三十年为一世而道更，科陆电子：旧时储能龙头，能否涅槃重生？

　　（报告出品方/分析师：天风证券 孙潇雅）

　　公司成立于1996年，是国内领先的综合能源服务商，以能源的发、配、用、储产品业务为核心，主要从事智能电网、新能源及综合能源服务三大业务。公司于1996年成立，2000年变更为股份有限公司，2007年深交所上市。

　　

　　公司业务分为三部分：

　　1）智能电网业务：包括标准仪器仪表、智能电表及智能配电网一二次设备的制造与销售，是公司的核心基础；

　　2）新能源业务：包括储能业务和新能源汽车充电设施及运营业务；

　　3）综合能源服务：主要为客户提供能源供给，节能和能效监测等综合服务，涵盖设计、施工、设备供应、设备运维和工程服务及能源信息化增值等服务。

　　1.1. 股权结构：委托表决权+定增，美的集团将入主公司成为实控人

　　2018 年公司引入深圳国资委渡过资金链紧张时期，2021 年深圳资本集团成为公司实控人。公司原实控人为饶陆华先生，2018 年受外部融资环境偏紧、金融市场资金成本大幅上升等因素影响，公司业绩未达预期。同年引入由深圳国资委控股的战略投资者深圳市资本运营集团有限公司。

　　关键时间节点如下：

　　

　　2022年 5 月美的与公司、深圳资本集团签署协议，美的集团拟通过“委托表决权+定增”形式成为公司第一大股东。截至 2022 年三季报，公司实控人为深圳资本运营集团，持股占比 24.26%，饶陆华和胡宏伟分别持有公司 2.88%、1.23%的股份，其余股份较分散。

　　2022年 5 月 23 日，美的集团与科陆电子、深圳资本集团签署相关协议，拟通过“委托表决权+定增”的方式取得公司 5.49 亿余股，预计协议完成后美的集团创始人、实控人何享健将成为科陆电子实际控制人。

　　1）委托表决权：深圳资本集团拟将其持有的公司 1.26 亿股份对应的表决权委托给美的集团行使，并以 6.64 元/股的价格协议转让给美的集团，共计约 8.37 亿元。

　　2）收购股权：公司将通过非公开发行方式向美的发行股票，美的拟以 3.28 元/股的价格现金全额认购不超过 4.23 亿股份，按照发行上限测算，定增金额约 13.86 亿，扣除发行费用后的募集资金将全部用于偿还有息负债。

　　根据公司公告，若此次权益变动顺利进行，按照发行上限测算，深圳资本运营集团的持股比例将从 24.26%减少至 11.78%，美的集团持股将达到约 29.96%，成为公司第一大股东。

　　美的集团此次将约共斥资 22.23 亿元。

　　根据公司公告，股份转让及定增已于 8 月 31 日获得国资委批准，于 10 月 18 日通过反垄断审查。股份转让已于 12 月 5 日完成，深圳资本集团已将公司 1.26 亿股股份过户给美的集团，美的集团目前持股比例达 8.95%。

　　表 2：权益变动前后持股比例

　　

　　子公司方面，公司控股子公司较多，覆盖电器仪表、储能、新能源充电桩等多个业务。

　　以主营业务区分，公司控股子公司可分为：

　　1）智能电网相关业务：南昌科陆智能电网科技、东自电气、科陆智慧工业等；

　　2）储能相关业务：宜春科陆储能技术等；

　　3）新能源车运营及充电桩相关业务：深圳科陆新能源技术、深圳创响绿源新能源汽车、深圳车电网络等；

　　4）其余综合能源服务及物业相关业务：科陆智慧能源，深圳科泰商业等。

　　

　　2017 年公司明确“聚焦主业”战略后，逐步精简子公司数量，资本结构改善已取得一定成效。

　　公司于 2017 年明确了“聚焦主业”的战略核心，加强对资产结构的改善。

　　2018 年开始，公司通过一系列注销及转让活动开展了对名下子公司的化繁为简的工作。

　　截至 2022H1，公司子公司已由 2018 年的 107 家减少至 68 家。

　　2022Q3 期内，公司披露转让 深圳芯珑电子 65%股权、怀来中尚新能源 100%股权及车电网 27%股权，转让总金额预计 3.51 亿元。

　　

　　1.2. 业务结构：产品体系结构清晰，业务协同共谋发展

　　发展历程来看，公司坚持以技术创新为驱动力，多次推出行业首款相关产品。

　　公司发展的重要时点包括：

　　1）1997年：推出国内第一台 0.05 级变送器检定装置；

　　2）2002年：推出国内第一块 0.2S 高精度电子式电能表及国内第一块万分之二精度标准 表，奠定在世界范围内行业地位；

　　3）2005年：推出国内第一台创新智能用电终端；

　　4）2009年：开始涉足储能领域；

　　5）2010年：推出国内第一台电动汽车充电桩检定装置，采用国内首创虚负荷架构设计和标准化充电接口；

　　6）2011年：通过研发四象限高压变频器、大容量新型功率器件，攻克国家 IGBT 串联技术难关；

　　7）2014年：推出全国第一台 MW 级箱式储能电站，可应用于分布式新能源发电、离网电站等场景；

　　8）2015年：推出国内第一个虚拟电厂示范；

　　9）2018年：储能产品首次销售海外；

　　10）2020年：推出国内首个获得 CGC 认证的 3MW 以上的储能 PCS；

　　11）2022年：与美的集团签署相关协议，若权益变动顺利进行，美的集团将成为公司控股股东

　　

