以分布式光伏电站运营为核心，客户资源优质

分布式光伏龙头企业，装机容量超 700MW：浙江芯能光伏科技股份有限公司（下称“芯能科技”或公 司）是以投资运营自持分布式光伏电站为核心业务的清洁能源服务商，公司成立于 2008 年，成立初 期主要从事硅片等光伏产品的研发、生产和销售。2013 年开始公司积极探索分布式光伏投资、建设、 运营的业务模式，是国内最早从事分布式光伏开发的企业之一，2018 年在上交所上市。截至 2022 年末，公司分布式光伏电站装机容量达 726.49MW，销售电量达 6.75 亿千瓦时。公司与敏实集团、 中国巨石、华孚时尚、娃哈哈等企业深度合作，具备较强客户粘性。公司目前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（组件）、充电桩投资与运营。

(相关资料图)

发展阶段一：光伏材料生产商

硅片、组件等光伏产品产能逐渐减少，目前留存 250MW 组件产能用于自供：公司 2008 年成立之初 主要从事硅片、组件等光伏产品的研发、生产和销售；截至 2022 年末，公司硅片产能已逐步淘汰， 组件产能逐步减少至 250MW，目前公司组件优先自供电站业务，根据市场行情及订单情况生产销售 光伏组件。

发展阶段二：转型分布式光伏

光伏电站投资运营，主要模式为自持分布式光伏电站：公司于 2013 年承担国家光电建筑一体化项目 开始转型分布式光伏，通过自持并运营分布式光伏电站。根据“自发自用，余电上网”的原则，公司 与屋顶资源业主签订能源管理合同，在电站建成运营后，所发电量优先供应屋顶资源业主使用，给 予屋顶资源业主一定的电价折扣（或支付屋顶资源业主租赁费用）。若电站所发电量供屋顶资源业 主使用后尚有余电，则余电全额上网。 分布式光伏项目开发建设及服务，涉及“分布式屋顶开发+EPC+运维”，有望受益于“整县推进”：① EPC 业务：电站投资方负责提供屋顶资源及所需资金，公司完成工程实施并交付电站；②分布式光 伏项目开发及服务业务：公司开发屋顶资源，实施工程并交付电站，收入为“组件+服务”；③电站运 维业务：为电站持有方提供运维服务。

发展阶段三：利用分布式光伏资源优势，拓展储能及充电运营

充电桩投资与运营主要依托现有分布式光伏屋顶资源：公司于 2018 年完成光储充一体化实验充电站， 并以此作为起点进入智慧电动车汽车充电领域，公司商业模式为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。

积极探索下游储能应用：公司储能系统于 2021 年投运，目前正在积极开拓储能逆变器、便携式移动 电源等领域，具体产品包括多规格便携式储能电源、离网光伏储能逆变器、离并网储能逆变器。公 司己设立户用储能产品研发中心，完成了产品规划、目标市场筛选和产品试制，后续公司将在优化 产品的同时加快海内外市场渠道建设，争取早日实现批量化生产与销售。

股权结构稳定，市场开发人员具备多年经验

公司股权结构稳定：公司实控人为张利忠、张文娟夫妇及其子张震豪，三人以直接/间接方式合计持 股 37.11%；实控人的一致行动人张佳颖（张利忠、张文娟之女、张震豪之妹）持股 1%，公司实控 人及其一致行动人合计持股 38.11%。公司第五大股东戴建康直接持股 4.35%，2011 年至今戴建康任 公司董事，公司股权结构稳定。

公司业绩稳步增长

上市以来转型顺利，分布式光伏运营已经成为核心业务：公司上市以来持续转型，转型成效明显。 收入方面，公司 2015-2018 年收入呈下降趋势，主要原因系公司转移业务重点至高毛利的分布式电 站发电业务。2018 年公司分布式电站发电业务收入占比突破 50%，顺利转型为分布式光伏运营企业。 2018-2022 年，公司分布式光伏运营收入占比由 55%提升至 81%，收入金额由 2.10 亿元提升至 5.29 亿元，复合增速达到 26%，是公司的核心业务。

