林洋能源研究报告：立足智能电表_光伏+储能拓展增长新空间.docx

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1、林洋能源研究报告：立足智能电表_光伏+储能拓展增长新空间1.立足智能电表 光伏+储能打造成长新极点公司前身林洋电子成立于 1995 年，2011 年 8 月在上海主板上市，2015 年更名为林 洋能源。公司起家于电能表制造业务，2012 年成立江苏林洋新能源，入局新能源板块， 开始光伏电站运营以及 EPC 业务。2021 年在构建新型电力系统的大背景下，推出公司的 第三大板块-储能，开始向市场提供先进储能系统集成及运营服务。从业务构成来看，电能表收入占比近半，光伏发电毛利占比最高。2020 年智能电表、 光伏电站运营、光伏 EPC 营收占总营收的比例为分别为 44%、24%、28%，三者占公司

2、 总营收的 96%；智能电表、光伏电站运营、光伏 EPC 毛利占总毛利的比例分别为 35%、 50%、12%，三者占公司毛利的 97%。2020 年公司光伏发电、光伏 EPC、电能表业务毛利率分别为 71%，16%和 28%， 三大业务毛利率近年整体保持稳定。公司光伏发电业务毛利率较高主要源于公司自持电站 大部分建设于 2016-2018 年，大部分电站的度电补贴在 0.4 元以上。从业绩表现来看，20162020 年公司归母净利润稳步增长，CAGR 达到 20.40%。 2021 年前三季度实现归母净利润 8.45 亿元，同比下降 9.7%，利润下滑的主要原因为 2020 年公司沙特电表业务

3、集中爆发，当年与沙特 ECC 签订约 4.48 亿元人民币销售合同， 使得当年利润基数较大。出台员工持股计划，充分激发员工积极性。2018 年公司发布公告回购股份用于员工 持股计划，2019 年 2 月 14 日完成回购。2022 年 1 月，公司正式发布 2022 年员工持股 计划，拟发放 2197 万股，购买价格 5.50 元/股，授予对象包括在公司（含子公司）任 职的董事、监事、高级管理人员、核心技术/业务人员共 103 人。员工持股计划将员工 利益与公司盈利深刻绑定，有望充分调动员工积极性，促进业绩快速增长。2.新能源：自持加码 EPC 建设开启加速度2.1 自持：近两年增速暂缓 十四

4、五有望再加速把握光伏电站成长机遇，装机规模迅速增长。“十二五”期间随着我国光伏产业政策 密集出台，公司开始拓展光伏电站运营业务，主要布局江苏、安徽、山东等经济发达地区。 从发展历程来看，“十三五”前期东部省份较高的补贴电价带来公司利润、装机快速增长， 2016-2018 年在运装机容量 CAGR 达到 26.9%。但是随着“十三五”后期全国可再生能源补贴缺口扩大，公司运营资产“只赚利润、 不赚现金流”的问题开始显现，现金流量压力拖累装机增速，2019-2020 年公司光伏装 机增速逐渐放缓。2021 年 6 月底公司运营电站装机达到 1.6GW，在建装机 600MW。光伏平价推动装机增长再提速

5、，在手储备项目已超 6GW。平价时代项目的利润和现 金流匹配，未来依托账上现金和项目现金流公司可以滚动开发新能源项目，实现装机和业 绩的平衡发展。公司在中东部地区积极储备平价上网的各类光伏电站资源，截止 2021 年6 月，公司在手储备项目规模达到 6GW，其中已核准项目约 2GW，我们预计有望支撑公 司未来三年每年 2GW 以上的开发强度（包括自持和 EPC）。紧跟分布式光伏整县推进政策，潜在项目容量超 5GW。2021 年 6 月我国启动分布 式光伏整县推进试点工作，公司已与多地政府签订了合作框架协议。根据公司 2021 年中 报披露，公司正在与 20 多县洽谈整县光伏项目，其中每县平均潜

6、在开发规模达 300MW， 预计可开发容量为 5GW。 截止 2021 年 12 月，公司已签订分布式光伏整县推进项目 670MW。受终端电价上涨影响，当前分布式光伏性价比尤为突出，未来装机有望加速。2.2 EPC：国企合作优势互补 新模式带来高盈利搭档国企成立合资公司，EPC 模式优势互补。公司 2013 年即开始光伏电站开发，在 项目开发建设上具有丰富经验；且公司在江苏、安徽等核心区域深耕多年，在土地储备、 项目储备、地方政府沟通、电网沟通上具有比较优势。而国企平台资金充足、融资成本低， 在双碳目标下有较大的新能源装机并网压力，迫切需要与民营企业合作，加快新能源项目 开发进度。两类企业通过

