主要观点总结
文章主要介绍了公司是一家专注于电化学储能系统解决方案与技术服务提供商的情况，公司高管团队多为技术出身，且具备行业资源，受益于国内储能市场爆发，公司收入持续增长，毛利率稳定，净利率提升。国内储能需求稳健增长，海外储能需求爆发，技术上储能系统一体化成为趋势，价格上市场分化明显。公司聚焦储能业务，聚焦研发创新，持续拓展海外市场，营业收入和业绩持续增长，净利润增速高，具有核心竞争力，公司估值合理，值得投资者关注。但需注意行业竞争加剧，国际贸易及行业政策变动，全球化拓展不及预期等风险。
关键观点总结
关键观点1: 公司概况
公司是一家电化学储能系统解决方案与技术服务提供商，拥有强大的技术背景和专业团队，受益于国内储能市场爆发，公司收入持续增长，毛利率稳定，净利率提升。
关键观点2: 储能需求
国内储能需求稳健增长，海外储能需求爆发，技术上储能系统一体化成为趋势，价格上市场分化明显。
关键观点3: 市场拓展
公司聚焦储能业务，聚焦研发创新，持续拓展海外市场，营业收入和业绩持续增长，净利润增速高，具有核心竞争力。
关键观点4: 估值与投资建议
公司估值合理，值得投资者关注，但需注意行业竞争加剧，国际贸易及行业政策变动，全球化拓展不及预期等风险。
正文
立足储能技术，坚持研发创新。
截至2024年6月30日，研发人员共254人，占员工总数比例28.64%。2024H1研发费用投入11696.80万元，研发费用率3.17%。同时公司牵头成立了北京市未来电化学储能系统集成技术创新中心，建立了电化学储能系统博士后科研工作站，企业深度融合上下游企业、高等院校，形成了长期而稳定的产学研用合作新模式。公司将持续加强在储能系统数字化应用、软硬件技术创新及协同和全场景融合等方面的技术创新和研发投入，在储能技术领域保持全面领先地位，推动产品快速迭代以满足市场及客户需求。
专注储能系统生产研发，募投项目赋能公司发展。
公司本次募集资金围绕公司主营业务和未来发展战略，计划用于年产2GWh储能系统生产建设项目、储能系统研发及产业化项目、数字智能化实验室建设项目等，以进一步加强公司在技术研发和产品创新方面的领先地位，实现公司业务的全面发展深化。在产能提升方面，公司计划持续提高绿色智能制造的生产能力和一站式产品的交付能力；在技术创新方面，公司将以数智化储能集成技术为核心，全面推动新型储能技术的创新与应用。本次募投项目的实施，有利于增强公司的竞争力，保持市场领先地位，促进公司健康快速发展。
营收和业绩持续高增，储能系统销量稳健增长。
随着我国储能行业逐步进入规模化快速发展阶段，公司凭借技术研发和生产销售的行业领先优势，储能系统销量持续增长，主营业务呈现高速增长态势，2021-2023年公司营业收入复合增长率达188.7%；归母净利润复合增速达616.52%。2024年受国内储能售价影响增速放缓，但由于销量大幅增加，整体仍保持稳健增长。2024年1-9月公司业务规模以及盈利空间较上年同期均有所增加，扣除非经常性损益后归属于母公司股东的净利润为3.1亿元，同比增长88.84%，盈利能力大幅提升，经营业绩呈快速增长趋势。
毛利率水平总体稳定，净利率整体呈增长趋势。
2021-2024H1公司毛利率总体稳定在20%左右，主要是公司的储能系统等核心产品客户结构优异，毛利率仍保持在较高水平；随公司规模扩大，费用率明显下行，2022-2024H1期间费用率保持在10%以内，因此在行业毛利率持续下降的背景下，仍能保持突出的盈利，净利率由1.8%提升至7.6%，整体呈现增长态势。
24年国内储能装机创新高，招标+70%定调25年增长。
根据CNESA，24年国内新增新型储能投运装机规模 43.7GW/109.8GWh，同比增长 +103%/+136%，其中独立储能占比达99.1%，大容量能源服务、支持可再生能源并网、用户能源管理服务是各应用领域最主要的服务。根据我们不完全统计，我国大储24年1-12月招标116.0GWh，同增69.1%，中标105.6GWh，同增75.6%，为25年增长定调。
