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林洋能源(华为储能+锂电芯Q3投产+储能集成一体化)
无名小韭98931008
机构
2022-07-18 19:37:27
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【招商电新】储能更新 1、 储能板块近几年关注度居高不下,全球储能市场确实突然从项目市场进入市场化发展阶段,目前六大市场(海外户用、海外户用移动应用、海外工商业、国内发电侧、国内工商业、国内电网侧)特点各不相同,多数还在相对早期的阶段。 2、 去年市场研究点从PCS向EMS、系统集成扩散,除阳光、德业、派能外,盛弘、永福、四方等公司也都得到较高关注,最后延伸到了市场更碎小的液冷、消防等边际领域,相关企业短期都表现出极强的估值张性。 3、 而今年,欧洲户用储能市场迎来爆发,光储一体模式得以落地,确实有比较好的基本面基础,尽管还是个小行业,但市场预期与关注度不断走高。后续二级市场挖掘点可能从户用向大型,从一线走向二线再向边际市场扩散。当市场参与者多到抹平需求增量带来的业绩弹性,或者估值过度不匹配后,可能还是要回到严肃的质地和竞争力讨论。 4、 上市公司方面,户储的派能科技、科信技术等公司,以及市场关注的一些逆变器企业受益。除主流逆变器公司外,新进入或代工公司祥鑫科技、泰嘉股份、奥海等可能也可关注。电池与配套相关企业包括:宁德、亿纬、国轩、鹏辉能源、蔚蓝、远东股份等。大型储能应用相关的包括:林洋能源、东方日升、盛弘股份(PCS)、四方股份(EMS、PCS)、思源电气(集成、PCS)、永福股份(集成)、科华数据(PCS)、文山电力(抽水蓄能运营)、平高电气(集团储能EPC规模大)。 东方日升:公司持股90%的双一力科技主要做储能应用(户用、大型电站),自有品牌,在海外与国内市场布局很早,公司还自配有几个GWh锂电池产能。林洋能源:公司储能有几个经营实体,与亿纬两个合资公司,林洋持股35%是做铁锂电芯(刚投产10GWh),公司持股85%做系统集成。目前可能以大型储能为主,商业模式的创新是推共享储能(内蒙计划5GWh),公司Q3可能业绩有拐点。

海通6月纪要

1、新能源业务模式:电站开发、设计、建设的运营模式;为央国企提供电站开发、电站设计建设及后期运维服务的系统集成服务模式

2、一季度国网招标增加:应对电改后新产品的采购和更换;招标总需求在预期范围之内,其中智能物联电能表和能源控制器的数量有环比增加;预期今年全年国网招标量在7500万台
3、储能政策利好:电价、交易机制、调度运营机制会更加明确;解决输配电价;充电电量不需要承担收费电价和政府性基金及附加,降低充电成本。
4、融资利率低原因:较低的资产负债率30%;在手货币资金理财充裕;银行授信多;海外银行贷款利率低,公司严格把控风险。
5、电芯原材料上涨:一定程度上会影响储能业务;采购亿纬锂能电芯以维持毛利率;进行阶段性的锁价,按照全年储能业务的需求情况对电池订单进行滚动锁定。
【详细纪要可联系海通电新团队索取】
一、业务布局与发展近况
整体业务围绕电力行业,主要是以智能配用电、新能源以及储能这三个业务板块为重点。
其中在智能配用电业务板块,除了这几年来原有的智能电表和信息采集系统,也在逐步拓宽业务
线、布局新产品。比如去年有一部分配网产品也获得了国网的资格预审和产品送检,在故障指示器、
一二层设备获得了新的订单。在市场分布上分为国内和海外两大市场。今年国内市场的中标情况不
错,特别是在集招市场上,整体中标金额相比去年同期增加30%左右。公司也发布了在国网和南网中标
的结果,近日在国网有中标获得4.56亿,南网中标1.4亿。除了国南网集招之外,公司也在国内市场做
一些省网公司的业务,包括地方的电力客户和行业大客户。在海外市场通过以下几个方式布局。首先
是通过ODM和GDM开展欧洲市场和中东发达地区的市场,像是今年与兰吉尔在欧洲市场的合作就非常愉
快、在波罗的海地区的L伽马产品子公司整体订单也呈现不断渗透和增长的状态,自20年开始整体项目
金额接近五亿。另外,在海外市场公司还会和当地的商业伙伴、分销商合作,销售、推广自由品牌。总体来看,一季度智能配用电方向的发货和收入情况良好,收入
增加10%左右;二季度也是行业旺季,预期发货顺利。
