基本情况：
1） 传统业务：公司原有的两块业务近几年保持相对稳定的增长，主要得益于四个方面的优势：
1产品技术优势。靠国家电网起家，国家电网对设备要求非常高。公司依托在电网领域多年研发和生产技术的积淀，已经建成了高效的技术研发和创新体系，不断实现产品、技术和业务的迭代升级，保持了较强的竞争力。同时，公司也承担和参与了多项国家、省级重点研发计划项目和行业标准的制定工作，核心技术骨干和团队也保持比较稳定的状态。
2渠道及资源优势。公司自2006年成立以来，在电网深耕十余年，与国网总部和近20家省网公司有着良好的沟通渠道，同时也与一些大型的央企、国企和地方市政单位、新能源企业保持着紧密的合作关系。
3先进的智能制造及区域协同优势。分别在长春、南京、杭州、常州拥有四大研发生产基地，拥有现代化的智能自动化生产流水线，配套国内外先进的生产仪器、检测设备，拥有高效的智能生产制造能力，在东北地区和江浙地区的市场份额非常稳定。在江浙地区的生产基地（南京、杭州、常州）具有非常明显的供应链及市场区位优势。后续公司将基于这四大研发生产基地，同时背靠控股股东所在地洛阳、河南，拓展全国市场，空间十分广阔。
4品牌优势。公司在电网体系中口碑和美誉度一直很高，各种抽检结果一直保持优良状态，历史业绩和资质排在国网体系供应商前列。公司一直是国网的A类供应商。整个A股做国网设备供应的上市公司大概有140多家，A类供应商大概只有十几家。
2） 储能业务：传统业务高速增长面临较大压力，面对储能市场巨大发展机遇，公司依托多年来在电力设备、新能源市场积累的研发、制造和管理经验以及市场渠道资源，从2021年下半年开始积极布局储能业务，寻找业绩增长的第二曲线。目前基本涵盖了除电芯以外的所有产品，比较齐全。长春研发生产基地研发的PCS、EMS和热管理系统、常州生产研发基地研发的BMS和派克，相关的产品正在进行检测认证，预计今年上半年可以实现批量生产。储能业务商业模式上，主推做设备配套，同时也做一些新能源电站的EPC和项目开发业务。场景和客户群体主要是工商业用户侧储能、新能源的光储、风储项目和共享独立储能项目
与同行业竞争对手相比有三方面优势：
1体制优势。二十大后更加强调国有经济为主的理念不能变。公司从2019年变为国有控股上市公司以来，政府和控股股东大力支持上市公司的发展。既有国有的背书，又有民营上市公司经营的灵活性，体制上优势很大，特别是项目开发的时候，在地方拿到了一些比较优质的新能源项目和指标。此外，控股股东国资持股成本相对较高，所以洛阳地方政府也正在竭尽全力，倾斜很多资源支持公司的发展，比如正在协助公司进入宁德时代在洛阳设立的生产基地、供应链体系。公司注册地是长春，长春市政府也提供了很大的支持，比如正在协助公司进入国家级电网电源建设项目。依托河南控股股东所在地政府和注册地长春市政府，预计会有更多资源对接上市公司。
2有技术积累，质量成本管控经验丰富。公司具有在很短的时间内以现有技术团队研发精密电力电子系统的能力，并且产品质量和成本都过硬。目前公司储能产品比较齐全，产品与产线、实验与检测环境同步开展，最大程度上降低产品研发周期。
3有市场渠道竞争优势。公司凭借多年来在电网领域的深耕，与国网总部和省网公司合作十分紧密，新能源项目的备案和入网环节几乎没有沟通成本。此外，公司长期做电网配电环节的一二次设备，配电端靠近用电客户，项目开发基础比较好、利润相对较高，盈利上比公开招标项目有优势。
3） 营收预测：基于上述优势，谨慎估计2023年营收将翻倍增长。
Q&A:
储能业务：
Q:储能目前在手订单、2023年进场及交付节奏情况？
A:公司从2021年四季度开始投入市场开发，2022年三、四季度签署具体订单。目前在手订单包括：风储80 MW，对应收入6.8亿元；光储150 MW，对应收入7.5亿元；工商业用户侧储能电站项目105 MW，对应收入1.9亿元。进入商务谈判的项目包括：与央企联合开发的黑龙江300 MW光伏电站项目、与吉林省政府联合开发的1 GW储能电站项目，合计收入27亿元。此外，公司还与中节能、中钢、国电投等大型央企合作开发储能电站项目。考虑到几个比较大的项目有跨期的可能性，力争所有项目在2023年一季度全部进场，开始确认储能、新能源业绩收入。
Q:储能业务毛利率、净利率水平？
A:毛利率15%-20%，净利率6%-9%。
Q:拿到的项目是洛阳、长春市政府帮忙争取的，还是公司自己出面谈的？
