2023年芯能科技研究报告 围绕主业拓展充电桩、储能等领域

1 芯能科技：国内民营工商业光伏运营龙头，布局充储板块打造新增长点

公司系国内民营分布式光伏运营龙头，围绕主业拓展充电桩、储能等领域。公司系国 内民营分布式光伏运营龙头，紧跟产品技术发展，围绕主业拓展分布式新应用；聚焦“自 发自用、余电上网”工商业屋顶分布式光伏电站的投资运营，主营业务包括分布式光伏电 站投资运营（自持分布式光伏电站）、分布式光伏项目开发建设及服务（开发+EPC+运 维）、光伏产品生产销售、充电桩投资与运营；并依托分布式光伏电站屋顶资源业主布局 “充电、储电”等新应用领域。

抢抓分布式光伏机遇，进军充、储板块扩大业务布局。公司成立于 2008 年，是中国最 早进入分布式光伏领域公司之一；2011 年公司获得“国家级高新技术企业”称号。2014 年， 公司完成 80MWp 分布式电站建设，实现单一产品制造向分布式光伏业务重心转移，抢抓分 布式光伏机遇；2015 年实现新三板上市，2018 年实现 A 股上市。2019 年，公司累计完成太 阳能分布式电站装机容量 1GW。2021 年公司储能系统正式投运，依托分布式光伏屋顶资源 进军充电桩、储能板块，持续扩大业务板块布局。

受益新能源景气加码分布式光伏电站投资，公司营收利润稳步增长。公司2020-2022年 分别实现营业收入 4.27 亿元、4.45 亿元、6.50 亿元，同比增速分别为 10.24%、4.31%、 46.00%；分别实现归母净利润 0.81 亿元、1.10 亿元、1.92 亿元，同比增速分别为 92.05%、 36.01%、74.10%；受益于新能源行业景气，公司稳步加码分布式光伏投资，近 3 年营收利 润实现稳步增长。2023 年第一季度，公司实现营业收入 1.27 亿元，同比增长 9.13%；实现归母净利润 0.30 亿元，同比增长 180.05%，主要系公司自持电站规模的持续扩大，光伏发 电量大幅增加，高毛利率的发电业务收入同步增加，净利润大幅提高，盈利能力不断增强。

依托光伏电站运营资源，布局充储板块打造新增长点。公司目前主营业务主要为光伏 发电、光伏产品、光伏开发建设、充电桩四大板块；光伏发电板块为公司主要营收来源， 2020-2022 年公司光伏发电业务营收分别为 3.47 亿元、4.08 亿元、5.29 亿元，同比增长分别 为 27.06%、17.44%、29.72%，占总营收比例分别为 81.32%、91.56%、81.36%。2022 年公 司光伏产品、光伏开发建设及充电桩均实现迅速增长，发电业务营收占比有所下滑。依托 光伏发电运营资源布局充储板块，2021-2022 年充电桩业务营收分别为 260.53 万元、433.80 万元，同比增长分别为 822.16%、66.51%。

分布式光伏电价中枢上移，公司盈利能力稳步提升。2020-2022 年公司销售毛利率分别 为 50.97%、54.82%、54.90%，净利率分别为 18.95%、24.71%、29.47%，毛净利率均实现 稳步提升，主要系公司“自发自用、余电上网”的商业模式下，光伏电价与大工业用电价 格同步变动，随工业用电价上行对发电业务收益产生积极影响。2023Q1 公司毛利率为 53.01%，同比提升 9.58pct；净利率为 23.62%，同比提升 14.42pct；主要系高毛利率的发电 业务收入同步增加。结构看，公司 2020-2022 年光伏发电业务毛利率分别为 61.24%、60.22%、65.54%，盈利能力持续处于高位；光伏产品毛利率分别为 3.40%、-14.57%、 2.33%、光伏开发建设毛利率分别为 45.86%、5.76%、19.90%，2022 年同比修复显著，主要 系全球光伏需求高增带动海外组件销售及光伏开发建设业务体量利润回暖。

