全球能源结构转型，大型储能进入快速发展期
全球储能装机快速增长，以锂离子电池为代表的新型储能贡献主要增速
全球能源结构转型带动储能需求，全球储能市场方兴未艾。全球能源转型升级的大背景下，新能源发电比重持续加大，由于风电、光伏等可再生能源发电的随机性、间歇性、波动性等问题，为电网的稳定性带来了挑战，储能作为能有效保障电网的稳定运行的系统越来越得到全球各国的青睐。根据CNESA的数据，2021年以前全球每年的储能项目新增装机规模基本维持在6GW左右，而2022年分别新增装机达到30.7GW，同比增长99.35%，连续两年迎来增速100%左右的大幅增长。但是从累计装机情况来看，截至2022年底全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，与全球风电光伏累计约2000GW的装机相比，仍处于发展初期。
抽水储能是最主要的储能形式，以锂离子电池为代表的新型储能占比提升较快。根据技术类型的不同，以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能，不同储能技术具有不同的内在特性，抽水储能凭借着其发展较早、容量大的优势目前占据主要的装机规模，截至2022年底全球抽水蓄能的累计装机占比达到79.3%，值得注意的是抽水蓄能累计装机占比首次低于80%，与2021年同期相比下降6.8pct，与之相对应的是以锂离子电池为代表的新型储能占比的提升，截至2022年底新型储能的累计装机占比达到19.3%，相比2021年同期上升7.1pct。
新型储能继续高速发展，贡献新增装机的主要份额。以锂离子电池为代表的新型储能凭借着能量密度高、项目周期短、响应快、受地理环境限制小等优势近几年增速明显，2022年全球新型储能新增装机达20.38GW，同比增长99.01%，占全年储能新增装机的66.39%，贡献了主要新增装机份额，2017-2022年的年平均复合增长率达到86.06%，保持高速增长。截至2022年底新型储能的累计装机达到45.75GW，同比增长80.36%。
分地区来看，中、美、欧为全球三大储能市场。中国、美国、欧洲是储能三大主力市场，三地区2022年合计新增投运项目规模占全球的86%，比2021年同期上升6pct，其中中国首次超过美国成为全球最大的储能市场，占比36%；欧洲和美国紧随其后，分别占比26%和24%。
国内储能保持高速增长态势。根据CNESA的最新数据，2022年中国新增投运电力储能项目装机规模达到16.5GW，同比增长114.29%，累计装机规模59.8GW，同比增长38.11%，占全球市场总规模的25.21%，成为世界储能产业的中坚力量。
中国储能形式齐全，结构与全球类似。从各种储能形式的占比来看，国内的结构与全球基本一致，截至2022年年底国内抽水蓄能累计装机占比同样首次低于80%，与2021年同期相比下降9.2pct；新型储能继续高速发展，累计装机占比达到21.9%，同比提升9.4pct。此外，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等其它技术路线的项目，在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。
国内新型储能装机快速发展。根据CNESA的最新数据，2022年国内新型储能新增规模创历史新高，达到7.35GW，同比增长200.35%，累计装机达到13.08GW，同比增长128.23%。进入到2023年，国内新型储能装机继续延续高速增长态势，根据国家能源局的数据，2023年上半年新投运新型储能装机规模约8.63GW。
大型储能具备B端属性，中国和美国是主要市场
