林洋能源主营业务、发展历程及各业务经营情况如何？

切入光伏、储能上游产业链，公司由新能源集成&运营商转变为光储一体化制造&运 营商。

1. 压制性因素消除 2023 年开启高增长

林洋能源以电表制造起家，2012 年成立江苏林洋新能源，入局新能源板块，主营 新能源运营和光伏 EPC，2015 年公司开始发展储能业务，陆续建设了一系列微网、储能 示范项目，主要涉及用户端，2021 年开始，在双碳战略和新型电力系统建设的大背景下， 公司重新整合现有业务，并积极向上游布局。目前公司业务分为三块：1）智能板块，主 营智能电表及用电信息采集终端；2）新能源板块，以现有新能源运营和系统集成业务为 基础，积极布局产业链上游，2022 年公司计划在南通投资建设 20GW 高效 N 型 TopCon 光伏电池生产基地，实现从光伏制造到系统集成和光伏下游运营的一体化布局；3）储能 板块，与亿纬锂能合作布局储能电芯和储能 pack 生产，主营储能子系统销售、储能系统 集成和共享/独立储能运营。

新增业务活力十足，十四五公司迎来新一轮增长。2021 年可以作为公司发展的分水 岭，2021 年之前，公司业务主要包括电表业务、新能源运营及 EPC，由于 2018 年光伏 补贴退坡影响，公司增长停滞，2018-2021 年公司营业收入复合增长率仅 9.6%，归母净 利润复合增长率仅 6.9%，且大多数由海外电表增长带来。 2021 年在新型电力系统的大浪潮下，公司决心大力发展储能业务，同年公司获取各 类储备项目超 3GWh，2022 年储能电芯产线和 pack 工厂投产兑现，同时公司进一步规 划新增 20GW TopCon 电池产能，目前已经与南通市政府签订投资协议，预计 2022 年底 公司一期第一阶段 6GW 项目即可开工。截至 2022 年底，公司储备新能源项目超 6GW， 储备储能项目超 4GWh，预计能够支撑未来 2 年每年 1.5-2GW 的光伏电站开发和 1GWh 以上的储能项目交付，同时 TopCon 产能预计在 2023-2025 年陆续投产，十四五期间公 司盈利将快速增加。

2022 年上半年受疫情反复和组件价格高企影响，公司业绩表现不佳。2022 年上半年， 公司实现营业收入 23.2 亿元，其中电能表实现 9.6 亿元，同比增长 0.7%，增速低于预期 主要原因在于上半年疫情反复，影响公司供货；光伏发电实现 7.38 亿元，同比下滑 3%， 主要原因是公司年初出售 154MW 电站，光伏装机小幅下降；光伏 EPC 实现 3.76 亿元，同比下滑 56.5%，主要原因是上半年光伏组件价格高企集中式光伏装机量偏低，2022 年 光伏组件价格一度超过 2 元/W。

当前压制公司业绩增长的因素基本消除，2023 年有望开启高增长。一方面，根据我 们统计，主流厂商的硅料产能在 2022 年 Q4 起将陆续释放，有望缓解光伏全产业链产能 紧张、利润压缩的局面，同时根据 infolink 统计，我国 2022 年 7 月光伏组件出口量达到 顶峰，8-11 月连续负增长，加之近期欧洲天然气价格回落、德国拟对新能源运营商征收 暴利税等因素，预计未来组件出口需求增速有限，供需共同作用下，预计组件价格有望下 降；另一方面，随着电芯产能逐步增加，电芯成本有望下降，下游 pack 产品、储能系统 集成和储能项目运营收益率有望提升。综合来看，2022 年压制公司业绩增长的因素已经 基本消除，公司盈利有望快速释放。

