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。

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。

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。

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%）。

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。

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。

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%。

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。

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。

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。

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。在设计与建设阶段，技术壁垒较高，不仅要实现电站发电，更需要做好并网支持，以提高消纳和收益水平。后期运维需足够的人员、设备以及成熟的，做到快速响应。

优质的客户资源是项目高收益的前提。光伏项目公司与屋顶业主签署的合同服务期一般为20~25年，用电量大、生产经营稳定的企业可稳定消纳自发自用电量，实现更大收益。

每个项目需要高度定制化，客户看重过往案例。由于屋顶业主的屋顶屋面状况、变压器容量等参数是极其个性化的，因此每个项目需量身定制。此外，屋顶光伏的使用寿命可以达到20至25年，因此后期运维将影响发电效率和使用寿命，甚至影响屋顶情况。因此客户看重光伏公司的项目经验、既往案例、运维能力以及客户评价。

深耕光伏行业，项目经验丰富。截至2022年6月30日，公司已累计获取屋顶资源超1000万㎡，涉及工业企业861家，年发电能力可超10亿度，在“自发自用，余电上网”分布式光伏电站开发领域处于领先地位。

公司通过多年来的项目经验积累，具备突出的电站设计、运维能力，可有效提升屋顶资源利用率，保障客户体验和满意度，收款率达到90%以上。

公司拥有专业运维平台，为电站提供优质后续服务。

公司组建了专门的电站运维团队，并开发了光伏电站、储能、充电桩三合一的智能监测运维平台，具备丰富的运营维护经验。

品牌拥有业内知名度。

公司在分布式光伏发电投资方、地方电网、屋顶资源业主群体中享有较好声誉，已产生强客户黏性，如敏实集团、中国巨石、华孚时尚、娃哈哈等案例。即使同行业竞争公司打“价格战”，公司也往往可以凭借“品牌溢价”获得业主选择。

省内资源优异、省外逐步开拓，业务规模可持续增长

工商业屋顶光伏在经济发达、电价高的地区更易发展。在满足光照条件的前提下，工商业基础好的地区的优质屋顶资源相对更多，且自发自用电量的比例高，能为分布式光伏发电带来更高的收益率。

政策推动工商业发达、能源消费高的地区发展分布式光伏。对于土地资源相对紧张、用电矛盾较为突出的东部沿海地区，分布式光伏电站是充分利用闲置屋顶资源、节能降碳、缓解缺电限电的较好选择。

组建项目拓展团队，推广开发新客户。经过多年的市场教育、“双碳目标”的提出以及能耗双控政策的出台，屋顶业主的装机意愿已经大大提高。在项目拓展方面，公司设立了屋顶资源开发部门，并组建专业技术团队，通过实地走访、上门宣讲、案例参观等方式，获取新的屋顶资源项目。

省内分布式光伏发展强劲，省内市占率较高。公司起源于浙江省海宁市，截至2022H1,公司自持分布式光伏662MW，约90%位于浙江省内。浙江省自2013年起大力发展光伏产业，在2018年及以前，分布式光伏装机规模连续多年位居全国第一，现位居全国第二。

2021年，全省累积光伏并网装机1842万千瓦，其中分布式光伏1265万千瓦，占比69%。

2021年，公司在浙江省内的自持装机为55万千瓦，占省内工商业屋顶光伏（1075万千瓦）的5.1%。

截至2021年底，浙江省内拥有自持工商业屋顶光伏的上市公司主要有：芯能科技（550MW)、正泰电器（533MW）、晶科科技（167MW）、天合光能（38MW)。

图21：浙江省光伏装机容量（单位：万千瓦）

图22：分布式光伏累积并网装机容量前七省份（单位：万千瓦）

省外以点带面，稳健发展新客户。

公司客户黏性高，且多为上市公司、优质民企。老客户在省外扩产时，公司跟随到省外新建子公司，负责老客户扩产项目的同时，也会开拓新客户。

公司自持的省外装机规模整体上升。截至2021年底，省外装机的60%位于江苏省，其余位于安徽、江西、广东、江苏、天津。未来公司将优先向工业电价高、经济发达、优质企业多的中东部省份发展。

