首页1. 能辉科技：智慧能源综合技术服务商，股权激励保障长期发展
1.1. 公司简介：创始团队背景资深，股权激励保障长期发展
发电设计业务起家，把握光伏机遇、布局储能/重卡换电等新兴领域。公司前身能辉有限 于 2009 年注册成立，以火力发电厂、垃圾焚烧发电设计为主；2012 年经营重心转向光伏 新能源领域；2015 年经股东会通过变更为股份有限公司；2021 年 8 月在深交所创业板上 市。公司光伏电站业务覆盖设计-施工-运营，并在重卡换电及储能微电网领域培育新增长 点。
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罗传奎、温鹏飞和张健丁为实际控制人。截至 2022 年 12 月 31 日，罗传奎、温鹏飞和张 健丁及其一致行动人（上海能辉投资控股有限公司、浙江海宁同辉投资管理合伙企业）合 计持有公司股份 60.14%。截至 2022 年 12 月 31 日，共有 32 家控股子公司，其中，一级 控股子公司 18 家。
行业资质齐全，具备较好技术优势。公司核心技术及设计人员均来自全国各大电力和化工 设计院；自成立以来已完成 100 多个光伏电站项目的工程设计、系统集成和投资运营服务， 得到了部分“五大四小”其他集团新能源电站业务的下属公司认可；拥有电力行业（新能 源发电专业）乙级、火力发电专业（含核电站常规岛设计）乙级、电力行业（变电工程专 业）乙级设计资质，及电力工程施工总承包三级、环保工程专业承包三级资质。
公司创始团队均来自国内名校，并在省级电力设计院具有多年工作经验。公司董事长罗传 奎，总经理温鹏飞及副总经理张健丁均毕业于国内名校，并长期在电力及新能源领域工作， 曾在浙江省/河南省/山东省电力设计院有多年工作经验，我们认为创始团队的工作经验及 行业影响力将有助于公司在电力领域获得订单，是公司核心竞争力之一。
2022 年股权激励未能完成，后续若完成考核目标，业绩弹性较大。公司于 2022 年 1 月进 行限制性股票激励计划，以 29.26-29.66 元/股授予 14 人，合计 199 万股，其中授予副总 经理、董事会秘书罗联明（25 万股）/财务负责人董晓鹏（25 万股）。考核目标为以 2021 年为基数，净利在 2022/2023/2024 年增速为 25%/50%/80%。由于 2022 年净利为 0.25 亿， 未能完成第一个解除限售/归属期考核目标。若 2023 年完成考核目标，则对应净利的同比 增长率至少约为 500%，由于公司近几年少数股东损益较少，归母净利与净利基本一致。
1.2. 业务拆分：智慧能源综合技术服务商，光伏集成为核心业务
以光伏发电研发设计、系统集成及投资运营为主体，同时开展新型储能微电网（包括熔盐 储能）、电能替代（电动重卡换电）等新兴业务的智慧能源综合技术服务商。截至 2022 年 11 月，公司营业收入 90%以上来自于集中式光伏电站的系统集成。公司主要业务包含： 1）光伏电站系统集成业务。为光伏电站建设项目提供方案设计、物料采购、施工建设或运 维等全过程或若干阶段的技术集成服务。2）垃圾热解气化系统集成业务。为垃圾热解气化 系统提供方案设计、物料采购、方案实施等全过程或若干阶段的技术集成服务。
2018-2021 年营收净利稳健增长，光伏装机成本高企影响 2022 年公司业绩表现。公司 22 年营收/归母净利 3.82/0.26 亿元，yoy-36%/-75%。2018-2021 年公司整体营收增速均保持 增长，利润亦保持较快增速，2022 年由于光伏装机成本高企，对公司营收净利均有较大影 响，至营收利润均呈现较快下滑。
光伏集成业务为核心，电站运营业务助力。2022 年，电站系统集成/电站运营/新能源及电 力工程设计营收占比 91%/8%/1%。电站系统集成业务近 5 年来营收占比稳定于 90%左右，是 公司核心业务。毛利率方面，2022 年，总体毛利率 25.92%，其中电站系统集成/电站运营/ 新能源新能源及电力工程设计毛利率分别为 22.17%/67.30%/36.56%，电站系统集成/电站运 营业务毛利率自 2019 年以来稳定在 20%/60%以上。
公司运营业务主要分为自有光伏项目投资运营和委托运营两类。公司自主研发的智能云运 维中心，可以为合作伙伴提供智能化光伏电站运维管理服务，实现对多种能源的智慧管理。 下游涵盖光伏、垃圾热解及储能微电网三部分。截至 22 年 11 月，公司自主投资建设运营 了近 50MWp 工商业分布式光伏电站，贡献营收约为 2800 万左右/年。
