2023年能辉科技研究报告 专业化集中式光伏电站系统集成商

能辉科技：专业化集中式光伏电站系统集成商

火电设计起家，逐步发展为光伏电站一站式服务商。公司成立于 2009 年，是上海市高新技 术企业。公司发展初期以火力发电及火电脱硫脱硝工程设计为主，以此积攒了较多客户资 源及业务实施能力；2011 年开始对外承接光伏电站设计业务，随后拓展分布式光伏电站运 营业务，逐步发展成为以光伏电站设计、系统集成及投资运营一站式服务为主体，同时开 展垃圾热解气化、储能、重卡换电等新兴技术研发和应用的新能源技术服务商。

创始合伙人均为电力行业专业出身，持股比例较为集中。罗传奎、温鹏飞、张健丁为公司 的创始人、一致行动人及公司实际控制人，合计持股 60.14%。公司三位创始人皆为国内高 校出身，在电力行业深耕多年，具备丰富的专业经历以及同业资源，其中公司法定代表人、 董事长罗传奎为清华大学博士，高级工程师，注册环境工程师，作为技术带头人，曾荣获 山东省科技进步二等奖，长期致力于电力、新能源及环保领域的设计与研究工作，创立公 司前曾在浙江省电力设计院工作多年；公司总经理温鹏飞为上海交通大学学士，工程师， 长期在电力及新能源领域工作，曾在河南省电力勘测设计院工作多年；公司副总经理张键 丁为清华大学学士，高级工程师，长期在电力及新能源领域工作，曾在山东省电力设计院 工作多年。

18-21 年收入利润快速增长，22 年产业链价格高企压制项目释放导致业绩承压。公司收入 由光伏电站系统集成、电站运营、新能源及电力工程设计为主，其中系统集成收入占比在 90%左右。2018-2021 年受益于国内光伏行业快速发展，公司业务规模快速提升，收入/归 母净利分别由 3.4/0.3 亿元增长至 5.9/1.0 亿元，CAGR 分别为 20.4%/54.9%。2022 年由 于疫情及组件价格大幅上涨等因素影响导致部分项目实施进度放缓，实现收入 3.82 亿元， 同比-35.6%，归母净利为 0.26 亿元，同比-74.9%。23Q1 受土地及项目开工较晚等因素影 响公司收入及归母净利仍有一定下滑，同比分别-39.2%/-63.5%。

业务收入主要来自于光伏电站系统集成，占比达 90%以上。公司服务模式主要包括设计咨 询、系统集成、投资运营和产品研发。其中光伏电站设计及系统集成项目主体以装机规模 较大、建设场地地形多样、并网电压等级较高、项目实施技术难度较大的集中式光伏电站 为主，是山地光伏设计技术的引领者之一，陆续承接了贵州省第一个光伏电站项目、广发 集团在粤北地区投资开发的首个大型光伏发电地面电站等多个省级标杆项目。公司其余部 分收入来自于自持的分布式光伏电站运营收入，占比达 8%以上，新能源及电力工程设计收 入，占比达 1%以上。 从毛利率来看，2019 年以来公司整体毛利率保持在 25%以上，其中收入占比最高的光伏电 站系统集成业务毛利率保持在 22%以上，22 年受到上游组件价格高企等影响，项目建设放 缓，毛利率有所下滑；电站运营毛利率稳中有升，由 2018 年的 62%提升至 2022 年的 67%， 主要系公司持有电站已建成多年，运营较为成熟，折旧摊销相比前期有所减少；新能源及 电力工程设计毛利率波动较大，主要受项目类型及进度影响，21-22 年有所下降但仍保持在 35%以上。