2. 新能源：切入光伏制造 2023 年开启高成长

2.1 下游运营+EPC：获取项目能力强 光伏运营和 EPC 均保 持高盈利

1、光伏运营：毛利率远高于行业平均

出售存量电站资金大幅回笼 受现金流影响，十三五后期公司自持电站发展缓慢，现有光伏装机超 1.4GW，公司 装机主要分布于东南省份，电价水平较高。十三五前期公司新能源装机规模快速增长， 2016-2018 年在运光伏装机容量 CAGR 达到 26.9%。十三五后期随着全国可再生能源补 贴缺口扩大，现金流量压力拖累装机增速，2019-2021 年公司光伏装机增速逐渐放缓。 截至 2022 年 9 月底，公司拥有在运光伏装机 144.2 万千瓦，较 2021 年底减少 16.3 万 千瓦。公司电站以地面电站为主，屋顶电站为辅，且主要分布在安徽、江苏、山东、内蒙 等地，电价平均水平在 0.7-0.8 元/千瓦时，消纳条件好，助力公司光伏运营毛利率超 70%，远高于行业平均水平。

转让电站以新换旧，大幅回笼公司现金流。2021 年公司计划转让 600MW 的存量电 站以回笼资金，随后 2021 年公司转让 98MW 规模，回笼资金约 7 亿元，增厚税前净利 润额约 2000 万；2022 年 4 月转让 154MW 规模，回笼资金约 10 亿元，增加税前净利 润额约 4085 万元，2022 年 11 月公司计划转让 380MW 规模，预计增加税前净利润额 约 20772.92 万元（评估基准日为 2022 年 5 月 31 日，考虑到过渡期损益，实际投资收 益会更低）。超 600MW 电站陆续转让，回笼资金超 20 亿元，公司现金流水平大幅提升。

公司现有货币资金 31 亿元，应收国补欠款 28 亿元，若全部收回，公司现金流水平 将进一步提高。截至 2022 年 9 月底，公司拥有货币资金 31 亿元，与此同时，公司拥有 应收票据及应收账款 42 亿元，其中 28 亿元为光伏补贴应收款（截至 2021 年 3 月底）， 占到公司 2021 年 3 月底应收账款金额的 68%。2022 年国家已出台相关政策决心解决欠 补问题，2022 年 3 月财政部网站公开中央政府性基金预算，其中 2022 年本级支出 7183 亿元，较 2021 年增加 4048 亿元，增加的金额基本确定属于可再生能源补贴。随后相关 主管部门开启可再生能源补贴清查工作，目前相关核查工作已经完成，已公示第一批可再 生能源发电补贴核查确认的合规项目清单。若公司国补欠款能大部分回笼，公司资金状况 将大幅增强。

2、EPC：采用合资公司或 BT 模式 毛利率高于同行

公司与大型央企国企深度绑定，深度合作实施 EPC，这一模式最大的好处：1）由于 公司承担项目的开发和建设，并在项目建设完毕后进行转让，项目毛利率通常较高；忽略 2019 年的特殊情况，公司 2018-2021 年光伏 EPC 的毛利率基本保持在 16%-18%之间， 处于行业较高水平。2）有些项目收入和成本按完工百分比法确认，项目并网后工程款能 够支付 85%-90%，剩余部分为质保金，也将在一年内进行支付，因此公司 EPC 业务产生 的应收账款不多，截至 2020 年底公司 EPC 所产生的应收账款仅 1.8 亿元，截至 2021 年 3 月 EPC 业务所产生的应收账款仅 2.97 亿元。

2.2 2023 年组件价格有望下降 公司储备超 6GW 光伏项目 未来两年预计迎来高增长

2022 年硅料产能增幅明显，预计 2023 年组件价格回归正常。根据中国有色金属工 业协会硅业分会的数据，截至 2022 年底，国内硅料已投产产能高达 118.7 万吨，2023 年预计仍将新增产能约 150-160 万吨。从硅料实际产量来看，2022 年 Q1/Q2/Q3/Q4 国内多晶硅产量分别为 15.89/18.18/19.67/27.16 万吨，四季度产量增幅明显，硅料产出 已经可以满足下游需求。2023 年一季度，硅料新增产能继续释放叠加需求淡季，预计硅 料价格将明显下降，带动组件价格回归至合理区间。