7、成立合资公司获取新能源项目，可以做到资源共享、优势互补。新模式抢占开发+建造收益，公司收益率远高于其他 EPC 厂商。在传统 EPC 业务模 式里，国央企负责项目开发，公司通过参与项目的招投标的方式承接电站建设工程，市场 参与者众多，竞争激烈，导致传统 EPC 业务利润率极低。而公司近年来采用新 EPC 模式与国央企合作开发光伏项目。新模式下，一般在项目开 发阶段公司就先和联合方确定电站项目的业务模式（自持或者 EPC），提前锁定收益。新 模式 EPC 的收益等于开发收益再加上传统 EPC 收益，收益率有明显的改善。通过合作， 企业期初无需垫付大量资金，还可以利用国企融资成本低的优势来缓解融资

8、压力。除此以外，公司自己开发资源，无需通过投招标来承接工程，避免过度竞争，保障了 EPC 业务的 收益率。忽略 2019 年的特殊情况，公司光伏 EPC 的毛利率基本保持在 16%-18%之间，处 于行业较高水平，与正泰电器类似，远高于晶科科技。2020 年林洋能源、正泰电器、晶 科科技光伏 EPC 业务的毛利率分别为 16%、15%和 4%。自持+EPC 双管齐下，保障未来高增长。2020 年公司与申能、中广核、华能以 EPC 业务模式合作了一系列光伏项目，EPC 并网规模达到了 500MW，实现营收 16.01 亿元。 进入 2021 年后，在双碳目标的推动下，公司更加积极地布局光伏业务，

9、与多家企业以及 地方政府达成了战略性合作协议。3.储能：配套新能源发电 有望打开增长新空间3.1 政策持续加码 电化学储能大有可为随着 3060 双碳战略提出，我国电源结构迎来全面变革，新能源占比将快速提高。与 传统基荷电源相比，风电、光伏发电具有间歇性、不稳定性和低转动惯量，大规模接入电 网将给电力系统的安全稳定运行带来严峻挑战：一方面，新能源发电随机性强，难以预测 出力曲线，“源随荷动”的传统运行方式难以为继；另一方面，风电“弱转动惯量”和光 伏“零转动惯量”的特性使得电力系统等值转动惯量降低，电网抗扰动能力下降，为适应 以新能源为主体的新型电力系统，源网荷储要共同转型。而在源网荷储四种方

10、式中，储能 是唯一可以实现“填谷”和能源空间转移的方式，发挥能量调节功能，实现低密度、波动 性能源的高密度、可控性利用，达到“类常规电源”的效果，因此，自 2021 年以来，我 国陆续发布多项政策，促进储能装机快速增长。从商业模式来看，储能应用贯穿源网荷全产业链，多种应用模式涌现。整体来看，可 以分为：为电源服务：1）储能联合火电机组调频；2）新能源场站配置储能减少弃电与并 网考核；3）储能通过共享方式参与调峰；4）储能参与辅助服务市场调峰调频。为电网服 务：1）电网企业经营性租赁；2）合同能源管理机制；3）容量电费机制。为用户服务：1） 削峰填谷降低电费；2）光储一体化模式提高光伏自发自用率

11、。在电网侧，电化学储能参与辅助服务市场拓宽盈利渠道。各地政策均明确储能可以参 与辅助服务市场获得收益，但实际上除储能绑定火电机组形式外，其他储能目前还难以进 入市场，未来随着电改深化，储能有望参与市场获得收益。此外，为保障储能项目回报率， 国家能源局 12 月 21 日发布电力并网运行管理规定和电力辅助服务管理办法，在 扩大辅助服务主体、规范辅助服务分类和品种、明确补偿方式和分摊机制等方面做出修订， 并要求“在电费账单中单独列支电力辅助服务费用”，与国家能源局 2022 年工作线路图中 提及的“积极推动辅助服务成本向用户侧疏导”相一致。我们认为，将新型储能纳入辅助 服务市场主体，按“补偿成本+

12、合理收益”的方式传导下游，有望解决此前电网侧储能的 成本堰塞湖问题，彻底打开储能市场空间。在电源侧，各地均要求新增新能源装机需要配置储能。 2020 年以来，各省为了提高 新能源并网效率，降低弃风弃光率，纷纷发布新能源配置储能方案。截至目前已有超 20 余省份提出新建项目鼓励配置储能政策，配置比例大致在 5%-20%之间，将电源侧储能配 备形成“制度性需求“。我们预计“十四五”期间新增风光装机合计在 550-650GW 量级，按照 15%、2 小 时的比例配置储能，则“十四五”期间共需要 165-195GWh 的电源侧储能。在用户侧，分时电价政策确立，助力峰谷价差套利经济性提高。2021 年