　　拨云见日，公司业务结构逐渐清晰。

　　此前，公司在多个各细分领域均有布局，自 2018 年起持续剥离百年金海、卡耐新能源等非盈利子公司以及未符合公司核心业务的光伏项目子公司，陆续转让多个光伏电站，加大对非主业资产的处置，集中精力聚焦智能电网及新能源业务，产品结构逐渐清晰。

　　公司于 2018-2021 年陆续处置子公司股权，交易价格 总计 26.94 亿元；2022 年截至 11 月累计公开处置股权 5.66 亿元，其中已收妥 2.21 亿元。

　　另外，2018-2021 年分别剥离（注销或转让）光伏子公司 6/5/4/1 家，交易金额共计 5.13 亿元。截至 2022 年，公司仍存续光伏项目相关子公司 7 家，预计未来公司将持续进行剥离，加强对资产结构及业务结构的管理。

　　

　　目前公司主营业务由智能电网、新能源及综合能源服务构成，新能源板块业务包括储能业务及充电桩业务。

　　1）公司传统业务智能电网：主要供应标准仪器仪表、智能电表等产品，还包括为智能电网建设提供系统解决方案，是国家电网、南方电网的主流供应商；

　　2）储能业务方面覆盖范围广，主要供应储能变流器及系统，应用场景广泛覆盖火电厂联合调频、新能源配套储能、电网侧调峰、用户侧填谷套利、无电地区微电网等多个领域；

　　3）综合能源服务业务主要为用户提供能源供给，节能和能效监测，具体包括设备集成与代维服务、EPC 工程总包、楼宇及园区运营服务，应用场景涵盖绿色出行（车辆运营+充维服务）、智慧灯杆（充电桩+5G 基建）、智能光储无缝集成、园区高效节能、智能配电房、移峰填谷等。

　　图 3：公司主营业务结构

　　

　　主营业务各板块间协同效应强。

　　《5G助力智能电网应用白皮书》提到智能电网涉及源、网、荷、储四个部分，各部分间需要协同配合实现电力生产、输送、消费各环节的高效协调运行。

　　公司依托传统的智能电网作为稳健基础，协同储能、新能源汽车充电及综合能源服务进行串联，完整的产业链布局有利于发挥各产品线的协同效应，各业务板块互相借力，成为协同发展的闭环业务，增强整体抗风险能力，提高公司综合竞争力。

　　凭借 自身的产品优势和系统解决方案，公司产品已覆盖电力能源的发、配、用、储各个环节， 可为电力客户实现源-网-荷-储的协调控制提供全方位产品与服务，提供完整的AMI和智 能配电网系统解决方案。

　　公司先后为多项国家和地方级重点示范项目提供系统解决方案与多层次的定制化服务。往后看，假如股权转让顺利落地，预计公司多年累积的技术实力有望依托美的集团的资金实力和渠道优势，把握行业发展机遇。

　　

　　1.3. 主要财务数据：剥离非盈利资产+加强账款管理，轻装上阵

　　公司营收总体呈下降趋势，主要系前期资金周转困难，导致产品交付不及预期、业务拓展受阻。

　　2018 年受融资环境趋紧影响，金融市场资金成本大幅上升，致使公司资金周转困难、产品交付不及预期及业务拓展受阻，整体营收有所下降。

　　2017-2019 年营收分别为 43.76/37.91/31.95 亿元。2020 年营收有所恢复，得益于2018-2019 陆续剥离光伏电站及非盈利子公司带来的资金水平小幅恢复，融资压力缓解，并得益于 2020 年储能业务营收大幅增长。

　　由于原材料价格上涨及短期资金紧张，2021-2022Q3 营收再次小幅下降，但下降幅度收缩，2022Q3 营收主要贡献来自公司储能业务海外订单的增长。2022Q3 合同负债达 83 亿元，同比增长 203.82%，主要来自公司储能海外合同预收款增加。

　　我们预计公司储能海外业务的持续放量将为公司未来的营收带来较大程度的增长空间。

　　营收结构方面，主营业务三板块占比结构稳定，储能业务有望提升。

　　1）智能电网业务：自 2019 年起占比保持在 70%以上，2018-2022H1 营收同比增幅分别 为

　　-3.49%/-5.31%/-0.34%/-1.72%/0.55%。

　　2）储能业务占比逐渐提升：2022H1 占比 11.96%，较上年同期增加 1.78pct，营收 yoy+19.04%，为三大主营业务中同比增幅较大的业务。但受公司资金紧张等原因影响，近年规模相对较小，假如美的股权转让顺利落地，我们预计资金紧张问题将进一步缓解，储能业务有望进一步扩大规模。

　　3）综合能源板块业务占比稍有下降：2022H1 较上年同期下降 1.49pct，营收同比下降 11.49%；

　　4）其他业务方面，由于负责智慧城市业务（计入其他业务收入）的子公司百年金海出现违规担保、资金紧张及业绩不达标等问题，2018 年相关营收大幅减少，2019 年公司剥离相关资产与业务，智慧城市业务主要包含智慧安防产品等。现深圳科陆智慧工业产品覆盖智能物流及智能制造等方向，纳入智能电网业务。

　　

