照明设备排气机(UPS 龙头，科华数据：坚守数据+能源双子星战略，布局大储+户储)

Posted 2023-06-02

篇首语：不飞则已，一飞冲天；不鸣则已，一鸣惊人。本文由小常识网(cha138.com)小编为大家整理，主要介绍了照明设备排气机(UPS 龙头，科华数据：坚守数据+能源双子星战略，布局大储+户储)相关的知识，希望对你有一定的参考价值。

照明设备排气机(UPS 龙头，科华数据：坚守数据+能源双子星战略，布局大储+户储)

（报告出品方/分析师：华鑫证券张涵罗笛箫）

1 数据中心+新能源“双子星”战略

1.1 UPS龙头跨界储能，打开未来发展空间

UPS产品起家，开拓IDC和新能源领域，“双子星”布局打开未来发展空间。

公司前身创立于1988年，成立之初主营UPS不间断电源的研发制造；

2007年，公司推出光伏逆变器、风电变流器产品，进入新能源领域；

2009年，公司推出“云动力”绿色数据中心物理基础构建解决方案；

2010年，公司成功上市，构建高端电源、绿色数据中心、新能源三大产品及解决方案体系；

2016年，公司在北上广自建数据中心，推进云基础服务全国布局。

2020年，公司剥离充电桩业务，优化产业结构；

2021年，公司把握“碳中和”“数字化经济”“新基建”等国家发展战略带来的发展契机，成立厦门科华数能科技有限公司，打造以科华数据、科华数能为主的“双子星”战略布局，提出“双子星双百亿”目标，推动数据中心、智慧电源及新能源业务协同高质量发展。

形成“数据中心、智慧电能、新能源”三大业务阵列。

公司立足电力电子技术30余年，提供数据中心、高端电源、清洁能源综合解决方案。2022H1，公司IDC产品与IDC服务业务共营收13.13亿元，占总营收59.3%；智慧电能业务营收4.5亿元，占总营收20.4%；新能源业务营收4.1亿元，同比大幅提升40.4%，占总营收的18.7%。

新能源业务营收规模逐年扩大，占比逐年提升。

2007年以来，公司陆续推出光伏逆变器、风电变流器等产品开拓新能源市场。目前，储能是公司新能源业务发展重点，已在发电侧、电网侧、用电侧及微网储能等领域进行布局。公司新能源业务营收从2020年全年的4.5亿提升到2022年上半年的4.1亿，提升近一倍，营收占比从11%提升至18.7%。

海外占比持续提升，未来将持续强化海外市场广度和深度。

公司服务全球100多个国家和地区客户，海外市场以光伏逆变器、储能变流器、光储一体化产品及储能微网系统的销售为主，在美国、法国、波兰、澳大利亚、印度、越南、印尼、沙特、巴西等30多国家设有营销和服务团队。公司海外业务占比从2017年的8%提升到2022年上半年的14%，预计占比将随海外户储渠道拓展和海外项目中标继续提升。

股权结构集中稳定，重要子公司100%持股。

公司董事长兼实控人陈成辉直接并间接通过厦门科华伟业股份有限公司持有公司28.18%的股份，公司股权结构集中且稳定，有利于公司长期发展。

由于业务众多，公司分设多家子公司以保证细分业务的高效运行和平稳发展，目前公司旗下共有20余家100%持股子公司。

教授级电气工程师管理团队，行业背景深厚，奠定研发基因。

公司董事长为教授级电气工程师，是享受国务院特殊津贴专家，拥有数十年电力电子设备行业经营管理经验，深刻理解行业发展，确保公司竞争优势；公司总裁同为教授级电气工程师和国务院特殊津贴专家，长期从事研发一线工作；其他多位公司高管也均有电力电子技术和产业背景，奠定公司研发基因。

高管增持与员工持股彰显长期发展信心。

2022年6月，公司发布部分董事、监事、高级管理人员增持公司股份计划和第一期员工持股计划。高管增持和员工持股计划有利于提高公司员工的凝聚力和公司竞争力，彰显了公司对未来发展前景的信心。

1）董监高增持计划，计划增持主体为公司9位董事、监事、高级管理人员，拟增持不低于1900万元。目前，上述增持主体合计增持公司股份506,800股，占公司总股本的0.11%，增持金额合计2,016.76万元，本次增持计划已实施完成。

2）第一期员工持股计划已完成股份购买，成交金额合计7310.37万元，成交均价约为35.092元/股，参与对象为公司（含子公司）核心技术/业务/管理骨干，预计不超过170人。

