一、储能业务已成为公司快速增长极

近年来，锂电市场下游的各种新应用需求不断涌现，3C消费、动力、储能、轻型领域亮点频仍，作为深耕锂电二十载的老兵，公司紧跟产业变化，在优化传统消费锂电业务的同时，积极布局新市场，带动营收规模持续上台阶，营收从2016年的12.7亿增长到2020年的36.4亿元，复合增速近30%。

分项业务来看，消费类业务复合增速近 30%，储能、轻型类业务发展迅猛，储能类复合增速近 40%，已成为公司的快速增长极。

公司在 2020年年报中提出“争取在 3~5年内实现营收百亿的目标，逐步实现在现有 3C数码类电池业务稳步增长，在新能源汽车稳中求进，在轻型动力和储能市场积极布局”。

从公司近几年年报的表述来看，公司逐步完善了在储能领域的产品线、项目大客户积累、资格认证等能力建设，正进入从 1—>N 的快速拓展期。

目前，在储能锂离子电池领域，公司已拥有完整的储能产品线，涵盖储能电芯、通信基站电池标准模块、便携式储能箱、家用储能一体机、大型储能（含电池簇、储能机柜、集装箱储能系统）等诸多产品。

当下全球储能市场的蓬勃兴起，为公司发展增添了新的丰沛动能。

二、储能市场的机遇与挑战

2.1 全球储能市场发展近况

根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的《储能产业研究白皮书2021》显示，根据不完全统计，截至2020年底，全球已投运的储能项目累计装机规模达191.1GW，同比增长 3.4%。

其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为172.5GW，同比增长0.9%；电化学储能和锂离子电池的累计装机规模均首次突破 10GW，分别达到 14.2/13.1GW。2020年，全球电化学储能新增装机达 4.7GW，同比增长 62%，贡献了主要增量。

从海内外发展近况来看，海外市场呈现多点开花的良好势头，有政府推动下电力公司/电站业主的投资，也有收益环保诉求下家用储能的推广，国内储能市场也进入了发展新阶段。

2020年中国、美国和欧洲占据了全球储能市场的主导地位，三者合计占全球新增电化学储能投运总规模的 86%，且各自新增投运规模均突破 GW 水平。

根据 CNESA 不完全统计，截至 2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模为 35.6GW，同比增长 9.8%。

其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 31.8GW，同比增长 4.9%；其次是电化学储能，装机规模 3.3GW，同比增长 91.2%，当年新增装机首度突破 1GW，呈快速增长态势。

国内储能市场的发展，一直被寄予很高的期望，市场也常以元年指称，对应万亿级市场的涌现。

近年来，新能源装机快速增长，要求电力系统具备更强的灵活性响应能力，这其中储能成为关键一环。

国内政策新规更多加码、各方企业试点不断，但依然难解投资缺位的问题，其症结主要在投资回报率和政策约束力两方面。

储能项目的投资收益主要看两端，电价和投资成本，其中电价对应电源电网侧的调频/调峰辅助服务费、用户侧的峰谷价差等，投资成本如国内抽水蓄能电站的度电成本在 0.21-0.25元/kWh，电化学储能的成本在 0.6-0.8元/kWh。

抽水蓄能电站的投资体量大、牵涉面广，多由电网公司投建运营，但受限于资源选址，装机增长较缓。

而电化学储能主要是锂电池储能，在电动汽车热销所催生的规模效应带动下，锂电池价格持续快速下降，年度降幅接近 15%，目前国内储能电芯的价格接近 0.7 元/wh，系统造价成本已降至 1.5 元/wh，成本端的下降推升了更多投资方参与的热情。

国内储能市场发展与政策强相关 2018 年，伴随着电芯价格跌破 1元/wh，全球电化学储能新增装机实现大幅增长，首度突破 GW 关口达到 3.7GW，同比增 长 305%，同期国内新增装机 0.7GW，同比增长 465%，创近年来增速之最。

2020 年全球／国内电化学储能新增装机达到 4.7/1.6GW，近两年复合增速分别对应 13%/50%。

国内早先的储能设施基本由电网投资，用以削峰填谷，作备用调节，2015 年新一轮电改启动后，售电、需求侧管理等业务试点逐步放开，电池/设备类企业陆续开始布局工商业储能和电源侧调频辅助服务等市场，而 2018年电网企业的介入则有力推动了电化学储能的快速增长。