　　毛利率方面，22H1 公司综合毛利率 27.73%，维持稳定。

　　2017-2022H1 综合毛利率维持稳定，分别为

　　29.89%/26.44%/29.45%/31.12%/28.97%/27.73%。

　　分业务看，

　　1）智能电网业务毛利率稳定，2022 年完成新产品开发的同时，多次中标国网和南网项目，同时大力开发海外市场，毛利率由 2021 年 28.35%小幅提升至 22H1 的 28.68%。

　　2）储能业务受原材料价格上涨等因素影响，2022H1 毛利率出现一定程度下滑，但 2022H1 公司大力开拓海外储能业务，签订多地订单，毛利占比由 2021 年 9.36%提升至 11.67%。

　　

　　由于子公司经营困难、坏账增加等因素，公司连续扣非净利为负。

　　2017-2022Q3 公司分别实现归母净利润

　　3.92/-12.20/-23.76/1.85/-6.65/-1.03 亿元，扣非后净利-1.22/-12.41/- 17.81/-3.20/-6.00/-1.85 亿元。

　　得益于资本结构优化（转让多个光伏电站并对在运营光伏电站计提资产减值，连续剥离非盈利子公司，加大对非主业资产的处置，集中精力聚焦智能电网及新能源业务），22 年以来归母净利润亏损程度大幅缩减。

　　多年大幅计提减值，账龄结构已趋于健康。

　　公司从 2018 年起大量计提减值，2018-2021 年共计提 31.36 亿元，年均 7.84 亿，其中应收账款占比最大（2017-2021 年分别为

　　91.65%/48.63%/49.60%/82.86%/70.68%）。随着连续四年加强应收账款管理措施，公司应收账款余额减少。

　　截至 2022Q3，公司应收账款余额 14.80 亿，较 2017 年底 32.92 亿下降 55%。从账龄结构来看，截至 2022H1 有 21.53%应收账款在半年以内，1 年以内的部分为 77.38%（含组合计提及单项计提），坏账风险明显减小。

　　

　　费用方面，公司费用管理能力有望提升，期间费用率有望下降。

　　2018-2020 年公司陆续剥离非盈利业务并出售公司部分资产及子公司股权带来资金回流，费用率由 2019 年的 45.25%下降至 2020 年的 33.77%。此外，公司注重技术创新和研发投入，2020-2022Q3 研发费用率分别达到 6.62%/6.70%/7.69%。

　　22Q1-Q3，公司期间费用率仍高达 36.69%，主要系财务费用率处于较高水平（11.33%）。截至 22 年 Q3，公司资产负债率达 90.91%，有息负债达 44.39 亿（1 年内到期有息负债 37.16 亿），有息负债率达 47.57%。

　　我们预计，2022 年 5 月公布的非公开发行股份计划全部用于偿还有息负债+持续剥离与主业不相关的资产，将有望在未来带来财务费用率的下降。

　　图 13：公司 2017-2022Q3 费用率（单位：%）

　　图 14：公司 2017-2022Q3 期间费用率（单位：%）

　　

　　2.1. 行业层面：智能电网是国网重要投资方向，行业稳定增长

　　国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进智能电网发展的指导意见》（发改运行 〔2015〕1518 号）中明确指出“智能电网是在传统电力系统基础上，通过集成新能源、新材料、新设备和先进传感技术、信息技术、控制技术、储能技术等新技术，形成的新一代电力系统，具有高度信息化、自动化、互动化等特征，可以更好地实现电网安全、可靠、经济、高效运行。”

　　

　　智能电网以包括发电、输电、配电、储能和用电的电力系统为对象，应用数字信息技术和自动控制技术，实现从发电到用电所有环节信息的双向交流，系统地优化电力的生产、输送和使用。

　　2009年，中国正式启动智能电网计划。根据规划，2009-2010年是我国智能电网的规划试点阶；2011-2015年是我国智能电网的全面建设阶段；2016-2020年是我国智能电网的引领提升阶段。

　　根据我国发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035年远景目标纲要》中的内容，我国下一步电力能源的发展方向将转向新能源方向。

　　图 17：智能电网基本环节 图 18：国家规划智能电网计划发展阶段

　　

　　在新型电力系统的生态中，能源的计量、结算、统计等环境都将发生较大变化，从而对电能计量、数据采集终端等设备提出了新的要求，也推动了智能电表及其配套产品的升级换代。

　　智能电表及其配套产品、配网产品等作为新型电力系统建设中的关键设备之一，未来市场需求有望持续增长。

　　“十四五”期间，国家电网计划投入3,500亿美元（约合人民币2.3万亿），推进电网转型升级；南方电网将投资6,700亿元，比“十三五”期间投资额提升51%，加快数字电网和现代化电网建设进程。

　　自2008年开展坚强智能电网建设以来，国家电网的投资一直保持快速增长势头，从2010年的2644亿元增长到2017年的5843亿元，CAGR+11.99%。

　　2018年后，国家电网投资开始逐步进行管控，投资额度逐渐下降，2020年，国家电网的电网投资规模为4605亿元，主要是因为电网公司推行精准投资，意在压减低效投资。

　　“三型两网”战略目标确定后，国家电网投资结构将趋向信息化和智能化，智能电网是建设重点。

　　2022年1月13日，国家电网召开了年度工作会议，计划2022年电网投资达5012亿元，较2021年计划投资额4730 亿元同比增长5.96%，另外，2021年实际投资额达4882亿元，较计划金额高152亿元。