公司现有新能源项目储备超 6GW，有望保障今明每年 1.5-2GW 的新能源开工规模。 截至 2022 年 6 月底，公司拥有储备光伏项目超 6GW，包括五河县大基地 2GW 新能源 项目（1.5GW 光伏+0.5GW 风电），与湖北能源集团共同获得 3GW 荆门大基地项目， 以及 1.5GW 地面电站项目。2022 年上半年，受到组件价格影响，公司开工项目不足 1GW，预计 2023-2024 年将保持每年 1.5-2GW 的新能源开工规模（包括自持和 EPC， EPC 占据多数）。

2.3 切入上游光伏制造 带动公司跨越式发展

当前 PERC 已接近效率极限，新技术迭代需求迫切。当前主流电池技术 PERC 转换效 率已经达到 23.8%，非常接近其理论极限效率 24.5%，增效空间压缩，新技术释放需求迫 切。第三代电池技术发展方向为 N 型电池片，主要代表有 TopCon 和 HJT，相较于 PERC 电池具有转换率高、温度系数低，双面率高以及载流子寿命高等优势。根据经验公式，电 池转换效率每提升 1%，成本便可下降 7%，N 型电池是未来高效电池的发展方向。 TopCon 和 HJT 的极限转换效率分别为 28.7%和 27.5%，远高于 PERC。

TopCon 生产线与 PERC 具有兼容性，改造成本较低，预计将在 2023-2030 年期间 逐步提升市占率。TopCon 电池的制造工艺与 PERC 有很高兼容性，在 PERC 产线上升级改造即可，根据 SMM 的数据，单位 GW 改造中增加的设备投资额为 5000 万元—7000 万元，而 HJT 投资回报周期/成本下降仍需时间优化，因此 TopCon 电池的产业链最为成 熟，具有大规模量产条件，预计在未来十年市占率快速提升。根据我们统计主要厂商 TopCon 产能，2022 年 TopCon 总产能将达到 71.6GW，2023 年达到 138GW， TopCon 产能进入快速放量时期。

TopCon 成本下降，效益提升，盈利空间逐步凸显。TopCon 成本可分为硅片成本和 非硅成本，1）硅片成本，以 2 月 4 日中环公布的硅片价格来看，182 P 型硅片价格 6.33 元/片，182 N 型硅片报价 6.52 元/片，考虑到效率差异，TopCon 度电硅片成本与 PERC 基本持平，2）非硅成本，由于设备折旧更高，银浆耗量更高，TopCon 的非硅成本较 PERC 高大概 0.05-0.07 元/W，未来随着硅片薄片化发展和非硅成本（银浆耗量下降等） 的下降，TopCon 有望与 PERC 实现成本打平。而在定价端，由于 TopCon 转换效率更高 降低配套设施成本，衰减率更低/温度系数更低提高发电量，当前市场给予 TopCon 组件 的溢价维持在 0.1 元/W 左右，据 PVInfolink 报价（截至 2023 年 2 月 9 日），目前 TopCon（M10）电池片当前价格约在 1.19-1.2 元/W，较传统 PERC（M10/G12）电池 （1.13-1.15 元/W）高出 0.04 ~0.07 元/W 的溢价。

公司切入电池片环节，计划投产 20GW TopCon 电池片产线。2022 年 12 月 2 日公 司发布公告提出拟在南通开发区投资建设 20GW 高效 N 型 TopCon 光伏电池生产基地， 一期 12GW 项目投资总额为人民币约 50 亿元，二期 8GW 项目投资总额为人民币约 50 亿元，二期投资金额为初步测算。项目建设期三年，公司计划第一阶段 6GW 生产线于 2022 年 12 月底前开工建设，2023 年 7 月底前竣工投产，第二阶段 6GW 生产线 2024 年 3 月投产，5 月达产，并同时开展二期项目，计划 2024 年底具备 20GW 整体产能。 公司基于前期光伏领域基础，积极拓展人才队伍，TopCon 电池片实为厚积薄发。林 洋集团 2004-2010 年曾涉足光伏制造环节，后因光伏行业陷入低谷而转让股权，十三五 随着光伏行业进入增长期，公司计划重新进入光伏制造领域，并将 TopCon 电池片作为发 展方向。为了快速进入市场，公司利用早期光伏管理团队的产业资源迅速搭建起人才队伍。随着电池片团队逐步搭建，预计公司将逐步兑现 20 GW TopCon 产能，助力公司实现大 踏步发展。