可转债募资支撑扩产计划，已启动土地竞拍。公司在福建厦门、漳州、角美以及广东佛山拥有面积近20万平方米的四大生产基地。11月17日，公司发布公告，拟募资总额不超过14.92亿元(含本数)，用于智能制造基地建设项目(一期)、研发中心建设项目、数字化企业建设项目和补充流动资金及偿还借款。

披露可转债预案同日，公司公告称，拟以合计不超过9000万元的自筹资金参与竞拍厦门市两宗地块，竞得土地使用权后投资建设新能源、智慧电源、数据中心产品等高端装备及创新基地项目。

1）智能制造基地建设项目：将于厦门市翔安区新建厂房，引进高端先进机器设备，建设全流程自动化和智能化生产线，提高产品生产效率和供应能力，有利于缓解公司现有产能瓶颈，进一步扩大规模效应，增强产品核心竞争力；

2）研发中心建设项目：进一步丰富技术储备，增强基础核心技术实力；

3）数字化企业建设项目：引进信息化系统，提升公司运营效率并降低运营成本。

1.2 财务状况向好，盈利改善可期

摆脱业绩低迷，营收净利连续三年双增长。

2017-2021年，公司营业收入年复合增长率为19.17%，归母净利润年复合增长率为0.72%。

2018年公司利润大幅下滑主要是子公司天地祥云商誉减值导致；2019年至今，公司利润逐年修复，但受原材料价格与疫情影响，收入和利润增速出现一定下滑，因此公司积极调整战略布局，聚焦传统主业基础上发力新能源业务。

2022年前三季度，公司实现营业收入36.42亿元，同比增长5.97%，实现归母净利润2.88亿元，同比增长1.4%；其中，2022Q3公司实现营业收入14.3亿元，同比增长17.45%，实现归母净利润1.22亿元，同比增长23.8%。

利润率长期稳定，环比改善显著。

公司毛利率常年保持在30%左右；净利率于2018年起快速回升；2020年以来，净利率受疫情与原材料价格影响略有下降，但仍保持在8-9%水平。

得益于公司良好的期间费用管控能力，最新季度的公司净利率水平已有环比改善，2022Q3公司毛利率为29.94%，同比提升0.03pcts，净利率为8.95%，同比提升0.57pcts。

分业务看，公司数据中心产品毛利率水平较高且稳定，保持在32%以上；智慧电能产品毛利率增长势头良好，2022H1毛利率达34%，体现出了公司强大的产品力；新能源产品毛利率有所下滑，主要系原材料价格高企与产品结构调整。

费用控制优异，精细化管理卓有成效。

公司依靠自身数据中心技术优势，在组织机构管理、供应链管理、财务管理等方面持续开展精细化管理，期间费用率相较2017年有大幅下滑。

2022Q3，公司销售费用率为8.81%，环比减少1.08pct；管理费用率为4.48%，环比增加0.14pct；财务费用率为1.21%，环比减少0.60pct。

研发费用保持高比例，持续技术创新平台和人才团队投入，构造可持续“护城河”。

2017-2021年，公司研发费用分别为1.25亿元、1.68亿元、2.22亿元、2.22亿元、2.67亿元，四年合计达10.04亿元，今年前三季度，公司研发费用同比增32.45%达2.22亿元，近5年投入12.26亿元研发费用。

1）研发平台方面，以储能业务为例，公司已拥有近20个权威机构认可的实验室和研发平台，10米法半电波实验室（EMC实验室），TUV目击实验室，能源互联实验室，高海拔、防尘、防水、盐雾、振动实验室，以及各类环境可靠性验证、寿命老化验证、智能MW级光伏验证、超大功率储能验证等研发实验平台，确保了公司储能设备稳定可靠、满足国家标准和行业标准及恶劣应用环境。

2）人才培养方面，公司自主培养了4名享受国务院特殊津贴专家，科研人员占比近40%，组建了科华数据研究院、事业部产品线等研发团队，实现了对预研技术的储备及对产品实用技术的快速研发能力。

3）技术合作方面，科华技术中心被认定为“2014年（第21批）国家认定企业技术中心”，公司依托“国家认定企业技术中心”平台优势，与清华大学、浙江大学、厦门大学等十余所高等院校及科研机构积极开展产学研合作，进一步提升科研成果市场化效率。