实际控制人为张利忠等三人，光伏运营扎根浙江省基本盘。公司控股股东和实际控制 人为张利忠、张文娟、张震豪，三人直接持有并通过法人股东海宁市正达经编有限公司和 海宁市乾潮投资有限公司间接持有公司37.11%股份，及张佳颖作为一致行动人持有公司1% 股份，合计持有公司股份的38.11%。截止2022年末，公司旗下直间接控股子公司共76家， 分布式光伏布局浙江省嘉兴、杭州、宁波等 11 个地级市；并往省外江苏、江西、安徽、天 津、广东、湖北等地逐步拓张。

2 分布式光伏装机需求加速放量，工商业电站迎量利齐升

2.1 光伏平价全面深化，国内分布式市场需求加速

全球新能源转型加速，海内外光伏市场高速增长。全球碳中和目标、地缘政治变化及 能源短缺背景下，能源结构加速向清洁能源转型。2017-2022 年，全球光伏新增装机由 95GW 增长至 192GW，五年 CAGR 为 15.09%。随着光伏经济性逐步凸显，全球光伏装机市 场持续向好，光伏迎来快速发展机遇，多区域市场阶段性超预期发展。同时，多晶硅产能 瓶颈打开，价格快速回落，进一步刺激光伏市场需求。我们预计到 2025 年，全球光伏新增 装机有望达到 550GW，2022-2025 三年 CAGR 达 42.13%。

国内：地面电站需求蓄势待发，分布式市场景气持续。第二批新能源大基地方案指出， 到2030年规划建设风光基地总装机约455GW。其中，“十四五”时期规划总装机约200GW； “十五五”时期规划总装机约 255GW。根据国家能源局，目前第一批项目（97.05GW）已全 部开工，第二批项目正在陆续开工，第三批项目已经清单已经印发实施。同时，随着光伏 在建筑、交通等领域的融合发展，叠加整县推进政策的推动，分布式光伏项目有望维持高增，预计“十四五”期间将形成集中式与分布式并举的发展格局。我们预计到 2025 年，我国 光伏新增装机有望达到 200GW，2022-2025 四年 CAGR 达 31.77%。

分布式：山东、浙江等地装机领衔，各省加速推动分布式装机。根据国家能源局数据， 2022年国内分布式光伏累计装机容量达 157.62GW，其中山东、浙江、河北位列国内分布式 装机前三，累计装机分别为 30.20GW、19.26GW、18.61GW。各省加速推动分布式装机发 展，海南、河南、福建等地装机增速位列国内前三，22 年分布式光伏累计装机并网容量增 速分别为 137.63%、83.29%、78.98%；31 省中 29 省实现分布式光伏装机规模正增长。

2.2 电改下工商业电价边际增长明确，光伏产业链成本下降带动收益率提升

工商业电价组成：上网电价+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金 及附加。5 月 15 日，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的 通知》，进一步完善了输配电价监管体系，并公布了自 2023 年 6 月 1 日起开始执行的新一 轮省级电网输配电价。通知明确了工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、 输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。从浙江省电价组成来看，上网电价、输配电价系电价主要贡献部分，23 年 7 月 1-10kv 单一制用电中，上网电价、电度输配电价 分别为 0.5016 元/kWh，0.2144 元/kWh，占电价组成比重分别为 62%、27%。

上网电价采取燃煤基准价+上下浮动模式，市场化交易占比逐步提升。2021 年 10 月 11 日，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出有序放开 全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在 “基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。本次改革扩大市场交易电价上下浮动范围，将 燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大 为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业、电力现货市场交易电价不受上浮 20%限制。 市场化交易占比不断提升，2022 年国内市场化交易电量已达全社会用电量的 60%；市场化 交易下，电源侧电价的上涨将更快速同步地传导至用户侧，地域电力资源匮乏、极端天气 等因素也将不断影响并推高上网电价水平。从广东省电价来看，市场化交易放开后广东省 电价逐步提升，根据广东省电力交易中心，2023 年广东年度双边协商均价 0.55388 元/kWh；年度挂牌成交均价 0.55228 元/kWh；年度集中竞争交易成交均价 0.5539 元/kWh；可再生能 源年度交易成交均价 0.52994 元/kWh，环境溢价均价 0.02121 元/kWh。

