

　　南澳大利亚州政府设立了“可再生能源技术基金”，共1.5亿澳元，用于支 持可再生能源发电并网、大规模储能和生物质能源等三个领域的技术或项 目开发，帮助南澳实现稳定的电力供应。

　　南澳大利亚州政府推出“家用电池计划”，该计划将提供额度为1亿澳元的 补贴，以帮助4万个家庭安装储能系统；同时澳洲清洁能源基金提供额外 1亿澳元低息贷款，使得所有的家庭都能买得起储能。

　　根据“下一代储能推广计划”，首都特区政府将为5,000个家庭和企业提供 为期4年的光伏储能安装补贴，以此推动该地实现2020年90%可再生能 源的目标。该项目将提供2,500万澳元，支持安装36MW光伏储能系统。

　　维多利亚州政府发布“储能激励计划”，并拨款2,500万澳元支持该计划的 实施；该计划将通过招标筛选出两个大规模储能项目，用于提高电网稳定 性和激励电网难以覆盖地区的经济增长。

　　维多利亚州政府承诺实施一项4,000万美元的计划，用于补贴在10,000户 家庭安装电池储能存设备。

　　新南威尔士州计划投资5,000万美元用于构建一个需求响应能力达 200MW的“分布式”发电厂，以帮助管理电网的高峰需求；该计划将包括 为拥有电池和/或智能空调的客户提供1,000美元的资助。

　　对购买并安装电池储能系统的家庭提供给最高9,000美元的无息贷款；以 及购买屋顶光储系统的家庭用户提供高达14,000美元的无息贷款。

　　为符合条件的约5,000个家庭用户提供不超过10,000澳元的无息贷款和 3,000美元的补助，用于购买电池储能系统或太阳能发电设施；小企业也 可以申请3,000美元的补助金。

　　澳大利亚北领地政府发布了一个耗资3,000万澳元的电池储能项目，以帮 助平衡Darwin-Katherine地区的电网运营。

　　受限于发展水平和电力供应体制，南非由于“电荒”、“限电”带来的电力危机正限制其经济发展。为了缓解电力供应不足，南非政府力求通过贷款融资、战略引导和政府采购等方式鼓励可再生能源发展。

　　长期以来，部分光伏组件在南非可享受零进口关税待遇。2019年5月，南非推出“加快大批量小型嵌入式发电项目授权流程”的举措，500MW以下规模的光伏项目不再需要部长级批准，从而进一步促进南非光伏产业的发展。2019年10月，南非能源部发布一项新的十年能源战略暨综合资源计划，光伏、风能和天然气项目将成为南非未来电力的主要来源。2021年3月，南非矿产资源和能源部经通过其“风险缓解独立发电商采购计划”完成了一个大规模的电力招标，计划采购和部署多个与可再生能源发电设施配套部署的大型并网电池储能项目，其总储能容量为1,300MWh。此次招标计划部署的可再生能源项目的总装机容量高达2GW，以弥补该国的电力缺口。

　　在支持光伏产业总体发展的框架内，意大利各级政府推出了系列支持储能产业发展的政策，具体如下表所示：

　　意大利政府规定，以实现能源自给为目的安装家用储能设备可以 获得50%及至高96,000欧元的收入所得税减免。此外小于20kW 的光伏发电设备在作为固定资产投入时可以获得至高50%的补 贴，且适用11%（原本为22%）的税率。

　　为了缓解新冠疫情，意大利政府启动了财政刺激计划，原有新生 态奖励政策（Ecobonus）补贴全面提升，与翻新项目相关的光伏 和储能系统的税收减免从50%提高到110%。

　　伦巴第大区的光伏储能设备可以获得投资额50%且不超过3,000 欧元的补贴，政策适用于2020kW以下的光伏设备。

　　伦巴第地方政府拨款1,000万欧元用于一项针对公共机构的优惠 计划，公共机构可以在购买太阳能发电+储能系统后申请总价 50%的补贴，单个申请者得到的补贴不高于10万欧元。