13、7 月 26 日 国家发展改革委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，要求科学划分峰谷时段， 各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确 定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则 上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。从目前已公布政策的省份看，峰平谷电价基本 维持在 1.6:1:0.4 的水平。分时电价为用户侧电价套利奠定政策基础，2021 年以来用户侧 储能开启发展“快车道“。峰谷价差扩大背景下，用户侧储能项目已具备竞争力。假设储能系统每天充放电两次， 一次是低谷充电高峰放电，一次是平价充电高峰放电，峰平

14、谷电价比为 1.6:1:0.4；系统 一年运行 350 天，运营期限为 10 年；建设成本为 1.8 元/瓦时；公司贷款利率为 3.8%， 所得税税率为 25%，折旧年限为 10 年，无残值。最终计算得到项目的资本金 IRR 为 11.9%，全投资 IRR 为 5.6%。3.2 积极布局电化学储能产业链 开辟业绩增长新空间2015 年公司成立江苏林洋微网，正式进军储能领域，陆续建设了一系列微网、储能 示范项目。2021 年公司正式将储能业务上升为公司的第三大业务板块，围绕新能源发电 配套储能、用户侧储能、用户侧光储系统、调峰调频储能系统等应用场景，提供一体化、 有针对性的储能产品及系统集成解决

15、方案，产品包括电池管理系统（BMS）、储能电池包 和电池簇（Pack 及 Rack）、储能电池仓系统、储能变流器（PCS）、能源管理系统 （EMS）、温度及消防控制系统等核心技术和产品。公司电化学储能产业链布局：从端到端的储能全周期业务链。上游：与亿纬锂能的子公司亿纬动力成立江苏亿纬林洋储能（公司持股 35%），主 要生产磷酸铁锂储能专用电芯，产能 10GW。保障公司在相关业务尤其是储能系统集成业 务上能够拿到安全指数高的储能专用电芯。中游：与华为数字能源技术有限公司签订战略合作框架协议，一方面在新能源发电配 套储能项目中采用华为智能组串式储能技术平台；另一方面与华为合作研发大规模锂离子 储能

16、相关产品和系统解决方案，共同打造基于磷酸铁锂储能专用电池的储能系统解决方案。中下游：与亿纬锂能成立林洋亿纬储能（公司持股 85%），主要业务为储能专用电 芯 PACK，集成电芯 BMS、PCS 的个性化设计，EMS 平台管理以及集装箱储能系统集成 服务。这一业务为公司主营业务，公司以自身对产业的充分认识和上游稳定供货为客户提 供一揽子的储能系统解决方案。2020 年江苏林洋亿纬储能签约江苏齐天铁塔制造有限公 司 2MW 分布式光伏+2MWh 储能示范项目，为客户提供定制化磷酸铁锂大容量储能系 统解决方案。公司重点开拓新能源发电+“共享储能”的商业模式，打造储能系统解决方案及运营 服务提供商。“

17、共享储能”指的是通过建设集中式共享储能电站为新能源电站提供储能资 产租赁服务，同时储能电站也可以接受电网调度，通过为电网提供调峰调频等辅助服务获 取增值收益，已成为当前新能源配储能的新方式，在青海、内蒙古、浙江、河南、山东、 青海、内蒙古、河北等多个省份受到政策广泛支持。租赁租金+调度收益，共享储能收益模式逐步清晰。2021 年 8 月，国家发改委发布 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知，明确鼓励新 能源企业通过自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任，因此新能源企业可向共享储能电 站购买一定比例储能容量、按年支付租金。以典型共享储能电站 100MW/200MWh 与

18、50MW 光伏电站建立储能容量租赁协议为例，考虑光伏电站自建 15%储能、购买共享储 能按照同等容量配置，经国网安徽电力技术研究院测算，光伏电站自建储能折合年均固定 成本约 213 万元/年，共享储能电站对单个光伏电站收取的租金约 200 万元/年。自建储能投资成本高于购买共享储能容量所付租金水平，新能源企业更倾向于购买共 享储能容量，租金收入成为共享储能的基本盘。此外，共享储能还可参与各类电力市场获 取相应收入，用于弥补运行成本。以安徽为例，目前省内共享储能电站可参与调峰辅助服 务市场获取调取收益，随着市场机制逐步完善，未来可通过参与更多市场提升项目经济性。依托新能源经验和份额加速储能，公司

19、迎来高速增长。基于公司自有的新能源装机规 划和在 EPC 市场上的丰富经验，公司有望在新能源配套储能 EPC 业务上获取先发优势， 打包出售 EPC+储能服务。此外，公司在新能源经营过程中，与电网形成良好关系，公司 有望在电网设施完备的地区投资部分共享储能，以此租给国央企新增的新能源项目，或配 合电力交易市场化提升共享储能收益。新签储能储备项目超过 1.8GWh。2021 年以来公司全力推进储能业务，与不同主体 签署了储能共享电站、风光配套储能等在内的各种储能项目。据公司 2020 年年报披露， 公司将于 2021 年建设不低于 300 MWh 储能系统，未来三年累计建设不低于 2-3 GWh