我们认为，TopCon 产能的投产一方面将配合公司光伏业务提升 EPC 整体盈利水平， 另一方面能够将公司近十年来累积的五大六小央企合作资源进行终端客户转化，实现终端 产品销售，甚至在未来能与公司储能业务产生协同，为客户提供光储一体化项目系统集成。 此次 TopCon 产线的建设意味着公司大规模切入上游光伏制造领域，能与公司现有业务产 生协同作用，同时在行业红利期助力公司获取超额盈利，参考目前主要电池片厂商盈利情 况和 TopCon 溢价，我们假设 TopCon 电池片单瓦净利 0.05-0.08 元，公司 20GW 产 能投产后将给公司带来 10-16 亿元的盈利增厚。

3. 储能：产业链布局完整 明后两年增速明确

3.1 储能全产业链布局 通过储能产品销售和共享储能运营获 取收益

公司联合亿纬锂能，打造从端到端的电化学储能全周期业务链，实现从电芯到系统的 全流程制造和质量管控。上游：公司与亿纬锂能的子公司亿纬动力成立了江苏亿纬林洋储 能技术有限公司（公司持股 35%，亿纬动力持股 65%），主要生产磷酸铁锂储能专用电 芯，产能 10GWh，已于 2022 年 11 月投产。中下游：2020 年公司与亿纬动力成立子公 司江苏林洋亿纬储能科技有限公司（公司持股 85%。亿纬动力持股 15%），主营储能产 品销售及系统集成，随后 2022 年该公司在启东成立江苏林洋能源装备有限公司，规划建 设年产能 6GWh 的储能 pack 和直流侧系统，目前第一条年产能 1.5GWh 的产线已经投 产，随着电芯产能和 pack 产能同步投产，标志着公司在储能领域正式发力。

公司业务主要包括储能子系统的销售和独立储能电站的运营。1）储能子系统的销售： 公司具备从 pack 到储能集装箱的全产业生产能力，能够提供 pack、电池簇、预制舱式储 能系统、立柜式储能系统等标准产品，应用场景包括新能源配套储能（包括央国企作为业 主进行招标的储能项目）、共享储能和工商业户用储能（提供柜式产品）；2）独立储能 的运营：在部分共享储能电站项目上，公司除提供储能设备和系统集成外，还会以参小股 方式参与储能电站运营，通过容量租赁+电网侧辅助服务的方式获取收益。

1）储能子系统销售：公司着力打造高安全、高能效、长寿命、高性价比的储能产品， 在同等情况下获取央国企订单能力更高。 新型电力系统的发展下，我国电化学储能需求快速增加，据测算十四五期间需要新型 储能 53.4GW。随着新能源装机的快速发展，电力系统的调峰需求快速增加，根据我们调 峰缺口模型测算，在弃水/风/光率达到 3%，且煤电灵活性改造规模和抽水蓄能建设以及 需求侧响应要求都达到规划的情况下，到十四五末期我国仍需约 53.4GW 的新型储能来填 补调峰缺口，相比 2021 年末存量装机仍有近 8 倍增长空间。

随着储能行业的逐步规范，安全性、可靠性成为厂商考虑的重要因素。受到行业内多 个储能事故影响，自 2021 年以来，已有多个关于储能安全的文件出炉，2021 年 11 月， 国家标准《电化学储能电站安全规程》完成公开征求意见，该规程拟规范电化学储能的消 防问题，提出“自动灭火系统的最小保护单元应为电池模块，每个电池模块宜单独配置探 测器和灭火介质喷头……能扑灭电池火灾和电气设备火灾，且防止复燃”，受此影响，储 能场站在招标或者建设时也将安全、消防等作为核心指标。与此同时，储能厂商在招标时 将能效、寿命等多个因素纳入考察，通过“打分”等形式体现“高安全、高可靠”的价值。