政策助力工商业屋顶光伏发展，市场空间广阔。

国家发改委《“十四五”可再生能源发展规划》提出：“十四五”期间，新建工业园区、 新增大型公共建筑分布式光伏安装率达到 50%以上。2021年8月国家能源局公布“整县推进”方案和试点名单，在全国676个试点县（市、区）推动屋顶分布式光伏建设，要求党政机关屋顶、公共建筑屋顶、工商业厂房、居民屋顶的光伏安装比例分别不低于50%、40%、30%、20%。

据不完全统计，2021年全国整县推进屋顶分布式光伏试点县累计备案容量4623万千瓦；主要分布在山东、河南和浙江；累计并网容量1778万千瓦，主要分布在山东、浙江和广东。2022上半年，新增工商业光伏装机量排名前四的省份分别是浙江（2.69GW）、江苏（1.72GW）、山东（1.5GW）、广东（1.12GW）。

目前公司团队规模每年可新开发20-30万千瓦规模的项目，因此未来无论是在浙江省内还是省外，都有足够的市场空间供公司开发。

行业竞争以私企为主，公司实力突出

与央国企相比，专注细分赛道的私营企业在“自发自用”模式上拥有优势。在选择开发项目时，由于企业规模大，且央国企承担更多新型电力系统建设的责任，因此更多进行集中式项目的开发。

对于私营企业，开发“自发自用，余电上网”的工商业屋顶光伏是更好的选择，一是因为单个项目的规模小，投资成本低，二是工商业自发自用电价高，收益高，公司在开发屋顶资源时可以筛选用电量大、现金流良好、存续期长的优质客户。

央国企光伏企业更多的是采用“全额上网”模式。一方面模式较为简单，二是不需要针对客户进行过多定制化开发。而公司在“自发自用、余电上网”细分赛道深耕多年，在管理和维护小规模、分散、个性化强的项目方面具备明显优势。

公司自建成本低、质量高。

公司的硅片和组件生产均优先供应自持电站的开发建设。当前自持电站投资的组件成本占比超过50%，通过组件自产的方式，不仅能严格把控组件质量、保证自持电站发电寿命和发电效率，也能够降低外采成本和后期运维成本。

公司所用的电池组、逆变器等均采购自一线品牌，在保证质量的同时，公司自持电站投资成本低于行业平均。

优势变现，发力独立储能业务

储能电站是我国新型电力系统转型不可或缺的组成部分

我国“双碳”目标实现压力大。2020年9月，第七十五届联合国大会上提出中国要实现“2030碳达峰、2060碳中和”的承诺。从工业化进展上看，我国实现“3060目标”要远比其他发达国家的难度更大。和大多数发展中国家一样，低碳和现代化进程是我国实现双碳的主要矛盾。与西方先实现现代化、后考虑碳减排不同，留给我国实现“碳达峰碳中和”的时间相对较短。

以2007年碳达峰（59亿吨左右）、计划2050年碳中和的美国为参照，我国当前城镇化率（约60%）仅为美国的70%，而我国经济社会的不断进度必然会加速消耗能源，这就与碳达峰碳中和的基本规律相悖，若想在逆流中实现既定的双碳目标，则必然需要在能源消耗方面进行系统性、深层次的改革。

“双碳”倒逼电力系统改革，加快构建新型电力系统。

从宏观层面来看，推进“双碳”无非通过两条路径。第一种是“去头”，即减少一次能源中对碳氢化合物的使用，第二种是“去尾”，即通过其他技术手段在终端减少排放（碳捕集）或增加环境吸收碳的能力（固碳）。在目前碳捕集和固碳技术暂未商业化的情况下，只能通过加快构建以新能源为主体的新型电力系统来完成“双碳”目标。

新能源电力的间歇性带来供电不稳定性，储能应运而生。

国家发展改革委、国家能源局等五部门早在2017年印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中，就明确提出，储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统的重要组成部分和关键支撑技术。大力发展新能源并不能简单地改变电源结构，而是发电、输电、配电、用电完整链条需要相应作出调整，来保证电网对电力用户的稳定供应。

新能源电力取之于自然，但受资源变化的影响极大，因此极易出现“出力过剩”或“出力不足”的情况，而这个时候电力系统就需要进行通过“暂存能源”进行调节，确保发电功率和用电负荷的平衡，解决电力生产和电力消费的时空错配性。

在新型电力系统建设中，储能是解决新能源发电和负荷用电时空不匹配的手段，相当于“蓄水池”，能够将电力生产和消费在时间上进行解耦，使得传统实时平衡的“刚性”电力系统变得“柔性”。