盈利水平提升明显，2022 年归母净利润同比提升 74%：2015-2023 年一季度，公司毛利率由 16.44% 提升至 53.01%，净利率由 7.47%提升至 23.62%。主要原因系公司精益转型，光伏产品销售占比下降， 新发展的分布式光伏运营业务毛利率较高。根据公司投资者关系活动记录（2021 年 10 月 14 日）， 公司工商业分布式发电项目毛利率基本可保持 60%水平，分布式光伏运营业务收入占比提升带动公 司毛利率上升。毛利率提升带动净利率增长，2018-2022 年归母净利润由 6616 万元提升至 1.92 亿元， 复合增速达 31%，2023 年一季度公司归母净利润达 3008 万元，同比增长 180%。随着公司分布式光 伏装机规模提升，2018 年至今公司总体收入、盈利总体保持量利齐升态势。

高比例自发自用、组件价格下降提升分布式光伏收益率

建设分布式光伏对电站投资方、业主方双方受益：1）对屋顶业主，使用光伏电不仅能降低用电成本， 且由于所用光伏电不纳入能源消费总量考核，还可缓解其限电压力。业主出于降本增效的目的，安 装光伏电站的意愿大大增强。2）对电站投资方，大工业平均用电价格提高意味着“自发自用，余电 上网”分布式光伏电站综合度电收入相应提高，存量和新增的分布式电站项目收益率将提高。

“自发自用、余电上网”相比“全额上网”具备更高收益率，开发屋顶能力成为分布式光伏收益率关键： 分布式光伏电站按照收益模式，可分为“全额上网”、“自发自用、余电上网”两类。在“自发自用、余 电上网”的模式之下，分布式光伏电站所生产的电力满足屋顶业主自身用电需求后，剩余部分电量将 并入公共电网。电站持有者的收入为“大工业电价×折扣×自发自用电量+上网电价×余电上网电量”， 由于“大工业电价×折扣”后的费率一般高于上网电价，因此“自发自用、余电上网”相比“全额上网”具 备更高收益率，且企业自发自用比例越高，度电电价越高，因此收益率越高。屋顶业主的用电量需 求大小是影响分布式光伏项目收益率的重要因素。此外，由于“余电上网”会对电网造成一定波动， 因此部分区域会对“余电上网”比例设置上限，以内蒙古鄂托克为例，其要求分布式光伏余电上网电 量比例不高于 25%；国家电网公司企业标准《光伏电站接入电网技术规定》则要求小型光伏电站总 容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内的最大负荷的 25%，因此开发高比例“自发自用”的屋 顶能力实际上是分布式光伏电站投资商的核心能力。

高比例“自发自用、余电上网”相比“全额上网”，全投资收益率差额可达约 9 个百分点：根据我们估 算，若工商业客户平均工业电价 0.9332 元/kWh，分布式光伏电站运营商可提供 20%电费优惠，业主 自用比例 100%，燃煤标杆上网电价 0.4153 元/kWh；分布式光伏单位综合成本 3.8 元/W，年有效利 用小时数1000小时，项目全投资收益率可达13.46%；若全额上网，项目全投资收益率则降低至4.36%， 投资收益率差额约 9 个百分点，若项目资金部分来自贷款，资本金收益率差额则更加显著。

光伏组件价格下降，分布式光伏电站盈利有望提升：2022 年光伏组件价格占分布式光伏系统成本占 比超过 50%，是分布式光伏系统成本的重要构成部分。根据中国光伏行业协会数据，2022 年中国工 商业分布式光伏系统初始成本 3.74 元/W，其中光伏组件价格为 1.94 元/W，价值量占比达 52%。若 光伏组件价格下行，分布式光伏系统成本下降，将进一步提升分布式光伏项目收益率。 2023 年以来，光伏组件价格总体呈现下降趋势，根据中国光伏行业协会预测，2023 年中国工商业分 布式光伏系统中组件价格将同比下降 15%，降至 1.65 元/W，带动工商业光伏系统初始成本由 3.74 元/W 下降至 3.43 元/W。按照 3.74 元/W 的单位系统造价、0.7038 元/kWh 的平均度电电价，1000 小 时的年利用小时数，分布式光伏项目的全投资收益率可达 12.65%，当单位系统造价下降至 3.43 元/W， 全投资收益率将提升至 14.30%，若资金 50%来自贷款，则资本金收益率可达 20.89%。实际上根据 Infolink Consulting 最新报价，182mm 单面单晶 PERC 组件价格已跌至 1.45 元/W，分布式光伏收益 率有望进一步提升。