需求旺盛地区电价上涨，北京、广东、浙江等地 6 月工商业电价相对偏高。推行电改 后，以 1-10kv 电压等级为例，2023 年 6 月工商业电价国内排名前五地区分别为北京、海南、 广东、浙江、上海，地区电度用电电价分别为 0.87 元/kWh、0.85 元/kWh、0.80 元/kWh、 0.80 元/kWh、0.79 元/kWh；电价结构中北京、海南、上海上网线损、输配电价、系统运行 相对偏高，受电网影响较大；广东、浙江上网电价显著偏高，主要系当地电力需求旺盛影 响。

硅料价格加速下跌，光伏组件价格下行推动光伏系统建设成本下降。根据 PvinFolink 数据，截至 2023 年 6 月 28 日，多晶硅主流价格 64 元/KG，较 3 月价格高点 230 元/kg 已下 降 72%，硅料价格创年内新低。根据 PVinFolink 数据，截至 2023 年 6 月 28 日，182mm 单 晶 Perc 组件价格已下降至 1.40-1.43 元/w，210mm 单晶 Perc 组件价格已下降至 1.41-1.44 元 /w；根据水发兴业 807MW 组件集采招标情况，P 型 182 单面标段集采的最低报价为 1.18 元 /瓦，创下近期组件招标价格新底。随硅料价格成本下降逐步往下游进行成本传导，下游收 益率有望逐步提升。

随组件价格下降及电价提升，工商业电站全投资收益率有望持续提升。我们以某装机 量为 5MW，位于浙江的工商业光伏项目为例估算，假设该光伏电站平均利用小时数 1000h， 自发自用比例为 100%；假设组件价格为 1.50 元/w，含税工商业电价为 0.50 元/kWh 时，项 目全投资 IRR 约为 6.97%；若维持组件价格不变，含税电价上升至 0.80 元/kWh 时，工商业 电站全投资 IRR 达到 15.85%，提升内部收益率 8.88pct。若在含税电价为 0.80 元/kWh 时， 组件价格下降至 1.20 元/w，工商业电站全投资 IRR 达到 17.59%，提升内部收益率 1.74pct。

3 加码分布式光伏电站布局，打造发电+运维+制造一体化产业链

分布式光伏装机容量稳健增长，新能源发电量逐步提升。公司稳步推进分布式光伏电 站装机，2020-2022 年末公司光伏电站累计并网容量分别为 519.23MW、605.03MW、 726.49MW，同比增长分别为 25.30%、16.52%、20.08%，装机容量实现稳健增长。受益装 机增长 2020-2022 年公司新能源发电量分别为 4.56 亿 kWh、5.65 亿 kWh、6.75 亿 kWh，同 比增长分别为 34.31%、23.99%、19.42%。

扎根浙江辐射全国，布局工商业电价优势区域。公司光伏电站主要位于浙江区域， 2020-2022 年浙江省电站并网容量分别为 489.25MW、549.94MW、631.91MW，占公司在手 持有电站比重分别为 94.23%、90.89%、86.98%。公司依托浙江省基本盘发力省外市场，布 局工商业电价优势区域，截至 2022 年末，公司在手电站已分布至江苏、江西、安徽、广东、 天津、湖北 6 个省区；2022 年公司省外装机增加约 39MW，占新增装机比例为 32.23%；从 储备的装机量来看，截至 2022 年末，公司储备省外装机约 58MW，占储备装机比例为 33.72%。公司布局区域均为电价优势区域，广东、天津、湖北、江苏 23 年 6 月 1-10kv 工商 业含税电度电价均超过 0.70 元/kWh，有望持续提升公司盈利能力。

自发自用余电上网模式优势明确，平均销售电价逐步提升。公司自持电站的消纳模式 皆为“自发自用，余电上网”，自用部分电费在与用电业主结算时，结算价格是以业主大 工业实时电价为基础，给予业主一定的电价折扣；公司 2020-2022年上网电量分别为 1.21亿 kWh、1.26 亿 kWh、1.58 亿 kWh，自发自用比例分别为 73.55%、77.73%、76.58%，占比持 续处于高位。自 2021 年下半年至今，全国绝大部分省份陆续上调大工业电价，其中公司自 持电站广泛分布及重点开发的浙江省、江苏省、广东省等诸多东中部经济发达省份电价上 调尤为明显；2020-2022 年公司平均销售电价分别为 0.76 元/kWh、0.72 元/kWh、0.78 元 /kWh，2022 年销售电价增长显著，带动公司发电业务毛利率逐步提升。

