（报告出品方/分析师：长城证券 于夕朦 范杨春晓）

1.1 起家于浙江省，逐步开拓业务版图

芯能科技深耕太阳能分布式发电领域多年，时至今日已发展为国内领先的分布式光伏运营服务商，工商业分布式电站自持规模持续攀升的同时，深度开发光伏电站客户资源，稳步推进充电桩和工商业分布式储能业务，积极布局户用储能产品的研发销售，不断探索分布式能源新应用领域，业务发展兼备成长性与经济性。

公司成立于2008年，早期从事硅片的生产制造，2011年由有限公司整体变更为股份有限公司，并获得“国家级高新技术企业”称号。

2013年，公司开展分布式光伏业务，承担国家光电建筑一体化项目，2014年完成80MW规模的分布式电站建设。

2015年登录新三板后，在2016年正式进军户用领域，并打造组件制造产线。

2018年公司成功在A股上市，为后续发展注入活力，近两年充电桩、储能业务迅速成长，光储充一体化布局逐渐成型。

公司控股股东和实际控制人为张利忠（董事长）、张文娟、张震豪（总经理），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，加上张佳颖（张利忠、张文娟夫妇之女，张震豪之妹）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%。而基于能源运营服务商的行业特点，公司旗下子公司已超70家，从浙江省起家，目前业务发展已覆盖华东、华南、华中、华北等区域。

1.2 装机量提升叠加电价上涨，营收及利润均同比提升

行业趋势向好以及政策支持持续助力公司业绩高增。2022年前三季度公司实现营收5.19亿元，同比增长50.26%；实现归母净利润1.61亿元，同比增长68.72%；实现扣非归母净利润1.61亿元，同比增长80.77%。盈利能力方面，公司近年来逐步控制低毛利业务规模，聚焦于发展自持电站业务，盈利水平不断回升。今年以来，受益于电价上涨、并网装机规模扩大、光照充足等因素，公司前三季度实现毛利率和净利率分别为58.56%和31.01%，同比分别提升1.94pct和3.39pct。

从业务结构来看，自持分布式光伏电站投资运营已坐稳公司核心业务的位置。

2022年上半年，营收占比82.63%，18年到22年上半年一直保持较高且平稳的毛利率水平，分别为69.42%、64.83%、61.24%、60.22%、65.61%；光伏产品毛利不高，公司逐步减轻负担，目前以自用为主，上半年营收占比9.97%；太阳能光伏项目开发及服务营收占比5.59%；充电桩投资与运营业务因去年刚开展，目前营收占比较小。

根据21年年报，公司在浙江、江苏、福建、江西、安徽、广东、天津以及其他地区均开展业务，其中浙江省与江苏省为主要省份，营收占比分别为89.49%、4.04%。江苏省与浙江省在发电量、毛利率和自发自用比例等方面业务经营数据相近，21年发电量同比增长39.1%；安徽省、广东省和天津市的分布式光伏项目的自发自用情况理想，分别为99.66%、83.58%、99.24%。

对于分布式电站投资运营业务，公司一般以50%的资本金比例投资建设，因此公司整体资产负债结构也接近该比例，财务费用成为最主要的支出项。而发电业务电费收入每月结算、收取，坏账风险低，能够提供持续稳定的现金流，保证公司运营稳健。

2022年前三季度公司总资产达35亿元，同比增长16.30%；净资产17.35亿元，资产负债率为50.45%；经营性净现金流、投资净现金流及筹资净现金流分别为4.20亿元、-2.81亿元及0.10亿元；各项期间费用率逐年下降。

2.1 补贴退坡背景下，工商业分布式装机热潮不减反增

分布式光伏是实现双碳目标的重要途径，新增装机占比已超过集中式光伏。国家在《“十四五”可再生能源发展规划》中提出 “坚持集中式和分布式开发并举，推动建设一批重大可再生能源基地，大力支持分布式新能源发展”，将分布式光伏的发展地位和重要性提升至与集中式光伏并列，利用两者的不同特性和应用场景，更好地利用太阳能资源。