大储面对toB市场，涵盖工商业储能和表前储能两大类。按照储能装机的场景可以分为发电侧、电网侧、用户侧，其中发电侧和电网侧可以统称为表前储能，用户侧又可成为表后储能并且按用户的类型不同可以再分为工商业和户用储能。从产品形态上来看，表前储能和工商业储能较为相似，均以集装箱的集成形式交付给客户，并且系统组成大致相同，都需要配套设施如温控设备、消防设备等，终端客户为大型电力公司或工商企业，主要通过集采、招标等形式直接进行销售，B端属性较强；而户用储能终端客户为分散的居民家庭，主要通过当地化的经销商、安装商网络进行销售，具备一定的C端属性。
我国作为世界第一大储能市场，应用场景主要集中在发电侧和电网侧。从2022年已并网项目的应用领域来看，可再生能源储能项目和独立式储能项目贡献了绝大多数增量，分别占比达45%和44%，用户侧储能项目仅占比10%，但其中还包括3个10小时铅炭储能项目。
欧洲虽然作为全球三大市场之一，但是新增装机以户储为主。根据CNESA的最新数据，2022年欧洲新增装机规模突破5GW，其中七成装机来自家储领域。受俄乌冲突影响，欧洲能源危机加剧，天然气以及石油价格大幅上涨，导致欧洲多个国家居民电价上涨3倍以上，叠加补贴政策激励效应，导致欧洲家储市场规模激增。应用模式上，家储系统几乎已成为屋顶光伏的标配，以德国为例配置比例高达70%。
政策驱动+经济性提升，双轮驱动国内大储进入高速发展期
表前市场：强制配储形成刚性需求，政策推动电网侧独立储能发展
政策要求新能源发电强制配储，形成储能发电侧刚性需求。为促进新能源配置储能、减小新能源项目对电网消纳能力的冲击，2021年国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。在中央政策的指导下，各地有关部门因地制宜推出强制配储政策文件，促进新能源配置储能，通过要求依据新能源装机规模配备一定规模的储能形成大储装机刚需。当前，全国已有多个省区公布配储政策，大部分省份配储比例在8%-30%之间，配置时长1-2小时为主，最高可到4小时。
政策上修推动新型储能参与电网辅助服务，鼓励发展独立电站新商业模式。由于在表前市场强制配储的盈利模式相对单一，为提高新型储能的收益，探索新的储能发展模式，2022年5月两部委印发的《“十四五”可再生能源发展规划》明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰、充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，2022年11月国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，首次在全国层面提及推进电力现货市场，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。经过2021年的探索、2022年调峰示范项目的实践，在各地政策的助推下，独立式储能电站已经形成了较为稳定的商业模式，现货市场+辅助服务+容量补偿的收入模式将带动国内储能行业向健康化发展。
共享储能有助于解决表前储能的痛点，加快储能商业化进程。共享储能本质上为独立储能运营的一类商业模式，是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式。在共享储能模式下，业主无需承担建设储能电站成本，只需每年支付租赁费，有利于减轻一次性投入的资本开支缓解资金压力。另外，共享储能电站一般单体规模较大，对电网调度指令的响应能力更强，在电力现货市场、调峰调频市场中具备更强的竞争力，若考虑容量租赁和调峰辅助服务的收益，共享储能电站的经济性较好，收益可观，有利于推动源网荷各端储能能力的全面释放。
独立储能电站经济性可观。我们以湖南省的实际情况为例，来测算独立储能电站的经济性，在目前的各种条件下，湖南省独立储能电站的全投资税后IRR达到9.60%，具有客观的收益性。1）容量租赁收入假设：参考湖南省的城步儒林100MW/200MWh储能电站项目已经签订的容量租赁合同，湖南省的容量租赁价格为448元/kw*年。2）电力辅助服务收入假设：电力辅助服务包括为电网公司提供调峰、调频等服务，按照每次调用规模及调用次数，电网公司给储能电站支付费用。参考湖南省的现行政策以及城步儒林100MW/200MWh储能电站项目的运行情况，假设一年调用330天，每天一次充放，调用费用为每次400元/MWh。