分布式光伏市场广阔，工商业光伏成增长主力

分布式光伏利好政策不断，行业迎来发展机遇期：自 2021 年以来，国家密集出台推动分布式光伏高 速发展的一系列政策，大力促进分布式光伏发电的推广。2021 年 6 月，国家能源局在《关于报送整 县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》中明确，为加快推进屋顶分布式光伏发展，将 在全国组织开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作。2022 年 6 月，国家发展改革委、 国家能源局等九部门联合发布的《“十四五”可再生能源发展规划》指出，全面推进分布式光伏开发， 重点推进工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发利用行动，在新建厂房和公共建筑积极 推进光伏建筑一体化开发。政策推动屋顶分布式光伏发电进入高速发展期，根据中国光伏行业协会 数据，2022 年，我国光伏新增装机 87.41GW，同比增长 59.3%。其中，分布式光伏新增装机 51.1GW， 同比增长 74.5%。工商业光伏新增装机达 25.86GW，同比增长 236.7%，分布式光伏迎来高速发展期。

能源消费刚性增长，分布式光伏起电力保供作用：根据国网能源研究院预测，2023 年全国最大电力 负荷将超过 13.7 亿千瓦，同比增长约 6.5%，部分省份在高峰时段可能会出现用电紧张的情况，在高 温影响下，降温负荷的快速增长成为近年来推高最大负荷的主要因素，也是导致电力供需紧张的主 要原因。国家气候中心预计今年汛期我国气候状况为一般到偏差，旱涝并重；全国大部分地区气温 较常年偏高，长江中游等地高温热浪偏多。据央视财经，2023 年 5 月 31 日，南方电网最高电力负 荷达 2.22 亿千瓦，接近历史最高水平。5 月 30 日，广州电网用电负荷今年以来首次突破 2000 万千 瓦，达 2115.1 万千瓦，同比增长超 20%。广东、广西、云南、贵州、海南南方五省区用电负荷呈现 持续走高态势。其中，广东最高负荷达 1.38 亿千瓦，广西用电负荷两次创新高，达 3137 万千瓦， 海南电网负荷也已连创新高，首次突破 700 万千瓦。南方电网预计，2023 年迎峰度夏期间，南方五 省区用电负荷还将继续攀升。2023 年 4 月，安徽省电力公司与浙江省电力公司签署了皖浙 2023 年 迎峰度夏电力置换互济协议，约定在今年迎峰度夏期间根据两省用电特性开展电力置换互济，最大 置换电力 100 万千瓦。我们认为，在电力供应整体偏紧的情况下，分布式光伏将为屋顶业主起到一 定的电力保供作用，有望刺激工商业业主安装分布式光伏需求。

公司具备区位优势、开发能力优势、产业链优势

浙江省鼓励分布式光伏上量，公司直接受益

浙江利好分布式光伏政策频出，支持分布式光伏“宜建尽建”：2022 年 9 月浙江发布《浙江省光伏产 业高质量发展行动方案（征求意见稿）》提出到 2025 年全省光伏发电装机容量达到 2750 万千瓦左 右，分布式光伏装机比重超过 50%。2023 年 3 月，浙江省发布《关于促进浙江省新能源高质量发展 的实施意见（征求意见稿）》意见明确，到 2027 年，浙江省光伏装机达到 4000 万千瓦，公共机构 新建建筑屋顶光伏覆盖率力争达到 60%。浙江省按照“宜建尽建”原则，推动省级开发区（园区）、 物流园区、特色小镇工业屋顶光伏发电大规模、高比例、高质量发展，支持有条件的市县实施新建 工业厂房屋顶光伏发电安装“全覆盖”。高质量推进 30 个整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点， 并为分布式光伏发展提供包括强化财税支持、提升消纳能力、促进绿电消费、创新金融服务、加强 要素保障等一篮子政策保障。

政策支持卓有成效，分布式光伏快速上量：根据国家能源局，截至 2022 年末，浙江省光伏装机总量 25.39GW，其中分布式光伏电站装机 19.26GW，分布式光伏电站装机占光伏总装机的 76%。2022 年 浙江省新增光伏装机 6.972GW，其中新增工商业分布式光伏装机 6.608GW，新增工商业分布式光伏 装机占新增光伏装机总量的95%，截至2022年末，浙江省工商业光伏装机占总装机比例提升至76%。