截止至2021年，我国光伏累计并网容量达到30599万千瓦，2017到2021年五年复合装机增速为19%，其中分布式光伏累计并网容量10751万千瓦，占累计总容量的35.1%，2017到2021年五年复合装机增速为29%。截止至2022年上半年，我国光伏累计并网容量达到33520万千瓦，其中分布式光伏累计并网容量12678万千瓦，占累计总容量的37.8%。

根据2015年至2021年新增光伏装机容量情况，分布式光伏装机量占比在2020年后快速提升，2020年、2021年、2022年H1占比分别为31.6%、53.4%、67.1%。

2021年新增光伏装机共5488万千瓦，分布式和集中式分别占比为53.4%、46.6%，是分布式光伏新增装机首次超过集中式光伏新增装机的年份。2022年上半年，新增光伏总装机量和分布式光伏装机量分别为3088、1965万千瓦，分布式占比为63.6%。

2022年上半年，全国累计分布式光伏装机量占比为37.71%，各省份累计分布式光伏装机占比如下，其中北京、福建、上海、浙江、山东、河南、江苏、广东、湖南、河北、安徽、江西、天津的分布式占比高于平均值，分别为94.40%、88.47%、86.15%、72.20%、72.03%、66.31%、55.31%、52.80%、51.36%、46.07%、45.74%、39.93%、37.67%。

2022年上半年，全国新增分布式光伏装机19.65GW，受地方政策引导和补贴激励等因素影响，新增工商业分布式光伏新增装机容量为10.74GW，户用分布式光伏新增装机8.91GW。

分季度看，从2021年四季度到2022年二季度，单季度装机量情况如下，分布式光伏装机量是集中式光伏装机量的2倍左右。

分地区看，按新增分布式光伏装机量排序，其中浙江省工商业分布式光伏占比较高，而山东、河南以及河北省户用装机占比较高。

自分布式光伏发展之初，国家为支持发展提出补贴，随着光伏降本及装机量大幅增加，新能源电价逐步走向市场化，工商业及户用分布式光伏经过5次补贴退坡，分别于2020年及2021年结束国家级补贴，而各省市由于各自政策不同，部分地区依旧有区域和省级补贴。

分布式光伏，尤其是工商业分布式在消纳与电价方面较集中式光伏有明显优势，发展前景将更为广阔。随着新能源进入电力市场交易的比例不断提升，新能源尤其是光伏市场电价明显承压，多个新能源资源丰富，电力需求相对较小的省份（例如山西），光伏市场电价已经出现了明显折价。而分布式光伏目前自发自用，余电上网的商业模式良好的保障了其电量的消纳和综合电价水平，即使后续余电上网部分需要参与市场交易，仍较集中式光伏电价有较大优势。

近年来随着我国可靠性电源比例下降，煤价上涨和极端天气影响，导致限电、停电事件频发，短期难以解决。对于工商业用户而言，尤其是耗电量较大的制造业厂商，能源紧张下的电价上涨，加重了成本负担，限电、停电更是直接威胁到正常的开工生产，相对便宜且可靠的电力成为大工业企业的迫切需求，工商业分布式光伏的市场需求将具备持续性。

2.2 充分受益当下电价机制，自持电站利润空间可观

分布式光伏电站的商业模式分为“自发自用，余电上网”、“全额上网”，收益来自三个方面：“自发自用”部分的电费收入、“余电上网”部分的电费收入以及补贴收入。其中补贴收入包括国补和省补，自用或上网电量均享受度电补贴。

而在补贴退坡的情况下，目前“自发自用，余电上网”模式盈利能力更强，“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”的电费收入模式弹性更大，芯能科技目前自持电站也均为“自发自用，余电上网”工商业分布式电站。

工商业电价持续攀升，“自发自用”模式盈利优越。

煤炭价格高企、输配电压力变大带来的成本上涨与稳步增长的用电需求共同驱动着政策为电价松绑，电价市场化程度逐步提升，行业进入涨价周期，尤其是大工业用电。

以公司业务集中的浙江省为例，1-10千伏电压等级的大工业用电2022年10月尖、高、谷时段用电价格分别为1.3322元/度、1.1127元/度、0.3558元/度，对比21年同期均上涨约18%，今年全年保持着小幅度螺旋式上涨的态势。