“虚拟电厂”：稳定电力负荷，局域范围内可缓解电网压力并适时提供电力

虚拟电厂被称为用户与大电网互动的“桥梁”，可实现分布式电源、储能系统、可控负荷、微 网、电动汽车等分布式能源资源的聚合和协调协同优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。

虚拟电厂通过分布式电力管理系统参与电网的运行和调度，主要由发电系统、 储能设备、通信系统三部分构成。

虚拟电厂在新型电力系统主要发挥三个功能：一是充当电源给电网供电，通过集成小型分布式新能源电源，形成发电合力并接入电网运行。二是稳定用电负荷，通过接入可调节的用电负荷，控制用电侧电力流量和流向。三是在电力系统中充当储能系统。

2022年8月26日，国内首家虚拟电厂管理中心——深圳虚拟电厂管理中心成立。

深圳虚拟电厂管理中心设在南方电网深圳供电局，由深圳市发展和改革委员会管理，主要负责虚拟电厂管理平台的建设和日常运行维护，建立虚拟电厂日常运行的管理制度，组织开展虚拟电厂用户注册、资源接入、调试管理、接收和执行调度指令、响应监测、效果评估等工作。

深圳虚拟电厂已接入分布式储能、数据中心、充电站、地铁等类型负荷聚合商14家，接入容量达87万千瓦，接近一座大型煤电厂的装机容量。预计到2025年，深圳将建成具备100万千瓦级可调节能力的虚拟电厂，逐步形成年度最大负荷5%左右的稳定调节能力。

虚拟电厂将在我国新型电力系统中发挥越来越重要的作用。

随着我国电力系统中新能源占比的不断增加，发电侧供应和用电侧负荷不匹配的矛盾将愈发明显，虚拟电厂通过统筹调节分布式能源的出力和用电侧负荷，可缓解这一矛盾。随着虚拟电厂的管理模式、运行方式、盈利模式不断清晰，虚拟电厂也将越来越多的出现在电力系统中。

公司具备优势转型虚拟电厂运营商。

从运营商的角度来看，运营虚拟电厂需具备“分布式电源+储能+电力用户”三个要素。现有工商业分布式光伏运营商和区域性分布式光伏运营商往往具备稳定的“分布式电源”和相对稳定的“电力用户”两个要素，可更便利地转型为虚拟电厂运营商。

储能运营：电池成本和度电价差决定盈利能力，公司具备先发优势

公司目前主要是的储能电站运营方式为通过建设电化学储能项目，以“谷价买电、峰价卖电”的方式为现有工商业用户提供电力服务，这种方式主要是通过电价差获得收益。

电化学储能是目前应用最为广泛的新型储能方式。

得益于电池技术相对比较成熟、电池储能可根据需求灵活安排规模大小、电池供应链相对完善且不受地域和地理条件限制，新型储能的项目绝大多数以电化学储能项目为主，但成本则是决定储能技术大规模应用和推广的重要指标。

我们对电化学储能调峰的关键假设如下：

在此假设下，度电成本为0.6元左右，当度电价差为6毛/千瓦时，此时我们计算得到的100MW/200MWh的电化学储能电站自有资金IRR为6%，第一年的净利润和净利润率为0.16亿元/17.4%，ROE达到17.7%，但随着电池的使用，电池容量将不断进行衰退，在同等运行条件下，净利润将逐年递减。

电化学储能电站盈利能力主要取决于建设成本及充放电价差，当建设成本由2.0元/Wh下降到1.8元/Wh时，若度电价差仍维持在0.6元，则IRR将达到12%。当建设成本维持不变，度电价差提高至0.7元，IRR将达到15%。

因此，目前电化学储能项目在现有成本的情况下，盈利情况主要受到每天充放电次数以及峰谷价差电价的影响。

切入储能赛道先发优势明显。工商业储能贴近于工商业用户侧进行谷充峰放，公司作为分布式光伏专业运营商，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，因此具备先发优势。目前公司已实施多个“网荷光储充智能微网”示范项目，并优先向分布式客户进行了推广，预计2022年及以后将持续落地储能项目，有望在未来贡献业务利润。