通过先进的热管理技术和高安全消防架构设计，着力提高储能系统的高安全、高可靠 性、高能效，公司在央企国企招标中获取订单能力强。公司在储能系统集成上对于储能系 统的高效散热及均温、电池全状态监测和健康状况预判、电站的数字孪生技术、多重消防 系统、3S 融合控制系统方面进行技术创新，针对不同应用需求合理集成设计，着力实现 储能产品的高安全、高能效、长寿命和经济性。2022 年子公司江苏林洋亿纬储能科技有 限公司还荣获“中国储能产业最佳系统集成解决方案奖”，足以体现公司在系统集成领域 的技术实力。受此影响，我们预计公司能够在央国企招标中获取更高的“技术分”，从而 获得更多订单，根据公司披露，截至 2022 年 6 月底公司已经获取各类储能项目超 4GW， 其中在国企央企的设备招标中获取项目 580MWh。

2）共享储能运营：行业盈利逐步清晰，公司利用自有低成本高质量优势有望获得高 收益率。 公司作为最早提出“新能源+共享储能”并进行开发建设的运营商之一，有望参与推 进省级独立储能盈利政策，获取较高的收益率。2020 年公司便提出推进“新能源+共享储 能电站”的发展路径，与行业内开始推进共享储能基本处于同一时间段。目前各省虽然多 为积极推进共享储能的发展，但对于其收益来源（容量租赁、调峰调频，抑或是两者结合） 仍未有确定，我们认为，十四五期间将为储能发展的黄金时期，政策有望逐步清晰，而公 司作为行业的“领头羊”，有望参与各省政策的制定，助力行业的稳健发展，同时保障公 司项目获取较高的回报率。

租赁租金+调度收益，各省共享储能收益模式陆续出台。自 2021 年 8 月国家发改委 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》明确鼓励 新能源企业通过自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任之后，共享储能在部分省份得到 快速发展，据不完全统计，2022 年新增共享储能项目 127 个，分布在 18 个省份，建设 规模 17.15GW，容量 38.01GWh。除此之外，多数省份均已出台政策明确独立储能收益机制，以山东为例，其储能电站收益=租赁收益+容量补偿（对于示范项目参与电力现货 市场给与容量补偿，补偿费用按照 2 倍执行）+现货充放电价格差。

部分共享储能项目运营获得盈利，多数储能项目将转让出去，相当于储能产品销售。 截至 2022 年 6 月底，公司已经获取超 4GWh 的储能项目，其中多数为新能源配套储能， 一方面，公司将运营部分共享储能项目，随着行业内政策逐步明晰，公司收益率将较为可 观，另一方面，由于公司新能源指标中部分项目将在建成后转让出去（作为 EPC 获取收入， 具体可见第二章），部分配套储能项目也将随之转让（或公司为了回笼资金转让），从而 实质上相当于出售储能系统销售盈利。 除此之外，基于电表境外业务形成的品牌和渠道优势，公司储能业务也有望出海扩大 盈利。目前以欧洲、中东为代表的海外市场电价飙升，当地用户对储能的需求大幅提升， 根据欧洲储能协会(EASE)的研究，到 2030 年，欧洲需要部署总装机容量为 187GW 储能 系统（其中电化学储能规模 122GW），到 2050 年需要部署 600GW 储能系统（其中电 化学储能 415GW）来实现其可再生能源发电目标，公司在优势市场出货量有望快速增加。 公司电表业务在欧洲、中东等地区长期发展，与当地客户联系紧密，具有良好的品牌优势 和渠道优势，未来公司储能产品完全能够借助海外子公司、海外销售人员扩展市场，在境 外市场快速发展。

3.2 员工持股计划提高激励 预计未来三年储能公司增长迅猛

2022 年推出员工持股计划，预计储能公司骨干成员重点纳入。2018 年公司首次计划 回购股份用于员工持股计划，并于 2022 年 1 月正式公告，随后 2022 年 3 月 24 日公司 第三次公告回购股份（第二次回购股份主要用于可转债转股）用于员工持股计划。本次计 划回购股份 1037-2075 万股，资金总额 1.5-3 亿元，略低于上期，考虑到公司 2021 年 新增储能业务，团队人员逐渐到位，预计本次员工持股计划将作为上期计划的补充，主要 给予储能公司管理人员和骨干员工充分的激励。 公司通过员工持股计划和限制性股票的方 式将核心成员与公司未来发展深度绑定，有望大幅激励核心骨干成员，从而助力公司储能 业务快速发展。