　　

　　2.2. 公司层面：国网、南网主流供应商，中标金额创新高

　　智能电网板块业务是公司的核心基础。

　　产品主要包括标准仪器仪表、智能电表和智能配电网一二次产品和设备，其核心技术是高精度量测技术、电力系统保护控制技术和—二次融合技术。

　　在智能电网基本环节中，发电部分大多依靠四大电厂，输配电方面为国家电网与南方电网进行垄断，公司在配电和用电环节均有涉足，配电方面公司为国网和南网智能配电网建设提供一二次设备，用电方面智能电表结合用电信息采集终端，可最终实现用电监控、推行阶梯定价、负荷管理、线损分析，最终达到自动抄表、错峰用电、用电检查（防窃电）、负荷预测和节约用电成本等目的。

　　

　　公司是国家电网和南方电网的主流供应商，中标金额创新高。

　　2022年6月，公司在国家电网2022年第一次电能表（含用电信息采集）招标活动中中标5.43亿元，按公司排名位列第五；此次中标候选人的投标报价总金额为132.73亿元，公司中标占比4.09%。

　　公司于11月国家电网2022年第二次电能表招标活动中再中标1.14亿元。

　　此外，南方电网订单中，公司在2022年计量产品第一批框架招标活动中中标8,322.19万元，中标数量及金额排名靠前，公司控股孙公司在2022年主网一次设备第一批框架招标活动中中标5,310.15万元，环保气体柜配网新产品成功打入云南、重庆等地区市场。

　　截至目前，公司2022年中标总金额已达11.14亿元。同时，公司加快国际化步伐，积极开拓海外电表业务市场，公司海外电能表产品通过了多项国际主流认证，包括MID、KEMA、STS、DLMS、STS6、IDIS认证，2022年在非洲、美洲多个国家实现业务突破。

　　

　　2022年国家电网招标中，公司中标金额排名第5，位列第一梯队。

　　我国智能电表行业集中度较低，根据2022年国家电网进行的第一次电能表招标数据，按中标公司来看，CR5占比25.73%，CR10占比44.08%；公司中标金额达5.43亿元，排名第5，位列第一梯队。

　　公司研发产品覆盖国家电网、南方电网大部分需求，同时，海外电能表产品通过了多项国际主流认证。

　　另外，公司研发的一二次融合柱上断路器和一二次融合环网柜设备，多种型号产品通过了中国电科院专项检测、协议一致性检测和加密认证检测。

　　此外，公司参与了多项国家标准的制订，进行了大量前瞻性研发及技术储备，在电能表“多芯模组化”技术、蓝牙脉冲电能表检定技术、电能表端子座测温检测技术、边缘计算技术等领域拥有多项自主知识产权。

　　图 20：国家电网 2022 年第一次电能表(含用电信息采集)中标品牌占比（单位：%）

　　

　　3.1. 公司层面：产品功率段覆盖范围广，2021 年位列中国企业海外储能系统出货 Top8

　　3.1.1. 产业链布局全面，实现 PACK+PCS+BMS+EMS 全自研

　　产品类型范围广，应用场景覆盖全，已实现 PACK+PCS+BMS+EMS 全自研。公司自 2009 年起涉足储能领域，在技术和市场均积累了一定的优势。储能系统主要包括电池 PACK、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能逆变器（PCS）四个部分，公司在四部分均实现自主研发。

　　

　　产品方面主要包括储能双向变流器、光储一体变流器、中压变流系统、电池舱储能系统、BMS、EMS等。应用场景广泛覆盖发电侧、电网侧、用户侧及新能源配套四大板块，涉足火电厂联合调频、新能源配套储能、电网侧调峰、用户侧填谷套利、无电地区微电网等多个领域。

　　

　　公司产品包括 0.5C/1C，对比同类产品，公司产品适用的工作温度及海拔均有一定优势，且新产品的不断研发推出亦一定程度上展现了公司的研发能力。

　　1）系统产品分为风冷和液冷系统两种。

　　液冷产品方面，公司产品为 1C 系统，我们认为主要系液冷技术可更好适配高倍率储能系统带来的高放热量。

　　风冷产品方面，科陆产品覆盖容量范围更广并且最大额定容量较其他两家产品更高，可工作温度范围及海拔范围都更广，并提供 PCS 内置或外置选项。

　　往未来看，公司在研一款解决电池簇间不一致的 DCDC 产品，可有效解决长期运行导致的电池簇间不平衡；新一代液冷储能系统产品亦在研发中。

　　

　　2）储能 PCS 方面，科陆产品功率段覆盖广（500W-4MW），采用先进的 ANPC 拓扑技 术，支持液流电池，工作海拔范围最高可至 6000m。

　　公司 PCS 研发亦在不断推进，目前研发了功率段覆盖 1200-3200kVA 的全线 UL 认证的 PCS 产品，最大电压为 1500Vdc。

　　

　　3）BMS 方面，公司自主研发的主动均衡型 BMS（电池管理系统）可实现对电池成组后的高效管理及均衡，解决储能电池系统大批量矩阵式使用中电池一致性所带来的影响。科陆自主研发的 BMS 中 SOC 估算精度高，误差小于 5%，有效提高充放电策略的准确性、系统性能可靠性，并能有效延长电池寿命。