1.3. 财务分析：费用率稳定，行业景气度下降影响业绩表现
2019 年后利润率情况较为稳定。2022 年公司毛利率/净利率为 25.92%/6.61%，同比-3.36/- 10.88pct。公司毛利率近年处于可比公司较高水平，但自 2020 年以来，由于光伏产业链价 格错配、光伏组件价格上涨等原因，毛利率呈现下降趋势，2022 年公司净利率有较大幅度 下跌，致业绩表现不佳。2019-2021 年，公司净利率在同行业可比公司中均属于优秀水平。
整体费用率稳定，后续亦有较大优化空间。2022 年能辉科技期间费用率 16.95 %，同比 +9.13 pct，其中 销售 /管 理/研 发/财务费 用率 3.79%/9.36%/5.44%/-1.65%，同比变动 +1.86/+6.10/+2.34/-1.17pct，管理费用率的大幅增加主要系本期股份支付、职工薪酬等增 加所致，财务费用率的下降主要系本期利息收入增加所致。公司费用率处于可比公司较高 水平，后续有较大优化空间。
2022 年项目建设或较慢，影响现金流及净现比。2020-2022 年公司经营性净现金流为 0.68/0.22/-1.14 亿元，2022 年或因项目建设较慢，回款速度慢于往年。2020-2022 年净现 比 0.76/0.21/-4.56，其中 2022 年净现值比大幅下降为负的原因系企业在 2022 年销售商品 以及劳务的收入下降约 40%，其余年份均正常。
2. 光伏行业：组件价格下降或带来地面电站装机量上升，系统集 成商核心受益
2.1. 光伏装机近况：近期组件价格下行，2023 年装机量开门红
光伏接力风电，电源投资 2022 年仍保持较快增速。2022 年，电源/电网基本建设投资额 7208/5012 亿元，同比+30.3%/+1.2%。2019-2020 年受风电抢装潮，2019/2020 年风电基本 建设投资完成额同比增长 139.1%/70.6%，至 1535/2618 亿，带动电源投资较快增长。由于 2020 年基数较高，2021-2022 年（数据均为 1-11 月）风电基本建设投资额同比下滑7.86%/-23.76%。 2022 年我国新增光伏装机 87.41GW，同比+59.27%，其中集中式 36.29GW，分布式 51.11GW，分别占 41.52%/58.48%。2022 年 1-11 月户用/工商业装机分别为 25.20/25.90GW， 同比+17.00%/+236%。2022 年以来，由于工商业光伏项目利润可观（在现有的高价硅料以 及组件成本下，大部分地区的工商业分布式光伏内部收益率依然可以超过 10%），叠加从 2021 年出现的双控限电趋势以及工业企业用电价的提升，工商业光伏装机呈现较快增速。 2023 年 1-4 月全国新增光伏装机 48.31GW，同比+186%，4 月新增光伏装机量 14.65GW， 同比+299%。组件价格持续下行，我们认为后续光伏装机或仍保持较高增速。
2.2. 大基地项目：第一批 2023 年或大规模并网，第二、三批接力推进
第一批大基地项目 2023 年或大规模并网。2021 年 12 月底，第一批大型风电、光伏基地 项目清单公开，覆盖内蒙古、陕西、青海等 19 个省区，总规模 97.05GW。按照规划，其 中 2022 年的投产容量达 45.71GW。由于组件价格高企以及外送通道等原因，部分项目推 进不及预期，这也意味着大规模并网将递延至 2023 年。
第二批、第三批大基地项目接力推进。目前国家积极推动第二批大型风电光伏基地项目开 工建设，有序推进第三批项目核准开工。第二批项目集中于甘肃、宁夏、新疆、内蒙古、 青海等省份，主要分为风光大基地项目及沙戈荒基地项目，风光大基地已知规划约 33GW， 已知业主约 19 GW，第二批沙戈荒基地公开获批信息 87GW，已知业主超 63GW。据此测 算，第二批风光大基地规划约 120GW（33+87），目前已招标或开建项目约 82GW （19+63）。
2.3. 系统集成商业模式：按照是否包含组件&逆变器分为大 EPC 及小 EPC， 更看重服务公司整体方案解决能力
以电站类型来分，光伏电站主要包含集中式电站（又称地面电站）及分布式电站两种。集 中式电站主要安装于山地，水面及荒漠等区域，发出的电主要由电网统一收购调配，集中 式电站建设项目普遍投资额较高。分布式电站主要集中于厂房、办公楼及住宅屋顶，单体 装机容量小。