　　新能源发展初期，为优化本国能源结构、促进能源利用向可再生方向转型，西班牙政府对可再生能源产业的扶持力度较大。受金融危机等因素影响，2012

　　2018年10月，西班牙政府暂停征收7%的发电税、取消燃气发电“绿色税”和太阳能税，同时恢复了电力共享自用项目的合法性，使得2019年西班牙光伏发电新增装机量大幅增长。较好的市场前景也在促进政府制定更积极和科学的发展目标，将包括光伏和储能在内的可再生能源产业作为发展支柱之一。

　　西班牙《 年国家能源和气候综合计划》提出到 年可再生能源在该国能源结构的占比至少达42%，电力供应的74%将来自可再生能源。 （2）中国储能产业政策 储能是我国战略性新兴产业的重要组成部分，近年来一系列鼓励政策的加 速出台为储能产业大发展蓄势，推动行业进入规模化发展阶段。①储能纳入国家级政策规划

　　2016年3月，“发展储能与分布式能源”被列入“十三五”规划百大工程项目，储能首次进入国家发展规划。此后，在国务院及各部委历年发布的《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》《中国制造2025——能源装备实施方案》《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》《能源发展“十三五”规划》《可再生能源发展“十三五”规划》《国家创新驱动发展战略纲要》等国家重大发展战略和规划中，均明确提出加快发展高效储能、先进储能技术创新、积极推进储能技术研发应用、攻克储能关键技术等任务和目标。

　　2017年9月，发改委、财政部、科技部、工信部和能源局联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称《意见》），这是我国储能行业首个指导性政策。《意见》提出未来10年中国储能产业发展目标，以及推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示范、推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、推进储能提升用能智能化水平应用示范、推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务，从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署。

　　我国新一轮电力体制改革相关配套文件，促进大规模可再生能源消纳利用和能源互联网推广发展的多项政策文件也将发展和利用储能作为重要工作内容，为提高储能的认知度、确立储能发展的重要性作出了贡献。

　　建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励 新型储能自主选择参与电力市场，坚持以 市场化方式形成价格，持续完善调度运行 机制，发挥储能技术优势，提升储能总体 利用水平，保障储能合理收益，促进行业 健康发展。

　　提出2025年非化石能源消费比重达到 20%，2030年非化石能源消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量 达到12亿千瓦以上，2035年非化石能源 消费比重达到80%以上，到2060年非化石 能源消费比重达到80%以上。

　　首次将推动新型储能发展作为加快构建清 洁低碳安全高效能源体系、建设新型电力 系统的重要布局和主要工作之一。文件再 次指出到2025年，新型储能装机容量达到 3,000万千瓦以上的发展目标。

　　对电化学储能电站各相关管理部门的职责 进行了梳理和划分，要求建立全生命周期 管理体系，覆盖项目规划、准入、制造、 施工、并网调度、运行维护及退役等。

　　标。从2020年新型储能累计装机3.3GW 到2025年30GW，新型储能市场规模将在 “十四五”时期扩大10倍。

　　制定了峰谷电价价差原则上不低于4:1，尖 峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于 20%的原则。

　　通过分析总结示范项目成功经验和存在问 题，促进先进储能技术装备与系统集成创 新，建立健全相关技术标准与工程规范， 培育具有市场竞争力的商业模式，推动出 台支持储能发展的相关政策法规。

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　　要求加大储能发展力度。研究实施促进储 能技术与产业发展的政策，开展储能示范 项目征集与评选，积极探索储能应用于可 再生能源消纳、电力辅助服务、分布式电 力和微电网等技术模式和商业模式，建立 健全储能标准体系和信息化平台。