  在新能源业务板块主要采取两种业务模式:一是电站开发、设计、建设的运营模式;二是结合建
站开发商的资源优势与国央企业合作,为其提供电站开发、电站设计建设及后期运维服务的系统集成
服务模式。到一季度末,公司在新能源版块的电站运营量接近1.6GW,其中地面电站1.3GW,屋顶电站
300MW左右(主要工商业),整体运行情况较好,全年有效发电小时数1200小时以上。另外,林洋能源
今年和央国企也有合作系统集成服务,一季度储备项目超过6GW,其中包括一个地面电站的指标、地面
电站的项目储备、能源基地项目的指标。在去年整线推进的政策之下,林洋和当地政府推进合作,储
备1.5GW的项目量,项目主要分布在江苏、安徽、山东、河北、湖北等区域。今年初公司也在安徽的五
河县获得了多能互补的项目,整体规模是2GW的新能源加1GW的储能;以联合体的形式在湖北荆门参与光伏电站系统集成的服务。按照目前电站指标的情况来看,公司内部对新能源业务板块也是提出了更
高要求,计划开工建设2.5GW的目标,计划在二季度末和下半年各开一批,到年终大概开工了1GW,主
要集中在三季度开工建设,预计在今年下半年到明年上半年的时间进行并网。
储能业务是公司去年新设的战略板块,通过合资合作的形式实现了产业链布局优势,从电芯到
pack 及系统集成,到电站运营服务实现了全面的布局。在上游电信方面,公司去年与亿纬锂能成立储
能电芯合资公司,电芯是10GWh的储能专用的磷酸铁锂电池,预计合资的电芯工厂会在三季度末、四季
度初出产品。林洋目前储能业务板块主要分为三种业务模式:储能设备的销售、储能系统的集成,另
外是根据项目实际情况和客户需求,会对某些收益率不错的储能项目进行储能电站的运营服务。在储
能系统集成方面林洋负责为客户提供一些基于磷酸铁锂电池的系统集成的解决方案。目前公司也是有
创新的3S融合的储能产品和系统解决方案,主要是在这种集中式风冷储能系统及1500伏的高压液冷储
能系统。在部分的项目上,公司也跟华为在技术上有合作,双方共同提供智能集散式的储能系统解决
方案。在储能项目的实际兑现上,林洋在项目资源上具有优势,可以通过本身新能源的业务板块协同
开拓:在为国央企提供新能源系统集成业务的同时,会提供新能源加储能的系统集成服务,来实现在
储能电站上的项目落地。目前储能项目的储备超过了3GWh,公司非常看好整个储能业务,尤其是系统
设备销售和系统集成业务。
二、问答环节
问:在电表业务方面,国一批的招标在数量和金额都同比去年的第一批有较大幅增长,公司对于
后续第二批招标业务或者下半年的国网招标趋势有什么判断?会不会有全年调节的特点?
答:以往国网都是上下半年各一次招标,但是今年一季度有新增批次招标。原因是因为去年国家电改
的政策,各省分时优化电价机制,以往安装的电能表设备无法满足电改要求,需要新产品的采购和更
换。国网一次招标总需求在林洋预计范围之内,其中智能物联电能表和一些能源控制器的数量有环比
增加。由于技术要求的提升,能源控制器的价格和价值量也有所提升,在技术标准明确后价格会回到
正常水平。公司认为今年全年国网招标量在7500万台的水平上,下半年比上半年招标量略有增加,需
求来自国内电改替换量的需求和基建带来的新增量。对于南网,本身也是两次招标,第二次量更多。但是这次整体南网的招标金额也有同比增加,各家的招标量也有
增加。
问:近期发布的储能政策对于公司的储能业务能带来什么利好?
答:对于新型储能的市场实际参与中,电价、交易机制、调度运营机制会更加明确,各个省根据实际
需求和调度运营条件会出台细化的指导意见。这个政策解决了输配电价的问题。以前在储能电站的运
行上,得到的收益是放电与充电成本的差值,如今政策表明独立电站向电网送电时,充电电量不需要
承担收费电价和政府性基金及附加,意味充电成本会降低。对于独立电站参与电网的调度的时候,收
益也有增益。
问:关于储能业务,之前提到今年交付及确认的量超过600MW,对应的收入和利润情况怎么样?答:规划的业务目标是根据在手的储备项目和投运情况测算的,每个项目得情况可能不一样。如果按
照收入规模简单测算,1Wh大概价格水平1.5元,那么整体的业务收入大概8亿。
问:在光伏电站的电站运营方面,公司1-3年的预期增速和规划怎么样?去年电站运营的电费收
入毛利率高达到70%的原因是什么?