收入下降摊薄效应减弱，ROE/ROIC 有所回落。2018-2021 年公司期间费用率稳定在 8% 左右，与其他设计公司类似，公司管理和销售费用中职工薪酬占比较高，费用较为刚性， 因此 22 年收入下滑幅度较大的情况下期间费用率对公司利润影响较大。同时，22 年公司 支付股权激励费用 0.11 亿元，若剔除股权激励影响，则 22 年公司归母净利约为 0.37 亿元。 上市前三年，公司 ROE 及 ROIC 持续提升，2021 年上市后分别为 13%/16%，维持较高水 平，22 年受归母净利润下滑影响 ROE 及 ROIC 有所降幅较大，但考虑近两年公司人员扩 充基本完成，后续人员固定费用预计不会大幅增加，若今年收入恢复正常水平，我们预计 公司利润率及 ROE 有望回升。

应收账款周转率下降，项目回款较慢拖累现金流。2018-2020 年公司应收账款周转率由 2.51 提升至 3.13，但 21-22 年又逐步下降至 1.38。22 年末公司应收账款余额为 2.9 亿元，较 21 年末增加 13.3%，主要为应收连州市海得新能源开发有限公司、国家电力投资集团有限 公司、平山县北冀建能新能源开发有限责任公司、乐昌穗发新能源有限公司等单位的工程 款。但从账龄看，22 年末公司应收账款账龄以 1 年以内及 1～2 年为主，其账面余额分别 为 1.73 亿元和 1.09 亿元，合计占比超过 90%，整体看公司客户以大型央国企为主，应收 账款风险较小。现金流方面，2020 年起公司经营性净现金流转正，但此后两年呈下滑趋势， 22 年公司经营性净现金流为-1.14 亿元，同比再次转负，主要系光伏 EPC 项目回款较慢， 应收款项增加，同时应付款项到期支付所致。我们认为随着公司新签订单与在手订单持续 推进，项目进度逐渐恢复，公司应收账款周转率及经营性现金流有望改善。

产业链降价刺激需求释放，光伏 EPC 有望受益

2022 年光伏新增并网容量创新高，集中式占比受组件价格影响

22 年光伏新增装机再创新高，集中式占比持续下降。据国家能源局数据，截至 2022 年底， 国内累计光伏并网容量为 392GW，同比增长 28%。其中，地面集中式电站为 234.4GW， 占比 60%；分布式光伏为 157.6GW，占比 40%。2022年全国光伏新增并网容量达 87.4GW， 同比增长 59%。其中分布式光伏新增并网容量 51.11GW，集中式光伏新增并网容量 36.29GW，占光伏新增总并网容量比 42%，较 2021 年占比 47%有所下降，集中式光伏占 比下降一方面由于分布式光伏高景气，另一方面主要系上游硅料及组件价格高企压制地面 电站项目收益率从而影响电力运营商开发及推进项目的意愿。

硅料产能有序释放带动价格下降，集中式光伏项目有望迎来放量。2021-2022 年硅料产能 短期受限于检修等因素影响，释放速度低于预期，推动硅料价格持续上涨，硅料报价最高 点达 44.48 美元/kg，组件价格则涨至 0.22 美元/W。硅料端，22 年 8 月起，随着通威、新 特、协鑫、亚硅等新增产能逐步贡献增量，国内硅料产量环比增加，国内多晶硅供应短缺 情况将有所缓解，硅料价格开始回落。组件端，高昂价格导致国内电站项目延宕，随着硅 料价格逐步下降，组件价格同样回落，从而带动下游投资方的成本下降；同时，大尺寸+薄 片化+N 型等新技术快速推动产业链降本增效，进一步提升光伏装机经济性，光伏装机需求 有望进一步释放。据 CPIA 预测，2023 年我国光伏新增装机有望达 95-120GW，相比 22 年新增装机增长 10.4%-39.5%。据国家能源局，23 年一季度全国集中式/分布式光伏新增装 机分别为 15.5/18.1GW，同比+258%/+104%，集中式光伏项目明显放量。

上游降价有望带动产业链利润分配重塑，下游 EPC 及运营商有望受益。光伏发电产业链主 要分为上游的晶硅、晶片、光伏玻璃、铝合金、电子元器件等原材料；中游的光伏组件、 光伏支架、光伏电力电子产品等光伏发电设备；下游的光伏电站 EPC 承包及光伏电站运 营维护。随着上游硅料的降价带动中游组件价格下降，下游光伏电站运营商的投资成本有 望下降，项目 IRR 有望提升。而项目 IRR 的提升有望带动电站运营商的投资热情，加快项 目的释放及结算，进而带动光伏 EPC 的需求增长。