4）专利积累方面，截至2021年底，公司共拥有有效知识产权1286项，其中：发明专利260件、实用新型专利505件、外观设计专利163件，软件著作权备案358项。

业务开始加速推进。截至2022年前三季度，公司存货为8.7亿，同比增长66%，相比中报的7.44亿增加了近1.3亿，主要是新能源业务备货及发出商品增加所致；公司合同负债为2.89亿，同比增长88%，相比中报的2亿增加了0.89亿；公司预付款为1.85亿，相比去年同期的6575万和中报的7239万大幅度增长；2022年1-9月，公司经营性现金流为7.73亿元，同比大增496%。

2 储能：耕耘海内外市场，布局大储+户储

2.1国内大储：独立储能成为主流，带动系统集成盈利改善

储能使新能源成为电网友好的优质电源。

近年来，随着我国电力结构中风光发电比例逐年提升，传统电力系统中的灵活可调资源（调峰电站、抽水蓄能等）不足以支持电网稳定可靠运行，消纳可再生能源、提升电力系统灵活性的需求日益迫切。

储能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用，在能量市场、辅助服务市场、容量市场中具有多元价值。

大型储能需求爆发，电源侧强配是当前主流方向，但重并网轻运行问题严重。

电源侧新能源配储能规划规模巨大。据中电联《新能源配储能运行情况调研报告》，截至2021年底，电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能接近装机一半。

全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配储文件，普遍要求新能源配储比例10-20%，备电时长2-4h，各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标2倍。

新能源配储利用率低。强配方式催生储能需求大幅增长，但新能源侧储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。

从等效利用系数看，中电联调研发现：电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为 14.8%，用户储能为 28.3%。

重并网而轻运行的发展与储能服务电力系统初衷相背离，带来了新能源侧储能设备质量参差、实际运行效果不佳、有效利用率低等问题。

各省已涌现出一批独立共享储能项目，有望逐步取代新能源配储成为主流。

独立共享储能是指由第三方投资建设的大型独立储能电站，其全部或部分容量出租给新能源电站以获取租金收益。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出：探索推广共享储能模式，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。

国内储能示范项目大多以独立储能电站形式开发建设。目前，山东、广西、浙江、四川成都等省市的独立储能示范项目已经出炉，9省/自治区发布了共计10批次204个储能示范项目，总规模达19.1GW/48.4GWh，其中，山东、湖北、湖南的示范项目均有大规模的实质性进展。

近期储能招标项目以独立储能为主流。据储能与电力市场统计，2022年1-10月，已启动的独立储能项目共计231个，规模合计34GW/70Gwh，已进入EPC和设备招标、项目建设和投运等实质性阶段的项目总计110个，总规模10.9GW/21.7GWh，占比接近1/3。

山东、宁夏、湖北、湖南等四地进入实质性阶段的储能项目全国领先，均在2GWh以上，以上地区的政策相对比较明确，对储能项目鼓励力度较大，示范项目对今年底或者明年6月底并网投运有要求，一定程度上加速储能项目建设，预计2022年国内新型储能项目新增装机量将达12-15GWh以上（测算结果来自电车组2022年8月30日报告《储能行业深度报告：双碳驱动能源革命，储能迎历史性发展契机》），其中大部分为大型独立储能项目。

目前，新能源配储仍是新能源场站的纯成本项，无从谈及收益率；个别省份的独立储能示范项目（如山东）已能实现成本和收益基本打平。

1）成本端：当前，新能源发电企业承担储能成本，重点关注储能成本和经济性。根据“谁受益谁买单”原则，相关部门在探讨发电侧、电网侧及用户侧分担储能成本机制，但具体方案仍未敲定，目前成本仍由新能源发电企业承担。

新能源配储成本由发电企业直接承担，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；电网侧独立储能由新能源发电企业通过容量租赁形式间接完全承担储能配套成本。目前，多地将配储作为新能源并网或核准的前置条件，储能成为新能源发电企业刚需，其成本和经济性自然更成为新能源发电企业关注重点。

2）收益端：电力现货试点省份的价差套利给储能电站提供了一条盈利路径，因此，以山东为代表的试点省份的独立储能示范项目得益于被充分使用，已实现收入和成本的基本打平，经济性明显好于新能源强配项目。

现行最优的独立储能收益模式为山东的“现货市场峰谷价差套利 + 辅助服务收益 + 容量补偿收益 + 容量租赁收益”模式。

据山东电力工程咨询院数据，山东100MW/200MWh独立储能电站每年有望获得现货套利收益约2000万元，共享租赁收益约3000万元，以及容量电价收益约600万元。在总投资约4.5亿元，融资成本4.65%的基础上，项目有望实现资本金收益率8%以上。