答:根据目前在手储备项目量和开发的规划,希望通过三年时间快速发展整体运营规模和对外系统集
成规模。今年开工建设1.5GW,希望未来三年开工建设达到6GW目标量,按照业务模式简单分为自持和
EPC。
      对于70%的毛利率,主要在于目前自持的电站,是商业开发团队独立开发的,费用较低;
并且具备公司自己的远程运维的团队和自研的光伏运维云平台,良好控制运维成本;电站每年计提固
定资产。林洋在南京也有新能源研究院,基于整个新能源电站不同的情况进行高效的电站设计,提升
整体发电效率和毛利率。
问:今年开工建设的2.5GW里地面电站和屋顶电站大概是多少?
答:其中地面电站2.3GW左右。屋顶电站主要是针对整线推进上的资源储备,开展工商业用户,希望在
工商业用户上开发200MW的项目建设。
问:今年工商业方面的规划和项目比较多,这样较大体量的原因是什么?
答:从两个方面来说,一是在于产业链价格,对于屋顶电站,林洋布局的项目主要是高耗能的工业用
户,其自发自用的比例很高,意味着整体电价较高,所以在前期投资成本的敏感度更低。另外,自去
年就有拉大风股定价差、要求各个地方工商业用户都要纳入到电力市场化交易的主体的政策,意味着
工商业用户在实际用电过程中成本提升。再者,现在一些出口海外市场的企业需要绿点消费,会激励
用户自身做新能源电站的投资,从而促进了工商业用户屋顶电站的体量。
问:地面电站更多会在今年三季度启动,今年下半年到明年上半年并网对吗?
答:是的,电站会在二三季度开工建设,需要一定建设的时间周期。按照整体的项目进度来看,并网
会集中在下半年到明年上半年。
问:集中式电站对于组件的价格会有担忧吗?
答:公司对于开工建设运营的电站的收益率要求是全自有资金的收益率超过7%。按照1.8块多的组件价
格和准备配置的储能容量比例进行大致的测算,是可以满足收益率要求的。所以在上半年合适的产业
链价格区间上,锁了少量的组件价格和量。另外,林洋公司会根据实际目前开工建设的节奏,下半年
可能根据实际项目进度调整产业链价格,从而加快项目进度和节奏。
问:自持的部分如果配杠杆,收益率会怎么样?
答:收益率会更好。今年有一些绿色政策性贷款,长期贷款的成本在3.5个点左右,比以往基准利率更
有优势。另外,今年有平价电站项目,会加大银行杠杆,今年自持的项目会做到七成的银行杠杆、三成的自有资金。
问:林洋的融资利率比很多同行业的公司略低一点,为什么有这样优势?
答:这几年林洋的业务都非常稳健,今年一季度的资产负债率才30%,对于新能源电站运营公司属于很
低了;在手的货币资金理财比较充裕,接近40亿;银行授信较多;具有海外银行的贷款,整体利率
2.5%左右,体现公司风险把控严格。目前在运营的带补贴的电站现金流还是正的,虽然有拖欠补贴的
问题,但是是用基准利率贷款、还本付息具有条件优惠。
问:公司对国内储能市场有怎样的判断,有做海外储能市场的计划吗?
答:首先从国内储能业务来看,公司非常看好。从21年公司加快了在储能业务的布局,基于国内储能
的需求和产业链加速的布局,明确了公司在储能业务板块加大投资力度。从整个储能的业务市场来
看,今年预计国内发电侧配套储能带动的需求至少是八GWh的体量,相比去年同期几乎有百分之百的增
速了。按照国家政策的明确,直到2025年国内储能及建设的规模是30GW,配置的小时数是50-60GWh以
上。对于国内储能业务布局的公司是在复合增长率较高的发展周期。林洋本身也是定了相应的销售目
标,今年首年做的储能业务板块计划实现8亿的销售收入。按照目前在手的储备项目情况和可开发的项
目规模来看,也在未来提出了更高的要求,希望在整体业务模式、设备销售、系统集成及电站运营的
服务能够提供建设超过5GWh的储能项目量。
问:公司今年预计的业务收入中,设备销售、储能设备集成和共享储能电站的比例大概是多少?