产业链延伸，开发储能逆变器

公司拥有具备逆变器研发能力的分布式光伏专业管理团队。

技术方面，团队曾深度参与过头部光伏逆变器企业产品的研发设计，并围绕公司自持电站项目展开测试，获取应用效果的真实反馈，助推光伏逆变器产品的迭代创新和效率提升；管理经验方面，通过多个项目积累了执行与经营管理经验，形成了自有的项目数据资源，能够在后续业务过程中进行推广。

公司已开发两款逆变器产品，未来有望打开市场。

公司官网显示目前主要进行两款逆变器产品的研发，分别是3kW~30kW的离网储能逆变器和3kW~20kW的并离网一体储能逆变器。第一款产品主要面向电力不稳定的地区以及无电机等冲击性负载的场景，客户包括印度、巴基斯坦、亚非拉等发展中国家电网条件差且对价格敏感的客户群。第二款产品主要面向新装或改装光伏系统同时配备储能的场景，应用在光伏效益高、同时配备储能的场合，主要面向欧洲、日本、澳大利亚、美国等居民价格高昂的国家和地区。

盈利预测

假设前提

我们的盈利预测基于以下假设条件：

1）分布式光伏业务：公司分布式光伏装机随着公司300MW的项目开发能力稳步增长且随着新型电力系统建设加速，电力系统调节成本逐步向用户侧转移，工商业用户电价将逐年递增。随着“隔墙售电”政策逐步落地以及用户侧用电量增加，自发自用比例将逐年增加。

2）储能运营业务：我们假设电池成本逐年降低，公司将加速储能项目建设，同时运营能力逐年增强，每年度电充电成本降低、售电收入增加。

未来3年盈利预测

按上述假设条件，我们得到公司2022-2024年收入分别为6.6、8.6、10.8亿元，归属母公司净利润1.9、2.6、3.2亿元，归母净利润年增速分别为75.9%、34.2%、21.7%。每股收益2022-2024年分别为0.39、0.52、0.63元。

盈利预测的敏感性分析

我们的预测模型中，2022年公司分布式光伏业务中的自发自用电价为0.65元/千瓦时、光伏装机容量为750MW。现将2022年的归母净利润于自发自用电价、光伏装机容量做敏感性分析，自发自用电价若提高0.01元/千瓦时，归母净利润会较原始值提高2.0%。光伏装机在原始值的基础上提高20MW，会使归母净利润较原始估值提升0.02%。

估值与总结

考虑公司的业务特点，我们采用绝对估值和相对估值两种方法来估算公司的合理价值区间。

绝对估值：15.72-17.26元

公司分布式光伏运营业务每年保持150-300MW的装机增速，业务毛利率保持稳定，叠加储能运营的产能增加，我们预计2022、2023、2024年营收业绩增速分别为48.9%、29.5%、25.3%。

输入条件：我们根据2年期的日度数据计算贝塔系数为0.88，无风险利率根据10年期国债到期收益率设定为3.0%，风险溢价为7.0%，计算得出Ke值为9.16%。

FCFE估值结果：在永续增长率为1%的假设条件下，测算公司对应每股权益价值为15.72-17.26元，高于目前股价27%-39%。

绝对估值的敏感性分析

该绝对估值相对于Ke和永续增长率较为敏感，表14是公司绝对估值相对此两因素变化的敏感性分析。

相对法估值：16.84-17.36元

公司业务结构清晰，将公司按照分布式光伏业务和储能运营业务进行分部估值。

工商业分布式光伏业务方面，目前分布式光伏运营商大部分以“全额上网”的方式直接向电网售电的方式为主，如正泰电器、林洋能源等，而以“自发自用、余电上网”运营分布式光伏电站的运营商较少，而“全额上网”只能以上网电价进行售电，低于直接向工商业用户售电的盈利水平。

目前只有背靠南方电网集团的工商业综合能源服务龙头南网能源处于同一个“自发自用、余电上网”的细分赛道，因此可作为同类公司进行比较。

南网能源2022年PE为35.5倍，考虑到芯能科技业务结构更加明确，给予公司工商业分布式光伏业务33-34倍PE。

储能运营业务方面，选取快速开拓储能电站业务且储备超4GWh项目资源的林洋能源、已投运4个合计40MW储能电站并拟投资建设1000MW规模的万里扬作为可比公司，上述可比公司2022年平均PE为21.8倍。考虑到公司深耕工商业分布式光伏多年，非常熟悉用户的电力使用需求，有实力通过运营将储能电站的峰谷价差实现最大化利用，因此给予公司储能业务20-21倍PE。