组件成本是光伏电站投资的主要构成。光伏电站投资主要受设备选型、项目规模、电压等 级、施工条件、非技术成本等因素影响。其中，技术成本包括设备及安装费、建筑工程费、 其他费用、基本预备费、建设期利息等；非技术成本包括土地成本、送出成本、财务成本、 限电成本等。据中国电建西勘院测算，在整体投资构成中占比最高的是组件成本，占比在 40%以上；其次为支架，占比约 13%-18%（固定式占比较低）；逆变器及箱变、集电电线 电缆分别各占比约 5%-6%；其他则主要为升压站、土地、建筑工程、送出线路等成本；若 考虑配储能，则储能系统占比也在 6%左右。

组件成本下降有望提升光伏项目经济性，但在电力市场化环境下交易电价同样重要。既有 光伏项目经济性分析方法是基于光伏电站的成本、电价、电量计算内部收益率。成本端， 由于支架、逆变器等设备成本主要受价格变动影响，随着组件价格的下降，建筑工程等其 他技术成本在整体投资中的占比将有所提升。价格端，目前我国已进入电力市场化阶段， 交易电价的变化将对光伏电站的收益产生重要影响。结合市场数据我们测算了组件价格和 交易电价对光伏项目资本金 IRR 的影响，测算结果显示组件价格每下降 0.1 元/W，项目资 本金 IRR 可提升 0.1-0.2pct，交易电价每上升 0.015 元/kWh，项目资本金 IRR 可提升 0.2-0.4pct。展望 23-24 年，随着组件价格有望由 1.8 元/W 以上下降至 1.4 元/W 以下，在综合电价高于 0.5 元/W 地区的项目收益率已高于 6%，下游装机意愿有望大幅加强。同时， 在组件成本下降的背景下，其他技术成本的控制能力将更加关键，因此具备专业技术能力、 成本控制能力出色的承包商优势有望凸显，同时具备更强的运营维护以及电力市场化交易 能力的运营商也将获得更高的收益。

光伏电站系统集成：商业模式多样，竞争格局分散

光伏电站系统集成业务是根据客户需求，为光伏电站建设项目提供方案设计、物料采购、 方案实施等全过程或若干阶段的技术集成服务。其中，方案设计是指是根据电力工程项目 需求，对工程涉及的技术、环境、资源等条件进行综合分析、论证、编制项目建设工程整 体设计方案。在电站系统集成业务中，土建基础施工、支架安装、组件敷设、电缆敷设、 逆变器等设备定位及安装等工作均以项目设计方案作为工作开展基础。光伏电站系统集成 一般采取工程总承包模式（即光伏 EPC），承包商接受业主委托，按照合同约定对工程项目 的设计、采购、施工等实行全过程或若干阶段的承包。除此之外，光伏电站的开发方式还 包括 BT、BOT 等，在此模式下项目公司负责光伏电站的开发和建设，拥有光伏电站的产权， 建设完成后再将其转让给相关的运营方。 光伏 EPC 参与主体多元，央国企体量领先。目前我国光伏 EPC 的竞争格局较为分散，从 竞争主体来看，前十名以建筑央国企为主，且中国电建和中国能建规模大幅领先；民营企 业中参与主体多元化，大部分为光伏中游制造商如协鑫集成（组件）/特变电工（硅料）/中 来股份（背板）/东方日升（组件） 下属的专业化工程公司。据 IHS Markit，2019-2020 年 全球光伏装机集成商中，中国电建排名第一；而根据 365 光伏统计，2021 年中国电建（集 团）全球光伏装机 EPC 总包的并网装机量达 10071MW，再次位列第一。

