2022年加快转型，2023年储能及工程传动业务加速成长

2022年收入增长率转正，归母净利润短期承压。2022年公司实现营收28.1亿元，同比+34%；归母净利润2.7亿元，同比-5%；扣非归母净利润2.0亿元，同比-13%。22Q4单季度实现营收10.5亿元，同比+29%，环比+61%；归母净利润1.0亿元，同比-6%，环比+69%；扣非归母净利润0.7亿元，同比-9%，环比+54%。 受益风光装机容量高增，新能源电控优势持续巩固。公司新能源电控产品包括风电变流器及光伏逆变器，未来有望受益风光装机容量带来的需求高增。风电变流器方面，公司在风机转矩跟踪、电能质量及适应性、高低压穿越和海上风电等解决方案上具有较强竞争力，未来将巩固陆上风电变流器市场优势，力争实现海上风电变流器技术和市场突破。光伏逆变器方面，公司产品涵盖组串中小功率和集中/集散式大功率逆变器，未来公司将深入研究和优化光伏系统整体解决方案，不断提升光伏逆变器的单机容量和功率密度，提升电气系统的集成度和性价比。 立足新能源电控产品，不断开拓储能产品应用场景。公司立足新能源电控产品，横向布局储能赛道，产品涵盖PCS、PCS箱变一体机、EMS、户外工商业储能系统一体机、离网控制器等多种设备及相关系统。未来公司将基于新器件及拓扑、控制和工艺创新，推出的更大容量、更高电压、更高功率密度及更高可靠性的新一代逆变器、PCS产品及光储一体化等集成系统，拓展储能系统的应用场景。 工程传动优势凸显，积极响应冶金、矿业、石油行业传动需求。公司在深井全变频钻机、大型油气压裂、大型齿轮箱试验台、大型轧钢、盾构机等细分市场为国内领先品牌，未来将以冶金、矿业、石油为主要目标行业，深入研究各行业客户的工艺流程，通过推出具有高度性价比的多传动系统解决方案，实现在传动领域业务规模的迅速增长。 风险提示：新增产能投产不达预期的风险；行业竞争加剧的风险；公司降本不及预期的风险。 投资建议：首次覆盖，给予“增持”评级。 我们预计公司2023-2025年实现营业收入37.6/43.7/51.5亿元，同比增长34%/16%/18%；实现归母净利润4.37/5.21/6.87亿元，同比增长64%/19%/32%，当前股价对应PE分别为29/24/18倍。综合考虑FCFF估值和相对估值，我们认为公司股价的合理估值区间为33.0-37.6元，对应2023年动态PE区间为34-36倍，较公司当前股价有16%-33%的溢价空间。首次覆盖，给予“增持”评级。 盈利预测和财务指标 公司收入增长率转正，归母净利润短期承压。2022年公司实现营收28.1亿元，同比+34%；归母净利润2.7亿元，同比-5%；扣非归母净利润2.0亿元，同比-13%。对应22Q4单季度实现营收10.5亿元，同比+29%，环比+61%；归母净利润1.0亿元，同比-6%，环比+69%；扣非归母净利润0.7亿元，同比-9%，环比+54%。 图1：公司营业收入及增速（亿元、%） 图2：公司单季营业收入及增速（亿元、%） 图3：公司归母净利润及增速（亿元、%） 图4：公司单季归母净利润及增速（亿元、%） 图5：公司扣非归母净利润及增速（亿元、%） 图6：公司单季扣非归母净利润及增速（亿元、%） 公司期间费用全面降低，经营现金流净额转正。2022年公司毛利率为30%，同比-5pct；净利率为10%，同比-3pct；公司期间费用率为21.9%，同比-2.5pcts，其中销售/管理/研发/财务费率分别为10.0%（-0.5pcts）、3.8%（-1.1pcts）、7.5%（-0.9pcts）、0.59%（-0.04pcts）。 2022年，公司经营性活动现金流净额由2021年末的-0.4亿元转正为4亿元，主要系因存货及应收账款周转情况边际改善所致。 图7：公司毛利率、净利率和平均ROE变化 图8：公司期间费用占比情况变化 图9：公司经营活动现金流情况 图10：公司营运能力指标变化情况 各国利好政策频出，风光储行业快速发展 2022年我国风电公开招标容量超90GW，2023年海陆共同迎来放量。