　　提出建立储能标准化协调工作机制、建设 储能标准体系、推动储能标准化示范、推 进储能标准国际化等重点任务。

　　增设若干储能技术本科专业、二级学科和 交叉学科，储能技术人才培养专业学科体 系日趋完备，本硕博人才培养结构规模和 空间布局科学合理，推动建设若干储能技 术学院（研究院），建设一批储能技术产 教融合创新平台，推动储能技术关键环节 研究达到国际领先水平，形成一批重点技 术规范和标准，有效推动能源革命和能源 互联网发展。

　　要推进储能电站建设，进一步完善分布式 能源、综合能源微网发展的鼓励机制和政 策。

　　统筹协调电力辅助服务市场与现货市场； 建立电力用户参与承担辅助服务费用的机 制，鼓励储能设施等第三方参与辅助服务 市场。

　　用能单位利用峰谷电价差、可再生电能消 纳等激励措施结合电力市场规则合理配置 用电负荷节约电费；在可再生能源消纳等

　　决定对各省级行政区域设定可再生能源电 力消纳责任权重，建立健全可再生能源电 力消纳保障机制。

　　提出积极支持服务储能发展，加强储能和 电网统筹规划，有序开展储能投资建设业 务，推动完善储能政策机制等具体意见。

　　储能是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段，也是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。世界各国长期关注和支持储能产业发展，纷纷出台鼓励政策和激励措施，并通过完善立法和修改电力市场规则等方式为储能发展扫除障碍，对于引导和推动全球储能产业由商业化初期向规模化发展过渡具有十分积极和深远的意义。随着储能应用价值日益凸显，预计未来世界各国的储能产业支持政策仍将持续出台。

　　近年来，锂电池储能技术不断进步，成本持续下降，技术经济性显著提升，为锂电储能的大规模市场化应用奠定了坚实基础。2018年，全球电化学储能市场迎来跨越式增长，锂电储能产业迈入快速商业化发展阶段。未来，全球锂电储能市场预计将继续保持高速增长态势，驱动市场增长的动力主要来自于全球范围内可再生能源的大力推广、对电力系统要求的不断提升以及锂电储能应用成本的进一步下降；与此同时，世界各国的持续性支持政策也将对储能市场的发展起到积极促进作用。

　　报告期内，得益于强劲的市场需求、公司市场竞争力的提升以及良好的政策环境，公司经营业绩实现高速增长。未来，随着全球锂电储能产业进入快速成长阶段，市场需求潜力巨大，公司经营业绩的增长将具备可持续性。

　　（三）行业近三年的发展情况和未来发展趋势、发行人取得的科技成果与产业 深度融合情况 1、储能简介 （1）储能技术 储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热 储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为 电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储 能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄 能、压缩空气储能和飞轮储能等。具体如下图所示：上述各类电储能技术的基本原理和主要优缺点对比如下：

　　正负电极由两种不同的锂离子嵌入化 合物构成。充电时，Li+从正极脱嵌经 过电解质嵌入负极；放电时则相反， Li+从负极脱嵌，经过电解质嵌入正 极。

　　铅蓄电池的正极二氧化铅（PbO）和 2 负极纯铅（Pb）浸到电解液 （H2SO4）中，两极间会产生2V的电 势。

　　正极由液态的硫组成，负极由液态的 钠组成，电池运行温度需保持在 300℃以上，以使电极处于熔融状态。

　　电网低谷时利用过剩电力将水从低标 高的水库抽到高标高的水库，电网峰 荷时高标高水库中的水回流到下水库

　　利用过剩电力将空气压缩并储存，当 需要时再将压缩空气与天然气混合， 燃烧膨胀以推动燃气轮机发电。

　　利用电能将一个放在真空外壳内的转 子加速，将电能以动能形式储存起 来。

　　抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术，早在20世纪90年代就实现了商业化应用，主要用于电力系统削峰填谷、调频调相和紧急事故备用等。抽水蓄能也是目前装机量最大的技术，占全球储能累计装机规模的85%以上；但受地理选址和建设施工的局限，抽水蓄能未来发展空间有限。