　　4）EMS 方面，公司自主研发的 EMS（能量管理系统）可灵活部署，适用工商业、光储充 智能微电网、火储联合调频、新能源配套系统，可实现对储能电站 BMS 和 PCS 以及电气 设备的集中监控，统一操作、维护、检修和管理。

　　在火储联合调频领域，公司基于电池寿命和调频补偿收益等因素的经济寻优算法处于领先地位。

　　

　　我们认为，公司产品核心优势在于自主研发的 3S 产品链（PCS、BMS、EMS）可为客户提供一体化供应，同时 EMS 具有行业领先的经济寻优算法。

　　由于自主研发的 EMS 具有行业领先的经济寻优算法，公司可以有效帮助大储及工商业客户提高经济性，进而加强公司与下游客户的紧密合作关系。

　　产能扩充为订单增长释放空间，宜春储能生产基地设计年产能 8GWh 储能系统。

　　2022 年 7 月，公司宜春储能生产基地一期（年产能 3GWh）正式投产，自试产以来储能订单持续增长，目前已满产；二期扩产基地已与宜春经开区正式签署《合作框架协议》，由原计划年产 3GWh 扩产至 5GWh。

　　项目全部建成达标后，可实现年产量 8GWh 储能系统，能够有效满足大幅增长的国内外订单的交付。

　　材料采购方面，公司已与多家供货商签署《战略合作协议》，意向电芯型号均为 280Ah，总计采购 16GWh，为后续的产能释放保驾护航。

　　表 13：公司 2022 年储能建设项目经济效益 表 14：公司电芯采购规划

　　

　　3.1.2. 22 年新增订单中，海外占比达 80%

　　公司储能业务自 18 年起逐步发展海外业务，在北美洲、非洲、澳洲、亚洲多地实现电网级储能产品的批量出货。

　　公司现海外储能业务已遍及北美洲、欧洲、非洲、南美洲、亚洲及大洋洲，实现了储能业务的全球化覆盖，其中在美国运行的电网级储能项目已超过 150MWh，市场占有率正快速增长。2021 年度，公司位列海外市场中储能系统出货量 Top10 的中国储能系统集成商第 8 名，2022 年和国内外客户持续深化合作的基础上，公司市场份额有望获得大幅提升。

　　

　　公司与美洲知名能源企业建立合作后不断深化合作，截至 2022 年 H1，公司与该企业签订了合计 755MWh 集装箱式电池储能系统供货合同，进一步深化了与该客户在新能源领域的战略合作伙伴关系，巩固了公司在美洲市场的行业地位。

　　2022 年 3 月公司签订的合计 485MWh 集装箱式电池储能系统项目地点位于南美洲，项目由 168 套 20 尺箱式储能系统配套而成，采用新一代 1500Vdc 预装式高能量密度储能系统，具有高循环、高稳定性、高能效、快速部署等特点。

　　项目实施后，将成为南美洲地区规模最大的新能源发电侧光储项目，具有较高的区域性示范意义。

　　本项目的成功签约，将进一步深化公司与项目客户在新能源领域的战略合作伙伴关系，为双方后续更全面、深入、更具规模化的合作夯实基础。

　　公司于 2021 年成为该企业的供应商，分别于 2021 年 12 月、2022 年 1 月与该企业签署交易合同，规模分别约为 3MWh 和 69MWh，目前两个项目均在顺利交付中。

　　

　　根据公司 2022 年储能订单计算，国内外市场共签署订单 1.5GWh，海外市场订单约1.2GWh，占比 80%，以美国市场为主。另外，公司电网侧订单较其他应用场景更多，产品端主要以表前及工商业储能系统为主。

　　我们认为，随着公司继续与海内外客户深化合作，伴随国内外表前储能市场的高增长性，公司未来储能板块占比有望大幅提升。

　　

　　储能业务在海外市场的毛利水平普遍高于国内市场，我们认为，公司海外市场的持续拓展有望帮助公司提高业务盈利水平。

　　3.2. 行业层面：海外乘市场强劲需求，国内探独立储能新模式

　　3.2.1. 海外市场：ITC 新法案落地，美国表前储能市场经济性高增，有望带动市场需求

　　美国是 2021 年全球最大储能市场，以表前储能为主，2022H1 装机量 yoy+161.3%。

　　据 CNESA 统计，2021 年全球新型储能新增投运规模达 10.2GW，是 2020 年新增投运规模 的 2.2 倍，同比增长 117%，其中美国为全球最大储能市场，占比 34%。

　　据 CNESA 数据统计，2021 年美国新增储能项目规模首次突破 3GW，是 2020 年同期的 2.5 倍，其中 88% 装机份额来自表前应用，以电源侧光储项目、独立储能电站为主。

　　2022H1 美国表前储能装机量达 1.9GW/5.0GWh，工商业 171MW/393MWh，户储 217MW/517MWh。

　　以容量口径算，表前、工商业、户用分别占比 85%/7%/9%，2022H1 装机量同比增长 161.2%。

　　

　　IRA 法案加强表前端 ITC 政策力度，往未来看经济性强化有望带动整体需求持续增长。

　　2022 年 8 月签署的美国通胀削减法案（IRA）加强了表前端 ITC 政策的力度，有望助力光 储（增量市场）及独立储能（增量+存量市场）项目持续增长。

　　政策强化主要表现在：

　　1）首次提出，5KWh 以上的独立储能也可享受税收抵免（2023 年起）；

　　2）对于满足一定条件的大储项目，2023 年起的税收抵免比例由 IRA 出台前的 22%增至最 低 30%最高 70%（基础抵免 30%+额外抵免 10%-40%）。