政策利好催化，公司具备先发优势装机量快速提升：《浙江省光伏产业高质量发展行动方案（征求 意见稿）》同时指出，支持光伏制造企业转型发展光伏工程建设、电站运营业务，目标培育一批光 伏服务型制造标杆企业。大力推广合同能源管理、代运营等新商业模式。公司位于浙江省嘉兴市可 直接受益于《浙江省光伏产业高质量发展行动方案（征求意见稿）》，在浙江省强化财税支持、提 升消纳能力、促进绿电消费、创新金融服务等激励措施下，公司浙江区域分布式光伏装机量增长 15%， 2018-2022 年，公司在浙江区域营业收入占比 80%以上，公司自持分布式电站主要集中在浙江。

浙江积极落地利好政策，分布式光伏盈利空间有望提升

首个允许“隔墙售电”政策落户浙江，鼓励分布式光伏与周边用户直接交易：2022 年 9 月 29 日浙江 省通过《浙江省电力条例》，首个允许“隔墙售电”的政策在浙江落地。《条例》提出分布式发电企 业可以与周边用户按照规定直接交易，允许分布式光伏电站通过配电网将电力直接销售给周边的电 力用户，而不是先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。根据中国电力企业管理，全国首个“隔 墙售电”试点项目江苏常州市天宁区郑陆工业园 5MW 分布式发电项目度电成交价约在 0.49-0.58 元/ 千瓦时，较同期江苏电力市场绿电成交价 467.04 元/兆瓦时高约 5%-24%，较同期江苏新能源电网收 购价 391 元/兆瓦时高约 25%-48%。“隔墙售电”政策落地有望提升分布式光伏盈利。

绿电交易和 CCER 交易将为公司带来额外收益：2022 年起浙江常态化开展绿色电力交易，全年累计 达成绿色电力交易 25.76 亿千瓦时，较 2021 年增长 611.21%。浙江分布式光伏资源分散，存在单个 装机规模小、上网电量难预测等情况，导致该部分绿色电力参与市场化交易难度较大。对此，国网 浙江电力通过允许分布式电源采用聚合形式参与绿色电力交易的方式，将散落的分布式新能源纳入 绿色电力市场交易。2022 年，有 29 家聚合商代理浙江省内近 2000 家分布式电源，达成绿色电力交 易 2.39 亿千瓦时。公司已与国网下属能源销售公司签订《浙江省绿电市场化交易委托协议》，部分 自持电站余电纳入绿电交易，申报交易价格为 0.47 元/度，相较于余电以脱硫煤标杆电价 0.4153 元/ 度上网电价高约 13%。

品牌形象好、客户粘性强，公司具备优质屋顶资源

分布式光伏年开发能力 200-300MW，屋顶资源优质：公司于 2013 年开始布局分布式光伏业务，至 今已拥有近千家工商业客户，目前具备每年 200-300MW 项目开发能力，并且客户大多为高耗能的大 工业用电客户，屋顶资源优质。公司客户遍布浙江、江苏、广东、天津、安徽、江西、湖北等多个 省市地区，包含敏实集团、飞利浦、珀莱雅、华孚时尚、娃哈哈、中顺洁柔、火星人等大型知名企 业。截至 2022 年末，公司分布式光伏电站装机 726.49MW，累计自持分布式光伏电站项目及分布式 光伏项目开发及服务项目总规模已超 1.2GW。 2023 年公司披露向不特定对象发行可转换公司债券募集说明书，拟募集 7.23 亿元在浙江省 （128.92MW）、江苏省（5.96MW）、广东省（17.07MW）、湖北省（5.92MW）、安徽省（2.40MW）、 天津市（5.99MW）的工商业企业的屋顶建设 55 个分布式光伏电站，合计规模达 166.26MW，平均 单个项目规模超过 3MW。