表后市场：峰谷价差持续拉大、经济性提升，工商业储能从0到1需求逐步启动
工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储充一体、微电网等。通过削峰填谷为企业节约用电费用，或安装储能作为备用电源使用。光储充一体主要应用于提高分布式光伏自发自用率、平抑充电桩冲击。微电网分为离网型和并网型两种，储能可以平滑新能源发电和作为备用电源使用，也可以实现能源优化和节能减排。
多省份实行午间谷段电价，具备“两充两放”条件。除了峰谷价差拉大外，浙江、广东、海南等省份的分时电价每天设置了两个高峰段，即可用工商业储能系统在谷时和平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现每天两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短成本回收周期。截至2023年7月底，全国已经有10个省份部分月份中午出现谷电。
峰谷价差拉大+“两充两放”，工商业储能经济性提升明显。根据搜狐网的报道，以嘉兴一家实际运行的工商业储能电站为例，该电站的装机功率为105kW，电池容量为215kWh，总投资约为40万元，实行“两充两放”的策略，在实际运行中总计415kWh和373kWh的充放电量，其综合效率为89.9%。若以浙江电网代理购电电价为基础，每日该工商业储能电站的收益约为350元，考虑到用电企业节假日的用电需求，每年约11万元。考虑到电池衰减、税费、运维等成本，该电站的静态投资回收期约为4.5年，经济性提升较为明显。
地方规划+大储招标翻倍增长，支撑国内大储中长期需求
多地制定“十四五”新型储能发展目标，国内大储进入规模化发展阶段。据储能电力说公众号的统计，截至目前我国已有25个省/自治区发布了“十四五”新型储能发展规划及具体目标，预计到2025年新型储能新增装机目标达到67.85GW，其中青海、甘肃、山西的储能规模最大，预计新型储能装机将达到6GW；山东、宁夏和内蒙古紧随其后，预计新型储能装机将达到5GW。新型储能装机目标的确立，有利于调动各方投资积极性，促进稳投资稳增长，增强发展后劲，我国新型储能进入规模化开发阶段。
国内大储招标容量提升明显，23年储能装机有望加速向上。根据储能与电力市场公众号的统计，2022年中国储能市场共计完成超300次投标工作，涉及278个项目，总容量44.05GWh，其中集中式框架采购和独立储能为主要项目类型。2023年1月-7月储能累计投标规模为达到15.81GW/39.94GWh，已经接近去年全年水平。完成招标意味着储能项目随后进入实质性的建设阶段并有望在短期内投运，2023年中国储能装机容量有望加速上行。
美国市场商业模式清晰，政策补贴进一步改善盈利
美国电力市场机制完善，电化学储能发展较早
美国电力市场机制完善，储能参与辅助服务市场发展较早。自2007年起，为促进储能参与电力市场，美国多次完善电力市场交易机制。从FERC890法令到FERC841法令，美国已明确储能可与其他表前市场主体共同参与电力批发市场竞争，允许储能公平参与各类辅助服务市场投标竞争，给储能带来了更广阔的市场空间。目前美国已经形成了现货电力市场套利、辅助服务市场和容量电价等储能电站的主要收益模式。
从装机区域看，加州与德州为储能主要装机区域。截至2022年年底，加利福尼亚州储能累计装机容量达到4.94GW，处于美国电池储能的领头羊地位。在建项目方面，2022年年底美国储能在建项目总量为16.71GW/45.64GWh，其中加利福尼亚州以5.85GW的在开发项目处于领跑地位，紧随其后的德克萨斯州拥有3.80MW在建项目，两洲合计占比达到57.75%，是美国储能市场最主要的区域。