　　表 17：IRA 出台前后表前端（1MW 以上）ITC 政策变化

　　

　　我们将 ITC 税收抵免力度分为三个维度（0%/22%/30%），根据 LCOS 的计算公式测算 IRA 新政落地前后的储能经济性边际变化。

　　我们的核心假设包括：

　　储能电站配比：1MW/4MWh；循环寿命 6000 次、年运营天数 365 天，每天满充满放一次，对应使用年限 16.4 年；电站投资总额 11.03 亿美元，运维成本为投资总额的 1%/年。

　　从计算结果看：

　　? 对新能源配储项目：以现行 ITC 税收抵免政策（23 年为 22%），计算储能 LCOS 为 86$/MWh；新版 ITC 税收抵免政策（以基础抵免 23 年 30%计算），储能 LCOS 下降至 78$/MWh。

　　? 对独立储能项目：以现行 ITC 税收抵免政策（23 年为 0%），计算储能 LCOS 为 108$/MWh；新版 ITC 税收抵免政策（以基础抵免 23 年 30%计算），储能 LCOS 下降至 78$/MWh。

　　

　　3.2.2. 国内市场：发电侧强配不断推进，独立储能商业模式确立带来新机会

　　装机需求主要来自新能源并网比例加速提高所带来的对电网安全的挑战。

　　从中国发电结构看，煤电发电量占比从 2015 年的 72%下降至 21 年的 61%，而新能源发电占比提升明显， 21 年风电、光伏发电占比达到 8%、4%。从新增装机占比看，21 年风电、光伏发电新增装机占全国新增装机的 27%、31.1%。

　　风电、光伏等新能源发电占比提高后，我国电力系统呈现“双峰双高”&“双侧随机性”，电网的运行安全性面临新的挑战。

　　随着新能源大规模接入，电力系统将呈现显著的“双峰双高”（双峰—电网夏、冬季负荷高峰；双高—高比例可再生能源、高比例电力电子装备）和“双侧随机性”（风电、光伏发电具有波动性和间歇性，因此发电占比提升后，供电侧也将出现随机波动的特性，能源电力系统 由传统的需求侧单侧随机系统向双侧随机系统演进）。

　　

　　发电侧方面，主要靠各省强制配储政策，趋势上覆盖省份数量变多、配储比例及小时数增加。截至 22H1 新能源强配政策（新能源与储能需同时并网）已覆盖 32 个省（市），较 21 年底增加了 7 个。

　　从配储比例及小时数看，部分省市要求进一步上调：上海要求配储比例 20%+、时长 4 小时+；新疆要求配储比例 25%、时长 4 小时等。

　　政策层面为国内发电侧储能市场带来保障。

　　1）国家层面：21 年 8 月发布《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》，鼓励新能源发电企业通过自建或购买的方式配置储能或调峰能力，明确超过并网规模外的规模初期按 15%的挂钩比例（4 小时以上，下同）配建调峰能力，按 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

　　2）地方层面：截至 21 年底共 25 个省（市）出台新能源电站的强配政策，2022 年再新增 7 个省（市）出台强配政策。

　　从政策覆盖地区、出台速度等来看，政策端对发电侧配储的支持力度均明显提升。此外，部分地区最高配储要求达到 30%，最高配储时长达到 4 小时。

　　

　　电网侧方面，独立储能商业模式加速探索，山东、山西、广东等省份走在前沿。21 年底至今，国家层面明确独立储能的市场主体地位，独立储能商业模式得到确立，而后各省纷纷上调辅助服务市场补偿收益+推进电力现货市场，逐渐明确独立储能经济来源。

　　1）国家层面：2021 年 12 月，储能的独立主体身份得到确认。

　　2021 年 12 月，国家能源局印发新版《电力辅助服务管理办法》，核心变化包括：确认储能独立主体身份、丰富辅助服务交易品种（针对促进新能源消纳，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机/切负荷等交易品种）、扩大“付费群体”（辅助服务成本由原来仅发电侧承担向用户侧扩展）。

　　今年 11 月 25 日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，首次从国家层面围绕容量补偿、现货市场、辅助服务市场提出指引，我们预计国内储能的盈利模式将加速梳理并明确。预计往 23 年看各省将基于自身实际情况，加速制定规则、明确独立储能的收入来源。

　　2）地方层面：2021 年以来，山东、湖南、浙江、内蒙等多个省份陆续出台了储能建设指导意见，鼓励投资建设独立储能电站，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，采用政策倾斜的方式激励配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目。

　　各省上调辅助服务市场补偿收益+推进电力现货市场典型包括：山东电力现货市场带来峰谷价差套利，山西、广东主推辅助服务市场带来调峰调频收益。

　　? 明确储能调峰调频补偿标准：截至 21 年 9 月，已有至少 19 个省（市）明确调峰调频补偿标准。

　　? 电力现货市场试点省份扩大至 14 个，部分省份现货市场电价差超过调峰补偿标准：17 年，我国选取 8 个省份启动电力现货市场建设试点工作，21 年开展第二批现货试点，将试点省份扩大至 14 个。以山东省为例，电力现货市场运行过程中，日最高价差超过 1 元/kwh，参与电力现货市场进行峰谷价差套利的收益超出调峰补偿标准（山东补偿标准为 0.2 元/kwh）。