项目优中选优，公司持有电站盈利性高、回款条件优秀：公司客户具备：1）企业规模大，用电量大， 光伏发电自发自用比例高；2）注重企业形象，对绿电需求量大；3）企业规模大，回款条件好的特 点。2018-2022 年，公司分布式光伏发电上网比例基本保持 25%以下，以保证投资收益率。公司在筛 选和开发屋顶资源的过程中会提前评估屋顶资源业主的经营风险、信用风险等风险，优先考虑用电 量大、经营稳定的优质上市公司；也会与屋顶资源业主签订条款周密、清晰、有效的能源管理合同， 通过具有法律效力的合同降低因企业经营不善、建筑物征拆、业主违约可能导致公司电费收入减少 的风险。 以珀莱雅为例，公司与珀莱雅合作建设 2.16MW 分布式光伏电站，2022 年珀莱雅耗电量达 15,970.07 兆瓦时，其中利用光伏发电 2,038.994 兆瓦时，自发自用比例处于较高水平。2022 年珀莱雅对外购 买绿色电力 1,800 兆瓦时，使用清洁能源比例达 24%，根据珀莱雅发布的《珀莱雅可持续发展战略 规划（2022-2025）》，珀莱雅计划到 2025 年使用清洁能源比例达 50%，保守预计珀莱雅至 2025 年 将新增光伏发电量或对外购买绿电 4,000 兆瓦时。公司客户优质，用电量大，自发自用比例高，回 款条件好。

规模效应有利于获得新客户、加深与老客户合作：由于分布式光伏电站需要 20-25 年长期运营，对 于电站的安全性、可靠性、稳定性具备较高要求，所以屋顶拥有者倾向于与具备丰富案例实施经验 的分布式光伏建设、运维企业进行合作，公司装机规模提升可帮助公司提升市场地位从而有利于获 得新客户。另一方面，由于分布式光伏电站需要 20-25 年长期运营，因此行业具备较高客户粘性， 下游用户扩建或其子公司如有建设光伏电站意愿时也倾向与原投资方合作。截至 2022 年，公司已经 伴随敏实集团、中国巨石、华孚时尚、娃哈哈等客户逐渐走出浙江省，开始拓展省外业务。

工商业储能仍在发展初期，电力保供为工商业用户主要驱动力

主要依靠峰谷价差套利，分布式光储一体化仍在发展初期

工商业储能主要通过能量时移、峰谷价差套利、容量电费削减、电力现货交易、电力辅助服务等盈 利渠道获取收益来回收投资成本，目前峰谷价差套利为主要收入来源： 1）峰谷价差套利：在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给给负载使用，从而减 少企业电费支出，是工商业储能的主要收入来源。 2）能量时移：在光伏发电输出较大的时候，将暂时无法自用的电能储存到电池中去，在光伏发电输 出不足的时候，将电池中电能释放给电力负荷使用，实现对光伏电源的“削峰填谷”，目前年调度次 数有限，收入占比较小。 3）容量电费削减：工商业储能系统功率可以在负载用电峰值时，替代变压器容量，降低变压器总体 容量需求的作用，从而减少变压器扩容建设成本以及后期的固定容量电费或者最大需量电费。 4）电力现货交易：工商业储能可通过虚拟电厂（VPP）以聚合方式参与电力市场交易。虚拟电厂是 一套能源管理系统，安装在工厂等用电大户的控制终端，把可中断负荷纳入到控制序列，在不影响 企业正常生产的情况下，通过精准控制达到供需平衡，是实现需求侧响应的方式之一。 5）电力辅助服务：为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用 外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。

光储一体化系统机制灵活，可并网发电也可离网运行：光储一体化系统是以光伏发电和储能相结合 的光伏发电系统，该系统可以实现独立自主的发电，并根据实际需求进行灵活调节和管理。光储一 体化系统可以通过智能化自动控制能源管理系统（EMS）管理系统运行，其可以与普通并网光伏发 电系统一样将发出的电力并入内部电网，也可以将多余的电力储存在蓄电池储能系统内当大电网停 电时，能源管理系统（EMS）首先发出指令，切断与大电网的连接，形成一个孤立的电网系统，然 后 EMS 向储能逆变器发出启动指令，启动储能发电并向内部供电，继而光伏发电系统自动投入并网 发电。在能源供应趋紧、保供电力的需求上升的背景之下，我们认为光储一体化系统的渗透率有望 提升。