当前在个别省份堪堪实现营收平衡已是储能电站的盈利底部，现阶段，一方面各省在探索储能市场化多重收益机制，储能商业在模式逐步理顺中；一方面，储能各分部收益也有望改善，未来储能电站盈利上行趋势明确。

多省出台制度探索储能多重收益机制，储能可作为独立主体更广泛参与市场。青海规定10MW/2h以上储能电站可以独立身份参与电能量交易和辅助服务交易，储能电站可同时参与调频、调峰，或同时参与调频、现货电能量市场，为储能电站多重收益创造条件，试点经验已向宁夏、陕西和区域跨省调峰辅助服务市场陆续推广；重庆明确储能可作为市场主体参与电力中长期市场；云南明确新型储能可提供黑启动辅助服务，并规定首先出清储能。

11月，能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，利好储能各分部收益提升：

1）现货市场套利：现货市场抬升电价中枢+拉大峰谷价差，储能套利空间有望放大。从电力现货试点区域情况来看：

1）电价中枢抬升：截至10月底，山东电力现货市场平均交易电价0.4737元/kWh，较燃煤发电基准电价上浮19.96%；南方（以广东起步）电力现货市场日前现货均价约0.59元//kWh，较燃煤基准价上浮28%。

2）峰谷价差拉大：以山东试点为例，Q1山东电力现货交易最低电价-0.08元/kWh，最高电价0.5元/kWh，峰谷价差0.42元/kWh，即储能“低买高卖”度电收益为0.42元（如按上网标杆电价卖电，平均卖价0.39元/kWh，盈利空间很小）。

2）辅助服务收益：加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。征求意见稿指出，要做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。

3）容量补偿收益：探索建立市场化容量补偿机制。征求意见稿指出，各地要结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。

上下游压缩储能集成利润空间，但独立储能项目报价好于新能源配储。储能系统集成本身毛利率不高，今年以来，集成商一面应对自去年延续至今的上游锂电池涨价，利润空间被侵蚀，一面应对下游新能源企业降本需求，两头受压，竞争激烈，处境被动。

据储能与电力市场统计，10月产生40个储能项目中标结果，总容量3.8GW/14.65GWh，11月产生22个储能项目中标结果，总容量1.241GW/5.364GWh，各开发商已进入年底抢装并网阶段。11月储能EPC中标加权平均报价为1.976元/Wh，其中，独立式储能项目EPC/PC的加权平均报价最高，为2.044元/Wh；用户侧储能项目的EPC/PC加权平均报价次之，为1.88元/Wh；新能源配储项目EPC/PC加权平均报价最低，为1.485元/Wh。

展望明年，4大因素将助力储能集成环节量利齐升：

1）独立共享储能成为主流，行业门槛提高带来盈利能力上行：独立共享储能电站 “统一调度、共享使用”模式要求电站深度参与电力市场并从中获益，业主自然将对系统的充放电效率、使用寿命、电池安全性等提出较高要求，一定程度上提升了行业门槛，有望提升良币竞争力，进而带来集成环节盈利能力上行，现有的储能并网容量与运行效果分离的局面将逐渐扭转。

2）配储标准提高、“刚需”性质强化：

（1）标准提高：新能源配储质量参差、有效利用率低的问题已逐步引起重视。5月，发改委、能源局发布《关于进一步推进新能源储能参与电力市场和调度运行的通知》，对新能源储能调度运行提出更高要求，提出各地要抓紧修订完善适应储能参与的并网运行和辅助服务管理实施细则，促进储能在调峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用；11月，能源局发布《2022年第5号公告》，批准了5项储能标准；山西已提出容量衰减明确整改要求，要求因电池寿命衰减、意外事故等造成性能参数发生较大变化的，电站需及时上报电力调度机构，3个月内完成整改。

（2）需求强化：多地再出政策，将配储作为可再生能源并网或核准前置条件。贵州已要求对新建未配储能的新能源项目暂不考虑并网；宁夏要求储能设施应与光伏项目同步规划、同步建设、同步投运；11月，上海公布了4个海上风电项目，要求配储10%-20%，目前除上海外并未对海风配储提出明确要求，政策层面多为鼓励，若新能源配储要求扩展至海风，将成为储能的又一个增量市场。