2018 年电网侧储能初试锋芒，江苏、河南、湖南等省网公司相继发布了百 MW 级储能项目的采购需求，当年新增投运的电网侧电化学储能规模达 206.8MW，占全国新增电化学储能规模的 36%，占各类储能应用之首；据 CNESA 统计年内规划/在建的电网侧电化学储能总规模超过 1.4GWh。

2019 年 5月，发改委、能源局印发《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号），明确“电储能设施不得计入输配电定价成本”，政策监管的变化导致19年起国内电网侧储能市场发展趋缓。

2019年，国内电化学储能新增装机0.61GW，同比下降13%，这与电网侧的暂缓以及工商业电价下降导致峰谷价差收窄有关。

2020 年以来，在疫情和碳中和转型促动下，国内储能市场迎来政策强风——2020年8月，发改委、能源局发布《开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，提出通过适度配置储能设施实现清洁电力大规模消纳；纳入国家电力规划的“两个一体化”项目，优先使用各省(区、市)可再生能源发展规模总量指标；新疆/山东/安徽/内蒙古/江西/湖南/河南等近 30个省份相继出台储能相关政策，多明确要求新增风光装机按不低于10% 比例配置储能，储能时长不低于 2 小时；

2021 年 7 月，发改委、能源局正式发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出大力推进电源侧储能项目建设；到 2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达 3000万千瓦以上，到 2030年实现新型储能全面市场化发展。

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》，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，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。

2021 年 10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，提出到 2025年，新型储能装机容量达到 3000万千瓦以上； 到 2030 年，抽水蓄能电站装机容量达到 1.2 亿千瓦左右，省级电网基本具备 5%以上的尖峰负荷响应能力。

按最新规划目标，国内新型储能装机规模将从 2020年底的 3.28GW 增加到 2025年的 30GW 以上，对应未来 5年的年复合增速超过 55%，在、地方能源主管部门的多措并举下，国内储能市场尤其是电源侧市场迎来了新的发展机遇。

2.2 储能市场发展路径探析

本节将着眼于探究国内储能市场发展的必要性和可达性，亦即未来 5年构建新型电力系统需要配置多少储能装机为宜，以及如何推动这些装机的增长。

新型电力系统对储能装机容量的要求 2020 年，全社会用电量 7.5万亿千瓦时，同比增长 3.1%；全国全口径发电量为 7.62万亿千瓦时，同比增长 4.0%；全国全口径发电装机容量 22.0亿千瓦，同比增长 9.5%，其中水电装机 3.7亿千瓦，火电 12.5亿千瓦，核电 0.5亿千瓦，风电 2.8 亿千瓦，太阳能发电 2.5 亿千瓦。

2020 年，全国发电设备平均利用小时 3758小时，同比降低 70 小时。

其中，水电设备利用小时 3827小时，历年来首次突破 3800小时，同比提高 130小时；核电设备利用小时 7453小时，同比提高 59小时；火电设备利用小时 4216小时，同比降低 92小时；并网风电设备利用小时为 2073小时，同比降低 10小时；太阳能发电设备利用小时 1281小时，同比降低 10 小时。

在国内经济从高增速向高质量发展转变的过程中，电能替代的进程也在加快，将支撑用电量整体增速维持在较高水平。

据中电联《电力行业“十四五”发展规划研究》预测，2025 年全社会用电量 9.5 万亿千瓦时，“十四五”期间年均增速 5%；全国发电装机容量 28.5亿千瓦，年均增速 5.9%，其中常规水电装机 3.7亿千瓦，煤电 12.3亿千瓦以内，核电 0.7亿千瓦，风电 4 亿千瓦，太阳能发电 5 亿千瓦。

到 2025年，全社会用电量接近 10万亿度，发电装机接近 30亿千瓦，对应发电设备利用小时数近 3500小时，从利用小时数看，国内发电侧仍有相当裕量匹配负荷端需求。