答:主要集中于设备销售和系统集成,这两者一般情况下是一体的。公司的设备主要是电池子系统、
直流测系统、交流测系统和自研的EMS系统。在项目上主要还是在为大型合作的储能电站的EPC总包方
提供储能场站内的子系统的设计、设备安装和调试,做小的场站子系统的系统集成。所以这部分600兆
瓦时的项目可以理解为设备销售加系统集成的模式。对于电站运营服务,要根据实际的共享储能电站
的运营的建设电站的建设情况来看,这实际上在做集中式共享储能电站,因为它的商业模式和收益来
源主要分两种,一种是储能容量租赁的收益,一种是实际的运行过程中参与到电网辅助服务获得的收
益,这要等电站实际并网之后,实际运行过程中才能获得,最早到明年了。
问:对于储能板块不同的应用场景,面向的客户和投资方都是哪些?测算下来项目的IRR和成本
大概处于什么水平?
答:公司的储能业务板块今年主要在于发电侧配套储能带动的业务收入,其中业务模式主要是设备销
售和系统集成,短期毛利率目标是15%左右。随着后期各个地区整体机制和调度政策的细化,独立的储
能电站收益会更加清晰。等到相对稳定的时间点,希望在系统集成和设备销售达到20%的毛利率水平。
另外,共享储能电站的收益一是来自于储能容量租赁的价格,二是参考当地政策上的指导文件,三是
会根据当地供需情况上下浮动。在实际的运行过程中,辅助服务的价格也有一定的不确定性,在项目
建设前期会根据实际做基础的收益率测算。按照目前布局的项目来看,共享储能电站运营要求的收益
率长期在七个点以上。问:电芯等原料价格的上涨会不会影响储能业务的成本?之前采购电芯的价格大概多少?后续大
概的涨幅会有多少?
答:首先成本上确实会有影响。去年系统造价可能在1.3元左右,今年可能有1.56元,电芯的价格从去
年的500到今年的700-800。现在电芯合资工厂还没有正式投放产能,但是在部分项目上采购了亿纬锂
能其他产线的电芯,价格现在还不太方便沟通,但能够保证毛利率的要求。
问:对于电芯价格的上涨,公司会采取措施进行成本的传导吗?
答:会的。上游涨价会导致成本提升,公司也有做阶段性的锁价,滚动锁定大概500MW左右的电池订
单,按照全年储能业务的需求情况对电池订单进行滚动锁定。年底合资工厂电芯的出厂也会在使得明
年储能系统上具有优势。
问:电费收入的毛利率相对来说非常高的,EPC业务的毛利率也高于同行。林洋维持高毛利率的
原因和优势在哪?
答:整体新能源运营模式的优势和EPC上的优势是共通的。首先是林洋做EPC的优势不在于工程上,来
源于项目的前期开发、中间的整体设计;在建设中有林洋新能源研究院的项目设计,在一定程度上能
够提高整个项目的发电效率;在后期项目并网后,林洋还会为央国企提供电站的运维服务。所以整体
是前端的项目开发。加系统集成,加运维服务,带动整个新能源EPC业务上的高毛利率。
问:对于运维业务,单瓦的运维费用和净利情况怎么样?对于做过的EPC项目和自持出售的电
站,未来的运维服务是不是都由林洋提供?
答:到一季度末运维团队有3.5GW的量,其中持有在手1.6GW,接近2GW是第三方电站运维。第三方电站
对运维的要求不一样,有些可能是小的运维需求,例如清洁、远程监控、护理、维护等;有些可能是
全套服务,所以价格不一。平均下来每瓦的运维成本大约2-3分钱。对于前段开发的资源,后期也是林
洋运维。所以在为央国企提供EPC服务的同时,有时会根据项目的实际情况采取签署保发电量的这样的
模式。
问:保发电量的运维模式是否会带来更高的费用和收入?
答:保发电量的业务模式中,收入更多来源于后端实际运行过程中发电量的收益分成。
问:运维第三方的运维服务对应的单瓦净利水平大概是怎么样的?
答:主要的成本在于人力和设备上,毛利水平可能在20%-30%水平。
问:林洋中标的中国能建宏源项目180WMh储能装置对应2.7亿。每Wh的价格只有1.5元,但公司
说储能的成本1.5元是什么意思?
答:刚刚说的是对外销售的价格平均1.5块左右,不是成本。
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