能源结构变化及电网设施老旧升级困难，催生储能装机需求
美国大储以光伏配储为主，可再生能源的大量装机需求为储能奠定发展根基。美国拜登政府计划于2035年实现100%摆脱化石燃料依赖的能源目标，同时进一步明确2030年清洁能源使用占比将升至80%。而美国能源署公用事业发电数据显示，2022年美国公共事业可再生能源发电量为9,130亿kWh，仅占总发电量的21.50%，因此美国可再生能源发电仍有较大的增长空间。为解决新能源发电的消纳问题和带来的电网安全隐患，风电或者光伏配备储能安模式日益成熟，为储能市场的发展壮大奠定根基，截至2022年底接近70%的在建储能项目是与风电或者光伏搭配安装。
美国电网老化严重切改造成本高，各州协调难度高导致投资意愿较低。美国大部分电网建于1960年代和70年代，目前超过70%的电网使用年限已超过25年、进入寿命后半段，部分设施有超过百年历史，老化严重可靠性较差，电线/变压器等电网设备亟需升级更新，以承受并适应极端天气与更高的风光发电量。并且新能源发电如风力发电多建设在风力较强、人迹罕至的地带以保证发电量，需要电网增容的同时拉长输送距离，电网投资成本较高。但是在目前美国的电力系统制度下，电网公司相对较为独立、私营企业各自为政，电网维护、升级和区域间连接的责任由州和地方监管机构、公用事业公司以及电网运营商共同承担，因此各州之间电网规划沟通效率低下，协调难度较高，过去十年基本没有新建任何一个大型地区间电网互联项目。
ITC政策激励延长，补贴进一步激活储能放量
储能税收减免提升至以30%为基础，经济性进一步提升。此前的ITC政策税收抵免的基础额度为26%，现在在满足工资和学徒要求后，基础抵免可以达到30%，另外，如果同时能够满足其他条件，例如本土制作、位于能源社区等可进一步提升抵免的额度，储能电站的经济性得到进一步提升。
美国储能电站经济性可观。2019年在ITC税收减免30%的大背景下，加州（CAISO）地区一个100MW/100MWh的独立电站的IRR水平可以达到35%，而德州（ERCOT）地区一个100MW光伏+50MW/200MWh的光储电站的IRR水平有7.7%，均保持较为可观水平。随着ITC减免比例的提升以及储能电站成本的下降，我们预计美国储能电站的经济性水平有望维持较高水平。
美国大型储能有望迎来大跨步发展。根据WoodMackenzie数据预测，美国2023年电网级储能新增装机规模有望实现翻倍增长，2023-2027年美国新增储能装机规模将达74.3GW/232.0GWh，其中大储为装机的主要增量市场装机，约占总容量的81%。
产业链：参与者众多百花齐放，竞争加剧行业将迎出清
大型储能产业链整体围绕电池开展。主要包括上游原材料及零部件的供应商，中游的电池组、储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统（EMS）四大部分以及其他设备和系统集成，下游主要应用在发电侧、电网侧、用户侧三大领域。
储能电池与PCS是储能系统的核心环节，成本占比较高。一个储能系统运作的核心是充放电，因此电池是其中的核心，也是成本占比最高的部分，以湖南省城步儒林100MW/200MWh储能电站为例，其电池成本占比超过60%。其次是作为储能电站和电网枢纽的PCS，占比约8.5%。
储能电池：竞争格局“一超多强”，行业持续向头部集中
储能电芯更加追求高长循环寿命和低成本，龙头企业优势持续巩固。与动力电池更加追求高安全性和高能量密度不同，储能电池更加注重长循环寿命和成本，通常动力电池的循环寿命在1000-2000次，而储能电池的循环寿命行标要求能够大于5000次，正在向7000-12000次迈进。另外，大电芯的成本更低、BMS管理精度更高、装配简化程度更高，因此大型化逐步成为储能电芯的重要发展趋势，众多电芯厂纷纷布局并量产280Ah电芯，持续推进电芯容量提升。长期来看，龙头企业凭借规模、产品性能以及先发布局的产品和渠道优势，有望保持份额稳固。