商业模式多样化造成各公司收入体量及盈利水平差异较大。据我们统计，A 股上市公司（或 拟上市）中参与光伏电站系统集成业务的公司较多，但仅有能辉科技和晴天科技以此为主 业，相关收入占比超过 90%，其中能辉科技以集中式光伏电站系统集成为主而晴天科技以 分布式为主。从收入体量来看，中国电建 22 年其他电力工程建设收入达 1614 亿元，但其 中还包含了除光伏以外的其他新能源的 EPC，因此体量高于其他公司。从毛利率来看，22 年能辉科技毛利率为 22.2%，高于其他公司，主要由于不同公司的商业模式以及专业化程 度不同。

根据组件安装位置、是否包含组件采购、客户产权范围的不同可划分出多种商业模式，商 业模式的不同是造成光伏电站系统集成公司收入及盈利能力差异的重要因素，我们将对其 进行详细对比分析。

商业模式多样化之一：集中式与分布式

根据光伏电站的类型不同，光伏电站系统集成业务可分为集中式光伏电站系统集成和分布 式光伏电站系统集成。集中式光伏电站是指集中大规模发电，与公共电网相联接并承担供 电任务的光伏电站，主要安装在较为宽广的山地、水面、滩涂、荒漠等区域，电力经逆变 器、升压变压器在电网的高压侧并网，利用电网远距离传输到终端用户。集中式电站具有 规模效应，管理难度较小，但具有建设周期长、占用土地资源等弊端。分布式光伏电站是 指利用闲置屋顶等资源，布置在用户附近的发电系统。 分布式光伏电站主要包括工商业屋顶分布式光伏电站和户用屋顶分布式光伏电站等，大多 建设于厂房、办公楼及家庭住宅的屋顶。分布式光伏电站靠近用电侧负荷中心，所发电力 就近消纳，并可将剩余电力上传至公共电网；但屋顶分布式电站单体规模小、项目分散、 屋顶条件不一，开发和管理难度较高。

集中式与分布式光伏电站在客户、安装区域、施工难度等不同方面均有所差异，依据集中 式与分布式标准，光伏赛道玩家可划分为以下三类：1）集中式为主，主要有能辉科技、晶 科科技、中国能建、中国电建、太极实业、东方日升；2）分布式为主，主要有晴天科技、 中来股份（户用）、正泰电器（户用）、水发兴业能源（工商业）、苏文电能（工商业）、芯 能科技（工商业）；3）综合：协鑫集成、阳光电源、林洋能源、天合光能。我们分别以能 辉科技和芯能科技作为集中式和分布式光伏的代表，可以看到 22 年能辉科技光伏电站系统 集成业务收入同比-36.5%，而芯能科技光伏项目开发建设及服务收入同比+190%，侧面反 映出 22 年集中式需求承压而分布式高景气的局面。

商业模式多样化之二：大 EPC 与小 EPC

根据合同中是否包含组件采购，可分为自主采购（大 EPC）和业主采购（小 EPC）两种模 式。一般而言：非专业光伏电站投资方倾向于将组件采购一并发包。非专业光伏电站投资 方相关专业人员配置不足，而组件、逆变器等设备成本占光伏电站系统总投资成本的比例 一般 40%-60%，同时组件质量是影响发电效率的重要因素之一，对该类投资方而言，将组 件、逆变器采购交由更加专业的光伏电站系统集成服务提供商进行采购有利于控制项目成 本、保障项目质量和顺利推进； 专业光伏电站投资方倾向于采取集中采购方式。与非专业光伏电站投资方相比，国家电力 投资集团有限公司、中国电力建设集团有限公司等下属从事电站投资业务的主体专业人员 配置较强，并且其电站投资业务具有持续性，各年度光伏组件需求量较大，通过集中式采 购的方式将当年光伏电站投资业务所需光伏组件集中招标采购可获取较优惠价格。