分布式光储一体化商业模式仍在发展初期，保障用电需求成为业主发展工商业储能的动力之一：根 据南网能源，市场上已经投运的分布式光伏配套储能项目相对较少，目前配套项目大多是因为新能 源渗透率较高的地区要求分布式光伏项目配套储能。比如《枣庄市分布式光伏建设规范（试行）》 中提出，分布式光伏项目将按照装机容量 15%-30%，时长 2-4 小时配置储能设施，或者租赁同等容 量的共享储能设施。河北省能源局《屋顶分布式光伏建设指导规范（试行）》中提出，屋顶分布式 光伏配套储能，可选择自建、共建或租赁等方式灵活开展配套储能建设。我们认为，过去分布式光 伏配置储能的主要作用是保持电网稳定运行，配备储能的目的是将光伏所发剩余电量充进储能系统， 因此工商业储能发展速度较慢；在目前能源保供需求提升、工商业电价上升、碳酸锂价格下降的过 程中，分布式光储一体化发展驱动力实际来自于工商业业主电力保供需求，当分布式光伏所发电量 无法满足业主用电需求时，储能系统可以通过峰谷套利减少业主高峰期用电负荷。

工商业电价上行，碳酸锂价格下降，工商业储能已经具备经济性

浙江省分时电价政策具备 2 充 2 放条件：根据浙江省发改委，2021 年 10 月 15 号之后浙江省全年大 工业电价尖峰时段由原 19:00-21:00 调整为 9:00-11:00、15:00-17:00，低谷时段仍为 12 小时。同时， 为做好迎峰度夏度冬期间电力保障工作，在每年夏季 7、8 月份及冬季 1、12 月份，增设 13:00-15:00 为尖峰时段。尖峰时段调整后，浙江省具备 9:00-11:00、15:00-17:00 或 9:00-11:00、13:00-17:00 两个 用电尖峰时段，在浙江分时电价政策之下，工商业储能具备 2 充 2 放条件。此外，2021 年 10 月 15 号之后浙江大工业峰谷价差进一步拉大，提高尖峰电价 5.6 分/kWh，降低低谷电价 6.38 分/kWh。

工商业储能资本金收益率超过 10%，具备一定经济性：若按照 1.7 元/W 的储能单瓦造价、尖峰电价 含税 1.25 元/kWh、低谷电价含税 0.3 元/kWh（峰谷价差 0.95 元/kWh），年运行 300 天，每天 2 充 2 放，只考虑峰谷套利，建设工商业储能的全投资收益率可达 11.29%，投资回收期 5.81 年；若保持其 他假设不变每天 1 充 1 放，其全投资收益率则降低至 4.00%。我们认为，影响工商业储能的经济性 在于以下方面：1）峰谷价差水平；2）每天充放电次数；3）储能单瓦造价。

分时电价差上涨为工商业储能创造更高峰谷套利空间：2023 年 6 月 28 日国网浙江省电力有限公司 发布 2023年 7月工商业用户购电价格，在工商业用户 1.5倍代理购电价格之下，峰谷价差最大达 1.286 元/kWh（1-10 (20) 千伏，单一制，一般工商业电价）；标准水平下，峰谷价差最大达 0.9803 元/kWh （不满 1 千伏，单一制，一般工商业电价）。若只考虑标准情况、两部制大工业电价，2022 年 7 月 最大电价差为 0.9423 元/kWh（1-10 (20) 千伏），同比 6 月最大电价差 0.9148 元/kWh（1-10 (20) 千 伏）价差上涨 3%。我们认为，分时电价差上涨为工商业储能创造更高峰谷套利空间。

碳酸锂价格下降带动储能 EPC 价格下降，刺激分布式储能投资积极性：储能系统价格是储能项目的 成本，若电价政策保持不变，储能系统价格越低则系统收益率越高。电化学储能系统主要由电池组、 储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）以及其他电气设备构成。根 据国际能源网，储能电池在电化学储能系统成本中占比 60%以上；传统储能锂电池中正极材料成本 占比超过 30%，而碳酸锂是正极材料磷酸铁锂的重要原料之一。2023 年以来，电池级碳酸锂价格一 度由 54.75 万元/吨下探至 19.15 万元/吨，截至 6 月 9 日电池级碳酸锂价格小幅反弹至 31.5 万元/吨， 较 2022 年其价格总体保持下降趋势；与此同时锂电池价格也由 0.92 元/Wh 下降至 0.775 元/Wh，降 幅超 15%。我们认为，随着储能 EPC 价格下降，工商业储能收益率将提升。