3）储能最大程度分享上游硅料利润转移：近两年，受下游需求带动和产能受限影响，以硅料为代表的光伏上游原材料价格持续走高，随着Q4到明年硅料扩产释放，预计硅料价格将在明年出现下跌，硅片厂家也已率先在今年11月出现价格松动。随着明年光伏产业价值链利润趋势翻转，预期组件价格下跌将带来地面电站开工率复苏，对储能消纳的需求也将愈强，届时储能将是最大程度分享硅料利润转移的细分方向。

4）后续政策增厚储能经济效益：随着风电、光伏发电量占比未来长期持续提升，以及《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》出台，各省有望陆续发布政策，探索储能多重收益机制，厘清商业模式，增厚经济效益，比如，山东已发布了2023年容量补偿分时峰谷系数，确定容量电价建立峰谷价差机制，最大价差达0.19元/kWh，可提高容量补偿收益。

2.2美国大储：多项支持政策出台，存量+新增需求有望释放

今年表前储能装机受新能源装机阶段性限制。2022年3月，美国商务部重启对中国光伏企业“双反”调查，因此由于供应链限制、贸易壁垒和物流挑战，美国上半年光伏装机量明显低于预期。

据美国清洁能源协会(ACP)数据，尽管今年上半年美国储能装机有所增长，2022H1装机约5GWh储能系统，与去年同期相比增长了三分之一，但由于风电和光伏装机容量下滑50%～70%，大约20%的计划中的光伏装机被推迟，因此储能装机需求同步受到压制。

利好政策出台，推动储能经济性继续提高，带动储能装机需求提升。

1）2022年9月，《通胀削减法案》正式立法，独立储能投资成本有望大幅降低。

（1）储能与太阳能脱钩，独立储能系统有资格获得30%的清洁能源投资税收抵免(ITC)。此前，只有将电池和太阳能配对的项目才有资格获得ITC，根据《降低通胀法案》，独立储能和太阳能+储能项目的ITC在十年固定期限内将增加到30%（2023年1月起，如果满足劳动力要求，1MW以上的项目的ITC可以从基础抵免比例6%增长到30%）；

（2）允许免税实体以直接付款的形式获得投资税收抵免（直接支付选项）。此前，为使非营利性项目在财务上可行，大多数免税组织必须与可利用税收优惠的开发商或银行合作，签署电力购买协议(PPA)，在一段时间内（通常为25年）向银行或开发商支付一定数额的费用。现在，公立学校、城市和非营利组织等免税组织可以通过直接支付获得30%的ITC。

IRA新政刺激“新增+存量”表前大储装机，尤其拉动独立储能需求。

近年来，高额光伏组件和电池成本一定程度上抑制了美国大储需求。展望明年，ITC的增幅和延长一方面将刺激新增项目增长；另一方面，一批存量储备项目由于补贴增厚、初始成本下降，全生命周期度电成本（LCOS）下降，项目有望达到其预期盈利目标，成本压制下停滞的建设也将随之提速（存量项目指：原先已拿到许可且已签PPA电价但未开工建设的项目、已拿到许可但未签PPA电价的项目、已拿到地且正在排队申请许可和PPA电价的项目）。

我们测算，随着独立储能项目的ITC抵免比例从0增长至30%，项目LCOS将从147.2$/MWh大幅降至119.5$/MWh，项目盈利能力有望得到极大改善。

2）停征东南亚进口太阳能组件“双反”关税，光伏装机复苏将对储能增长形成有力支撑。2022 年 9 月 16 日，美国商务部宣布了对使用中国制造的零部件在柬埔寨、马来西亚、泰国或越南组装的太阳能电池和组件给予24个月（即2024 年 6 月 6 日或紧急情况终止前）反倾销和反补贴税豁免的最终规则。同时，将关税豁免限制在规则终止之日起 180 天内在美国“使用或安装”的面板和电池（反囤积条件）。

3）此前已有加州自发电激励计划(SGIP)用于鼓励分布式能源发展。2001年CPUC（加州公用事业委员会）启动自发电激励计划（SGIP）。2017年12月发布的第六版SGIP手册将激励资金的80%提供给储能。2018年8月，加州议会通过SB700法案，将SGIP计划延长至2026年。2020年1月，CPUC为SGIP再注资6.75亿美元,意味SGIP能提供超过10亿美金的激励返款。