由于业务涵盖的采购范围不同，因此大 EPC 和小 EPC 在招标价格上有较大差异，据北极 星太阳能光伏网统计，22 年 1-12 月全国地面/分布式光伏电站大 EPC 中标均价分别在 3.60~5.09/3.96~4.58 元/W 之间波动，而小 EPC 中标均价则分别在 1.13~1.77/2.01~2.61 元/W 之间波动。由于组件、逆变器等设备为标准化产品，市场上交易价格较为透明，由 EPC 承包商负责采购的光伏组件等设备的销售毛利率较低。因此，如合同约定中由 EPC 承包商 负责采购组件等设备（即小 EPC），项目的合同总额和采购成本将会提高，但也会导致项目 整体毛利率降低。

以晴天科技为例，在不同应用场景及不同承包模式下，光伏电站系统集成的毛利率差异较 大，其中在工商业分布式光伏领域，公司采取业主采购模式（小 EPC）的毛利率在 30%以 上，相比自主采购模式（大 EPC）的毛利率高 10-20pct；而在户用领域，公司采用大 EPC 模式的毛利率反而高于小 EPC 模式（21 年两者毛利率相近），尤其是 22H1 其大 EPC 毛利 率高达 46%，主要原因是户用分布式光伏在大 EPC 模式下单瓦收入较高。

商业模式多样化之三：投资主体与项目所有权

传统的光伏 EPC 模式通常采取招投标的形式，竞争较为激烈，且 EPC 承包商前期需要垫 资进行相关设备及材料的采购，对资金压力较大，同时也存在因为项目用地协调不顺延缓 项目进度等问题。因此，部分光伏电站系统集成商会采取自行开发而后转让的模式。在光 伏项目的前期开发中，民营企业的决策灵活性，能有效提高项目开发效率，降低开发成本; 然而，对于长达 20 年以上的项目持有环节，资金成本低、抗风险能力强的央企、国企则更 具优势。因此，在实际项目开发中，光伏电站的运营商及系统集成商通常会采取合作开发 的模式，由双方成立项目公司，负责开发、建成之后，将项目公司的股权卖出给运营商。

在开发转让的模式下，光伏电站系统集成商需要承担前期的项目资源勘探以及客户沟通等 工作，项目的质量直接决定后续转让给运营商的盈利能力，因此对开发商的资源开发能力 要求较强。在集中式光伏领域，阳光电源、特变电工等公司光伏中游设备制造公司通常采 取 BT 模式为其客户开发电站资源；而在分布式光伏领域，永福股份等众多民企凭借其原先 优势领域（如电力设计、钢结构、政府照明工程等）积累的丰富客户资源，在光伏电站资 源开发上具备一定优势。

高难度及专业化带来高盈利，技术创新驱动多维成长

具备光伏系统集成核心技术优势，盈利能力行业领先

公司是山地光伏设计技术的引领者，完成了多个具有代表性的标杆项目。公司光伏电站设 计及系统集成项目主体以装机规模较大、建设场地地形多样、并网电压等级较高、项目实 施技术难度较大的集中式光伏电站为主，是山地光伏设计技术的引领者之一，陆续承接了 贵州省第一个光伏电站项目、广发集团在粤北地区投资开发的首个大型光伏发电地面电站 等多个省级标杆项目，具有丰富的核心技术项目实践经验，可针对项目中的重点和难点为 客户制定有效的创新性解决方案。

公司最重要的核心竞争力体现在核心技术优势、典型项目实践经验及其应用能力。公司在 我国光伏发电行业发展初期已涉入该领域，自成立之初即布局光伏发电系统技术研发，公 司已掌握了电站系统设计、支架设计开发、电站配电系统优化、分布式光伏整体技术方案 等核心技术，应用范围覆盖了普通地面光伏电站、山地光伏电站、农光互补光伏电站、水 光互补光伏电站、屋顶分布式光伏电站、扶贫光伏电站等各类光伏电站。在光伏电站系统 设计领域，公司拥有光伏电站主接线系统容量配比技术、复杂山地光伏电站总平面布置技 术等一系列具备较强竞争优势的核心技术，能够实现根据每个项目的实地情况、投资预算、 施工周期、运营计划，在设备选型、容配比、支架倾角、总图规划等方面制定有针对性的 设计方案，并达到节约电站占地面积、提高系统效率、增加电站运营经济效益的效果。 同时，公司光伏电站设计及大部分系统集成业务中所用支架均由公司自主设计，交由专业 厂家按照设计图纸制造。在光伏电站支架系统设计领域，公司已形成多项国家专利技术， 并应用于项目设计及实施过程，通过支架设计开发技术的科学运用，公司能够降低项目支 架用钢量，从而降低了支架后期维护成本，提高了项目经济性。