然而，从结构上看，负荷端的“双峰”特征以及发电侧“波动电源”风光出力的加大，致电力系统稳定运行的难度不断加大。

近年来，国内夏季、冬季用电双高峰的特征愈发明显——2021 年 7月 14日，全国发电量、最高用电负荷齐创历史新高。

当日，全国发电量达 271.87亿千瓦时，较入夏前历史峰值增长超过 4.7%、增加 12.2 亿千瓦时；全国最高用电负荷达 11.92 亿千瓦，较历史峰值增加 0.03 亿千瓦。

2020 年入冬之后，由于经济快速恢复增长和大范围寒冷天气叠加的影响，我国用电需求快速增长。

2020 年 12 月 14 日、16日、30日以及 2021年 1月 7日，全国用电负荷连续 4次创出历史新高，21年 1月 7日当天晚高峰创出高点，达到 11.89亿千瓦，当天的电量是 259.67亿千瓦时。

据发改委介绍，国内电力的总装机 22亿千瓦，1月 7日用电负荷高峰出现在晚上，2.5 亿千瓦的光伏装机出力为 0，加上那一天全国大面积没有什么风，2.8 亿千瓦的风电装机出力大概在 10%。

冬季又赶上枯水期，国内 3.7 亿千瓦的水电装机有 2 亿多没有出上力。

冬季也是天然气的用气高峰，国内近 1 亿千瓦的天然气发电装机有一半左右也没有出上力。剩下的装机对应高负荷，保障起来难度非常大。

另外还要考虑到装机的区域布局，还有停机检修的问题。

2021 年初国内的保供电形势，可视为未来电力系统所面临挑战的一个缩影。

当前全国近 22亿千瓦的装机总量，在冬季无光/少风/枯水/缺气的时段，装机出力可能下降到不足 14亿千瓦甚至更低，而要匹配近12亿千瓦或更高的尖峰负荷，对应到各省区的电力保供压力将会更大。

储能装机缺口测算十三五时期，国内全社会用电量年均增长 5.7%，而最大用电负荷以国家电网为例，2015年其最大用电负荷 6.7亿千瓦，2021 年则达到 9.6亿千瓦新高，对应年复合增速 7.4%，明显快于用电量增速。

参照中电联预测，2025年国内用电量将达 9.5万 亿度，相比 2020年增长近 30%，对应年复合增速 5%，假设最大用电负荷的复合增速在 7%，则到 2025年国内最大用电负荷或将接近 17亿千瓦。

中电联预测 2025年全国发电装机容量 28.5亿千瓦，若对标 2021年 1月的晚高峰情况，按火电、核电接近满发，水电、气电 50%出力，风电 10%出力，光伏 0 出力来计，对应近16 亿千瓦的出力，有将近 1亿千瓦的负荷缺口。

到2025年，国内抽水蓄能装机预计接近 6千万千瓦，剩余 4千万千瓦的调峰任务将主要由电化学储能承担，这也与能源局最新提出的“到 2025 年实现新型储能装机规模达 3000 万千瓦以上”的规划目标相契合。

以最新政策文件中划定的 4 小时时长为基准，则到 2025 年国内新型储能装机容量有望达到 120GWh 规模，当年新增装机近 50GWh，这其中锂电池储能将是主力军。

储能谁来装？

近年来，国内储能市场发展多是摇旗呐喊者众，而重装上阵者少，究其原因在于激励机制不明。储能属于典型的重资产、长周期投资，最终受益方为电力用户，因其享用到更可靠的电力服务，但当下国内市场电价体系仍未建成，售端电价多执行行政定价模式，新建储能所增加的成本尚不能有效传递到价格端。

成本上涨若无法传递到下游，则只能由企业自身承担，而企业惯常努力的方向是降成本，因此需要政府另寻激励和约束手段来促动。

我们看到 2020 年以来，和地方的多个政策指引即是将配建储能与新能源并网挂钩，以调动投资商的积极性，比如 2021 年 8月能源局发布的《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》，要求“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，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。

配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。”

2021年，国内风光保障性并网规模为 90GW，截至 21年 9月，国内风光新增装机近 42GW，预计全年新增装机近 100GW，以超量部分 15%功率比例测算，对应近 1.5GW 的储能装机。

而到地方层面，各省区的推进力度更大。以山东为例，

2021 年，山东省组织了储能示范项目申报，遴选出国家电投海阳 100MW/200MWh 储能电站等 5 个调峰项目和莱城发电厂储能联合机组调频等 2个调频项目，总容量超过 500MW/1GWh，示范项目将于 2021年底前建成投运，接入省级监测平台并接受统一调度；