储能 EPC 价格下降带动工商业储能投资盈利性提升，实际收益率可能更高：根据储能与电力市场， 2023 年以来储能系统投标价格呈明显下降趋势，截至 2023 年 5 月，2 小时储能系统平均报价已由 2022 年平均 1.63 元/W 下降至 1.12 元/W，储能系统价格下降，带动储能 EPC 工程单位投资额下降。 根据储能与电力市场，2023 年 5 月 2 小时储能 EPC 报价区间位 1.407-1.825 元/Wh，加权平均报价为 1.655 元/Wh，环比 4 月报价下降 0.236 元/Wh，环比降幅达 12%，在成本下降的背景之下，工商业 分布式储能经济型将进一步提升。根据我们测算，在目前 1.7 元/Wh 的储能单瓦造价下，若只考虑 工业电价的峰谷套利，工商业储能已经可以实现 11.78%的资本金收益率。实际上，目前工商业储能 已经培育出包括虚拟电厂等其他峰谷电价差套利以外的盈利渠道，因此实际收益率可能更高。

虚拟电厂在国内示范加速，多种收益渠道扩展为工商业储能创造良好条件：根据国资委，2022 年 10 月，国内首家集中式储能电站虚拟电厂“国家能源集团浙江温州梅屿 100MW/200MWh 电化学储能电 站”进入实质性建设阶段，2023 年 4 月进入全面建设阶段。根据国资委预测，该 100MW 工程建成后， 每年可通过直接参与调峰、调频等服务收益 5000 余万元，通过实时接入采暖、电动汽车充电站、分 布式新能源发电等可调资源节约 15 亿元电网新建投资成本。 根据南网能源，自国家出台取消工商业目录电价、完善峰谷分时电价政策后，各地工商业用户在高 峰时段用电价格均有一定上涨。我们认为，防范限电危机是工商业用户布局储能的动力之一，峰谷 差价的拉大、多种收益渠道扩展有望刺激分布式储能装机需求。

布局工商业储能集成，公司具备资源优势

客户具备较高用电需求，发展分布式储能具备内在动力：如前文所述，由于工商业储能可以通过电 价峰谷套利在一定程度上实现客户的电力保供需求，因此工商业储能与工商业分布式光伏都可以用 来减少工商业客户的用电负荷。工商业分布式光伏业主是否选择配备储能主要取决于其用电需求， 若分布式光伏无法满足业主在用电高峰期用电需求，则该业主具备发展分布式储能的内在动力。公 司对工商业分布式光伏项目优中选优，其分布式光伏所发电量基本具备 75%以上自消纳比例，客户 用电需求较高。公司有望进一步发掘客户的用电需求，在分布式光伏的基础上为其提供储能服务， 具备资源优势。此外，由于浙江工商业电价较高、峰谷价差较大，公司利用资源优势在浙江建设工 商业储能亦具备较高利润空间，如前文所述，仅考虑峰谷价差，其储能项目收益率可达 11.79%。

公司已落地多个工商业储能项目：2022 年 7 月 22 日公司海开微电网（欧意美园区）100kW/200kWh 用户侧组串式储能系统正式并网运行上线，该项目是公司首个分布式储能项目，其采取智能组串式 方案，通过与海宁供电公司配合协作，实现站点-平台-调度信息安全交互、智能调度响应，可以满足 电网公司群调群控需求，实现工商业用户侧“虚拟电厂”功能。根据海宁发布，截至 2023 年 3 月公司 已经落地 4 个用户侧分布式储能项目。

公司开发多类型逆变器、储能电源产品，战略上工商业储能、户用储能并举：公司储能产品主要包 括 1）离网储能逆变器；2）离、并网储能逆变器；3）便携式移动电源。目前离网储能逆变器、便 携式储能电源已经完成研发，具备生产条件。离网储能逆变器主要面向海外电网不发达的地区，目 前已完成海外产品认证，正通过代理商向海外市场小规模投放。离、并网储能逆变器主要面向电网 较发达，电价较高的地区，预计 2023年下半年面市。工商业储能方面，公司目前已具备 250kW/500kWh、 500kWh/1MWh、1MW/2.5MWh 的分布式储能系统产品，具备储能系统集成技术，具备将储能变流 器、电池系统、空调、消防、配电、监控与能源调控系统等多个主要部件整合为一个完整系统的能 力。2022 年公司研发费用同比增长 53.67%，主要原因系全资子公司芯豪科技在深圳成立储能产品研 发中心，加大了储能逆变器等产品的研发投入。