光伏电站系统集成业务尤其是山地光伏项目具备毛利率优势。2019 年起公司光伏电站系统 集成业务毛利率高于 20%，在可比公司中处于领先地位，主要受合同供货和施工范围、业 务模式、项目实施进度、优势项目类型等影响，其中合同中是否包含组件供应对毛利率影 响较大，2018-2020 年公司含/不含组件或逆变器的项目综合毛利率分别为 10.62%、12.41% 和 18.80%和 16.88%、24.65%和 28.18%。而可比公司中除了晴天科技，均大多包含组件 采购，因此毛利率与公司存在差异。同时，由于公司业务以招投标为主，对销售人员依赖 程度不高，且作为专业程度较高的民企，公司内部管理决策效率较高，差旅及招待费用较 少，因此公司销售及管理费用率（除 22 年受股份支付费用影响）低于同行可比公司，因此 在高毛利率同时同样具有高净利率。

通常山地光伏项目实施难度大，发包方投标限价相应较高，而公司拥有丰富的山地光伏项 目实施经验和突出技术优势，通过投标过程中提出的高质量技术方案，公司以非最低价中 标多个山地项目；同时对于山地光伏项目，公司可有效控制项目实施成本，如在总图设计 时，公司结合现场实际地形地貌，优化方阵集中布置，有效降低工程电缆使用量；在满足 规程、规范的前提下，适当提高方阵容配比设计，降低设计采购成本；在满足规程、规范 的前提下，结合现场实际的地形地貌，多方案比较之后，光伏阵列基础采用单桩结构，有 效减少了光伏阵列基础实施工期，提高实施效率，因此公司在山地光伏项目上可取得较高 的毛利率。据公司招股书，19 年公司完成的多个山地光伏项目毛利率分别为 25.6%、24.4%、 25.5%，均高于公司当年光伏电站系统集成业务的毛利率均值。

项目储备充沛，客户资源丰富

公司战略联合大型能源集团及地方政府，项目获取能力较强。公司通过公开招投标、竞争 性谈判和邀请招标等方式获取光伏电站系统集成项目，其中招投标是主要方式，与国家电 力投资集团、中国电力建设集团、广州发展集团股份有限公司下属公司等优质客户建立了 良好的合作关系，2018-2022 年前五大客户收入占比达 85%以上。对于分布式光伏，公司 一般通过与国家和地方大型能源集团合作成立合资公司，公司负责前期项目资源开发及电 站建设，建设完成后即将项目及股权移交。同时，公司与河南省罗山县人民政府签订《罗 山县屋顶分布式光伏整县推进项目投资意向合同》，计划投资、建设 200MW 规模屋顶分布 式光伏电站。

在手订单充沛，23 年项目释放弹性较大。据公司招股书及可转债募集说明书，2019-2021 年公司光伏电站系统集成项目合同签约和中标规模合计达 1275.3MW，按全国装机量估算 市占率约为 1%左右。2019-2022 年公司合同开工规模分别为 410/302/450/247MW，2022 年受上游价格压制影响开工规模下滑较大。截至 2022 年 12 月底，公司光伏电站系统集成 业务在手订单金额为 8.9 亿元，占 2022 年度营业收入总额的 232.49%，后续收入释放潜力 较大。