2021 年 7 月，山东省发布《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》，要求加快储能设施建设，自 2021 年起，新增集中式风电、光伏发电项目原则上按照不低于装机容量 10%配建或租赁储能设施，配套储能设施连续充电时间不低于 2 小时，且满足省内相关标准要求，与发电项目同步规划、同步建设、同步投运；

2021 年 8月，山东省发布《山东省能源发展“ 十四五 ”规划》，到 2025年,可再生能源发电装机规模达到 8000万千瓦以上，建设 450 万千瓦左右的储能设施。

山东省的首批储能示范项目基本由“五大四小”发电企业包揽，发电企业较高的参与度背后，一方面是新增风光投资的配建比例约束，另一方面是示范类项目在调峰服务费、调度优先级及建设资金来源上有着更多的政策保障。

展望后续，国内电价体系的难以卒调、尖峰负荷的持续攀高，已致储能博弈的钟摆更多指向了可再生能源发电企业，可预见的是，十四五期间近 3 千万千瓦新型储能装机的相当比重将由发电侧承担。

三、公司储能业务的优势

相较于动力电池最终面向 C 端市场为主，储能的下游中短期来看 B 端成色更足。

汽车行业多强主导的战国业态，决定了在动力电池差异性显著的情况下，各家主机厂选择趋同，争先选定如宁德、LG 等头部电池供应商，以致近年来动力电池头部化现象更加明显，一线电池厂包揽全球主流车企，二三线厂维系既有客户，争取新的突破。

而储能市场的格局演绎或有很大不同，一方面如家储市场，to C 端面向大众消费者，业务拓展更多依靠渠道和品牌推广，进入壁垒并不高；另一方面如电源侧/电网侧/工商业储能市场，to B 端面向企业，项目投资方众多，业主更看重安全和成本，在此领域也较难出现“一招鲜、走天下”的赢家通吃情形。

本章我们将从公司储能业务的能力点谈起，从产品特色和战略客户维度来比较论述。

3.1 较强的成本控制能力

一直以来，公司的经营特色是立足锂电，推出品类齐全/性价比优势突出的产品，积极对接众多下游细分市场客户的需求，通过技术研发和管理优化来推进成本挖潜，进而实现竞争力和份额的提升。这其中，研发是基石，成本为利器。

从利润率看，近年来公司毛利率中枢基本在 20%，期间费用率在 11 个 pct，公司毛利率相比其他上市锂电企业并不突出，与公司主打性价比策略有关。

为稳定上游原材料供应，降低采购成本，进一步提高公司产品竞争力，2021年3月公司公告与四川锂源新材料有限公司(龙蟠科技全资孙公司)、杭州如山汇优创业投资合伙企业、湖南鸿跃电池材料有限公司、长沙安动良能企业管理咨询合伙企业 共同出资设立四川省盈达锂电新材料有限公司，主营磷酸铁锂前驱体的研发、生产、销售，注册资本拟为 12,046 万元，其中公司以自有及自筹资金认缴 5,000万元，持股比例为 41.51%。

四川盈达厂址位于四川省遂宁市蓬溪县，规划未来两年磷酸铁产能 10 万吨，目前一期 2 万吨产能的产线工程正在建设中。

重点布局磷酸铁锂电池

相比动力电池，储能的客户更为分散，在产品性能指标上的要求也有明显不同。目前动力电池的主流路线可分为三元和磷酸铁锂，前者重续航，后者重成本，主要区分在能量密度上。

因为储能的应用场景多为室外集装箱或车库，对体积能量密度和质量能量密度的要求并不突出，而是更强调安全和成本，从材料的本征特性来看，磷酸铁锂的热稳定性和材料成本都优于三元，循环次数也已能做到近万次，因而在全球储能市场的应用日趋广泛。

从终端市场看，国内的储能项目大多选用磷酸铁锂电池，而海外早期则以三元电池为主，因供应商日韩电池企业走的是三元路线，19年以来海外储能电站事故频发，国内电池企业加快出海步伐，磷酸铁锂在海外储能市场的应用更多铺开。