　　电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池技术不断进步，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。

　　根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，截至2021年，全球电力系统已投运储能项目的累计装机规模达到209.4GW。抽水蓄能依然是当前累计装机规模最大的一类储能技术，达到180.5GW，同比增长4.6%，所占比重为86.2%，同比下降4.1个百分点；电化学储能紧随其后，累计装机规模24.3GW，同比增长70.7%，所占比重为11.6%，同比上升约4.2个百分点。

　　全球已投运储能项目累计装机规模（GW）注1：CNESA统计的储能装机数据仅包含应用于电力系统的储能项目；注2：其他储能包括压缩空气储能、飞轮储能、熔融盐储热等。

　　目前，锂离子电池在全球电化学储能市场中占据绝对主导地位，这主要得益于锂离子电池成本大幅降低，技术性能不断突破，推动着锂离子电池在全球范围内实现商业化、规模化应用。根据CNESA的统计，截至2021年，全球已23GW

　　94.7%。钠硫电池和铅蓄电池的应用规模相对较小，占比分别为2.1%和2.3%。

　　与其他电化学储能技术相比，锂离子电池已经连续多年占据全球新增投运总规模的最大比重，新增装机规模也在2021年迎来了历史新高，达到9.9GW，超过2020年新增装机规模的两倍。

　　储能技术应用范围广泛，包括电力系统、通信基站、车载储能、移动储能、数据中心、UPS、轨道交通、人工/机器智能、工业应用、军事应用、航空航天等，潜在需求巨大。

　　储能技术应用于电力系统，是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必须保持实时平衡。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性等方面。

　　从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。具体如下图所示：

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　　国外机构通常根据储能系统接入电网的位置将储能应用场景划分为三个类别：家用储能、工商业储能和电表前端储能。其中电表前端包括发电侧和输配电侧。CNESA根据电力储能项目的接入位置将储能应用场景划分为三个类别：电源侧、电网侧和用户侧。具体如下表所示：

　　根据CNESA的统计数据，截至2021年，全球电力系统新增投运新型储能 项目装机规模约10.2GW，累计达到25.4GW。从应用分布看，2021年电源侧、 电网侧和用户侧中的新增装机占比基本都在30%左右，相对比较均衡。 2021年全球新增投运新型储能项目应用分布注：根据CNESA报告，新型储能包括电化学储能、飞轮储能和压缩空气储能，下同。

　　除应用于电力系统外，储能在通信基站、车载储能、移动储能、数据中心和UPS等领域可作为备用电源，不仅可以在电力中断期间为通信基站等关键设备应急供电，还可利用峰谷电价差进行套利，以降低设备用电成本。此外，储能应用于轨道交通可实现列车再生制动能量的高效利用，应用于人工/机器智能可为机器人系统供电，应用于军事领域可保障高性能武器装备的稳定运行等。

　　根据高工产研锂电研究所（GGII）调研数据，2021年中国储能锂电池（含电力系统、通信基站等应用场景）出货量达48GWh，同比增长196%，其中电力系统储能锂电池出货量为29GWh。

　　完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡 等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控 制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。 电化学储能系统结构示意图储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电 池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系 统集成商、安装商以及终端用户等，具体如下图所示：2、电化学储能行业发展情况

　　过去几年，全球主要发达国家开始尝试规模化应用电化学储能技术；未来十年，电化学储能将在全球范围内呈加速增长态势。根据CNESA的统计数据，近五年全球新型储能项目新增装机规模由0.7GW增加至10.2GW，年均复合增速达69%。截至2021年，全球电力系统中已投运新型储能项目累计装机规模达到25.4GW。 尽管现阶段新型储能技术在电力系统的装机规模依然不大，但开发增速加 快，发展潜力巨大。根据WoodMackenzie的预测，到2031年全球储能市场新 增装机规模将达到90GW，2021-2031年年均增长率达23.39%。 全球电力系统新型储能装机规模注：根据CNESA报告，新型储能技术包括锂电池、钠硫电池、铅蓄电池、液流电池等电化学储能技术，以及飞轮储能和压缩空气储能，下同。