而得益于“8-8.5折大工业电价”的灵活定价标准，工商业分布式电站的“自发自用”收费也得以随着电价上升而水涨船高，2022年上半年公司综合度电收入同期增加约0.1元/度，同比增加约22%，大工业电价上调有望拉升未来新增电站项目的投资回报率。

政策力度不减，余电上网继续对标燃煤标杆电价。

2022年发改委明确新建风光新能源发电项目延续执行平价上网策略，新核准陆上风电项目、集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，叠加目前“基准价+上下20%浮动”的电价机制，余电上网仍能享受较为可观的电价回报。

而从电网消纳情况来看，根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2022年8月全国新能源并网消纳情况》，2022年1-8月公司业务分布各省份光伏利用率均保持在99.9%至100%，并网消纳情况良好，结合各大主要省份旺盛的用电需求以及增长态势，我们对余电上网的行情持续保持乐观。

电力市场化持续推进，隔墙售电有望拓宽收入空间。

浙江作为我国及改革开放的先行地，一直以来积极推进风光新能源的发展。近日，为进一步完善市场化电价形成机制，浙江省第十三届人民代表大会常务委员会第三十八次会议通过了《浙江省电力条例》，《条例》中提出“分布式光伏发电、分散式风能发电等电力生产企业可以与周边用户按照规定直接交易”，这意味着隔墙售电自2017年国家开始组织试点后，终于有望在明年于浙江落地，工商业分布式电站将充分受益。

政策的放开将使工商业分布式电站将“自发自用”后的剩余电量出售给周边的用户，而出售的价格我们认为将高于“余电上网”，与“自发自用”的电价接近，显著提高了“余电”的收益，有利于工商业分布式电站综合单度电价更上一层楼。

我们以当下时间节点对一个浙江省10MW的新建工商业分布式电站内部收益率进行了测算，假设条件如下：

测算得到：在没有补贴的情况下，当前该工商业分布式电站项目税前IRR为13.04%，税后IRR为11.45%，显著高于内部收益率仅为个位数的集中式项目。自发自用的电费收入无疑是电站收益最重要的部分，因此，我们以自发自用比例与自发自用电价为两大变量因素，在-10%~10%的区间内进行敏感性分析，项目IRR整体维持在10%以上，工商业分布式电站收益率可观且稳健。

2.3 合作屋顶资源优质稳定，EPC工程经验丰富

分布式光伏根据设计、安装方式的不同可以分为BAPV（现有建筑上安装光伏组件）和BIPV（光伏建筑一体化），均是利用屋顶资源开发分布式电站实现光伏发电，对于BIPV还能降低建筑物的建造成本。

与集中式光伏相比，分布式光伏单个项目容量较小，投资成本较低，对现金流的要求也随之降低，尤其对于优秀的上市民企而言，投资压力与央企之间已进一步缩小。而且与集中式项目以大基地形式开展、且大多分布在沙漠、戈壁不同，分布式项目小而分散，渠道与市场也相对下沉，建设时需要应对不同客户的各类屋面、屋顶以及变压器，需要建设运营商因地制宜给出解决方案，尤其对于“自发自用，余电上网”模式的工商业分布式电站，要实现高自发自用比例，还要求运营商开发用电量高、信用情况良好的高质量客户。

因此，我们认为客户资源、品牌口碑、经验积累才是分布式建设运营商的核心竞争力。

截至2022H1，公司累计自持分布式光伏电站并网容量约662MW，另有在建、待建和拟签订合同的自持分布式光伏电站约167MW，叠加EPC工程项目总体分布式装机规模已超1GW，年发电量达10亿度，在资源开发、方案设计、现场施工、电站并网、运营维护等各方面积累丰富经验，并利用智能监测运维平台实现电站的连续监控、故障排查、效率提升，工商业分布式电站的建设与经营成熟，领先地位渐显。