近年来，公司重点开发储能用磷酸铁锂电池，在大型储能、家储、通信和 UPS 等四大储能领域进行研发投入，所研发的储能电池，循环性能优异（长寿命型循环达 15 年/7000 次），安全性高，价格竞争优势明显，已获得国内外客户的批量订单，并取得试产认可——针对大储市场开发了 42173205-150Ah 型号产品，已实现批量出货。

开发的 71173204-280Ah 电池进入中试阶段，预 期 21 年第三季度推出市场；在通信领域研发了 50160119-100Ah 产品，可适配 3U 机箱，电池已送样给战略合作客户；针对家储领域开发了 50Ah、86Ah、100Ah 等多款型号产品，均已量产并批量供货。

3.2 战略客户开发和渠道布局

公司 2021 年的经营重点是开发优质战略大客户，继续坚持专业化营销，以铁三角团队合作形式，深耕储能、轻动、动力、 3C 等市场，为集团潜在的战略客户提供高水平服务，深化与现有优质客户的全面合作关系，扎实推进新市场、新客户开发工作，力争进入各主要细分应用领域下游龙头客户供应体系，获取更高产品市场份额。

2021 年上半年，公司储能业务多路并进，营收同比实现翻倍以上增长——在便携式储能领域，获得了大客户正浩科技 Ecoflow 等的大批量订单；在家储领域，继 20 年通过欧洲和澳洲认证之后，公司获得了来自欧洲和澳洲的大批量业务订单，客户有 weco、古瑞瓦特等； 在通信储能领域，公司中标中国移动通信用磷酸铁锂电池产品集中采购项目；在大型储能领域，获得了阳光电源、南方电网、天合光能等的大批量订单。

便携式储能携手 Ecoflow 正浩

深圳市正浩创新科技有限公司(EcoFlow 正浩)成立于 2017 年，总部位于深圳，在欧洲、日本、美国硅谷设有市场、销售及售后分部，是一家专注于储能产品的研发销售的国家高新企业。通过不断探索，持续的技术研发和产品创新，企业打造了一系列独具设计感且功能强大的智能便携移动储能电源，为数以万计的客户提供了清洁的可再生能源。

近年来公司业务迅速发展：

2020.Q4 在日本知名众筹网站 Makuake 销售超过 5 亿日元，刷新了 Makuake 历史销量榜首；

2020.Q2 EcoFlow 正浩 R600 户外移动电源全球众筹首发，45 天超过3000 位用户支持，售出 200 万美元；

2020 年 5 月，EcoFlow 正浩初登国内市场，半年时间跻身天猫“户外电源”类目 TOP 商家；

2019.Q4 EcoFlow 正浩在日本知名众筹网站 Makuake销售 2.8 亿日元，位居 Makuake 历史销量榜首

通信储能持续深耕

通信基站储能主要作为通信基站的备用电源，以保障基站电力的稳定供应，同时亦可依托峰谷价差来降低用电成本。

早期的基站备用电源多采用铅酸电池，因其具备安全和成本优势，近年来随着锂电的快速发展，在性价比和可靠性上愈发凸显，在通信领域的应用日趋广泛。

公司早在 2015 年就积极布局通讯储能系统，并成功为中国铁塔等知名企业配套 5G 基站的后备电源系统，公司的通讯基站电池拥有高能量密度、长寿命、宽使用温度范围，安全可靠等特点，满足 5G通讯基站备用电池的要求。

近年来公司在通信市场有力强化了与铁塔、中兴通讯、中国移动等大客户的合作深度，在 19年进入中国铁塔电池供应商系统，20年通过中兴通讯供方认证审核，21年中标中国移动通信用磷酸铁锂电池产品集中采购项目，已跻身为国内 5G基站后备电源的头部企业之一。

在大型储能领域多维布局 2019 年，在第九届中国国际储能大会上，TÜV 南德意志集团为鹏辉能源的 SE1000-L 兆瓦级储能系统颁发首张针对欧洲市 场的 PPP 59044A:2015证书，为客户在欧盟海关的清关提供了支持和便利。