　　新型储能技术在电力系统中的应用迎来高速增长，其核心驱动因素来自于以下几个方面：一是锂电储能成本快速下降，技术经济性大幅提升；二是全球范围内可再生能源占比不断上升，电网层面需要储能来提升消纳与电网稳定性；三是电力自发自用需求推动家用储能市场快速增长；四是电力市场化与能源互联网持续推进助力储能产业发展；五是政策支持为储能发展创造良好市场机遇。

　　近年来，锂电储能成本呈现快速下降趋势，技术经济性持续提升，在很大程度上促进了锂电储能技术的大规模商业化应用。

　　安装一套储能系统的成本包括电池系统、储能变流器、系统其他部件以及BNEF

　　安装成本等，其中电池系统成本占据较大比重。根据彭博新能源财经（ ）的统计，2021年全球锂电池组平均价格为132美元/kWh，同比下降5.7%，较2015年的393美元/kWh累计下降66.4%，锂电池价格的持续降低极大的助推了锂电池储能产业的发展。BNEF预计到2024年该成本有望进一步下降至100美 元/kWh，未来三年累计下降幅度约为24%。 锂离子电池加权平均价格（美元/kWh）数据来源：BNEF

　　技术进步背景下的规模发展，是新能源成本下降的核心逻辑。推动锂电储能系统成本全面下降的因素包括：技术进步、生产规模扩大、制造商之间的竞争加剧以及产品的一体化程度提高等，降低了锂电池的单位制造成本。同时，由于设计的进步以及制造和供应链管理的效率提升，其他硬件如储能变流器、能量管理系统等成本下降显著；随着企业积累经验并简化流程，安装成本及其他间接费用也有所下降。

　　b、全球范围内可再生能源占比不断上升，电网层面需要储能来提升消纳与电网稳定性

　　进入21世纪，气候变化成为全球面临的共同挑战，世界各国纷纷制定发展战略，加速能源结构调整，大力发展清洁能源。例如，澳大利亚于2009年通过可再生能源目标法案，确定到2020年可再生能源将占电力需求的20%；欧盟委员会于2018年签署协议，将2030年可再生能源占能源消费比例的目标提高至32%；英国政府制定了到2050年实现温室气体“净零排放”目标等。

　　欧洲各国可再生能源在电力供应中的比例目标数据来源：WoodMackenzie

　　根据国际可再生能源机构的统计，2011-2021年全球可再生能源（不含水电）总装机容量由376GW增长至1,834GW，年均复合增长17.17%，2021年同比增长14.89%，继续保持强劲增长势头。其中，装机容量最大的国家分别是中国、美国、德国和日本（均超过100GW），其次是印度、英国和意大利。

　　储能是可再生能源大规模发展的关键支撑技术，随着全球能源转型的加速，市场需求将蓬勃发展。可再生能源发电依赖于自然条件，具有间歇性和波动性特征，当其发电量达到较高比例时，会对电网的安全稳定造成很大的冲击。同时，由于可再生能源发电具有随机性，导致与用电需求不匹配，从而带来严重的消纳问题。储能系统的引入可以为可再生能源接入电网提供一定的缓冲，起到平滑风光出力和能量调度的作用，从而实现新能源灵活友好并网和充分消纳。

　　在欧洲、日本、澳大利亚、美国等电力价格高昂的国家和地区，家用光伏＋储能应用的主要经济驱动因素之一是提高电力自发自用水平，以延缓和降低电价上涨带来的风险。同时，随着电价上涨和光伏系统成本迅速下降，上述地区强劲、稳定的光伏新增装机量也为储能应用提供了坚实的市场。