PCS：生产厂商与光伏逆变器高度重合，品牌+渠道为核心竞争力
储能变流器（PCS），又称双向储能逆变器，是储能系统与电网中间实现电能双向流动的核心部件，用作控制电池的充电和放电过程，进行交直流的变换，是电池储能系统的关键核心环节。储能变流器由功率、控制、保护、监控等软硬件组成，其主要功能包括平抑功率、信息交互、保护等，PCS决定了输出电能质量和动态特性，也很大程度影响电池的使用寿命。
系统集成&EPC：竞争格局较为分散竞争激烈，行业面临出清
温控系统：液冷渗透率有望提升，竞争格局初成型
锂电池对运行温度要求严苛，最佳工作温度助于锂电池提效增寿。锂离子电池工作性能对温度具有较高的依赖性，综合考虑锂电池的高效性和安全性，目前普遍认为锂电池可承受的温度区间分别为-40~60℃，最佳温度区间为10～35℃，过低的温度会导致电解液凝固，阻抗增加，过高的温度则会导致电池的容量、寿命以及安全性将大大降低。而当温度持续升高，电池内部热量无法及时消散而导致温度超过安全上限时，电池容量下降且可能出现鼓包变形，甚至进入热失控状态，产生安全风险。
储能温控技术多样，目前风冷和液冷技术较为成熟。当前储能温控技术包括风冷、液冷、热管、相变冷却。除了分隔室内外空间，保证室内温度区间此一基本功能外，目前储能温控设备的核心功能为通过主/被动热管理技术解决电池组工作发热的问题。当前储能系统热管理技术主要包括四种：1）空冷技术：以空气为介质的热管理技术；2）液冷技术：以液体为介质的热管理技术；3）热管冷却技术：基于热管介质蒸发/冷凝循环的冷却技术；4）相变冷却技术：基于相变材料相变过程产热/吸热的温控技术。其中，热管冷却及相变材料技术目前仍处于实验室试验阶段，并且技术实现难度比空冷和液冷更为复杂，成本仍较高，目前尚未用于电池储能系统，当前主流储能温控形式仍以风冷和液冷技术为主。
液冷可实现精准控温，实现全生命周期成本下降。相比于目前应用最为广泛的风冷系统，液冷系统在电芯寿命、运行能耗以及固定开支端具备显著优势，可以有效降低储能系统的全生命周期成本。从目前各大厂商的提出的方案来看，现有厂家的液冷方案较风冷方案可以实现电池寿命提升20%以上，能耗减少20%以上，保持电池温差处于3℃以内，以阳关电源发布的液冷温控为例，采用液冷方案课有效延长电池寿命2年以上，100MWh储能电站生命周期内可多放5300万度电，有效降低全生命周期的成本。
温控厂商纷纷切入储能温控赛道，市场格局初成型。由于温控的底层技术的同根同源性，其他行业的温控厂商纷纷抓住了储能温控的契机，相继切入储能温控赛道，抢占初期储能温控市场，储能温控市场格局初显。目前储能温控企业普遍从其他赛道切入，主要以精密温控企业、新能源车温控企业、工业温控企业为主。
干式变压器龙头企业，切入储能系统+数字化工厂赋能成长
受原材料价格上涨及疫情因素影响，公司盈利能力有所下降。2021年之前，公司毛利率基本维持在26%-27%，但是自2021年开始，公司受到铜、钢等上游原材料价格上涨、国内外疫情等因素的影响，各产品毛利率均有不同程度下滑，2022年公司整体毛利率20.29%，同比下降3.22pct。进入2023年随着原材料价格的稳定，以及公司产品在新领域方面的拓展，毛利率企稳回升，2023年第一季度公司整体毛利率22.69%，同比提升4.45pct，环比提升0.34pct。
干式变压器渗透率有望提升，布局储能与数字化工厂开启新成长
干式变压器产品具备竞争优势，下游客户均为行业优质企业。在新能源风能领域，公司是国内外少数可为风能领域生产风电干式变压器的企业之一，是全球前五大风机制造商的维斯塔斯（VESTAS）、通用电气（GE）、西门子歌美飒（SIEMENSGamesa）的风电干式变压器主要供应商之一。在高端装备轨道交通领域，公司具有较强的轨道交通领域定制化开发产品的研发设计能力，与中国铁路工程集团、中国铁道建筑集团、中国电力建设集团等大型国有控股企业建立了长期的客户合作关系。在节能环保高效节能领域，公司是国内前五大中高压变频器厂商的西门子（SIEMENS）、施耐德（Schneider）、东芝三菱电机的移相整流变压器主要供应商之一。