　　? 提高独立储能调峰调频补偿标准：以南方电网为例，明确独立储能电站的调峰调频补偿标准（以广东为例，储能深度调峰补偿标准为约为 0.792 元/千瓦时，较 20 年比提高 0.292 元/千瓦时）；并明确其他辅助服务（如一次调频、AGC、无功调节等）品种的补偿标准。

　　? 补偿收益带动独立储能规模进一步扩大：据 CNESA 统计，22 年 10 月新型储能应用场景功率分布中，电网侧储能规模最大，达到 7.61GW/17.35GWh，功率规模占比接近 72%，全部为独立储能的应用形式。

　　

　　从政策大方向来看，由强制配储转向主动配储。

　　目前已有部分省份不再要求强制配储（山西、陕西），国家层面推动行业健康化发展成为趋势。

　　储能建设如火如荼，投运规模增长显著。据 CNESA 统计，2022 年前三季度我国新增投运 新型储能项目装机规模达 933.8MW/1911.0MWh，功率规模较 2021 年同期增长 113%。同 时，新增规划、在建新型储能项目规模 73.3GW/177.0GWh，大多数项目的投产期都集中 在四季度，预计 2022 全年装机规模会有大幅提升。

　　往未来看，中国储能市场有望迎来快速增长，根据 CNESA 预测，保守场景下的 2026 年新型储能累计规模将达到 48.5GW，较 2021 年规模增长超 7 倍，2022-2026 年 5 年 CAGR+53.3%，理想场景下 2026 年累计规模将达 79.5GW，5 年 CAGR+69.2%实现真正的超高速增长。

　　电网侧与独立储能更受关注。

　　2022 年前三季度我国新增投运新型储能项目中，电网侧的新增装机规模最大，达到 512.8MW，占据新型储能一半以上的市场份额，而电网侧项目中有 60%以上的份额是来自独立储能。

　　3.2.3. 全球储能市场高景气发展

　　全球新型储能市场均高度景气发展。根据 CNESA 发布的《储能产业研究白皮书（2022）》 的相关统计，截止 2021 年底，全球新型储能累计装机规模为 25.4GW，同比增长 67.7%。 据 BNEF 预测，2021 年至 2030 年全球将新增储能装机 345GW，到 2030 年全球储能市场将以 33%的年复合增长率增长。其中约 54%的增长将来自美国和中国。

　　表前储能的核心需求来自新能源装机并网的提高，随着全球风电、光伏等新能源发电并网比例不断增大， 以及中国市场对发电侧、电网侧等场景的政策刺激，我们预计，全球表前储能装机量将 由 21 年的 15.8GWh 增长至 25 年的 285.6GWh，CAGR+106.2%。

　　

　　4.1. 布局绿色能源发展，力创千亿产业集群

　　2021 年 12 月，“美的机电”正式更名为“美的工业技术”并发布全新战略愿景，挑战千亿营收目标，积极布局光伏发电集成、储能系统及核心部件，打造绿色能源事业。

　　科陆作为聚焦智能电网及大力发展储能的行业领先者，多年来深耕技术及市场，在国内外已 有稳定的客户群体、丰富的行业合作经验及完善的产业链布局，有望成为美的绿色能源板块的核心发展点。

　　

　　美的工业技术事业群中，绿色能源领域下目前仅有合康新能一个品牌为用户提供储能方案。合康于 2003 年在北京创建，是一家专业从事高端制造、新能源和节能环保的高新技术企业，主营产品包括高中低压变频器、动态无功补偿装置及储能产品，2020 年被美的收购后，2022 年推出户储、集装箱式一体化储能产品，实现新能源光伏储能业务突破，2022H1 合康新能公司光伏储能收入达 5884.15 万元，新增订单 2.03 亿元。

　　4.2. 借合康之鉴，探科陆之路

　　回顾合康新能发展历程，我们发现它与公司有着相似的经历：业务方面，聚焦主业，剥离业绩不达预期子公司；财务方面，大幅计提减值及盈利能力欠缺带来的债务高企。2020 年 4 月，美的斥资 7.4 亿元收购合康新能股权，纳入工业事业群。

　　我们通过对合康 财务情况进行分析，探究科陆在未来美的入主后财务的修复空间。

　　4.2.1. 合康盈利及偿债能力得到大幅修复

　　2020 年被美的收购后，聚焦高、低压变频器业务，开展新能源储能业务。营收方面，2022Q1-Q3 营业收入 9.72 亿元，同比增长 5.20%，归母净利润 0.02 亿元，连续两年维持正值，脱离亏损期。

　　费用方面，财务费用大幅下降，由 2019 年 0.29 亿下降至 2022Q1- Q3 的-0.02 亿，期间归还借款降低利息费用，同时购买定期理财产品带来利息收入，财务费用率较收购前 2019 年下降 2.42pct。

　　

　　债务方面，合康新能资产负债率稳步下降，带息债务占比大幅下降。

　　2020 年美的收购合康，2020-2022Q3 总负债分别为 9.56/6.57/8.61 亿元，对比收购前 2019 年负债水平 14.30 亿大幅下降。

　　债务水平下降主要来源于有息负债的大幅减少，2019 年有息负债 3.84 亿在 2020 年下降至 1.99 亿，同比下降 48.05%，并在 2021 进一步减少至 0.45 亿元，同比下降 77.68%。