地面电站系统集成商业模式主要分为大 EPC（包含组件，逆变器）及小 EPC（不包含组件， 逆变器）两种。光伏电站系统投资成本中，组件、逆变器等设备成本占比一般占系统总投 资成本的 40%-60%。一般来说，包含组件、逆变器等主要设备供应的项目，订单金额占总投资的 80%以上；不包含组件、逆变器等主要设备供应的项目，订单金额占总投资的 60% 以下（若不承担前期勘测设计，则订单金额占总投资的 40%以下）。
相较于分布式电站，集中式电站或更看重施工公司的整体方案解决能力。集中式与分布式 电站在施工，设备投资等方面有所差异，例如集中式电站建设前期需要地形详勘，建设中 需要较多的电气设备，道路及围栏施工，对于工程总包方的资质及整体方案解决能力提出 了更高要求。
2.4. 未来展望：组件价格或进入下行通道，光伏新增装机量或较快增长
地面电站投资额中，组件及逆变器成本占比过半。根据中国光伏行业协会统计，2022 年我 国地面光伏系统的初始全投资成本为 4.15 元/W 左右，其中组件价格、逆变器、其他成本分 别占比约 47%/4%/49%。组件及逆变器占比超 50%，是光伏电站投资的主要成本构成。我们认 为由于组件及逆变器生产商在产业链中地位较为强势，业主商在投资光伏项目时，一般会 选择自购组件及逆变器，并将其他（建安，电气设备等）合并招标。
历史回顾：组件价格下降带动 EPC 中标价格下降，光伏新增装机量呈现较快增长。2020 年初，由于疫情影响光伏项目未能及时开工，组件短期出现供大于求的情况，当年 4 月开 始，单晶组件价格开始下跌，至 8 月 EPC 中标价格下降至 3.5 元/W。伴随光伏电站单位投 资额的下降，6 月开始新增光伏装机量增速出现较快提升，景气度一直持续到年底。进入 2021 年，光伏组件需求仍保持较高景气度，但上游硅料等环节出现短缺，供不应求导致组 件价格开始回升，带动 EPC 中标价格进入上升通道，而新增装机量增速开始减缓。2021 年 6-12 月共装机 45.02GW，较 2020 年同期仅增长 7%（2020 年 6-12 月较 2019 年同期 增长 127%）。
由于组件价格上涨，压制集中式电站的装机需求。2021-2022 年，集中式、分布式 EPC 中 标价格均维持在 4 元/W 左右（除 2022 年 1-2 月，集中式电站 EPC 中标价格出现短暂下 降），而由于集中式电站对于单位投资额更加敏感，导致集中式电站新增装机占比在 2021 年仅为 45%，较 2020 年下降 23 pct，2022 年占比进一步下降至 42%。
硅料价格或持续下降，经济性增加或带动装机规模呈现大幅增长。2020 年-2021 年，硅料 扩产相对较少导致其价格处于高位，从而抑制光伏装机需求。2022 年下半年以来，硅料产 能陆续释放，硅料价格自当年 11 月开始下降。我们认为硅料供给不足带来的价格上涨或 已消除，后续硅料仍有望持续降价，从而带动单瓦投资额的下降及收益率上升，经济性增 加带动装机意愿增强。
组件价格进入下降通道，2023 年 1-2 月装机大增。组件价格自 2021 年 11 月以来，亦进 入下降区间。截至 2023 年 03 月 29 日，单晶 182 组件价格为 1.71 元/W，较 2022 年下半 年高点 1.98 元/W 下降了 0.27 元/W，降幅 14%。由于组件价格的下降，国内光伏装机亦呈 现加速趋势，2023 年 1-2 月新增装机 20.37GW，同比+87.57%。参考 2020 年 4 月-12 月， 组件价格进入下降通道， EPC 中标价格下降，光伏新增装机量呈现较快增长，而后续组件 价格上升，EPC 中标价格上升，光伏新增装机量增速略有减缓，我们认为此次组件价格上 涨系硅料需求大于供给所致，而目前来看，此因素或已基本消除，若今年组件价格仍保持 略降趋势，则今年光伏装机或将呈现较快增长，且对初始投资更敏感的集中式光伏订单或 将更快释放。