募投建设 160MW 光伏电站，加速分布式光伏资源布局。公司拟发行可转债建设 160.33MW 光伏电站，分布于浙江、江苏、安徽、广东、天津、湖北等地区；截至 2023 年 5 月，募投项目已并网 34.50MW，建设中 22.09MW，准备阶段 109.66MW；募投项目建设 进行后公司电站装机有望进一步扩容。

依托光伏发电资源平台，打造光伏开发建设及组件产品销售一体化产业链。公司陆续 承接央、国企 EPC 项目，布局组件销售 2022 年实现分布式光伏开发建设服务业务（开发 +EPC+运维）收入2899.44万元，同比增加194.56%；实现光伏组件销售收入8380.60万元， 同比增加472.26%。“自发自用，余电上网”分布式电站服务的对象是众多工商企业，各个 电站分布零散，各地的气候、环境、情况各异，需要配置足够专业的运维人员和设备；公 司设立了专门的电站运维部，组建了专业维护检修团队，开发了光伏电站、储能、充电桩 三合一智能监测运维平台；公司拥有自建的光伏组件生产线，2022 年公司实现组件生产 142.94MW，对外销售 48.39MW。

4 背靠光伏优质资源平台，发力充电桩及储能板块

新能源车销售量加速提升，充电桩保有量稳步增长。根据中汽协数据，2020-2022 年我 国新能源车销量分别为 136.70 万辆、350.79 万辆、687.16 万辆，同比增长分别为 13.35%、 156.62%、95.89%。充电桩作为新能源车配套核心基础设施保有量稳步增长，根据中国充电 联盟数据，2020-2022 年末我国公共充电桩保有量分别为 80.74 万台、114.70 万台、179.75 万台，同比增长分别为 56.35%、42.06%、56.72%；截至 2023年 5月末，公共充电桩保有量 208.4 万台，同比增长 46.82%。

储能装机量快速增长，配储比例有望提高。我国储能市场尚处于起步阶段，根据 CNESA 统计，截至 2022 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 59.4GW，同比增长 37%。目前我国新能源配储比例相对较低，在政策辅助下配储要求持续增长，储能增量市 场景气持续。

长期来看可再生能源发电占比提升，将有效释放储能广阔需求空间，我们预计到 2025 年国内新增储能装机 133GWh。 假设条件如下： 1）表前市场：表前市场以新能源发电配套为主，假设 2023-2025 年：1）国内光伏新 增装机容量分别约 150GW、180GW、200GW，其中集中式占比 50%，对应约 75GW、 90GW、100GW；我国 2023-2025 年风电新增装机容量分别约 75GW、85GW、95GW。2） 储能配置渗透率分别为 60%、70%、80%。3）配置比例分别为 14%、17%、20%。4）储能 配置时长分别为 2.1h、2.3h、2.5h。 2）用户侧：用户侧主要考虑光储系统的普及。我们假设 2023-2025 年：1）我国分布 式光伏新增装机量分别约为 75GW、90GW、100GW；其中工商业新增装机量分别为42GW、51GW、53GW，户用新增装机量分别为 33GW、40GW、47GW。2）工商业光伏 储能配备渗透率有望加速提升，渗透率分别为 10%、20%、30%；户用光伏储能配置渗透 率分别为 2%、4%、6%。3）用户侧功率配置比例为 20%。4）储能配置时长分别为 2.3h、 2.5h、2.7h。 4）5G 基站：我国是目前 5G 基站配置储能的最大需求市场，目前我国 5G 基站储能累 计装机量占到全球比例约 60%，2021年国内新增 5G基站超过 60万个，我们假设 2023-2025 年：1）我国 5G 基站新建数量分别为 97、107、117 万个；2）5G 基站配置储能的渗透率均 为 70%；3）储能功率配置比例为 100%；4）储能配置时长由 3.6 小时增加到 4 小时。 5）数据中心：我国数据中心有望加速发展，配置储能需求逐步提升，我们假设 2023- 2025 年：1）我国数据中心新建数量分别为 163、203、254 万台；2）5G 基站配置储能的渗 透率均为 70%；3）储能功率配置比例为 100%；4）储能配置时长由 3.6 小时增加到 4 小时。