经过 TÜV 南德认证的该型号集装箱储能系统不仅在电气安全和电池系统安全领域满足 IEC和 EN相关标准要求，而且在电磁兼容性、应急设计等方面都满足技术标准相关要求,所集成的子系统和零部件，如 PCS、空调、照明、保护电气和开关柜等均满足 EN 标准要求，特别是选用的消防灭火和火灾报警系统符合欧盟强制性 CE 要求。

大型储能市场的开拓，着力点主要在储能系统集成商和投资商，目前国内系统集成商大致可分为三类：

一类是独立第三方， 如海博思创、派能科技；

一类是变流器企业，如阳光电源、科华恒盛等；

另一类是电池企业，如国轩高科、猛狮科技等，未来随着光伏配储能项目的增多，光伏组件企业的参与度也将增强。

在集成商维度，目前鹏辉已获得了阳光电源、天合光能等的大批量订单。

为加码新能源领域的储能业务发展，公司于 2019 年携手天合光能成立合资公司——江苏天辉锂电池有限公司，注册资本 3 亿元，公司持股 51%。

天合光能是全球领先的光伏组件企业，2020年组件出货量近 16GW，全球市占份额超 10%，天辉锂电公司将依托鹏辉能源 电池技术的积累沉淀、天合光能的全球用户资源以及两家企业在生产制造上的经验，通过模块化、可扩展、高效率的一体化 集装箱式储能系统为客户提供安全可靠的新能源侧解决方案、电网侧解决方案、用户侧定制化解决方案以及微电网储能解决 方案。

合资公司规划了累计超过 10GWh 的总体产能布局，目前已建设磷酸铁锂电芯生产线一期项目、PACK 生产线一期项目，另有储能集装箱系统组装线等产能项目，同时配套集成了 BMS、PCS、EMS 系统等。

在储能投资商环节，公司正在更多拓展合作方。

2021 年 7 月，公司控股子公司广州鹏力通盛储能科技有限公司与华电重工股份有限公司签署框架合作协议，将本着优势互补、互利共赢的原则，充分发挥各自资源、技术等方面优势，围绕国内外电力行业范围内的低压配电设备、储能系统及电池设备业务展开合作。

鹏力通盛是公司与安徽通盛能源科技有限公司合资成立的专业储能公司；华电重工是中国华电集团有限公司科工产业的重要 组成部分和发展平台，以工程系统设计和总承包为龙头，EPC总承包、装备制造和投资运营协同发展相结合，下设曹妃甸、 天津、郑州、武汉四个制造基地，致力于为客户在物料输送工程、热能工程、高端钢结构工程、工业噪声治理工程和海上风 电工程以及新型岸桥等方面提供工程系统整体解决方案。

四、报告总结

着眼未来百年，全球能源体系的变革将更加波澜壮阔，锂电行业的市场空间将迎来数量级式的增长，对于基本盘稳健、战略重心明确、行动力敏捷的“小白马”型企业，有望借机起跳，实现跨越式的发展。

公司有着 20 年的稳健经营历程，百亿营收的先期发展目标，明确重点发力储能业务，正逢储能海潮初涌，正是搏浪者激流勇进之时。

我们预计随着公司产能建设的进一步加快，在产品和市场端的更多加码，公司未来几年的营收增速有望保持在较高水平，同时 2022年起原材料价格的开始回落有望对电池企业利润率形成支撑，在经营持续向好的形势下，公司在储能领域的开拓进展。

我们维持公司 21/22/23 年归母净利润预测为 3.5/5.4/8.2 亿元，对应 10 月 28 日收盘价 PE 分别为 38.1/24.2/16.1 倍

五、风险提示

1、原材料价格大幅上涨的风险。

由于下游需求旺盛，产业链上中游多个环节出现了产能不足导致价格持续上涨的现象，若后续原材料价格上涨的幅度和时间超出预期，将影响电池厂的盈利能力。

2、市场拓展不及预期的风险。

储能市场竞争日趋激烈，主流电池企业加大资源投入，对项目、渠道的争抢更盛，若公司未 能建立足够的先发优势，将影响到市场的开拓进展。若宝骏等车型产销配套进度不及预期，影响公司动力电池业务的收入增速及产能利用率。

3、应收账款坏账的风险。

公司前期已计提较多应收账款坏账准备，若后续国内经济下行压力加大，公司应收账款出现坏账风险的机率或将抬升。

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