BIPV方面，公司已累计建成、并网装机规模达39MW，具备成熟的BIPV方案实施经验，紧跟市场迎风而动。

立足浙江，开拓全国。浙江省作为我国的经济大省，用电量稳居国内前五，而从发电结构来看，浙江十分依赖于省外来电。因此为了从容应对旺盛的用电需求、保证电网安全运行，以分布式光伏为首的新能源成为浙江省电力发展与改革的重要方向。

2022年上半年浙江全省工商业分布式装机268.8万千瓦，位列全国第一，省内对光伏的消纳程度也长期保持100%的高水平，后续随着电力供需持续偏紧，我们认为分布式电价还具有上涨动力。作为浙江的优秀民企，公司多年来深耕省内屋顶资源，已建分布式项目超90%集中于浙江省内，充分享受省内的工商业资源、政策支撑以及电价红利。

多年项目积累下的经验与口碑支撑公司近年来持续扩张，目前在江苏、广东、江西、安徽、湖北、天津等地逐步开拓市场，省外与省内新增装机比已上升至3：7，成功打破地域限制，收获省外发达地区的屋顶资源，后续成长性可期。

深度绑定优质客户，总体风险可控。

公司专注工商业分布式光伏电站建设，截至2022年上半年，公司已累计获取屋顶资源超1000万㎡，涉及工业企业861家，其中包括娃哈哈、中国巨石、桐昆股份、立讯精密、飞利浦等海内外知名优质企业。

分布式光伏电站长达20年的运营时间以及芯能科技优质领先的服务，助力公司收获了较强的客户黏性，成为老客户扩建新厂房、改造旧厂房的首选屋顶资源开发商，乘上敏实集团、中国巨石、华孚时尚、娃哈哈等优质客户的发展巨轮顺势向外地拓展。

风险控制方面，公司以上市公司、IPO排队企业、优质未上市公司作为目标客户群体，降低客户经营风险，多年来电费回收率高达98%-99%，叠加分布式光伏行业小而散的特点，风险总体可控、现金流稳健。

光伏组件自给自足，抵御成本冲击。

在当前硅料价格高企的背景下，组件成本占比工商业分布式电站投资50%以上，公司自备300MW的光伏组件产线，足以满足每年150-200MW的自持电站装机需求，通过外购或外协加工电池片后自行生产光伏组件，以主流的182mm型号组件测算，公司自产组件成本每瓦可降低4-5分钱，在硅料产能释放、价格回归理性后，自产组件的优势有望愈发显现。

3.1 “新能源+储能”顶层规划，商业模式逐步清晰

“十四五”新型储能顶层规划已完成，“新能源+储能”将是主要应用场景。

与世界其他国家和地区相比，我国储能与新能源装机容量的比例，即“储新比”，明显偏低，2020年中国的储新比约为6.7%，而中国以外其他国家和地区的储新比为15.8%，随着可再生能源比例提高，我国储能将迎来巨大的发展机遇。

2022年2月23日，国家发改委及能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确了“十四五”期间新型储能产业发展的顶层规划。一方面，加快建立新型储能项目管理机制，规范行业管理，强化安全风险防范；另一方面，明确新型储能独立市场地位，完善市场化交易机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

目前新型储能商业模式还在积极探索中，各省政策不尽相同，但主要以调峰辅助市场+租赁费用+市场现货电价差组成。

多省纷纷出台独立储能政策，以鼓励新型储能的发展。整体看，除市场现货电价差盈利部分，各省份推出相关政策根据充放电小时数、电站装机规模等指标进行补贴，对独立储能充放电容量进行容量补偿及租赁费、辅助调节服务费等。

公司背靠工商业分布式光伏的客户资源，利用多年丰富的电站运营经验优势，开拓工商业储能新业务，成为公司业务生态链极其重要的一环。

公司主打集装箱式储能系统，该系统占地要求不高，投资成本压力相对较轻，且配套的快速并离网切换、精准能源调控等功能均十分贴切储能的商业模式及工作用途。目前公司以自持形式服务工商业客户，峰谷电价套利“高抛低吸”仍是主要的收入手段，在谷电时段向电网买电，在尖、高峰时段以95折的电价卖给客户。