　　此外，随着“光伏上网电价（FIT）”和“净计量电价”之类的家用光伏补贴政策到期和削减，光伏电力自发自用经济性提高，进一步推动家用储能市场增长。长期以来，为促进光伏行业发展，全球主要国家均制定了相应的光伏补贴政策。近年来受光伏发电成本持续下降等因素影响，各国的FIT和净计量电价制度正逐步削减和取消。光伏补贴政策的调整促使用户改变以往将电力上网的获益方式，而更倾向于将多余电力储存自用，从而节省电费支出。

　　电力市场化改革是世界电力发展的共同趋势，在自由化的电力市场中，储能资源可参与现货市场、辅助服务市场等多个电力市场并获取收益。随着全球电力市场化进程的持续推进，储能系统在市场应用中可以获得更高的基础价值，从而推动储能商业化、规模化发展。

　　此外，在日渐兴起的能源互联网中，由于可再生能源与分布式能源在大电网中的大量接入，结合微网与电动车充电设施的普及应用，储能技术将是协调这些应用的至关重要的一环，储能环节将成为整个能源互联网的关键节点。能源互联网的兴起将显著拉动储能的需求，助推储能产业实现跨越式发展。

　　近年来，各国纷纷出台支持政策推动储能产业发展，为储能的大规模商业化应用创造了良好的市场机遇。

　　各国发展储能相关政策主要集中在以下几个方面：在储能尚未推广或刚刚起步的国家或地区，发展储能逐渐被纳入国家战略规划，政府开始制定储能的 发展路线图；在储能已具备一定规模或产业相对发达的国家或地区，政府多采 用税收优惠或补贴的方式，以促进储能成本下降和规模应用；在储能逐步深入 参与辅助服务市场的国家或地区，政府通过开放区域电力市场，为储能应用实 现多重价值、提供高品质服务创造平台。 B、全球电化学储能应用分布 从全球已投运电化学储能项目在电力系统中的应用分布看，根据CNESA 的统计，2021年全球新增新型储能项目中，按照接入位置划分，电源侧、电网 侧和用户侧中的新增装机占比基本都在30%左右，相对比较均衡。 2021年全球新增投运新型储能项目应用分布数据来源：CNESA

　　根据CNESA的统计，截至2021年，全球电力系统中已投运新型储能项目累计装机规模排名前七位的国家分别是美国、中国、韩国、英国、德国、澳大利亚和日本，主要分布在北美、亚太和欧洲。上述国家2021年新增装机规模合计8.6GW，约占全球新增装机总量的84%。

　　截至2021年储能装机规模排名前列的国家数据来源：CNESA ②中国市场发展概况 A、电化学储能新增装机突破GW，迈进规模化发展阶段 与全球市场类似，电化学储能技术在中国同样连续多年保持了快速增长的 态势。根据CNESA的统计数据，近五年中国新型储能项目新增装机规模由 0.1GW增加至2.4GW，年均复合增速达88%。截至2021年，中国电力系统中 已投运新型储能项目累计装机规模为5.7GW，同比增长74%。 中国电力系统新型储能装机规模数据来源：CNESA

　　总体来看，我国电化学储能装机规模尚小，这与其仍处于产业规模化发展起步阶段相关。我国新型储能市场大致可分为四个发展阶段：一是技术验证阶 段（2000~2010年），主要是开展基础研发和技术验证示范；二是示范应用阶段 （2011~2015年），通过示范项目开展，储能技术性能快速提升、应用模式不断 清晰，应用价值被广泛认可；三是商业化初期（2016~2020年），随着政策支持 力度加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透，储能装机规模快速增加、商 业模式逐渐建立；四是产业规模化发展阶段（2021~2025年），储能项目广泛应 用、技术水平快速提升、标准体系日趋完善，形成较为完整的产业体系和一批 有国际竞争力的市场主体，储能成为能源领域经济新增长点。 中国新型储能产业发展历程数据来源：CNESA