围绕分布式光伏资源布局充电桩运营，投资成本优势明确。公司充电桩投资与运营业 务主要依托现有分布式光伏屋顶资源企业主，在业主产业园区及网点投资、铺设并持有、 运营直流快充充电桩。充电桩对外部运营车辆及企业员工提供充电服务，并根据电网购电 价格向电动车主收取相应的充电电费及服务费。公司依托分布式光伏平台，获取资源成本 显著偏低；且在充电桩建设过程中，可以利用分布式业务客户相关电力设施的冗余资源， 降低充电桩的投资成本，形成较强的成本优势。公司估算已稳定运营的充电桩平均每日有 效充电小时数可达 2 小时，投资回收期约为 3-4 年。

拓展工商业储能运营，受益浙江峰谷价差拉大。公司加快推进储能业务，构建“工商 业储能运营+户储产品研发与制造”双轮驱动的储能业务发展格局；2022 年公司前期实施的 若干个工商业储能示范项目本期已陆续产生收入，代表项目海开微电网（欧意美园区）用 户侧组串式储能系统，项目容量为 0.2MWh。电改后浙江峰谷价差持续提升，2023 年 7 月 电价中，1-10kv 浙江省一般工商业用电尖峰电价达 1.4058 元/kWh，低谷电价达 0.4258 元 /kWh，峰谷价差达 0.9800 元/kWh；较 6 月价差 0.9730 元/kWh 环比提升 1%，较 5 月价差 0.9517 元/kWh 提升 3%，公司储能系统投资收益率有望进一步提升。

5 盈利预测

1、光伏发电业务

公司是国内民营工商业光伏运营龙头，逐步开拓省外区域市场。预计 2023-2025 年公司 工商业光伏装机量有望逐步增长带动公司工商业光伏发电量提升，我们预测 2023-2025 年公 司光伏电站有效装机分别为 813MW、1544MW、2183MW，可利用小时数分别为 1001h、 1009h、1012h；光伏发电量分别为 8.12 亿 kWh、15.59 亿 kWh、22.09 亿 kWh。随含补贴项 目的占比减少，公司发电电价逐步下降，我们估计 2023-2025 年公司不含税发电均价分别为 0.76 元/kWh、0.67 元/kWh、0.65 元/kWh。受光伏产业链降本影响，预计公司发电度电成本 将逐步下降，我们预计 2023-2025 年公司发电度电成本分别为 0.27 元/kWh、0.26 元/kWh、 0.26 元/kWh。 综上，预计 2023-2025 年公司光伏业务营收分别为 6.16 亿元、10.51 亿元、14.31 亿元， 同比增速分别为 16.55%、70.57%、36.13%，毛利率分别为 64.00%、61.64%、59.16%。

2、建设开发业务

公司依托光伏发电产业资源布局光伏运维开发业务。预计 2023-2025 年公司建设开发业 务营收分别为在 0.58 亿元、0.75 亿元、0.98 亿元；参考历史预计毛利率稳定为 20.00%。

3、光伏产品销售业务

光伏产品销售业务主要系公司组件的对外销售相关业务。我们预计 2023-2025 年公司光 伏产品销售业务营业收入分别为 0.75 亿元、0.63 亿元、0.66 亿元，参考历史毛利率稳定为 5%。

4、充电桩运营业务

充电桩运营业务主要系公司依托光伏发电资源布局的充电桩运营相关业务，预计随公 司充电桩布局业务营业收入将加速放量。我们预计 2023-2025 年公司充电桩运营业务分别实 现营业收入为 0.10 亿元、0.40 亿元、0.80 亿元，参考历史毛利率稳定为 20.00%。

5、储能业务

储能业务主要系公司布局的储能运营以及离网逆变器相关业务。我们预计 2023-2025 年 公司储能业务分别实现营业收入为 0.25 亿元、0.53 亿元、0.94 亿元，随储能系统成本下降 公司运营毛利率有望稳步提升，预计 2023-2025 年公司毛利率分别为 34.00%、38.57%、 46.00%。

6、其他业务

其他业务主要系废旧物料销售收入、材料销售收入及租赁收入相关业务。我们预计 2023-2025 年公司其他业务分别为 0.05 亿元、0.05 亿元、0.06 亿元，参考历史毛利率稳定为 25.00%。

（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。）