对于大部分共同配套了芯能分布式电站与储能系统的客户而言，我们认为由于屋顶资源的有限，从用电总量的角度而言，分布式电站的发电量一般只占客户总用电量的10%，一般情况下，客户会优先使用当前电站所发光伏电，其次会根据实际情况使用储能系统的电或向电网买电。

因此，我们认为储能系统的加入并不会影响电站客户的自发自用比例，储能的“雪中送炭”以及分布式电站的“锦上添花”对于运营商与客户都是相得益彰。

电化学储能系统最主要的成本构成是电芯，目前主流的磷酸铁锂电池在碳酸锂价格高涨的行情下价格居高不下，对于储能的建设运营造成较大的成本压力，工商业储能项目内部收益率目前仅为6%。

而受益于电价上涨，分时电价价差也呈现逐步扩大的趋势，以浙江省1-10千伏大工业电价为例，到2022年10月，尖峰-谷段以及高峰-谷段价差分别为0.9764元/kwh、0.7569元/kwh，对比去年年底均上涨约9.5%，更加宽幅的套利空间有望抬升项目收益。

政策有力推进，响应电网调度获利明显。

今年6月，国家发改委与能源局联合发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，强调且完善了新型储能系统对于电力市场化的地位与作用，并明确了新型储能系统的调度运行机制。

电网得以通过调度储能系统实现调节负荷平衡，而在政策红利的支撑下，当前储能运营商得到的溢价十分可观。对于公司而言，目前电网调度对于储能系统的电量全额消纳，并给予4元/kwh的补贴价格，远高于基准电价与尖高峰时段电价，在虚拟电站、电网智能化推进下调度频率后续也有望提升。

3.2 充电桩增长旺盛，公司盈利能力领跑行业

充电桩业务是公司依托分布式电站资源拓展的另一重大业务。

从整体行业来看，充电桩作为目前最主流的电动车补能方式，在政策支持和下游充电需求旺盛的带动下，2021年全国各类充电桩（公共+私人+专用）合计保有量达261.7万台，同比2020年增长56.52%，对应2021年784万辆新能源汽车保有量，车桩比为3：1。

目前国内新能源汽车行业已转型成消费需求导向市场 ，不断完善的用车体验与爆款车型的出现将驱动新能源汽车销量继续攀升，我们预计2025年国内新能源汽车销量将达1150万辆，保有量突破4200万俩，以届时2.6：1的车桩比测算，2025年充电桩保有量将达1632.9万台，年复合增长率为58.05%，行业高景气持续。

根据充电技术可将充电桩分为交流充电桩与直流充电桩。

交流充电桩将电网的交流电输入到车载的充电机，通过充电机将交流电转换为直流电再向电池进行充电，功率一般为7kw，充电较慢，但技术相对成熟且安装成本较低，目前私人充电桩基本为交流充电桩；直流充电桩则将电网的交流电转换为直流电后直接对电车电池进行充电，功率一般在60kw以上，充电速度快，但投资成本较高且需要对技术、设备、环境要求更高，一般常用于公共充电桩中。

续航与补能一直是电动车行业发展的首要驱动因素，目前高电压、大电流等不同技术路线下的超快充发展迅速，我们认为快充直流桩将保持较强的增长动力，而且由于直流桩对安装环境的要求，“公共桩直流，私人桩交流”的分工将更加清晰明确。

根据中国电动汽车充电基础设施促进联盟2021年披露的数据，目前我国充电桩的分布结构为公共：专用：私人=0.31：0.13：0.56。在对直流充电桩的乐观预期下，我们认为未来公共充电桩的占比有望逐步提升至35%，其中直流充电桩在公共充电桩中的占比将由2021年的41%提升至60%，预计2025年我国公共充电桩保有量将达571.52万台，公共直流充电桩保有量达342.9万台，2021-2025年复合增长率分别为62.89%、79.16%。