风机大型化及海风发展，推动干式变压器渗透率提升。风机大型化作为风电主要的降本途径之一，在过去几年成为风电行业的主要趋势之一。而过去大多数小容量的风电机组都使用外置于机舱外部的油浸式变压器，需要通过低压电缆将风机顶端发出的电能引至塔底，变流后再输往变压器，在机组大型化后电缆成本会增高。随着风电机组的大型化，将变压器上置于风机顶部或下置于风机底部可以节省大量低压电缆成本、减少低压电缆电损，也可以提高发电效率，这种将变压器和风机置为一体的方案需要采用安全性更高的干式变压器。另外，海上风电项目通常位于近海或滩涂，需要将变压器与风电机组集成，对安全性提出了防腐蚀、防潮、防火、免维护、安全、环保等要求，通常也会采用安全性更高的干式变压器。
储能业务高速增长，23年一季度所获订单已超2022年订单总额。公司2022年所获订单预计超过3亿元，主要客户为国家电投、中广核、国家能源集团等。据公司3月12日公告，3月1日至12日期间，储能系列产品所获订单达3.40亿元，已超过2022全年所获得的储能系列产品订单总额，呈现高速增长的发展趋势。
聚焦数字化团队建设，数字化整体解决方案新业务爆发式成长。经过10多年对数字化技术的研发及多年来大量项目的实施，公司数字化团队已具备数字化工厂规划设计、建设和运营的丰富经验和实施能力，公司数字化团队结合企业自身特点以及业内权威标准模型可以为装备制造、生物医药、物流仓储等众多企业提供定制化的数字化转型整体解决方案，主要服务类型涵盖数字化转型规划咨询、数字化工厂整体解决方案、数字化工厂自动化产线、数字化软件架构规划及业务软件实施、智能仓储及物流系统、智能充电系统、5G云化AGV产品七大主要服务板块，专注于数字化工厂整体解决方案的研发与业务开展，对外部企业提供研发、采购、生产制造、销售等全价值链的运营管理及数字化工厂的整体解决方案。公司截至2022年累计承接超3亿元数字化工厂整体解决方案业务订单，其中，公司承接的首单数字化工厂解决方项目顺利交付并完成验收，并得到客户的认可。
专注精密金属结构件，转型加码新能源、储能赛道
产品矩阵丰富，覆盖新能源汽车、储能等领域。公司目前的主要产品包括新能源汽车精密冲压模具和金属结构件、燃油汽车精密冲压模具和金属结构件、储能设备精密冲压模具和金属结构件、通信设备及其他精密冲压模具和金属结构件等。
期间费用率总体保持稳定，净利润波动后快速回升。整体费用率近年来基本维持稳定，其中研发费用率常年保持在4%左右，加之公司降本增效规划，管理费用下降致使2022年期间费用率降至10%以下，展现出公司优良的费用控制能力。归母净利润方面，由于受到原材料价格波动、疫情、外部经济形势复杂多变等多重因素的影响有所波动，2021年公司归母净利润仅为0.64亿元，同比下滑60.34%；但随后在2022年借助新能源赛道实现快速反弹，去年实现归母净利润2.57亿元，同比增长300.38%，预计后续将随着公司规模效应显现和产品结构升级盈利能力将进一步提高。
产品矩阵丰富，研发实力雄厚，布局储能结构件打开第三成长曲线
公司专利储备充足，技术创新确保业绩稳定扩张。公司自成立以来一直将提高技术研发能力作为提升公司核心竞争力的关键，经过多年的探索与实践积累，现已完成了模块化模具设计数据库系统开发、汽车覆盖件冲压模具先进设计制造技术研究与开发等前沿技术研究项目，并与下游核心运用领域紧密结合。在新能源汽车和动力电池领域，公司的技术先进性体现在自冲铆接(SPR)技术、热融自攻丝技术(FDS)技术、拼焊板技术、CAE模拟仿真技术等。截至2022年底，公司研发人员数量达307人，已取得专利超过500项，其中发明专利26项，展现出公司雄厚的技术实力。依托强大的研发能力有助于其紧跟市场需求，构筑产品核心竞争力保持合理的利润水平。
