2023年南网能源研究报告：资源协同一体两翼，成就分布式龙头

1、综合能源运营商，需求侧大有可为

公司 2010 年成立至今深耕节能服务领域，覆盖节能设计、改造、服务等环节，构建 综合节能服务体系。公司主要以合同能源管理模式为客户提供定制化节能系统方案。 “双碳”浪潮下，公司将分布式光伏纳入节能方案的工具箱内，并取得了行业领先地位。 我们认为，背靠南网集团为公司带来了得天独厚的客户资源，而需求侧业务具有客户 强协同的特点，从过去的传统节能服务提供方到当前分布式光伏运营商，再到未来的 工商业储能运营/负荷聚合商，公司角色定位升级过程将不断带来增量业绩。

公司业绩稳中有增, 生物质发电、照明系统节能业务拖累 1H23 业绩。公司 19~22 年 营收 CAGR 为 24.2%；归母净利润 CAGR 为 26.1%。近两年业务结构向工商业分布 式光伏转变，生物质发电项目新增减少，营收增速有所放缓。受生物质燃料价格上涨、 可再生能源补贴支付滞后等影响，1H23 生物质发电业务营收同比-61.6%；照明系统 节能存量项目中部分合同能源管理期满，业务营收同比-22.4%。

工商业分布式光伏装机扩大、驱动业绩增长。受到“能耗双控”和分时电价政策驱动， 工商业用户节能需求进一步增强，公司发挥客户资源优势，立足南网区域开发工商业 分布式光伏项目。22 年业务营收为 9.9 亿元，四年 CAGR 达 26%。截至 1H23 装机 规模 161.5 万千瓦，同比+39.2%，发展势头仍较好（1H23 业务营收增速 18.2%， 弱于装机增速，主因电量兑现滞后于装机，加上降雨增加、发电减少）。

生物质项目拖累，近两年盈利水平下滑。工商业分布式光伏总体维持较高的毛利率水 平，1H23 组件价格下跌，但叠加安全生产费计提、发电量减少等因素总体毛利率略 有下行；生物质综合资源利用业务营收占比约 15%，受生物质燃料成本上涨影响较 大、毛利率近几年均呈下降趋势；其余业务稳中有升。

2、两类风险有限，分布式光储行业渐入佳境

2.1 消纳风险有限，需求趋势向好

分布式光伏加速铺开。不同于集中式电站装机节奏对特高压线路的高度依赖，分布式 光伏节奏总体较快——策划/准备两个月+施工半个月+调试半个月，即可达成并网。 当前分布式光伏存量占比已超 40%、增量贡献率已近 60%。从 22 年结构数据看， 户用分布式光伏与工商业、农村光伏各占新增装机的一半。

分布式光伏装机大省多为沿海负荷中心及高电价区域。各光伏大省仅山东 2022 年新 增装机量略有下降，但整体装机量仍维持高位；其余省份皆展现出高增长态势。

工商业分布式/农光互补是两类常见模式，消纳压力小于集中式电站。农村光伏以土地集约利用为目标。农村光伏主要形式为在农业大棚、畜牧业屋顶、未 利用土地或其它蔬菜林木用地上方搭建支架铺设光伏组件，并向所在区域电网进行电 力销售。光伏组件下兼顾农业生产，充分利用现有土地，提升土地综合利用率，促进 了土地集约化利用，从而实现“一地二用，农光互补”。 农光互补是政策驱动型业务，由地方政府牵头。2021 年国家出台政策，推进整县分 布式光伏建设。目前仍处于建设初期，规模较小，故消纳压力不大。

工商业光伏主要以满足企业用电需求为目标。由分布式光伏运营商对工业企业用电需 求情况、屋顶面积和厂房承重条件等进行分析，为客户提供相应的分布式光伏服务。 运营商负责投资、建设、运营，并与用能单位协商电价，形成“自发自用”模式；剩余 发电量并入所在区域电网，即为“余电上网”模式。

工商业分布式光伏动机是效益驱动型业务。业主需求为降低用能成本、提升用能稳定 性。系统所发电量首先满足工业用能单位的用电需求。由于工商业业主用电需求大， 自发自用比例较大，因此消纳压力小。从行业可比公司芯能科技披露的电量结构数据 可知，平均约 75%以上的电量“自发自用”、约 25%的电量“余电上网”。

两类诉求下，工商业分布式光伏需求明确。

下游诉求 1：保障用能稳定性。光伏发电较好时段集中在午间，与工业企业用电高峰 时段较为一致，能够缓解用电紧张时厂区的供电压力，从而保障了工厂的正常生产活 动。当前部分省份由于可控电源装机硬缺口的存在，仍在用电旺季出现“有序用电”， “自发自用”诉求较强。