根据我们测算，2023年公司工商业分布式光伏归母净利润为2.52亿元，对应权益市值83.2-85.7亿元。2023年公司储能业务归母净利润为0.05亿元，对应权益市值1.0-1.1亿元。综上，对应公司权益市值为84.2-86.8亿元，对应16.84-17.36元/股合理价值，较当前股价有36%-40%的溢价。

综合以上估值结果，我们认为公司合理股价16.84-17.36元/股之间，较当前股价有36%-40%的溢价。我们认为，分布式光伏的用户直接消纳比例有望提升、工商业电价逐步提高、分布式光伏装机稳步增长、公司储能电站规模快速扩张，公司业绩将快速增长。

风险提示

估值的风险

我们采取绝对估值和相对估值方法计算得出公司的合理估值在16.84-17.36元之间，但该估值是建立在较多假设前提的基础上计算而来的，特别是对公司未来几年自由现金流的计算、股权资本成本（Ke）的计算、TV增长率的假定和可比公司的估值参数的选定，都加入了很多个人的判断：

1、可能由于对公司显性期和半显性期收入和利润增长估计偏乐观，导致未来10年自由现金流计算值偏高，从而导致估值偏乐观的风险；

2、股权资本成本（Ke）对公司估值影响非常大，我们在计算Ke时假设无风险利率为3%、风险溢价7%，可能仍然存在对该等参数估计或取值偏低、导致Ke计算值较低，从而导致公司估值高估的风险；

3、我们假定未来10年后公司TV增长率为1%，公司所处行业可能在未来10年后发生较大的不利变化，公司持续成长性实际很低或负增长，从而导致公司估值高估的风险；

4、相对估值时我们选取了与公司业务相同或相近的公司进行比较，选取了可比公司2022年平均动态PE作为相对估值的参考，同时考虑公司成长性和行业竞争格局，对行业平均动态PE进行修正。

最终，考虑到公司是分布式工商业光伏场景“自发自用、余电上网”模式的细分赛道龙头，参考南网能源2022年PE为35.5倍，给予公司工商业分布式光伏业务33-34倍PE。储能运营部分，参考发力该赛道的林洋能源和万里扬，2022年平均PE为21.8倍，考虑到公司具备更好的业务发展优势，给予公司储能运营业务20-21倍PE。

可能未充分考虑市场整体估值波动的风险，对公司PE估值做出过高或过低的假设，导致对公司内在价值测算不准确。

盈利预测的风险

在对公司分布式工商业光伏业务的未来盈利预测中，我们设定了一些参数，这些参数是基于历史数据及对未来变化的个人判断：

1、公司光伏发电量受光照条件影响，若未来光照条件不及预期，将导致业务的业绩增长；

2、电价方面，上网电价目前是按照水平进行延续，而自发自用电价则加入了对工商业电价上涨的预期，若工商业电价不能上涨，将影响业务利润率和利润水平；

3、自发自用电量比例方面，若下游用电需求低迷，将导致更多的电量直接销售给电网，业绩会受到直接影响；

储能业务方面，盈利情况直接受到每日充放次数、峰谷价差、储能建设成本的影响，若上述条件不及预期，公司有可能放宽储能业务拓展规模。

经营及其他风险

1、电池成本价格波动风险。硅料成本、电化学储能电池价格受市场供需、企业库存等多方面因素影响，若未来供需格局变化，电池价格出现大幅上升，将会导致公司盈利的不确定性提升。

2、新增产能投放不及预期风险。公司未来业绩增长的重要驱动力在于分布式光伏装机的增长和储能业务的扩张，若未来新增产能（尤其是浙江省外）的项目建设、投产不及预期，一方面将可能导致公司收入和业绩增长不及预期；另一方面，公司失去发展先机，在一定程度上不利于公司市场竞争力进一步增强，影响公司长远持续发展。

3、政策变化风险。当前，国内鼓励发展分布式工商业光伏，并已经出台相关政策落实“隔墙售电”，推动可再生能源电力直接供用户消纳，但未来随着分布式光伏规模的不断扩大，“自发自用、余电上网”的模式可能会受到政策的影响，若政策要求提高上网电量的比例，将直接影响公司的度电收入及业务盈利情况。