20、 储能系统，根据公司微信公众号披露，截止 2021 年 12 月公司储备储能项目已超过 3GWh。4.智能电表：国内深耕 海外开花4.1 市场份额：国内第一梯队公司智能板块主营产品主要包括智能电表以及用电信息采集终端。主要产品有单相电 能表、三相电能表、直流电能表以及数字化变电站表、采集器等，按照销售区域可以划分 为国内、国外两部分。公司先参与国网、南网以及海外企业的招标获得智能电表及终端产 品订单，然后通过制造、销售产品获得收益。 国内智能电表行业格局分散但稳定，CR10 不超过 40%。林洋能源稳居第一梯队，在 国网历年招标中市占率基本保持在 3%-5%之间，在南网的市占率保持在 13%-

21、15%之间。从业绩表现来看，20162019 年公司电能表及终端产品营收规模基本保持稳定，毛 利率基本维持在 30%上下。2020 年公司在沙特的电能表业务集中性爆发，带来营收一次 性增长，电能表及终端产品营收达到 25.21 亿元，同比增长 85.59%。分地域来看，20162020 年公司智能电表业务国内中标额基本稳定。2021 年国网 两次智能仪器招标中，公司中标额分别为 3.27 亿元、3.30 亿元，总中标额 6.57 亿元，同 比增长 72.89%；南网的第一次招标中，公司中标额为 1.00 亿元，第二次招标中标 1.7 亿 元，同比下滑 20%。海外方面，智能电表加速扩张。201

22、72019 年公司智能电表境外销售额分别为 4746 万美元、3805 万美元、4367 万美元。2020 年由于沙特单一市场的爆发，公司的海外销 售额达到了 2 亿美元（其中沙特市场销售额近 1.3 亿美元），同比增长了 358%。4.2 构建新型电力系统 催生智能电表发展新机遇电能表替换上升期来临。根据中华人民共和国国家计量检定规程，三相电能表约 需 3-6 年更换。2009 年，国网开始试行电表集中招标，并在 2010-2017 年基本完成上一 轮智能电表改造，从历史数据来看 2014 年、2015 年是两网招标总量的大年，其中 2014 年国网招标总量更是达到了历史最高的 0.92 亿

23、台。由于 2 级单相智能电表的招标量在招 标总量中占有将近 85%以上的份额，因此若以 8 年作为一个替换周期，则从 2017 年开始， 电表替换需求将迎来上升期（2020 年需求大幅下降主要是受疫情影响），且 2022 年、 2023 年极有可能将是智能电表的需求大年。技术革新提升单个电表价值量。国内电力市场化的交易发展，以及未来新能源并网参 与实时电力交易可能要求电表有强大的存储系统能够支持现货交易，可能是要求分钟级甚 至 15 分钟级的存储，倒逼智能电表更新换代，在此基础上，2020 年国网对新一代智能电 表提出了计量、通信、数据采集、边缘计算、控制多功能集成的新要求。因此智能电表在 设

24、计上必须具有多芯片、模组化的技术特点，这也在相当程度上增加了单个智能电表的价 值量。2020 年之前，智能电表平均招标价格在 200 元左右，而根据 2021 年的最新招标 结果来看，单个智能电表平均价格已经接近 300 元。国内量价齐升，海外持续扩张，预计未来几年公司电表业务将迎来快速增长。随着未 来电能表替代周期的到来，以及电能表价值量提升带动公司毛利率增长，公司将凭借龙头 领先优势充分受益。此外，公司广泛布局海外市场，海外较高的交易价格将增厚公司电表 盈利。2021 年上半年公司实现境外收入 1.9 亿元，销售超 200 万台电表，2021 年底公 司子公司 UAB ELGAMA ELE

25、KTRONIKA 中标乌克兰 DTEK 公司 2 亿元电表项目。5.盈利预测根据当前项目储备情况以及开发进度，我们假设 2021-2023 年公司经营数据如下：光伏自持：根据当前项目储备情况以及开发进度，我们预计 2021、2022、2023 年 公司的新增装机分别为 0、1、1GW，平均含税上网电价为 0.4 元/千瓦时；光伏 EPC 业务：根据项目储备情况以及开发进度，我们预计 2021、2022、2023 年， 公司开发建设 EPC 工程量预计为 0.5GW、1GW、1GW，平均含税价格为 4 元/瓦，毛利 率为 15%；电表业务：假设 2021-2023 年公司销量分别上涨-15%、15%和 13%，价值量年均 提升 5%，毛利率维持在 28%-30%储能：结合公司现有的项目储备和建设节奏，我们假设 2021-2023 年储能实现收入 1、8、12 亿元，毛利率保持在 15%-16%