据不完全统计，2022年全国风电公开招标容量达92.3GW，其中陆风招标76.4GW，海风招标15.9GW。考虑到部分陆上风电项目采用非公开招标形式，2022年全年风电招标容量预计超过100GW。2022年全国风电招标容量刷新历史纪录，为2023年装机放量奠定坚实基础。我们预计，2023年全国陆上和海上风电新增装机容量分别为70GW和13GW，同比增速分别为89%和160%，迎来集中放量。 2022-2025年全国陆风/海风新增装机CAGR分别为34%和53%。2021年随着“双碳”目标的确立、两批“风光大基地”的逐步实施，我国风电全面进入平价高速发展时代。受抢装后新项目前期手续耗时较长、多点散发疫情、大兆瓦风机定型等因素影响，2022年全国陆上和海上风电新增装机容量预计分别为37GW和5GW。 根据产业链信息，我们预计2023-2025年全国陆上风电新增装机容量分别为70GW/80GW/90GW；此外，面向老旧机组改造和分散式风电市场的针对性文件有望在今年出台，陆上风电远期新增装机容量有望进一步上修。海上风电方面，仅各地发布的省级海上风电规划，我们预计2023-2025年全国新增装机容量分别为13/15/18GW。2022-2025年全国陆风/海风新增装机CAGR分别为34%和53%，风电迎来海陆景气共振周期。 图11：全国历年风电机组公开招标容量（GW）（截至2023.4.18） 图12：中国风电新增装机容量预测（GW） 图13：海外风电新增装机容量预测（GW） “十五五”期间全国海风新增装机容量有望超过100GW。根据各省已发布的海上风电相关规划，“十四五”期间启动前期工作但不在当期建成并网的装机容量约100GW，考虑到后续针对“十五五”装机的增量规划的出台，我们预计“十五五”期间全国海风新增装机容量大概率将超过100GW，年均新增装机容量20GW，较“十四五”年均水平增长54%，海上风电开启景气十年。此外，国家部委多次表示将鼓励海上风电向深远海发展，我们预计2023-2024年全国各省面向2035年的深远海海上风电规划有望陆续出台。 表1：全国各省海上风电“十四五”规划一览（截至2023.2） 海外陆风装机有望迎来疫后复苏，海风市场2024年迎来拐点。受全球疫情和供应链涨价等因素影响，我们预计2022-2023年海外陆风新增装机分别为25GW和28GW，2024年开始海外陆风装机有望恢复到年均40GW左右的水平。此外，随着新兴经济体陆续提出双碳目标并将新能源作为经济增长的重要抓手，新增装机容量有望保持稳健增长。根据全球风能理事会预测，2025年开始海外海上风电新增装机容量将进入快速增长期，增量装机贡献主要来自欧洲和北美市场，2021-2026年海外海风新增装机CAGR达到33.1%，2026-2031年新增装机CAGR达到19.5%，2024年开始海外海上风电装机将开启高速增长。 光伏行业：双碳目标驱动行业需求高景气，硅料供给释放打开市场增长空间 随着全球变暖带来的环境气候问题日益凸显，“碳中和”在全球范围内获得了广泛的关注和支持，许多国家和地区纷纷提出各自的碳中和目标。发展可再生能源，是实现“碳中和”目标的重要途径，而光伏是可再生能源中成本优势最突出，应用场景最广泛的能源品类之一。过去十年间，光伏发电度电成本下降了近90%，在全球范围内从成本最高的能源蜕变至成本最低的能源，光伏也成为全球可再生能源新增装机中最大的来源。2021年全球可再生能源装机容量为302GW，其中光伏装机首次突破半数，占总装机56%。另一方面，从发电规模来看，目前光伏发电在电力市场中占比仍然很小。2021年全球光伏发电仅占电力总供应3.7%，未来光伏发电对非可再生能源进行替代的空间巨大。 