充电桩数量高增的风光背后是行业整体盈利能力不强的窘迫。

充电桩的收入构成主要为（每度电价+每度服务费）×充电功率×利用时间，对于公共充电桩而言，在各地政府逐步完善对单位服务费的指引后，充电利用率成为影响充电桩运营商收入与利润的最重要因素。

与传统燃油汽车对于加油站的刚需不同，较大一部分的新能源汽车车主配备私人充电桩，若有较为规律的通勤路线则对于公共充电桩的需求并不强，而对于网约车司机等主力使用人群而言，对价格的敏感度使他们通常会选择半夜等谷电时段进行充电并且“货比三家”。

从数据端来看，直流充电桩占比的提升虽然带来了服务溢价，但同样缩短了公用桩的平均充电时长，2021年我国24座中心城市公用桩平均时长仅有深圳、大连、海口三座城市超过1小时，24座中心城市公用桩平均使用率均仅为3.6%。

而根据我们的测算，目前一个60kw的直流充电桩投资成本约5.4万元，再考虑到每年的运营维护等费用，经营期为10年的60kw直流充电桩在5%利用率下投资回收期需要约5年，以目前各中心城市的平均使用率来看，盈利难言乐观。

用户高质、场景优势，充电桩盈利远超行业平均水平。

芯能科技目前建设运营的充电桩大部分为直流快充，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3.5年，个别充电桩利用小时数甚至能达7-8小时。

我们认为，公司充电桩业务领先行业很大程度上得益于分布式光伏电站带来的客户资源。

首先，从建设成本来看，与客户深度合作的关系帮助公司以较低的价格进场，而且针对性地根据工厂园区的线路、冗余等进行铺设，帮助整体投资成本下降10-20%；

其次，与大型商场、广场、公园等流动性较大的场景相比，工业园区其实更为优质，在工作时间内车主基本上稳定在园区范围内活动，可利用的潜在充电时间也更充足；

最后从用户角度而言，网约车司机以车费为收入、充电费为成本，对充电桩价格十分

“光、储、充”三大板块让公司得以深入地开发优秀客户资源，三大业务可以集成为“智慧电动汽车充电站”项目，利用光伏、储能的功能属性为充电桩节省从电网购电成本，也可以稳健地独立经营，以经济性为业务发展的第一导向，我们持续看好公司核心业务的盈利能力。

3.3 全球户用储能产品需求高增，规划进军海外市场

从服务到产品，业务矩阵再扩充。愈发紧张的用电情况激发了全球户用储能产品的旺盛需求，2021年全球新增户储装机1905MW，同比增长52.64%，新增户储容量4361MWh，同比增长55.86%。

面对高速增长的全球储能市场，公司对户用储能产品的开发进行了技术储备，现已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。同步加快海内外市场渠道建设，户用储能产品以及便携式储能产品有望在今年下半年到明年上半年陆续实现批量化生产与销售。

除此之外，公司也瞄准了海外高毛利的逆变器市场，根据非洲东南亚地区电网不发达与欧洲地区电网发达电价高的特点布局针对性的离网及并离网储能逆变器产品。新业务多极发力，积极开拓新的利润增长点。

4.1 盈利预测

结合2022年以来芯能科技主要业务及产业链上下游、政策背景以及我们对行业未来发展的趋势判断，我们对公司2022-2024年主营业务收入假设如下：

光伏电站投资运营：分布式光伏需求持续旺盛，公司综合竞争力强，拿屋顶资源优势明显，我们认为公司未来有望每年新增并网150-200MW规模的工商业分布式电站。

今年上半年受到国内疫情反复影响，投资建设有一定程度受阻，预计今年自持电站规模达760MW，明年乐观预期下突破1GW。电站运营成本较为固定，主要是运营维护费用与折旧，电价收入决定了盈利空间与利润弹性。

公司目前的存量电站中，预计有330MW规模能享受补贴，根据项目的并网时间，补贴结束的时间将集中于2033-2038年，预计补贴电价0.4元/度。而在电价上涨的趋势下，“自发自用”与“余电上网”有望充分受益，电站每度综合电价将呈现小幅上涨趋势，即便在补贴退坡的情况下，我们认为公司光伏电站运营业务仍将保持67%左右的高毛利率。

