“自发自用、余电上网”光伏运营龙头，独立储能业务具备先发优势

布局分布式光伏上下游、积极开拓衍生新领域。公司从单一的光伏产品制造商转型成为复合型光伏电站运营商，自持工商业分布式屋顶光伏，并对外提供光伏电站开发、建设、运维“一站式”服务，借助已有屋顶资源客户，积极开拓充电桩、储能等新业务。公司自持电站均为“自发自用，余电上网”模式，自发自用比例达到 78%左右，光伏发电业务贡献公司主要营收和利润。 自发自用电价锚定大工业电价，分时电价、电力市场化等政策将进一步抬高用电侧光伏的盈利性。2021 年下半年，因“分时电价”政策的推进，全国绝大部分省份大工业用电价格有较明显的上调。自发自用电价与大工业用电价格同步变动，电价上调对分布式光伏发电业务收益产生积极影响。随着新型电系统建设和电力市场化，电力用户对电力系统成本的分摊或将上升，用户侧电价将进一步提高。“隔墙售电”的政策推进将加快分布式光伏发电市场化交易，有望拉高工商业屋顶光伏盈利。 光伏行业深耕多年，“芯能”品牌获客户信任，公司竞争实力突出。屋顶光伏是非标产品，需要依据客户的屋顶情况、变压器等参数进行个性化服务，具有一定的技术、经验、资源门槛。公司拥有丰富的行业经验、详实的案例库、优异的一站式服务，足够吸引优质客户的选择。公司在浙江省内、省外同步开拓业务，因政策利好，可供开发的市场空间广阔，EPC 和运维业务市场进一步打开，自持装机规模将稳步上升。 电池成本和度电价差决定储能盈利能力，公司具备极强先发优势。工商业储能贴近于工商业用户侧进行谷充峰放，公司具备稳定的“分布式电源”和相对稳定的“电力用户”两个要素，自持 662MW 分布式光伏装机，同时拥有 GW 级的分布式客户资源，已形成供电用电商业模式，具备先发优势。 风险提示：装机规模增长不及预期；电价大幅下降，市场竞争加剧。 投资建议：维持“买入”评级。由于分布式光伏电站规模增长不及预期，下调盈利预测。我们预计公司 2022-2024 年实现营业收入分别为 6.6、 8.6、10.8 亿元（前值为 6.9、9.3、12.6 亿元），归属母公司净利润 1.9、 2.6、3.2 亿元（前值为 2.1、2.9、4.0 亿元），归母净利润年增速分别为75.9%、34.2%、21.7%，给予工商业分布式光伏业务 33-34 倍、储能业务 20-21倍 PE，对应 16.84-17.36 元/股合理价值，较当前股价有 36%-40%的溢价。 盈利预测和财务指标 贯通分布式光伏上下游、积极开拓新业务 布局分布式光伏产业链，由光伏组件生产转型光伏运营 芯能科技成立于2008年，初期的业务为晶体硅片的研发、制造和销售。2014年起，公司开展分布式光伏的开发、投资、建设、运营的业务。2018年，公司于上交所上市，募集资金用于自建分布式光伏电站。 上游竞争激烈，业务延伸至电站运营。2016年，公司光伏组件生产线建成投产，较大幅度降低电站开发成本，同时持续加大自持分布式电站投资建设。2018年上市后，组件业务竞争激烈，利润率很低，而光伏电站因享受补贴可实现较高收益，公司开始进行战略转型，聚焦自持电站业务，控制低毛利率业务规模，电站运营成为最主要业务。 依托分布式光伏业务，拓展充电桩和储能等新领域。分布式光伏业务方面，自持电站规模逐步扩大，“自发自用、余电上网”的运营模式也持续着高毛利。新业务方面，2021年开始，以分布式客户为基础，探索充电桩、户用储能产品、储能电站业务。 图1：公司发展历史沿革 上游“光伏产品生产”与下游“分布式光伏自运营和服务”结合。公司拥有2亿片（折算功率1GW）硅片、500MW组件生产线。分布式光伏电站的相关业务具体包括：分布式光伏自运营、屋顶光伏EPC和运维、充电桩建设、储能电站运营和逆变器产品。 表1：公司业务及主要产品 图2：公司自持分布式光伏电站运营示意图 公司实际控制人为张利忠、张文娟、张震豪三人，合计持有公司37.11%的股权。 截至2022年6月，公司控股股东为张利忠、张文娟、张震豪（张利忠、张文娟之子）三人，直接持有公司20.61%股权，并通过正达经编、乾潮投资间接持有公司16.50%股权，合计共持有公司37.11%股权，为公司实际控制人。 