小 EPC 相关产业环节价格变化不大，系统集成商利润受影响较小。根据中国光伏行业预测， 我国地面光伏系统初始全投资将从 2022 年的约 4.15 元/W 下降至 2023/2024 年的约 3.8/3.65 元/W，2030 年约为 3.2 元/W。2023-2025 年地面电站投资额或将快速下降（2025 年较 2022 年-18% vs 2030 年较 2025 年-6%），其中下降贡献最多的部分是光伏组件， 2022-2030 单位价格预计下降 41%（2025 年较 2022 年-32% vs 2030 年较 2025 年-13%）。 其他成本如二次设备等部分价格也有一定的下降，但占比小，影响微弱。我们认为小 EPC 或是目前主流光伏项目招标方式，即使是大 EPC 项目，总包方的组件及逆变器环节利润几 乎为零（主要系组件及逆变器价格透明），核心利润来源系除组件及逆变器的其他环节， 故我们认为，虽然地面电站投资额在未来 3 年快速下降，但主要系组件及逆变器价格下降 贡献，对于小 EPC 的整体利润影响不大。组件及逆变器价格下降导致地面电站经济性增强， 光伏装机容量的快速增长，系统集成商或将核心受益。
3. 公司亮点：智慧能源综合技术服务商，新能源业务多项布局
3.1. 系统集成业务：以集中式电站为主，营收业绩弹性较大
公司电站订单以集中式为主，单个项目体量约为 100MW 左右。2018-2020 年公司集中式 订单金额占比较高，2019-2020 年订单占比接近或等于 100%，以单个订单体量来看，集中 式项目单个金额约为 4000 万元。2022 年底，公司在建光伏电站项目合计 913MW，主要 集中于河北、广东、贵州等地，单个项目体量约为 100MW 左右。若小 EPC 假设 1.6 元/W， 大 EPC 假设 4 元/W，则单个订单体量为 1.6 亿-4 亿左右。
公司前五大客户基本稳定，营收占比较多。2019 年-2021 年，国家电力投资集团，中国电 力建设集团及广州发展新能源股份有限公司均位于公司前五大客户之列，2019-2021 年占 公司营收比例为 91.43%/88.18%/60.16%。2022 年，中国电建跌出前五大客户，国电投及广 州发展仍处于前五大客户之列，合计占比 60.66%。整体来看，公司客户比例较为集中，前 五大客户占比除 22 年外均超 90%。
光伏电站 EPC 企业以大型央国企为主，市场集中度较高。2022 年我国光伏电站 EPC 总包 企业的前 10 强中，除协鑫及正泰外，均属于国企或央企。由于集中式光伏电站的建设难 度及规模均高于分布式电站，对于系统集成商有更高的要求，我们认为前十大 EPC 工程商 主要以集中式电站建设为主。且集中式电站的单个项目金额较大，“大企业接大项目”的 商业模式下，前四大 EPC 总包企业承建光伏项目占据前 10 大并网装机量的 80%。若出现 光伏订单大幅增长的情况，由于部分公司施工人员不足，或采取分包形式疏解订单压力。 能辉科技客户主要有国家电投集团、国家能源集团、中国能建等集团公司的下属企业，亦 有望受益于客户分包项目增加。
合同开工规模与行业景气度相关较大，2022 年在手订单仍充足。公司年均合同开工规模 约为 200-500MW 左右，若大 EPC 假设 4 元/W，小 EPC 假设 1.6 元/W，由于光伏项目建设周期为 0.5 年至 1.5 年左右，故开工 订单金额与实际营收之间存在差异。
公司后续有望迎来营收及利润率双升，带来业绩弹性。若按照单个集中式电站项目 100MW，对应大 EPC、小 EPC 为 4 元/W、1.6 元/W，则承接单个项目能够为系统集成商 提供营收为 4、1.6 亿元。考虑到公司近 3 年的净利率波动较大，我们假设净利率为 5%、 10%、15%、20%的情况下，对应大 EPC 及小 EPC 的净利率情况，根据我们测算，单项目(大 EPC)在 20%的净利率情况下，能够为公司贡献净利润 0.8 亿，与公司 2020-2021 年净利润 差距不大。若假设后续公司以签订大 EPC 为主，且订单数量不断增加的情况下，营收弹性 较大（公司营收约 4-6 亿 vs 100MW 大 EPC 订单 4 亿）；考虑到在组件价格处于下降通道 后，下游 EPC 厂商或获取更高的利润空间，公司净利润率有望恢复至 2020-2021 年水平 （2020 年净利率 21% vs 2022 年净利率 7%）。综上，公司后续有望迎来营收及利润率双升， 从而带来业绩弹性。
3.2. 电站运营：发行可转债加码运营业务，光伏版图再添新动能