积极拓展分布式光伏，可转债成功发行加快自持电站建设

公司是工商业分布式光伏的先行者之一，积累了十多年的工商业分布式光伏设计、系统集 成和投资运营经验。公司将利用技术优势和丰富经验，进一步加强工商业分布式光伏业务 的拓展。公司也是户用分布式光伏的践行者之一，2022 年公司优化户用光伏事业部，加强 户用分布式的开展。公司专注于光照资源佳、消纳条件好、上网电价较高的冀鲁豫粤桂琼 等省份户用分布式光伏市场开拓，以期成为新的公司利润增长点。22 年公司中标儋州市整 县推进项目(一期)东成镇等 7 镇户用光伏项目设计、施工总承包项目,项目总投资 3.89 亿元。

电站运营业务可产生持续现金流且毛利率较高，扩产后可有效增厚公司利润。目前，公司 自持了 14 座工商业分布式光伏电站，总装机容量 41MW，2018-2022 年公司电站运营业务 收入稳定在 0.28 亿元左右，毛利率高于 60%，盈利状况良好。23 年公司成功发行可转债， 募集资金总额 3.48 亿元，用于分布式光伏电站建设及补充流动资金。本次募投项目拟建设 58.6MW 分布式光伏电站，达产后有望年均增加收入 0.29 亿元，年均增加利润 0.15 亿元， 项目平均税后内部收益率为 8.36%，为公司利润带来新增量。

技术创新驱动，积极拓展储能及重卡换电等新领域

公司始终重视技术创新与研发，不断推进技术进步并基于具体项目持续实现应用性创新。 目前公司已拥有光伏发电系统技术、电站运维技术、储能技术、变电站设计技术、垃圾热 解气化处理系统技术等多项系统集成和设计技术成果。2018-2022 年公司研发人员及研发 支出逐年上升，2022 年研发支出占营收比例达 5.5%。截至 2022 年底，公司累计取得 145 项知识产权授权，其中实用新型专利 114 项，发明专利 13 项，光伏电站智能云运维管理平 台和储能微电网方面的软件著作权 18 项，涉及光伏新能源、分布式能源、电能替代（电动 重卡换电）智能化控制、智能移动换电机器人 AGV、新型储能微电网、环境保护等。

积极拓展新能源技术领域应用边界，加大储能微电网、电能替代等新兴领域研发投入。新 型储能微电网包括熔盐储能技术服务是公司新兴业务，公司优化了储能事业部，结合大客 户存量的集中式光伏电站和新增的集中式光伏电站，开发电源侧储能。在大型储能方面， 公司以 EMS 能量管理系统和储能系统集成为核心，研发了 2.5mw/5mwh 标准液冷储能产 品；该产品采用了数据网、控制网双冗余的设计，支持电力系统 IEC-104IEC-61850 （goosemms）通讯协议，能够与调度 AGV/AGC 联动，实现大型新能源电站的一次调频， 平滑出力，削峰填谷，备用电源等功能。同时在产品结构上，从被动锁止方式变为主动渐 进式锁止方式，嵌入式水箱设计，固定式换电与移动式换电方式配合大大提升产品换电成 功率，350kwh 动力储能电池包也进入样机量产阶段，预计 2023 年投入市场使用。

为抓住熔盐储能的市场机会，公司成立了专注于熔盐传储热及其他物理储能技术的控股公 司--上海能辉百吉瑞能源科技有限公司，该公司储备了熔盐储能及光热发电储热岛领域的技 术和人才，高起点地开展熔盐储能相关业务。 在重卡换电领域，公司前瞻性地于 2020 年即布局电动重卡换电技术服务；2022 年公司发 布了以无轨智能“小蚁”重卡换电机器人（AGV）为核心的第二代升级产品，构成一整套 电动重卡换电系统解决方案，业界反应良好。为推动电动重卡换电业务的发展，公司在河 南省信阳市罗山县筹建了研发基地，拟建立项目应用示范基地，公司将聚焦电动重卡应用 广泛的钢铁行业、港口码头、矿山、燃煤电厂、市政环卫、工程建设等领域，和徐工、北 奔、博雷顿、一汽、金龙等重卡生产厂商合作，探索、创新市场开发模式，拓展电动重卡 换电应用场景，为减排降碳做贡献。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）