积极扩充产能加码，应对储能、新能源需求放量。目前公司在东莞、广州、常熟、天津、宁波、宜宾、墨西哥蒙特雷等地区拥有生产基地，其中现有产能光伏及储能逆变器结构件为18万台，汽车结构件115,000万件，动力电池箱体结构件35万套。为了抓住新能源行业发展机遇，增强市场竞争力，公司拟非公开募资不超过17.68亿元，用于储能、光伏逆变器及动力电池箱体项目产能建设和扩建，再加上公司其他的规划产能，全部在建及拟建产能光伏及储能逆变器结构件为35万台，汽车结构件57,850万件，动力电池箱体结构件192.5万套。
专注电力自动化三十载，22年计提商誉减值轻装上阵
产品矩阵日益丰富，新能源+环保双轮驱动。目前，公司已构建起多领域业务布局，产品及服务覆盖锂电池及其材料智能装备、光伏、风电、水电及多能互补等清洁能源控制设备、储能设备及系统、智能变配电设备及综合能源服务环保领域膜及膜装置、水利、水处理自动化产品及整体解决方案等，广泛应用于锂电池、锂电池材料生产、光伏、风电、水电、储能、电网、工商业、军工、水利、市政水处理等行业。
受业务结构变化和原材料价格上涨影响，公司整体盈利能力有所承压。整体毛利率方面，受到公司业务结构的变化、锂电池及其智能装备原材料成本上升等原因，整体毛利率有所下降，2022年公司整体毛利率21.93%，同比下降3.02pct，净利率方面受环保业务需求萎缩计提商誉减值原因出现较大幅度下滑。分产品来看，锂电池智能装备行业、水利水电行业市场竞争加剧，锂电业务针对下游宁德时代等客户公司议价能力不足，毛利率有所下滑，而变配电保护及自动化系统毛利率基本维持稳定。
发布股权激励与员工持股计划，绑定核心员工彰显发展信心。2023年2月22日，公司发布2023年限制性股票激励计划，拟向公司董事、高管层、核心骨干等授予限制性股票1000万，2023-2025净利润目标分别为2、3.5、5.5亿元。2023年3月6日，公司发布奋斗者第一期员工持股计划（面向董事、高管层等核心骨干），计划拟向持有人筹集资金总额不超过3250万元，总金额不超过6500万元。公司加码人才激励，以员工持股计划绑定核心员工，加强了公司的竞争力和凝聚力。
积极布局储能领域，发挥地方优势抢占湖南大储市场
凭借自身技术优势自主研发PCS、EMS等产品，前瞻性布局储能领域。公司自成立以来，一直从事电力系统自动化及信息化技术研究和应用，在发电、变电、配电等各环节都有着丰富的技术沉淀和经验积累。近年来，公司在已有技术优势及客户资源的基础上，逐步将业务拓展到新能源及储能领域，并不断加大新能源及储能领域的技术研发投入，目前已形成自主研发的能量管理系统（EMS）、多能物联协调控制器、储能变流器（PCS）及光储一体化等产品，能实际应用在电网侧与用户侧的储能项目上，为多能互补、源网荷储一体化等应用场景提供支撑与保障；同时也能为工商业用户侧“光伏+储能”完整产品和解决方案。
截止23年7月份在湖南省内拥有1.6GWh的电网侧储能电站项目。公司自持两个共200MW/400MWh湖南省内独立储能电站，其一是城步儒林100MW/200MWh储能电站，是国内首个由社会资本主导投资的电网侧储能示范电站，其二是冷水滩谷源100MW/200MWh储能电站。另外，公司还拥有1.2GWh的储备项目，将采取合作+EPC的方式进行项目运作。定增加码储能赛道。公司于2022年定增计划拟向境内自然人、机构投资者定增募资不超9.1亿元，发行数量为9834.73万股。拟投入5.5亿元用于储能电站建设项目，其中1.5亿元用于城步儒林项目，4亿元用于冷水滩区谷源变电站储能项目。拟9000万用于工业园区“光伏+储能”一体化项目，2.7亿元用于补充流动资金。公司产能的进一步扩张，有助于巩固、提升公司在新能源和环保行业的地位和份额，帮助公司进一步发展。
稀缺EPCO一站式电能服务商，资质规模持续升级
公司期间费用率稳中有降，盈利能力保持稳定。公司不断加强成本管控、提升经营效率，期间费用方面总体呈现下降态势。归母净利润方面，2022年在房地产施工下行导致回款速度拖慢和下游需求受疫情扰动等多重因素叠加干扰下，公司归母净利润达2.56亿元，同比下降14.95%，随地产行业回暖和疫情管控解除，23年净利润有望回弹。