图3：公司股权结构 转型后业绩持续增长，盈利能力提升 受益于大工业电价上调，光伏发电度电收入提高，同时随着规模的扩大，光伏发电量增加，光伏发电业务实现量、价齐升，营业收入增加。2021年公司营业收入4.45亿元（+4.31%），归母净利润1.1亿元（+36.01%）。虽然相较于2017年营业规模9.36亿元有较大程度的减少，但业务毛利率由23.4%稳步提升至54.8%。 2022H1公司营业收入2.94亿元（+38.27%），归母净利润0.80亿元（+33.53%）。 图4：公司营业收入及增长率情况（单位：亿元） 图5：公司归母净利润及增长率情况（单位：亿元） 公司收入主要来自光伏发电。2021年，公司营业收入为4.45亿元，分布式光伏电站投资运营（光伏发电）、分布式光伏开发建设及服务、光伏产品、充电桩投资运营业务分别为4.08、0.10、0.15、0.03亿元，分别占比93.77%、2.26%、3.37%、0.60%。2022H1，公司实现光伏发电业务收入2.4亿元（+27.16%），占主营业务收入比重达83.67%，毛利率达65.61%（+5.57pct)。随着自持电站规模的持续扩大，高毛利率的发电收入及收入比重不断提升，整体营业收入稳中有升，收入结构进一步优化。 图6：公司营业收入结构（亿元） 电价增长使得度电收入反弹，发电毛利率大幅增加。自2021年下半年起，全国绝大部分省份陆续出台分时电价政策、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、江苏、广东等诸多东中部经济发达省份上调电价尤为明显。 受益于电价上调，2022H1，公司光伏发电收入为2.43亿元（+27.16%），毛利润为1.60亿元（+38.95%），毛利率65.6%（+5.7pct)。除去国补和省补收入，公司自发自用电价高于余电上网电价，2022H1为0.57元/千瓦时，且自发自用电量比例高达78%左右，因此毛利率高。2022H1光伏发电度电收入0.79元（+9.6%），较2021H1提高0.07元，出现了较大程度的反弹。 图7：公司自发自用电价和余电上网电价（元/千瓦时） 图8：光伏发电度电收入反弹（单位：元/千瓦时） 图9：光伏发电毛利率大幅增加 屋顶资源储备丰富，装机规模和发电量稳步提升。公司深耕分布式光伏赛道多年，已拥有GW级分布式客户资源，形成了强大的屋顶资源获取能力。截至2022年6月30日，公司累计自持分布式光伏电站并网容量约662MW，较2021年底增加约57MW，另有在建、待建和拟签订合同的分布式光伏电站装机约167MW，公司自持装机在以稳定的增速向GW级迈进。2022H1光伏发电量3.09亿度，较2021H1增加0.41亿度，同比增长15.5%。 图10：光伏装机及增速（单位：MW） 图11：光伏发电量及增速（单位：亿千瓦时） ROE略有提升，光伏发电业务贡献充足经营性现金流。2022H1公司ROE为4.9%，同比提升1.0pct，主要受益于资产负债率和资产周转率的微升。2022H1经营性净现金流入2.68亿元，同比增长185.1%，主要因为发电业务收到的电费增加以及增值税留底税的返还；因稳步扩大光伏装机规模，投资性现金净流出1.54亿元，同比增长36.29%。公司现金流充足，公司目前主要使用自有资金扩建规模，2022H1融资净现金流0.29亿元，同比下降72.7%。 图12：公司ROE及杜邦分析 图13：公司现金流情况（单位：亿元） 分布式光伏产业链布局全面，开拓充、储、光伏运营一体化业务 BIPV提供更高收益率的可能。BIPV单位面积安装的组件数量更多，因此发电效率更高。BIPV是未来分布式光伏的重点发展方向，对于新增的电站项目，公司正在积极拓展BIPV的应用。 依托现有分布式场景和客户，开展充电桩和储能业务。2021年充电桩正式投运，2022年储能项目将正式落地。