美国表前储能有望持续突破装机记录。在东南亚光伏关税取消两年、2023年IRA新政生效、加州SGIP自发电激励计划的政策背景下，明年美国储能市场有望持续突破装机记录，WoodMackenzie预测，2022/2023/2024年美国市场储能新增装机将分别达到13.5/28.4/45.6GWh。

UL认证与历史供货经验成为中国企业进入美国大储市场的门槛。

1）UL认证：PCS、储能电池、储能系统等均有UL认证标准，通过UL认证是国内储能厂商登录美国市场的先决条件。

以UL 9540A认证为例，UL 9540A测试用以评估电池储能系统大规模热失控火蔓延情况，是美国储能项目开发商或业主提交相关项目审批流程时所需的一份关键第三方报告，当地相关监管执法部门（AHJ）会对UL9540A报告进行审核，评估项目火灾风险是否可控，并制定相关消防应急预案，截至目前，少数几家国内厂商如宁德时代、亿纬锂能、比亚迪等的储能产品通过了UL 9540A相关测试审核。

2）历史供货经验：有美国市场上历史供货经验的厂商不仅证明了其产品通过UL认证，同时，厂商的清关能力和美国市场上的渠道能力也得到证明，后续继续顺利出货确定性强。

2.3 海外户储：欧洲户储需求旺盛，美国户储市场空间打开

储能提升户用光伏自发自用水平，平滑峰谷用电波动，节约家庭用电开支。由于光伏日内发电与家庭负载应用在时间上不完全匹配（光伏日间发电，利用小时数大约为3-4h，而家庭用户一般在下午或夜间负荷较高），户用储能通常与户用光伏配合使用，用户可通过峰谷电能的转换使用来有效提升光伏发电自发自用率，大大降低电费支出，甚至实现白天和夜间的电力需求全部自给，规避电价上涨风险和电力供应短缺带来的损失。

欧洲：电价高涨及政策补贴是驱动欧洲户用储能发展最重要的原因。现阶段，欧洲户用储能装机持续高增长，渗透率提升空间仍然广阔。

俄乌冲突加剧欧洲能源危机，高居民电价刺激户储需求。俄乌冲突爆发以来，俄罗斯流向欧洲的天然气大幅减少，再加上夏季多轮热浪和严重干旱叠加，欧洲天然气价格和电价在今年被推至历史新高，德国部分地区2022年居民电价可达到40欧分/kWh以上，较2021年初翻三倍。对年耗电量为1500kWh的单人家庭来说，每kWh电价上涨20欧分意味着每年额外支付约300欧元，对一个耗电量为5000kWh的家庭来说，额外支付最高可达1000欧元。

当下，寒冬和核电出力下降使欧洲天然气更易供应紧张，虽然来自美国的LNG弥补了进口量的减少，并填充了储气库，但目前库存已经开始下降。据德国价格门户网站Verivox，由于电力和天然气供应商面临更高的批发价格和飙升的电网费用，德国家庭将在2023年1月再次迎来电费暴涨。

德国、意大利等欧洲国家均提供户用储能高额补贴。

1）德国：2022年，德国复兴信贷银行启动节能建筑改造补助方案（KfW270），为光伏或储能系统购置成本提供2.3%利率贷款。

此外，联邦各州和城市层面对购买光储设备提供支持，巴伐利亚州对3kWh储能补贴500欧元，每增加1kWh容量补贴增加100欧元，最大容量30kWh；柏林对与光伏系统配套的储能每kW补贴300欧元，最高1.5万欧元；下萨克森州补贴高达40%的电池储能系统成本。

2）意大利：Ecobonus政策针对小型光伏和户用储能有50%税收减免外，新计划Superbonus110%提供高达110%户用/工商业光伏和储能系统费用的税收减免（五年等额减税）。ANIE公告称，受新计划刺激，2022Q1的分布式电化学储能新增装机为123MW/264MWh，达到2021年全年的60%。

欧洲户用储能装机持续高增长，渗透率提升空间广阔。

2021年，欧洲户用储能装机同比增长一倍多，达到2.3GWh，其中，德国为欧洲户储增长的最大动力，新增装机1.3GWh，占比达59%，年增长率为81%，意大利新增装机321MWh，年增长率达240%。

渗透率方面，以户用储能渗透率最高的德国为例，截止2021年，德国有超过43万个家庭安装了电池储能系统，储能在可安装家庭中的渗透率仅为8%，增长空间巨大。

SPE预计，2022年欧洲将有超过100万户家庭使用光储系统供电，户用储能的安装量将超过42万套，累计装机容量将增长到9.3GWh，户用光伏配储率从2020年的23%增长到2021年的27%，限制装机容量增长的主要原因是安装人员不足和电池严重短缺。