　　根据CNESA的数据统计，截至2021年，从中国累计投运的新型储能项目的应用分布上看，无论是累计装机规模还是新增装机规模，电源侧继2020年首次位列第一之后，2021年继续保持装机规模第一的位置，所占比重均超过40%。截至2021年底，电源侧的累计装机规模超过2.5GW，同比增长65%，其中，新增投运规模超过1.0GW，同比增长2%。

　　2021年新能源配套储能（含光储、风储和风光储）场景的装机规模继续保持2020年高速增长的势头，累计投运规模首次突破GW，达到1.6GW，同比增长83%。新增投运规模超过700MW，是2020年同期的1.2倍，主要分布在内蒙古、山东、湖南和安徽，四个省份新增投运新能源配储场景规模占国内新能源配储总规模的64%。

　　2020年累计投运规模的近1.5倍，接近60%的新增装机来自于独立储能场景，该场景中绝大部分项目均为共享储能模式。此外，近两年多站融合场景的项目有不断增长的趋势，一般通过改造现有变电站或新建变电站的形式，再根据实际情况融入储能站、数据中心、通信基站、电动汽车充电站、新能源电源站等，形成多站合一，既可以提高现有变电站的利用率，也可以拓展新兴业务，实现能源流、业务流和数据流的融合，以及各利益相关方的共赢。

　　截至2021年用户侧累计装机规模为1.7GW，同比增长51%。2019年以

　　前，用户侧新型储能市场累计装机占比长期占据国内市场最大比重，基本都在50%以上；近两年来，随着新能源配储和独立储能的规模化发展，用户侧储能585.4MW，同比增长78%，主要分布在工商业、产业园、电动车充电站和港口岸电等场景。从地区分布上看，无论是累计规模还是新增规模，江苏和广东都是用户侧大省，二者的市场份额基本保持在20-30%。技术路线上，早期由于锂电池的成本和寿命优势不明显，主导技术为铅蓄电池；近年来随着锂电池成本的快速下降以及循环寿命、能量密度等性能参数的大幅提升，使其逐渐在国内用户侧储能市场中占据主导地位，累计装机占比接近75%。

　　根据CNESA的统计数据，截至2021年中国已投运新型储能项目分布在全国30多个省市，累计装机规模达到百兆瓦级以上的省份数量达到15个。2021年，中国新增装机规模排名前5位的省市分别为山东、江苏、广东、湖南和内蒙古，合计约占2021年新增装机总规模的70%。

　　除应用于电力系统外，储能在通信基站、车载储能、移动储能、数据中心和UPS等领域可作为备用电源，不仅可以在电力中断期间为通信基站等关键设备应急供电，还可利用峰谷电价差进行套利，以降低设备用电成本。此外，储能应用于轨道交通可实现列车再生制动能量的高效利用，应用于人工/机器智能可为机器人系统供电，应用于军事领域可保障高性能武器装备的稳定运行等。

　　根据高工产研锂电研究所（GGII）的统计数据，2020年中国通信储能锂电池出货量达7.4GWh，2017-2020年年均增长63.3%。据工信部统计，截至2020年底我国已建设超过71.8万个5G基站，占全球比例约70%，预计未来比例继续维持。因此，预计未来几年将是我国5G基站带来的备用电源储能需求爆发期，新增通信储能装机规模将进一步扩大。

　　自2010年中国移动首次招标采购磷酸铁锂电池以来，锂电池在移动通信基站中的应用不断增多，但总体规模较小，成本较低的铅酸电池占据了大部分市场份额。近年来，随着锂电池价格下降接近铅酸电池价格，在中国通信运营商等企业的主动推动下，锂电池的渗透率正快速上升。