根据公司储备项目，预计未来三年储能公司营收高速增长。结合公司的储备项目，我 们预计 2022-2024 年公司将分别实现 450MWh、1200MWh、2000MWh 的储能产品 销售（储能场站转让可视同储能产品销售），按照 1.33 元/Wh 的平均价格，我们测算公 司 2022-2024 年公司储能公司实现收入达 6 亿元、15 亿元和 25 亿元，2023-2024 年同 比增速分别为 150%和 66.7%。

4. 电表：公司基本盘 稳定受益于智能电表的增长

电表业务为公司基本盘，目前市占率稳居行业第一梯队。公司前身林洋电子于 1995 年成立，成立之初就专注于电子式电能表的研发和销售，至今已发展了近 30 年，目前稳 居智能电表行业第一梯队，据统计，公司在国网历年智能电表招标中市占率基本保持在 3%-5%之间（主要因为国网智能电表的招标比较分散），在南网智能电表招标中的市占 率保持在 13%-15%之间。

受益于国内智能电表替换上升周期和数字化带来的价值量提升，公司预计将迎来快速 增长。根据《中华人民共和国国家计量检定规程》，三相电能表约需 3-6 年更换。2009 年国网开始试行电表集中招标，并在 2010-2017 年基本完成上一轮智能电表改造，从历 史数据来看 2014 年、2015 年是两网招标总量的大年，其中 2014 年国网招标总量更是达 到了历史最高的 0.92 亿台。由于 2 级单相智能电表的招标量在招标总量中占有将近 85% 以上的份额，因此若以 8 年作为一个替换周期，则从 2017 年开始，电表替换需求将迎来 上升期（2020 年需求大幅下降主要是受疫情影响），且 2022-2024 年极有可能将是智 能电表的需求大年。

除此之外，电能表的价值量逐步提升。国内电力市场化的交易发展，以及未来新能源 并网参与实时电力交易可能要求电表有强大的存储系统能够支持现货交易，可能是要求分 钟级甚至 15 分钟级的存储，倒逼智能电表更新换代，在此基础上，2020 年国网对新一代 智能电表提出了计量、通信、数据采集、边缘计算、控制多功能集成的新要求，这在相当 程度上增加了单个智能电表的价值量。2020 年之前，智能电表平均招标价格在 200 元左 右，而根据 2021 年的最新招标结果来看，单个智能电表平均价格已经接近 300 元。

在巩固国内龙头电表地位的基础上，公司积极拓展海外市场。自 2015 年公司通过收 购 ELGAMA 切入海外市场以来，海外市场不断进行突破。目前公司智能电表海外销售布 局主要包括：1）跟欧洲三大系统提供商之一兰吉尔在欧洲、东南亚市场合作；2）在东欧 地区通过全资子公司 ELGAMA 获取订单；3）在中东、亚太、非洲、拉美设立了子公司、 合资公司以及办事处开展业务。2017~2021 年公司智能电表境外销售额分别为 4746 万 美元、3805 万美元、4367 万美元、2 亿美元（其中沙特市场销售额近 1.3 亿美元）和 1 亿美元（根据 2021 年 12 月 31 日的美元汇率计算），海外销售额快速增长。

在手订单充足，2022-2023 年收入增长有保障。2021 年公司国网南网共获取订单 9.3 亿元，其中上半年 4.3 亿元，下半年 5 亿元，同时海外在手订单 7 亿元，2022 年公司 新获取订单 13.7 亿元，其中上半年 10.42 亿元，下半年 3.27 亿元，由于上半年中标一般 在当年体现收入，下半年中标逐步在次年实现收入，因此我们预计 2022 年公司执行订单 23-24 亿元，较 2021 年同比增长 10%-15%。