　　有息负债水平降低使应付利息大大减少，有助公司利润水平的修复。

　　非流动负债中，2019 年的长期借款 1.00 亿也已于 2022Q3 全部还清，2019-2022Q3 分别 为 1.00/0.65/0.15/0.00 亿元。

　　偿债方面，2022Q3 有形资产/带息债务为 152.78 倍，对比收购前的平均 3 倍左右水平大幅提升。

　　参考合康新能的债务前后情况对比，我们认为若美的收购事宜能够顺利落地，科陆的债务情况有望得到相当程度的缓解。

　　图 36：合康新能 2017-2022Q3 债务情况（单位：亿元，%）

　　图 37：合康新能 2017-2022Q3 债务结构（单位：%）

　　

　　4.2.2. 科陆债务偿还空间测算

　　截至 2022Q3，科陆有息负债 44.39 亿。我们假设股权转让应收款、22Q3 后的股权转让及美的定增三部分将于 2023 年进展顺利并用于偿还有息债务，各部分主要情况包括：

　　1）股权转让应收款：截至 22Q3，股权转让应收款为 3.36 亿，其中包含国联人寿 10%股份转让的尾款 8600 万元。

　　根据 2022H1 披露，其中 1.45 亿元应收款账龄 3 年并作坏账准备 1.16 亿元；若除 1.16 亿元以外的部分均于 2023 年内收到，则 2.20 亿元可用于偿还有息负债；

　　2）未计入 Q3 的股权转让：车电网 27%股权转让事项已通过议案阶段，预计转让总金额为 2.59 亿元，目前已有 25.33%股权完成竞拍；若进展顺利，2023 年预计收到 2.59 亿元用于偿还有息负债；

　　3）美的集团定增事项：目前已获中国证监会受理，若 2023 年进展顺利预计定增金额 13.86 亿元可用于偿还有息负债。

　　

　　可偿还金额预计共 18.65 亿元，若三项均于明年进展顺利，则偿还后 2023 年剩余有息负债为 25.74 亿元，预计 23 年财务费用将会有明显降低。

　　公司是国内领先的综合能源服务商，主营业务板块间协同效应强。未来受益于智能电网和综合能源服务行业的稳定发展、储能业务海外市场的需求增量和国内市场的政策刺激，我们预计公司 22-24 年营收分别为 35.5/68.9/99.1 亿元，yoy+11.0%/94.1%/43.8%，归母净利润 0.2/2.2/5.5 亿元，预计 22 年由负转正，23-24 年 yoy+1114.1%/147.9%。

　　分具体业务看：考虑到公司贯彻聚焦主业的策略，其他业务已逐步剥离且 22H1 已基本没有收入，我们对主营业务智能电网、储能、综合能源管理及服务业务做如下假设：

　　? 智能电网业务：智能电网作为公司传统业务，是国家电网和南方电网的主流供应商，下游需求稳定；22 年积极开拓海外市场业务，有望带来增量；我们预期公司 22-24 年营收分别为 24.8/25.0/25.0 亿元，毛利率分别为 29.2%/28.5%/28.0%。

　　? 储能业务：公司今年大力发展储能业务，海外持续签单带来需求增量，国内政策带来需求刺激；基地扩产及电池供应均已稳步推进，有望进入放量阶段；美的入主后有望进一步扩展海外市场；我们预期公司 22-24 年营收分别为 7.0/40.0/70.0 亿元，毛利率分别为 30.0%/29.2%/29.0%。

　　? 综合能源管理及服务：公司为客户提供能源供给、节能和能效监测服务，下游需求范围广；“双碳”目标推进综合能源服务快速发展，有望受益行业快速增长；我们预期公司 22-24 年营收分别为 3.1/3.3/3.5 亿元，毛利率分别为 15.0%/14.0%/14.0%。

　　

　　我们选取公司业务均涉及智能电网及储能业务的南网科技，及产品均涉及储能逆变器且有拓展海外市场的科华数据、盛弘股份作为可比公司。

　　根据 WIND 一致预期，可比公司 2024 年平均 PE 估值在 31 倍，考虑公司较高的海外储能业务占比，未来有望更大程度受益海外市场的高增速+高价格接受度，以及公司债务压力逐步下降带来的盈利能力边际提高，我们给予公司 24 年 31 倍估值，目标价为 12.09 元。

　　

　　原材料价格上涨风险：公司盈利受原材料价格波动影响，若原材料价格进一步上涨，则公司成本压力将进一步扩大，将影响公司毛利率；

　　汇率波动风险：公司海外业务较多，海外业务营业收入可能受汇率波动影响；

　　疫情影响风险：由于新冠疫情仍有反复的可能性，公司出货进度可能受到影响；

　　定增进展不及预期：若定增事项开展进度不及预期，公司现金流或将受到影响；

　　政策风险：若新能源相关鼓励政策发生较大调整，可能会对公司业务发展带来一定影响；

　　管理风险：公司控股及参股公司较多，公司可能面临经营决策等管理方面的风险；

　　技术失密和核心技术人员流失风险：随着公司所处行业竞争的加剧，公司仍存在技术失密和核心技术人员流失的风险；

　　文中测算具有一定的主观性，仅供参考。

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　　报告来自【远瞻智库】

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