　　中国通信运营商自2018年开始正式批量采购通信后备锂电池，此举标志着前几年的通信锂电的试水期已经完成，后续通信后备电池将大规模锂电化。未来中国通信储能锂电池市场将继续快速增长，增长驱动力主要是锂电池价格下降、5G基站建设以及海外需求增多。基站建设方面，随着5G网络的快速发展，站点功耗倍增，需要能量密度更高的储能电池系统，锂电池恰逢其时。海外需求方面，随着东南亚、南亚等地区市场经济的发展，其国内在铺设通信设施时，因电力较稀缺，通常采用高容量高倍率的通信锂电池，预计海外市场需求将随着4G基站建设而快速增加。

　　近年来，在手机、平板电脑等移动智能终端应用程度不断提高的同时，寻求自由、亲近自然的户外生活亦成为趋势，户外用电的市场需求日益增加；此外，由于全球气候变化，近年来自然灾害呈现多发态势，严重影响全球供电稳定性，应急备用电源已逐步成为家庭生活中的重要备用品。在过去，户外及应急情况下的电力供应主要系由小型燃油发电机提供，但燃油发电机噪音大、操等清洁能源技术衍生出的移动储能行业逐步兴起，移动储能产品开始逐步应用 于户外活动、家庭应急等众多场景。 根据中国化学与物理电源行业协会的报告数据，全球移动式储能行业的市 场规模已由2016年的0.6亿元快速提升至2020年的42.6亿元，年均复合增速 高达190.28%；预计到2026年市场规模将达到882.3亿元人民币，年均复合增 长65.72%。移动储能行业将继续维持快速增长趋势，市场发展潜力巨大。 全球移动式储能市场规模及预测（亿元）数据来源：中国化学与物理电源行业协会

　　公司专注于锂电池储能应用超过十年，是国内较早成功研发磷酸铁锂储能电池系统解决方案，并率先实现规模化生产和批量应用的企业。秉持产业链垂直布局和关键技术自主研发的经营理念，公司逐步掌握磷酸铁锂电芯、模组、电池管理系统及储能系统集成等全产业链核心技术。公司以市场需求为导向，将取得的科技成果与产业深度融合，形成契合市场需求、符合行业发展趋势的产品体系，可广泛应用于电力系统的发、输、配、用等环节以及通信基站、车载储能、移动储能等场景。

　　公司将取得的科技成果应用于主要产品中，对于持续提升产品性能和品质、丰富产品布局、降低生产成本具有关键性的作用，是公司核心竞争力的重要组成部分，也是公司产品销售得以持续增长的基础。公司核心技术及其在具体产品中的应用情况详见本报告“第二节发行人基本情况”之“五、科技创新水平以及保持科技创新能力的机制或措施”之“（一）公司科技创新水平”。

　　（四）发行人的市场地位、技术水平及特点、行业内的主要企业及发行人竞争优劣势、行业发展态势以及面临的机遇与挑战

　　公司是行业领先的储能电池系统提供商，在全球电化学储能市场中具有较高品牌知名度和较强市场竞争力。

　　在家用储能领域，根据IHS的统计数据，2019年公司自主品牌家用储能产品出货量约占全球出货总量的8.5%，位居全球第三名，第一、二名企业分别为特斯拉和LG化学；2020年和2021年，公司自主品牌家用储能产品出货量分别约占全球出货总量的12%和14%，均仅次于特斯拉，位居全球第二名。

　　在通信备电领域，公司于2010年推出首款通信备电产品，是国内最早开展锂电池在通信基站领域应用研发的企业之一。报告期内，公司为全球领先的通信设备制造商中兴通讯提供通信基站后备锂电池。

　　除家用储能和通信储能市场外，公司产品亦在国内外工商业、微电网、离网系统、发电及输配电、车载储能、移动储能等场景实现商用，积累了较为丰富的产品应用经验，其中典型应用案例如下表所示：IM电竞 IM电竞平台IM电竞 IM电竞平台