结合上述预期，我们预计2022~2024年公司光伏电站投资运营业务板块营收增速为35.39%、22.22%、20.40%。

分布式光伏项目建设及开发：在满足自持电站建设能力要求的前提下，公司也会承接分布式光伏电站的EPC、开发、运维业务。

公司深耕分布式光伏多年，经验与能力兼备，获得央、国企肯定，整县推进加持下，分布式空间广阔，项目充足，预计2022~2024年分布式光伏项目建设及开发板块营收增速为245.41%、25.50%、20.60%。

充电桩：“收益优先，稳步推进”是公司充电桩业务发展的首要原则，为了保持较高的项目收益率、较短的投资回收期，公司未来将继续主要围绕电站客户铺设充电桩，适当审慎在其他公共场合开展业务，预计每年保持1.2MW以上的增幅。

上半年新冠疫情影响企业开工与人民出行，充电桩毛利率受到短期扰动，但公司客户资源优势稳固，盈利能力有望随着利用率回升而快速修复。预计2022~2024年充电桩板块营收增速为93.33%、27.36%、35.71%。

光伏产品：公司对外销售的光伏产品主要是光伏组件，目前组件产能300MW，满足自用需求后对外销售的体量较小，今年需求旺盛公司加大对外销售规模，后续将趋于稳定，预计2022~2024年光伏产品板块营收增速为253.50%、5.18%、7.77%。

其他业务：我们将工商业储能业务、户用储能、便携式储能、户用逆变器等产品业务都暂时归类为其他业务。

工商业储能今年年中开始对外推广，目前受限于上游价格较高的磷酸铁锂电池，户用储能、便携式储能等产品处于产品开发认证、定价阶段，虽然业务发展前景良好，但由于当下仍处于初步阶段，出于审慎考虑，我们保守预计整体板块以10%左右的增速增长。

结合公司各板块未来的发展逻辑与业绩期望，预计公司2022-2024年实现营业收入分别为6.54亿元、7.91亿元和9.45亿元，实现归母净利润分别为1.92亿元、2.51亿元、3.05亿元，同比增长74.4%、30.6%、21.9%。对应EPS分别为0.38、0.50、0.61，当前股价（2022年10月27日收盘价）对应的PE倍数分别为38X、29X、24X。

4.2 估值分析

我们在A股选取了三峡能源、龙源电力、南网能源、国能日新、派能科技、固德威、科士达进行可比公司估值分析。这些公司分别具备新能源发电、新能源运营商、户用储能属性。

经计算，六家可比公司iFind一致预期2022、2023年PE均值分别为51.41、32.93，与我们预期芯能科技的PE水平相比，公司当下估值低于同行企业或可比公司的平均水平。

公司作为稀缺的A股工商业分布式电站运营商标的，受益于当下电价机制，主业电站运营业务有望在未来较长的一段时间内保持较高的毛利水平，现金流稳定且优质，深度绑定工商业客户，积极拓展的充电桩业务盈利领先行业，未来工商业储能、户用储能业务前景开阔，给予公司2023年34-38xPE，对应目标价17.04-19.05元。

（1） 政策不及预期风险：后续政策对于分布式发电上网价格以及储能系统响应电网调度的调整可能会对项目的收益产生影响；

（2） 行业竞争加剧：后续若行业竞争者增加，并且以“价格战”形式加剧行业竞争将会对公司经营产生不利影响；

（3） 客户信用风险：公司与客户一般签署期限为20年的合同，在合同期内客户若出现经营不善、信用不良等情况，将对公司现金流产生不利影响；

（4） 用电量下滑风险：未来若电力需求不及预期、出现用电量下滑，将影响公司营收与利润；

（5） 电价下调风险：若出现大工业用电价格持续下滑，峰谷电价价差缩小，将对标的公司业绩产生不利影响。

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来源：今日头条

作者：远瞻智库