下游诉求 2：保障用能价格稳定。随着电力市场化逐步推进、用电尖峰日益尖锐，电 价波动范围愈发扩大。7M23 统计数据表明 31 省市平均峰平价差为 0.316 元，平均 最大峰谷价差为 0.754 元。其中广东省波动最大，峰平价差达 0.55 元，而最大峰谷 差高达 1.37 元。与分布式光伏运营商签订固定电价/折扣电价是平抑风险的有效途径， 高电价省份用户诉求较强。

2.2 电价风险有限，组件降本/光储一体

工商业分布式利用模式决定电价构成。分布式光伏项目模式主要以“自发自用、余电 上网”最为常见，其收入包括客户自用、上网和补贴三部分： （1）客户自用部分根据月度用电额（实际用电量×自发自用部分电价）向客户收取； （2）上网部分根据销售给当地电网的月度售电额（实际售电量×当地燃煤基准电价） 向电网公司收取； （3）补贴收入=总发电量×国家政策确定的补贴单价，由电网公司转付（国补当前已 取消）。

补贴退坡已完成，“余电上网”部分占比有限且有望获得额外绿证收益。 采取“自发自用、余电上网”模式的光伏项目自 19 年起即采取竞价方式获取补贴，至 今国补已取消。 针对占比 20%的余电上网部分，一方面，可赚取度电成本与煤电基准价之差；另一 方面，近期三部委联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可 再生能源电力消费的通知》（1044 号文）增加了对分布式光伏上网电量的绿证核发， 意味着后续绿证交易市场活跃后相关电量有望额外获得环境溢价（落地后，该部分溢 价收益将与客户分摊、或让利作为获客手段）。

针对占比 80%的工商业“自发自用”部分收益，来源于光伏度电成本与工商业电价的差 值，可与客户分配的溢价空间较大。早在 19 年补贴大幅退坡以前，三部委发布《关 于 2018 年光伏发电有关事项的通知》（823 号文）中就明确了“分布式光伏发电项目 自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网 服务费”，以维持装机积极性。有关上网电价以外的费用在 2Q23 发布的《第三监管 周期省级电网输配电价》（526 号文）中有进一步明确划分。

该溢价空间存在长期扩大趋势。新型电力系统带来系统冗余、调节等增量成本（体现 于系统运行费用科目），“源荷分离”规划下电量长距离传输带来增量电网成本和线损 成本（分别体现于输配电价、上网环节线损费用科目）。对比美国 PJM 市场，可见在 各类增量成本通过市场机制顺畅传导的背景下，电能量以外费用将会占到批发电价 20%以上（近年来占比下行主因上游能源大宗价格涨幅较大，推高电能量费用）。

“自发自用”部分当前存在多种定价模式。包括固定电价、阶梯电价（根据消纳情况变 化）、与用户购电价格、电力市场交易价格挂钩等方式。采取固定电价的项目收益率 稳定，而后三种定价方式均与市场电价变化正相关。

分时电价/现货市场推出引发午间电价担忧。“固定电价”过去签订比例较高（公司存量项目 90%采取该类模式），但随着电价峰谷波动扩大，白天生产需求更高的客户，出 于降电费考虑，或倾向于“折扣电价”，给项目收益率带来隐忧。

解决方式 1：组件降本带来“对冲”作用。光伏用多晶硅价格显著下降，带动组件降价。 供需瓶颈缓解带来光伏用多晶硅从 28.3 万元/吨的高点回落至 10 万元/吨以内；光伏 组件主流品种价格突破三年低位，降至 1.3 元/W 附近。后文测算结果表明项目 IRR 受成本影响的敏感性较强。

解决方式 2：配套工商业储能。 工商业储能与分布式光伏同可作为用户侧发电资源，也可额外承担削峰填谷的调节功 能，赚取峰谷价差。 作为分布式光伏的配套设施、提高光伏自用比例（初期接受度更高，南网能源目前开 展该业务的主要定位）。 利用负荷中心较高的峰谷价差套利。类似分布式光伏开发的运营商自持模式，初期能 源服务企业（即运营商）负责投资建设储能、运维；进入运营阶段，工商业用户以提 前签订的价格支付电费（由于储能设施对峰谷价差的平抑，总体电费会降低），而能 源服务企业赚取峰谷价差的大头。

工商业储能利用率较高，两充两放可提升经济性。不同于大储对容量补偿/容量租赁 的较高依赖性，工商业储能通常布局于负荷中心、当地负荷曲线波动更为突出，依靠 峰谷价差套利+初期的政府补贴即能获得较好的收益。尤其在适宜两充两放的地区， 我们测算相比一充一放情景可提升 IRR 6.2pct。且当前用户侧储能平均利用系数远高 于源网侧，表明储能设施利用效率较高。