一站式平台发展战略，开拓光储第二增长曲线
坚实立足江苏，业务辐射扩展。公司深耕江苏市场多年，在江苏地区拥有较好的品牌口碑和较高的行业知名度，现阶段公司不断推进核心业务发展、提升资质等级和丰富资质范围、加大开展省外分支机构建设等措施。在进一步巩固和增强公司在江苏省综合竞争实力的同时，依托技术水平、服务质量、管理效率等方面的优势，积极参与省外市场的竞争，业务逐渐从江苏常州拓展至上海、浙江、安徽、山东等地区，努力朝着全国性一站式（EPCO）供用电品牌服务商的战略目标持续迈进。
变频用变压器领先企业，技术领先经验丰富稳步成长
公司股权高度集中，股权结构稳定。截至2023年一季报，公司控股股东为谭勇先生，持有公司54.45%的股权。谭勇配偶宗丽丽持有公司2.30%的股权，谭勇、宗丽丽夫妇合计持股56.75%，为公司实际控制人。谭勇先生一直担任公司董事长，且谭勇及宗丽丽合计持有的股份占公司全部股份的比例一直在50%以上，除谭勇先生外，无其他直接持有公司5%以上股份的股东，公司股权高度集中，结构稳定。
公司营收快速增长，变压器是营收主力。公司2016年的营收为1.32亿元，2022年营收已达4.52亿元，复合增长达22.72%，呈现高速增长的态势。分产品来看，公司变压器是公司营收的绝对主力，长期营收占比在90%以上。
成本控制能力强，净利润稳步增长。期间费用率方面，近几年公司基本保持稳定，展现出公司优良的费用控制能力。归母净利润方面，公司整体上并未因疫情、管理费用增长等多重因素的影响而下降，呈现出稳步增长的态势。2022年公司实现归母净利润0.98亿元，同比增长15.72%。
变频用变压器领域经验深厚，凭借已有技术探索储能领域
智能电网设备+新能源+储能三箭齐发，储能业务发力助力成长
公司主要的产品有三类，智能电网设备，新能源充换电设备以及储能产品。其中，智能电网设备主要包括智能电气成套开关设备（智能低压、智能中亚、智能环网系列），智能电表和用电信息采集系统（智能电能表、采集终端、能效与配变终端）。新能源充换电设备包含充电桩（直流、交流、壁挂式、船用、电动行车用），换电系统（物流、矿山、站控），场站运营（出租车、公交车）。储能设备则包括储能模组、风冷、液冷PACK，储能系统，储能变流器，电池和能量管理系统等。
公司已走出2019年计提商誉减值影响，收入利润重回增长通道。随着电网投资放缓和锂电池隔膜业务发展受阻，公司2019-2020年营收两连降，并且2019年由于子公司辽源鸿图和南京能瑞表现远不及预期，计提商誉减值15.7亿元从而形成较大亏损。经过资产剥离以及电网投资恢复后，2021年公司实现营业收入10.74亿元，同比增加27.10%，恢复并超过2019年水平；实现归母净利润为0.32亿元，同比下降43.77%。2022年公司实现营业收入11.66亿元，同比增加8.53%；实现归母净利润0.48亿元，同比增加0.53%，公司的盈利能力正在重回正轨。
储能蓝海市场潜力较大，提前布局先发优势明显
积极布局储能业务，即将进入收获期。公司自2021年下半年以来积极布局储能业务，依托多年来深耕电网行业积累的技术优势，根据不同用户对储能产品的侧重方向等定制研发方向，采用磷酸铁锂电池储能技术，侧重于储能系统的整体集成和PCS双向储能变流器的自主研发和生产，拥有储能变流器、储能模组PACK、储能系统等在内的研发、设计、生产制造能力，产品及技术对标国内一线储能品牌，目前已与多家公司签订生产协议和订单。
积极布局产能，应对储能需求放量。2021年12月公司已完成长春基地500MWhPACK产线搭建，2022年公司控股子公司江苏冠华新能源在常州市投运了年产4GWh的自动化锂电池模组PACK生产线，待产线建设完成后，公司储能产品产能将达到4.5GWh。2022年至2023年6月，公司签订协议的明确在手订单合计金额已经达到6.19亿元。