图14：2021年全球新增可再生能源装机容量（GW） 图15：光伏发电在全球总电力供应中的占比 随着光伏发电在世界各地陆续进入平价时代，国内外需求持续向好。根据国家能源局数据，2022全年国内新增光伏并网容量87.4GW，同比+59%。其中集中式/户用/工商业分别36.3/25.2/25.9GW，同比分别增长42%/17%/233%。根据国家海关总署数据，2022年我国出口组件金额463.7亿美元（约153GW），同比增长63%。 我们预计2022-2025年，全球光伏新增装机分别为230/335/438/547GW，同比增速35.3%/45.7%/30.7%/24.9%，对应全球组件需求约为288/419/548/684GW。 图16：2020-2025年全球光伏新增装机容量（GW） 储能行业：各国利好政策频出，储能行业快速发展 中国新型储能年均增速超过50% 随着国内支持储能的政策体系不断完善，储能技术取得重大突破，储能标准加快创制，为国内产业高速发展提供强劲支撑。截至2022年底，国内新型储能项目累计装机达到12.7GW，首次突破10GW。 2022年，国家能源局出台《十四五新型储能发展实施方案》，发改委发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》。据统计，国家及地方全年共出台储能直接相关政策约600余项，涉及储能规划、实施方案、市场机制、技术研发、安全规范等方面。 2022年风光大基地项目配储需求已达20GW/51GWh。据储能与电力市场统计，2022年全国各地新发布的常规项目+一体化大基地项目，共计12个地区提出了不同程度的储能配置要求，合计总规模达20GW/51GWh。其中，新疆配建规模最大，为7GW/23GWh。山东、河南、青海、甘肃等地新能源配储规模也超过4GWh。 图17：2022年各地发布的新能源常规项目+一体化项目储能规模（MWh) 强制配储政策加快国内大储发展。2021年8月发改委、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，国家强制配储政策正式推出。随后各地方政府分别推出相应配储政策，国内大储市场进入快速发展期。 表2：部分省份强制配储政策 峰谷价差套利为用户侧储能提供盈利支撑。自2021年7月国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》以来，全国31个省区市进行了分时电价改革，峰谷价差套利成为用户侧储能最大收益来源。2022年针对用户侧储能补贴政策频发，成为地方争取项目投资、加速产业落地的重要手段；峰谷价差+需求响应/用户侧调峰/虚拟电厂+运营/装机补贴，代替可中断负荷或错峰用电指标直接为业主带来经济价值。 峰谷价差进一步扩大拉动工商业储能装机。据中关村储能产业技术联盟统计，2022年起全国已有16个省市的峰谷价差均值达到工商业储能实现经济性的门槛价差0.70元/kWh，其中，广东省（珠三角五市，1.26元/kWh）、海南省（1.07元/kWh）、浙江（0.98元/kWh）位居前三。2023年2-3月达到门槛价差的省市数量进一步提升，分别达到19个和18个。当前峰谷价差扩大的趋势未变，随着部分区域的尖峰电价机制建立，给工商业储能带来了更大应用空间。 图18：2022全年中国各地峰谷价差(元/kWh) 我们预测2022-2026年全球新增储能装机分别为48/133/312/559/810GWh，CAGR为103%，2023年同比增速最高，达到180%。2022-2026年，国内市场主要通过新能源集中式项目的发电侧配储、电网调峰能力建设等方式、以电化学为主的新增新型储能装机规模将由15GWh增长至310GWh，储能装机CAGR为112%；海外以欧美澳等光伏装机较多的市场为主，美国公用事业储能增速强劲，欧洲户用储能需求量大，预计美国/欧洲/其他地区新增储能装机规模将由2022年的14、10、8GWh达到20