光储充一体化发展，公司具备资源优势

公司可提供光储充智能微网解决方案，已构建光伏电站、储能、充电桩三合一智能监测运维平台： 公司可利用“光储充能源微网系统”和“能源互联共享平台”，构建“光伏-电网-储能-用电”局部智能微网 系统，将太阳能转化成电能直接供充电车辆就近消纳，或存储到储能系统中，既能为电动汽车供给 绿色电能，又能调配峰谷用电的辅助服务功能，可有效提高清洁能源利用率。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， 已投入运营的电站通过通信装置接入公司智能监测运维平台，运营期间通过该系统可实现全天候的 实时智能化视频监测，确保及时发现、定位并协助排除电站故障。

充电桩开发模式与工商业光伏开发模式相近，公司具备经验优势：公司充电桩投资与运营业务主要 是在产业园区及公共网点等地投资、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。公司充电 桩业务开发模式与工商业分布式光伏电站开发模式类似，公司持有充电桩所有权，以电费收缴作为 收入来源。

“发电+充电+储电”构成智慧电动车充电站，公司发展布局符合政策导向：2023 年 1 月 3 号，工信部、 教育部、科学技术部等六部门发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》，其明确提出，将采 用分布式储能、“光伏+储能”等模式推动能源供应多样化，提升能源电子产品在 5G 基站、新能源汽 车充电桩等新型基础设施领域的应用水平。面向“东数西算”等重大工程提升能源保障供给能力，建 立分布式光伏集群配套储能系统，促进数据中心等可再生能源电力消费。根据新华社，截至 2022 年 末，中国新能源汽车保有量达 1310 万辆，同比增长 67.13%；根据新华社，截至 2022 年末，中国累 计充电桩数量达 520 万台，同比增长率约 100%；根据我们计算，截至 2022 年末中国整体车桩比约 2.5:1。

浙江嘉兴积极支持充电桩建设，公司作为嘉兴本地企业有望直接受益：2023 年 5 月 8 日，国网浙江 嘉兴供电公司与嘉兴市南湖区住建局、嘉兴市南湖区物业行业协会签订三方共建协议，在南湖区开 展“电力＋物业”“桩到电通”专项行动，利用住宅小区公共停车位建设“集中式”的公共充电站。计划年 内完成 10 个住宅小区“统建统营”建设，60 个“整体加装”改造工作。为实现小区和经营性停车场充电 设施全覆盖，嘉兴市政府提升充电站建设补贴力度，每个充电桩按额定充电功率 400 元/千瓦标准进 行补贴，最高不超过 15000 元；对充电站按照 0.15 元/千瓦时的标准给予一年运营补贴，对高速公路 服务区、综合供能服务站等区域内的保障型充换电设施将补贴标准提高至 0.25 元/千瓦时。对购置新 能源汽车且建设个人自用充电桩的，给予 1000 元的一次性充电费补贴。我们认为，公司作为嘉兴市 本地企业，有望直接受益于嘉兴市充电桩建设。 公司发展充电桩业务具备客户资源优势、设备资源优势，降低充电桩开发难度：公司可依托现有分 布式客户资源拓展充电桩客户，有效降低资源的获取成本；在充电桩建设过程中，也可以利用分布 式光伏相关电力设施的冗余资源，降低充电桩的投资成本，形成成本优势。2022 年，公司充电桩业 务实现销售收入 433.80 万元，同比增长 67%。

关键假设： 1）考虑到公司工商业分布式光伏项目扩展情况，预计公司 2023-2025 年分别实现光伏发电量 8.12 亿度、10.05 亿度、12.29 亿度；光伏发电业务预计分别实现度电收入 0.58 元、0.58 元、0.58 元；预 计国补、省补分别实现 1.35 亿元、1.35 亿元、1.35 亿元，国补、省补收入并入光伏发电收入。 2）考虑到光伏组件价格下降，预计公司 2023-2025 年光伏发电板块毛利率分别为 66%、66.5%、66.5%。 3）考虑到公司逐步发展工商业储能，预计 2023-2025 年分别实现其他业务收入 805 万元、2,415 万 元、6,037 万元。

盈利预测：预计公司 2023-2025 年实现营业收入 6.97 亿元、8.24 亿元、9.93 亿元，同比增长 7.24 %、 18.30 %、20.47 %。归属于上市公司股东的净利润分别为 2.44 亿元、3.03 亿元、3.76 亿元；在当前 股本下，每股收益分别为 0.49 元、0.61 元、0.75 元。

（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。）

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