光伏建筑一体化(BIPV）业务方面，自2017年至今，公司累计已并网28个BIPV项目，装机规模达35MW，具备成熟的BIPV方案实施经验。 图14：公司分布式光伏产业链布局（不包含灰底部分） 充电桩业务投资成本低、回报高。相较于其他充电桩投资商，公司具备客户资源优势，可依托现有客户进行拓展，且公司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。目前已运营的充电桩平均每日有效充电小时数达2小时，投资回收期约为3-4年。 储能业务或将成新的利润增长点。公司已正式对外开展工商业用户侧分布式储能业务，并优先向分布式客户进行推广。随着电池技术的提升、储能系统成本的降低、用户侧峰谷价差的提高，储能业务利润将逐步增加。 图15：储能业务产品特点 图16：储能业务场景介绍 工商业屋顶光伏模式维持高利润，业务护城墙逐步高垒 “自发自用、余电上网”模式下收益率高 “自发自用、余电上网”是用户侧和发电侧双赢的模式，自发自用电价高于光伏上网电价。“自发自用，余电上网”模式下，电费收入=屋顶资源业主自用电量×大工业电价×折扣+余电上网电量×脱硫煤标杆电价。高收益主要得益于大工业电价是用户侧用电价格，与上网电价相比，输配电价和政府基金及附加是超额收益，因此可通过打折实现让利。 分布式与集中式光伏项目相比，流程更简化。从2013年以来，国家出台多项规定简化分布式光伏项目的审批流程，鼓励分布式光伏发展，在项目核准、备案、并网等方面均具备一定优势。 表2：国家关于分布式光伏简化管理程序的规定 隔墙售电政策有望进一步拉高工商业屋顶光伏盈利。国家发改委、能源局于2017年10月发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号）（以下简称《通知》），提出组织分布式发电市场化交易试点，标志着分布式发电市场化交易启动。 “隔墙售电”可以帮助分布式光伏实现多渠道售电，增加自发自用比例。2022年9月发布的《浙江省电力条例》提出分布式光伏发电、分散式风能发电等电力企业可以与周边用户按照规定直接交易，即允许“隔墙售电”，将于2023年1月1日正式实施。浙江成为首个“隔墙售电”政策落地的省份，预计随着未来分布式光伏装机持续增长，更多省份或推出允许“隔墙售电”的政策，分布式光伏发电收益将进一步提升。 图17：分布式发电市场交易模式 电力系统成本传导将提升终端用户电价，自发自用电价有望水涨船高 电力用户和新能源企业将逐步分担电力系统成本。随着新型电力系统的新能源电力比例不断增加，电网配套的调节能力也会加强，电网本身、储能配套的的投入将增加，这部分变化带来的新增成本，目前主要是由发电侧进行承担，而在市场化条件下，电力作为一种商品，购买方应该是电力用户，理论上应由电力用户进行承担。 2021年，能源局发布《电力辅助服务管理办法》，强调按照“谁提供、谁获利； 谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制。明确了各类电力辅助服务品种的补偿机制，其中固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素，按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制应遵循考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则。 自发自用电价有望随着终端电价提升而上涨。随着新型电力系统建设，辅助服务、容量服务等市场逐步完善，由此带来的成本结算方式也将逐步清晰，随着用户侧承担这部分费用，终端电价也将逐步提高，因自发自用部分电价的计算方式为在终端用户电价的基础上打折，因此结算电价将提升，由此将进一步提高项目收益率。 工商业分布式光伏核心竞争力：开发、运维、案例积累 屋顶光伏的开发具有门槛，新进入者难以短期具备相应能力。获取屋顶资源时要充分考虑屋顶状况、安装容量、当地光伏政策、项目投资收益、屋下企业的用电情况等。在设