自持电站收益稳定，以工商业分布式为主。公司目前持有的光伏电站主要以工商业分布式 为主，运营模式以自发自用，余量上网为主。自 2018 年以来，公司自持电站容量基本稳 定，发电电量及收入亦较稳定。截至 2022 年底，公司自有光伏电站共计装机 40.96MW， 实现发电量 3,845.48 万度，收入 3,036.50 万元，单 MW 实现发电量 94 万度，收入 74 万 元，度电价格为 0.79 元。
加码分布式电站运营。2023 年，公司公告拟发行可转债，募集资金总额不超过 3.48 亿元， 用于投资分布式光伏电站及补充流动资金，其中分布式光伏电站总投资额 2.57 亿元，使用 募集资金投入 2.48 亿元。其中分布式电站项目投资于河南信阳、广东珠海及上海金山，共 建设分布式电站 7 座，总装机 58.6MW。
电站项目具备较好经济效益。公司分布式光伏发电项目投资成本为 4.38 元/W，预计 2023 年底建成投产，项目建成后采用“自发自用、余电上网”的方式运营，运行期限 20 年。 本项目达产后，公司将年均增加收入约 2,939 万元，年均增加净利润总额约 1,517 万元， 并能够产生现金流入 1232 万元，项目平均税后内部收益率为 8.36%，具备较好的经济效益。
3.3. 产业链延伸：布局储能微电网、熔盐储能及电动重卡换电业务
布局储能微电网及熔盐储能业务。公司成立了储能事业部，结合大客户存量及新增的集中 式光伏电站，开发电源侧储能。在光储充一体化领域，公司已有部分项目进入前期洽谈阶 段，主要内容包括光储充项目的系统设计、设计研发与实施等。公司开发的用户侧 500KW/1MWh 智慧能源储能系统+282 梯次利用示范项目已经应用于珠海工业分布式光伏 电站中，运行良好。为抓住熔盐储能即将迅速增长的市场机会，公司成立了专注于熔盐传 储热及其他物理储能技术的控股公司--上海能辉百吉瑞能源科技，该公司储备了熔盐储能 及光热发电储热岛领域的技术和人才，并开展熔盐储能相关业务。
布局电动重卡换电业务。公司于 2020 年布局电动重卡换电技术研发，发布了以无轨智能 “小蚁”重卡换电机器人（AGV）为核心的第二代系列产品，构建一整套电动重卡换电系 统解决方案，包括重卡电池动力集成、换电系统和充换电控制与调度生态系统。完成与上 汽红岩重卡车型 282KWh 换电动力电池包适配，申请上牌公告已批准。研发的重卡动力电 池总成、换电支架和换电控制器也即将完成和徐工及其他厂家重卡车型的适配工作，装载 “能辉”电池的徐工车型也已投入测试运行。公司和徐工、北奔、博雷顿、一汽、金龙等 等重卡生产厂商合作，拓展电动重卡换电应用场景，计划在河南、河北等省份开展换电站 项目建设，并计划吸引国有资方，共同打造产业链。
4. 盈利预测
结合上文分析，我们对公司盈利预测做出如下核心假设：
营收及毛利： 1） 电站系统集成收入：电站系统集成业务是公司当前的核心业务。公司 2022 年末光伏业 务在手订单为 8.9 亿元，我们预计或在 2023 年内全部建设完成并结转收入；2023 年组 件价格或处于下降趋势，或有部分 23 年订单亦在当年开始结转收入，但由于组件价格 下降带来的装机量的上升，系统集成业务毛利率或亦受小幅影响，即毛利率或呈现下降 趋 势 ，预计 2023-2025 年 电站系统集成 收 入 增 速 190%/25%/25% ，毛利率 20.5%/20.3%/20.1%。
2） 电站运营：考虑到可转债定增项目要 2023 年底建成，但或有部分项目置换，预计 2023 年或贡献部分营收。预计 2023-2025 年电站运营业务收入增速 50%/33%/0%，毛利率 60.0%/60.0%/60.0%。
3） 其他业务：新能源及电力工程设计预计并不为公司发展重点，预计 2023-2025 年营收 增速保持 5%，毛利率保持 36.56%；2022 年，垃圾热解气化系统集成业务并未开展，预 计后续或仍不进行相关业务。
费用端：由于公司 2022 年营收下滑，但人员工资等支出较为刚性，导致销售、管理及研发 费用率增加较多，我们认为 2023 年公司业务发展进入正常轨道，销售、管理及研发费用虽 有所增加，但营收增速较快，导致费用率降低较多。预计 2023-2025 年销售费用率 1.5%/1.4%/1.3%，管理费用率 3.8%/3.4%/3.1%，研发费用率 2.6%/2.5%/2.4%。
（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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