同时，SPE预计，一般情况下，到2026年底欧洲户用储能总装机容量将增长300%以上，达到32.2GWh，拥有光储系统的家庭将达到390万个；理想情况下，总装机容量将增至44GWh。

美国：保障用电和节省电费是美国户用储能市场发展的核心动力。ITC补贴利好下，户用储能装机积极性进一步提高，市场逐渐打开，有望接力欧洲。

气候不稳定，电网可靠度低，居民保障用电需求强烈。飓风、龙卷风、干旱、暴风雪等时常造成美国多地无预警断电，2021年2月德州暴风雪造成70%的居民42小时停电，影响450万户家庭与企业，造成48人死亡。

其次，美国电网较为老旧，各州系统独立，约40%区域（中西部为主）由公共事业企业发输配售垂直管理，约60%区域由独立运营商管理，紧急事故出现时，大规模电力调度难，企业之间支援意愿不强。同时，由于电网投资巨大，企业加强电网的可靠性的经济回报率也不高。

补贴扶持力度大，ITC延期刺激户用储能装机。2022年9月，《2022年减少通胀法案》正式立法，将ITC政策延期10年，户用储能补贴门槛下降为5kWh，抵免比例于2032年前维持在30%，2033年降至26%，2034年降至22%；加州自发电奖励计划(SGIP)总预算12亿美元，将储能系统的用户依照风险与收入进行分类，分阶段进行补贴，最新法案将SGIP计划延长至2026年。

加州装机强势，其余州需求开始发力。2022Q2，美国户用储能新增规模达0.15GW /0.38GWh，环比增长6%/12%，同比增长68%/73%，继Q1后再创季度装机历史新高。

从地域上看，加州一直以来是美国户用储能强州，2021年加州占全国户用储能装机量的57%，每季度新增装机占全国的几乎50%，总装机容量是第二名波多黎各州的近3倍，但在停电威胁、补贴激励和分时电价使加州装机依然强劲的同时，2022Q1加州仅占户用储能新增市场的44%，是自2019年以来的最低百分比，这是由于其他州的户储需求也在停电威胁下非常旺盛，2022Q1户储装机创记录的市场包括波多黎各、密歇根州、犹他州等8个州，户用储能市场有望进一步打开。

处于市场发展初期，光伏配储率增长动能强劲。2022年上半年，在供应链持续受限情况下，美国市场上户用光伏系统价格上涨至2.77美元/W，同比增长3.4%，储能价格也有所上涨。

即使如此，美国户用光伏配储率依然创造新高，超过17%的消费者随光伏系统安装了电池，而2021年下半年这一比例为15.5%。未来美国户储的增长主要依托户用光伏装机的增长和储能渗透率的提升，尤其是经济发展较好的州。

2.4 布局全场景解决方案，海内外在手订单饱满

公司已在发电侧、电网侧、用户侧及微网储能等领域进行布局，拥有全系列、全场景储能解决方案，全球储能累计装机规模过2GW/4GWh，打造了3000+项目，提供覆盖3kW-6900kW全功率段的交直流储能解决方案及发、输、配、用全场景解决方案。

大型和工商业储能：布局储能PCS+系统集成，项目经验丰富，在手订单高增

已有大量储能项目经验，产品出货排名居前。

公司新能源配储、火电调频、电网侧储能项目经验包括安徽灵璧10MW/10MWh风储、西藏岗巴40MW/200MWh光储、湖南鲤鱼江12MW/6MMh火电调频、广东阳西电厂26MW/13MWh调频项目、甘肃720MWh大规模储能电站、晋江桐林100MWh独立储能电站、青海格尔木32MW/64MWh共享储能、深南热电9MW黑启动辅助服务等。

风机储代柴备电系统改造项目中，公司的储能一体化电源系统解决方案已应用于新疆哈密十三间房陆上风电、新疆巴州若羌陆上风电、浙江宁波象山海上风电、浙江温州苍南海上风电、浙江台州海上风电等众多项目中。

据EESA数据，公司2021年储能中大功率PCS全球出货排名第二，2021年中国企业全球储能系统集成出货排名第三，国内出货排名第五，位于行业第一梯队。据HIS Markit数据，公司2021年储能变流器全球出货量排名第五。