各地峰谷价差及激励政策不同，关注重点省份——浙江、广东、湖南、江苏、安徽等 地拓展工商业储能业务的机会。 峰谷价差省间存在省间差异。受电源结构影响，也受到负荷结构影响——通常二产占 比较高省份由于生产连续性较好，负荷波动较小;相反三产占比较高省份，晚高峰时 段负荷曲线呈陡峭上升态势。 峰谷价差普遍拉大反映平抑波动的调节性资源有存在必要。当前部分省份通过基于放 电电价补贴的形式推动工商业储能的装机，例如浙江省部分市考虑补贴后的价差高达 1.8 元/KWh，广东、湖南、江苏、安徽等省份考虑补贴后的价差也具有优势。此外， 这些省份多为华东/华南外受电省份，从经济性角度出发，工商业储能起到平抑波动 作用，将有助于减少高峰时段省间高价购电量，因此本身也具有广泛推广的动力。

作为独立市场主体测算，乐观假设下回本周期最短可缩至 4.5 年。以浙江省为例，假 设电价条件长期支持两充两放的高利用率、峰谷价差+补贴使平均电价差在 1.1 元 /KWh、储能系统成本降至 1500 元/KWh，对应回本周期 PP 约 4.5 年，全投资内部 收益率 IRR 约 19.4%。

2.3 多竞争要素影响项目 IRR

工商业分布式光伏开发视角看：各环节技术壁垒有差异，主要体现为先进入壁垒、客 户资源壁垒、品牌壁垒、资金壁垒、技术壁垒等。 获客环节：优质屋顶是稀缺资源，因此考验运营商获客、择客能力。由于项目存续期 通常长达 20~25 年，先进入企业即占据了先发优势，能够对高电价地区、地区内日 照情况最好、屋顶状况最好的项目优先开发，一旦开发完成即具有排他性。同时，在 发电物理条件达成以外，优质客户也意味着能够持续消纳电量。 方案设计与设备安装环节：运营商自持模式是当前工商业分布式光伏开发的主流模式， 项目量铺开对前期投资资金要求较高。同时，项目具有非标准化的特点，对企业开发 经验与方案设计能力提出要求。 运维环节：运维情况影响发电效率，影响到客户体验及售电收入。具有长期存续能力 的大品牌更有望脱颖而出。

工商业分布式光伏主要影响因素对 IRR 影响的敏感性测算： 假设：（1）组件成本存在下行趋势，当前中值设为 1.3 元/W；（2）取平均首年利用 小时数 1000 小时；（3）自发自用比例中值为 80%；（4）考虑分时电价机制后平均电 价 0.77 元/KWh、自发自用部分电价折扣 20%、煤电基准电价 0.453 元/KWh；（5） 贷款比例 25%、贷款利率 4%。 结论：中值假设下，工商业分布式光伏资本金 IRR 为 10.4%；组件价格下降 0.1 元/W， 对应 IRR 上升 0.4pct；利用小时数由 1000 上升至 1100 小时，对应 IRR 上升 1.5pct； 自发自用比例提升 10%，对应 IRR 上升 0.4pct；综合电价提升 0.02 元/KWh，对应 IRR 上升 0.1pct。

3、公司客户资源得天独厚，需求侧业务强协同

公司背靠南网，获客优势突出。从电量结构看，广东及南网其他区域 22 年用电占比 分别达 10%/7%。公司作为南网下属综合能源管理平台，客户本身均是南网的代理购 电用户，客户协同性强。基于这一优势下，可见公司营收占比近 70%以上集中在华 南区域，同时逐步开拓同为南网覆盖的西南区域。

客户结构多元，行业分布广泛。公司过去在工业节能和建筑节能领域积累了一定的集 团客户、大客户和行业客户资源，特别是在汽车行业和家电行业领域。对节能需求较 强的客户具有较强的客户粘性。此外，也与地方合作，推进了一批农光互补项目的建 设落地。

分布式光伏装机放量。公司 22 年末存量分布式光伏装机为 183.1 万千瓦（工商业 135.97 万千瓦+农光互补 34.4 万千瓦），同比+20.9%；在建项目 68.8 万千瓦，同比 +295.3%（项目建设周期平均为 6 个月）。至 1H23 公司工商业分布式光伏在运装机 161.5 万千瓦，同比+39.2%，相比 22 年末增加 18.7%，1H23 新决策拟投资 287.1 万千瓦，体现较高的成长性。