A:目前在手订单是利用原有的市场资源、客户基础，在浙江、江苏和黑龙江等比较有优势的区域自主开发获取的。河南控股股东所在地政府和注册地长春市政府也在帮公司实质推动参与一些大型的新能源项目，后续在河南和吉林也会有订单产生。
Q:逆变器、PCS等一季度才开始验证，交付上会不会有问题？公司产能是否能满足在手订单？
A:实验检测认证方面，Pack、BMS已经完成，BMS最近可以完成，其他产品基本在一季度都可以完成，3月份基本具备批量交付的能力。产能方面，Pack 2 GW产线正在安装调试，已经开始现场实施；PCS在长春已经完成1条产线的改造（2022年年中开始），产能500 MW，同时进行1-2条产线的改造，后续也有计划通过募投建设一个PCS智能工厂。对目前在手订单来说，交付（也有时间节奏）和产能都没有问题。
Q:公司大储利润率为什么比同行高？
A:一方面，这些项目是公司在优势区域利用产业资源和客户资源去自主开发的，通过开发获取订单，定价、付款条件等话语权较大；另一方面，在这些项目里公司自研程度较高，储能系统（除电芯）、CS系统、电控配电模块都是自主研发完成的。
Q:公司通过产业资源和客户资源拿到了一些储能的项目，产业资源和客户资源具体指什么？
A:公司在浙江有产业基地、强悍的市场和售前团队，浙江工商业用户侧储能电站项目服务的客户，基本是之前配电器设备客户资源的转化。风储项目是联合之前紧密合作的一些上下游供应商共同开发，非常有优势。
Q:公司已经拿到的工商业储能项目的毛利、净利和大储项目有什么区别？工商业储能业务盈利趋势什么样？
A:公司在浙江区域毛利、净利比大储要好。浙江峰谷价差较大、两充两放，削峰响应有补贴，宁波、杭州、温州等区域企业储能算作技改也有补贴，目前分布式电站有这三方面收益，整个底层资产收益率较高，设备、系统集成商、设备提供商盈利空间大。目前还是局部市场，2023年作为从局部市场变为全国市场的开端之年，盈利水平依旧有保障，但不会发生本质变化。
Q:从运营商角度，浙江工商业储能项目投资收益率是多少？
A:参考光伏5、6年之前的状态，项目全投资IRR普遍在15%-20%，资本金IRR会更高。
Q:浙江工商业储能模式后续会在全国铺开吗？
A:目前已经呈现出全国复制的趋势：1江苏峰谷价差虽逊于浙江，但也是两充两放，叠加持续用电紧张以及预期出台更多、更超预期的政策，江苏市场2022年基本开始放量；2广东2022年备案数量、进场实施投资建设的总量仅次于浙江；3年初以及2022年四季度，山东出台了很多相关政策，2023年山东、安徽市场也会爆发。
Q:山东某些分布式光伏项目已经强制要求配工商业储能，浙江也会这样吗？
A:山东以省为单位推进，江苏、浙江一些地市已经要求，如果没有配储或租用储能容量，不允许并网、备案。目前浙江独立储能租赁费用区间、波动较大，还需要再确认一下。
Q:公司后续储能业务更倾向于哪个区域？
A:对于不同细分业务，公司市场策略不同：1工商业用户侧储能业务非常市场化，主要服务一些当地国资上市公司、能耗比较大的民营企业。2023年除了在浙江、江苏、广东等分布式储能电站收益明显较好的省份（从浙江切入）布局外，也会在山东、安徽、陕西等出台鼓励分布式储能电站发展政策的省份发力；2大型储能电站、光储、风储项目，不拘泥于某个区域，会充分利用各种资源进行项目指标的开发。随着在手开发到的新能源项目的增多，如PCS、BMS等核心系统完成业绩积累后，会面向全国市场进行独立的、市场化的投标。
Q:立式液冷与传统液冷有什么区别？
A:目前风冷成本相对较低，但散热性较差、损耗大。整个行业液冷成本比风冷贵20%左右，但散热性好、损耗低、效率更高，越来越多的产品采用液冷的技术路线。比如功能性产品，对应20尺寸集装箱，风冷最大可以做到2 MW多，液冷最大可以3 MW多。目前这两种都可以交付。
Q:公司液冷与市场普通液冷比有什么优势？
A:目前没有与同行友商进行比较，公司2022年开始设计技术方案，内测时应该是按照相当或稍微好一点的参数去研发的。
Q:公司采购哪家电芯？采购不同厂商电芯对下游客户拿单有影响吗？
A:公司和多家电芯厂商都有实质沟通，也有意向协议签署，可以满足不同客户、不同投资业主对电芯的不同诉求。与宁德时代两个主体有具体沟通：与其溧阳生产基地在谈锁价锁量意向采购协议，如果量足够大，可能会进行公告披露；在实控股东协助下与其洛阳生产基地谈意向采购协议。此外，常州公司所在地常州市金坛区有很多电芯企业，如中创新航（储能产业基地在洛阳）、鹏辉、蜂巢等准一线、二线品牌，公司与这几家都在谈意向采购协议。