光储价格双降，带动收益率跃升。
2024年光伏及储能系统价格持续下行，截至2024年12月11日，182版型Topcon价格仅为0.71元，较22年12月高点降幅约60%，考虑光伏系统价格2.5元/W，户储PCS价格0.8元/W，户储电池约1元/Wh，光伏年利用小时数1200h，5kW+10kWh光储系统在0.5元以上电价水平下，回收期在9年以内，基本实现光储平价。组件及储能成本双降，以山东市场为例，测算结果为30%/2h光储系统IRR自23年底的8.8%提升至12%，共享储能自6.8%提升至22%。
各级政策陆续颁布，支持①配储比例提高②长时储能规模化发展。
研究发现，国内储能有两大趋势：（1）配储比例提升：24年山东、河北、河南、江苏等地配储要求提升，对应25-26年投运的风光项目，配储比例基本均提升至15%以上，提升配储比有助于提升光伏余电消纳能力。（2）配储时长提升：根据CNESA，2024年中国新增投运新型储能2-4h时长项目占比达到80%，新增项目（含运行、规划、在建）中，2-4h项目数最多，其次是4h+项目，同比增长45%，显著提升，我们认为2025年配储时长将继续提升。
现货交易和容量租赁有望推动储能自发性增长。（1）现货交易区域不断扩大。
6月17日山东电力现货市场转入正式运行，全国目前共有15个省开展现货结算，其中山西、广东、山东是正式运营，其他省份处于试运行或调试运行阶段。
（2）多地出台容量补偿政策。
近年来多地出台的储能容量租赁专项政策，通过指导价及租赁期限要求形式，为独立储能电站提供“保底”收入；如以2h储能系统考虑，则以上地区的容量租赁指导价换算到功率计量，范围为75-400元/kWh·年，平均值为185元/kWh·年。
配储实际使用率较低，新能源配储<独立储能<工商储：
国家电化学储能电站安全监测信息平台发布了《2023年度电化学储能电站行业统计数据》，23年新能源配储新增8.3GW，占比46%；电网侧9.6GW，占比53%；工商储0.2GW，占比1.2%。其中2023年，新能源配储平均利用率指数17%，年运行小时数797h；独立储能平均利用率指数38%，年运行小时数953h；工商储利用率指数65%，年运行小时数5303h。
国内配储追求低成本而非性能，随独立储能占比提升有望改善。
目前由于配储收益机制尚未完善，配储仍为成本项：以山东项目的理想状态为例，我们测算10%/2h下，IRR为15.1%，低于纯光伏的16.5%。由于国内储能多为强制配储，为节省投资成本，储能系统多为价低者得，价格竞争激烈，Q2末价格基本稳定为电芯0.3-0.35元/Wh，储能系统0.6元/Wh，远低于海外1元/Wh。随未来配储收益机制完善，独立储能占比提升，国内储能系统价格或有所回升。
我们预计25年国内新增储能装机同比增长25%至114GWh。
大储贡献主要增量，2024年国内光伏大电站装机同增约25%，而储能功率配比提升2pct至20%，配储时长提升0.4h至2.5h，我们预计大储装机超过70GWh，同比增约80%；2025年光伏新增装机速度将放缓，新增装机超140GW，功率配比提升2pct至22%，配储时长提升0.2h至2.7h，新增大储装机约83GWh，同增14%。
欧洲大储占比低，英国意大利蓄势待发。
欧洲2023储能总体装机17GWh，其中大储装机3.6GWh，仅占比21%，以英国为主，意大利、德国市场爆发在即。欧洲大储50-60%集中于英国市场，而随着英国备案量创新高、意大利ANIE进一步上修全年大储并网指引、德国《电力储能战略》拟从制度上改变德国现状，成长空间打开。我们认为2025年英国大储将继续高增，意大利将开始贡献明显增量，大储开始爆发。我们预计2025年欧洲光伏配套储能装机30GWh，同比+72%，其中大储将贡献主要增量，装机达到17.7GWh，同比+139%，多点开花。