占据高电价区域，电价端具备相对优势。沿海负荷中心用电需求最好、对应电价水平 也最高，因此广东、浙江等地是工商业分布式光伏发展最快速的地区。一方面，高电 价意味着工商业用户“自发自用”的内生驱动力更强；另一方面，固定/折扣模式下对运 营商而言均有望谈出更高的合同电价。

存量项目“自发自用”部分价格风险可控。根据公司公开交流会的表述，现有装机中 90% 采用固定电价模式，目前平均给予客户的优惠电价在 8 折左右。公司在满足内部收益 率要求的基础上，根据客户所在地电价水平、光照条件以及用户自身的经营情况、用 电情况等因素综合确定相应的电价折扣，当前业务毛利率仍可达 64.5%。

公司工商业储能项目逐步落地。 短期与分布式光伏业务协同，满足客户用电需求。考虑到分布式光伏集中出力特性， 为满足客户全天用电需求、以及在峰时电价时段节省电价的需求，配储成为趋势。 1H23 公司有三个配储项目取得进展，当前储能与光伏装机的容配比主要取决于园区 内占地资源、用户电量消纳能力。

中长期有望实现峰谷套利。当前南方区域市场建设进度较好，5M23《南方区域电力 市场运营规则（试行）（征求意见稿）》发布，对包括新型储能、负荷聚合商（含虚拟 电厂）等新兴主体的市场定位再做明确，鼓励通过市场化竞争实现电力资源在区域范 围内优化配置。当前广东（珠三角五市）考虑补贴后近 1.5 元/KWh 的最大价差已具 备套利空间。

提前布局，进一步转型负荷聚合商（虚拟电厂）。业务定位为从客户的综合需求出发， 提供包括用汽、用水、储能、分布式电源、变压器等在内的微网解决方案。这块业务 目前还在起步阶段，公司已提前布局，与广州南沙区、肇庆市等地方政府进行了相关 的试点和合作，同时也注册了南方五省统一的负荷聚合商平台资质，开始尝试运行。

我们认为虚拟电厂运营环节未来两类主体有望脱颖而出——软件+运营纵向一体化企 业与综合能源运营商，公司属于第二类主体。

虚拟电厂以“中间商”角色，参与利润分配。将需求侧资源池（含分布式光伏+工商业 储能、需求侧响应）视为系统，则峰谷价格差异是该系统最核心的利润来源（此外也 可包括部分辅助服务收益等），虚拟电厂介入其中通过提供服务来参与利润分配，其 所提供服务可总结为资源聚合、市场分析与优化、市场交易、信息反馈。

壁垒决定可分配利润。一方面，功率预测及系统软件开发具有技术壁垒、有望获得一 定的利润分配；另一方面，掌握分布式电源及客户筑起先进入壁垒与客户资源壁垒， 有望凸显优势。公司属于第二类主体，同时南网对该主体的认可度是其附加优势。

4、建筑节能稳健增长，BIPV 具备潜力

公司建筑节能业务主要以合同能源管理的模式赚取节约的能源费用。业务同时针对既 有建筑和新建建筑。通过对建筑的能耗情况，确定节能改造范围和能耗管理机制，涵 盖空调系统、通风系统、采暖系统、热水系统、照明系统、控制系统等方面。

建筑服务面积增速逐年扩大，业务营收稳步增长。合同能源管理的业务模式下营收随 着建筑服务面积的扩大稳定增长，19~22 年公司业务覆盖的建筑服务面积年增速由 15%扩至约 20%，20~22 年新增面积分别为 75/97/120 万平方米，逐年扩大。我们 认为公司建筑节能业务持续扩张，体现了需求测业务广泛协同，体现出综合能源运营 商优势。

BIPV 业务发展潜力值得关注。BIPV 全称是光伏建筑一体化（Building Integrated Photovoltaic），指将光伏组件与建筑结构相结合，使之成为建筑物外立面或屋顶的一 部分。相比于当前常见的 BAPV 模式，除了提供光伏发电的效用之外，BIPV 在没关 系、节约建材等多方面体现出优势。目前 BIPV 度电成本更高、但也具备更高的发电 效率。

当前产权问题是 BIPV 发展遇到的核心瓶颈，未来优质客户重要性更突出。由于屋顶 或车棚属于产权方，而光伏资产属于投资方，通常会使用公证、合同协议等措施来确 认产权事宜。因此，选择优质的客户进行合作，可有效避免纠纷。公司当前合作客户 多为下游行业龙头，特别是汽车领域的优质客户如东风日产、本田。较好的客户基础 使其在未来 BIPV 开发中掌握竞争优势。

（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。）