其他：
Q:今年传统业务利润率基本会回到10个点，公司对此怎么看？
A:公司对2023年传统业务盈利水平的修复非常有信心：1董事会自2021年换届以来，持续优化调整组织架构，提升产业板块管理效率；2新型业务在2021-2022年研发、销售投入比较大，2023年会有业绩确认，费用也可以得到有效控制；3国家电网在2023年招标放量，对应产品价格上涨。随着产品持续投入研发、谱系扩大、迭代更新，我们认为2024、2025年盈利水平还会进一步的提升。
Q:公司后续会有股权融资规划吗？大股东参与比例是多少？
A:目前已经和大股东具体探讨过再融资的具体方案。大股东参与比例主要取决于发行规模，发行规模又取决于股价表现。因为大股东目前持股成本较高，但持股比例不高，所以可能考虑在股价历史相对低位控制一下发行规模。如果后续股价表现较好，发行规模可能就偏大。
Q:大股东持股成本较高的原因是什么？
A:以前公司业务包含锂电池隔膜，当时大股东交割的时候，隔膜业务在公司里，按照当时的市场价格，综合成本再加上几年的财务成本，大概在10元左右，持股成本显得高一些。后来受国家政策影响，锂电池补贴退坡，对锂电产业冲击较大，市场需求没完全上来，公司基于长期发展考虑，与大股东协商后决定出表。但在出表过程中，行业出现反转，但公司没办法撤销，大股东选择移到另一个平台。如果锂电池隔膜业务继续留在体系中，公司市值可能不止200亿。因为丢失了这部分市值，实控人离开了两年。
后来大股东经多方面沟通，决定充分发挥所有资源让公司二次腾飞，所以在2021年四季度开始重点布局储能。实际上公司在与国企交割之前，2018年就在承担国家电网任务的时候，由南京团队来研究储能（当时叫微电网）。随着化储电池成本的下降，化储变为电网公司未来调峰的刚需。各位投资者应该重点关注包括公司在内的整个电力行业和储能行业，这是继房地产之后最大的投资机会。公司未来可以有非常好的表现，原因在于：1大股东持股成本价高；2发展需要过程，而公司有技术基础；3市场给出蓝海机会；4多年电力技术沉淀；5多年生产研发以及市场渠道管控经验；6商业模式好。电池厂主要是为了卖电池，电力集成等技术是盲点。而公司不同，除电芯外全频道在做，所有系统集成技术都有。有些做大储的企业利润很低，因为他们是总包商，自身留一部分利润后分包给其他家。同行企业基本只能单纯供配件，没有总包资质，但现在基本也会转向集成商。公司两种模式都可以做，因为有全链条的制造能力，综合成本、交付能力都有优势，利润有保证。再加上非常大的蓝海市场机会，核心股东下定决心把公司市值做到300亿、500亿甚至千亿。如果产业规模比较小，在2023-2025年国家电网招标量比较大的时候，公司每年也就实现30%-50%的增长。要想实现成倍跨规模增长，还是要靠大的蓝海市场机会。未来公司竞争对手是各省网、地级市电网大的电建总包商，其中很多只能做总包，没有设备加工和配套能力，在投标竞争的时候公司可能拿到一部分之外，还会给他们做核心配套。公司本身有110千伏总包资质，除电芯外配套齐全，还完善了设计院，从设计、安装施工到材料供应等都可以负责，其他设备商可能没有这么全的资质，很难与公司竞争。国家电网公司现在集结了大几百号人做储能标准，我们希望尽快出来，因为放量后，依凭二十几年的相互供应关系，公司模式肯定先受益。
Q:公司各版块业务利润率的持续性如何？
A:盈利性会越来越好，因为：1做大规模工业生产，虽然产品单体毛利率下降一点，但销售规模大，系统成本非常低；2采用总包模式。整个电网体系中效益最好的是电力安装公司，以房地产为例，房地产在江苏市每平米要给电网安装公司交230块，但安装公司设备和综合施工成本是50-60块，剩下全是利润，用于给电力系统员工发奖金。这次城市配储的招标模式一模一样，会把中标基本分到这个部分，由他们来实施，留一部分利润解决电力职工待遇问题，所以未来不需要担心毛利率，而且毛利率有很大的调节能力。此外，随着技术迭代，在初期招标的时候价格可以高一点，所以只要进入行业，毛利率在3-5年上升没有问题，但市场进入白炽化时，可能会往下走。给其他家配套做大储的企业，是为了供规模，赌未来可以通过规模扩大、行业提升、原材料系统下降等提升自身利润空间。公司不需要赌，初期就可以保证利润，未来利润增长和调控都是自己的，所以只会越来越好。
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