布局大功率储能PCS+液冷系统集成。

1）1500V全系列储能变流器及系统解决方案满足市场大功率储能电站应用需求，远销全球100多个国家和地区；

2）S³液冷储能系统由1500V储能电池、簇级控制器、液冷系统、安全防护系统、智能管理系统构成，具备主动安全、智能高效、精简灵活三大核心优势。

国内市场连续中标多项大型储能项目，部分项目中标价格较高，彰显品牌+技术实力。

8月，科华数能中标中石油液冷储能系统集采，九家候选人中排名第一；9月以来，公司连续中标国内市场多项大型储能项目，月余内中标金额超5亿元，包括宁夏电投宁东基地共享储能电站示范项目、甘肃临泽共享储能电站项目、西藏昌都江达县光伏电站配套储能项目，其中西藏项目中标价格达1.997元/Wh；10月，科华数能中标中国能建1.2GW/2.25GWh储能系统采购标段一（150MW/150MWh），中标价格1.87元/Wh，以及中核汇能1.8GWh液冷储能系统。

美国市场连续签订3个大型储能电站项目。近期，公司连续签订3个美国公用事业级大型储能电站项目，在加利福尼亚州、波多黎各邦、得克萨斯州等地形成了多点开花。

户用储能：发布户储新品，持续加大海外渠道拓展，成功撬动美国市场

8月，公司发布iStoragE产品，包含iStoragE1、iStoragE3、iStoragE2A三款户用光储产品，继续秉承主动安全、智能高效、精简灵活的S³设计理念。9月，在北美可再生能源展览会RE+展上，公司展示了iStoragE户储产品。

公司在海外户用储能市场签约合作超2万套，近400MWh。

1）科华数能与美国合作伙伴Juniper签订了年供货10000套iStoragE系列户用储能系统战略合作协议，折合至少200MWh的户用储能产品；

2）与客户L公司签订了首年超过70MWh的iStorage户储系统供货协议；

3）欧洲户用储能系统30MWh年供货框架协议；

4）澳洲户用储能系统100MWh年供货框架协议。

北美订单含金量高，有望形成先发优势。

美国户用储能市场相较欧洲、南美市场门槛更高，一方面，产品准入认证需要通过多重严苛标准，另一方面，本土消费者对品牌知名度要求高。

因此，公司获得的北美订单的含金量较高，证明了经销商/渠道商对科华品牌实力的充分认可，形成对其他国内厂商的先发优势，未来公司将以更严苛的市场检验推动户储产品迭代，逐步积累和提升产品口碑。

3 智慧电能+数据中心：行业龙头地位，奠定业绩基石

3.1 UPS：服务和技术积累深厚，市占率排名第一

UPS市场规模稳步增长，CAGR达13%。中国电源学会数据显示，中国UPS（不间断电源）市场规模自2015年以来维持稳步上升的趋势，由57亿元上升至2020年的105.4亿元，年复合增长率达到13.1%。

在智慧城市建设、移动互联网快速发展、产业信息化的加速转型以及UPS与IDC发展相互驱动的情况下，我国UPS市场规模将保持较高的增长速度，2025年或将达到247.8亿元。

UPS为能源、IDC等领域提供电力保护，未来将持续保持广阔市场空间。UPS电源应用市场广阔，主要应用于矿山、航天、工业、通讯、国防、医院、计算机业务终端、网络服务器、网络设备、数据存储设备等领域。

随着全球智能数字化的快速发展，全球数据量爆发式增长，各行业对数据存储与交互的需求不断增长，尤其是金融、政府等领域对于数据安全性、稳定性的要求更为突出，因此，得益于IDC、能源等领域庞大市场规模及增长潜力，电源保护作为其不可或缺的重要组成部分，未来将继续保持广阔市场需求空间。

公司拥有数十年行业服务经验和技术积累，市场占有率排名第一。

公司智慧电能产品及系统服务主要包括UPS电源、EPS电源、高压直流电源、核级UPS电源、动环监控、电源配套产品及系统解决方案服务等，公司以电源系统整体为出发点，为客户提供满足其个性需求的电源系统整体解决方案，持续在IDC、核电、石化、半导体、轨道交通等多领域提供安全、可靠、高效的智慧电能产品和解决方案。根据CCW Research报告，公司在2021年度中国UPS整体市场占有率排名第一。

具有半导体制造电源保障能力，服务集成电路客户。

芯片制造生产线对电能质量和电力保障的要求高，公司的智慧电能解决方案已服务超100家集成电路、半导体、面板制造企业，覆盖中芯国际、长鑫集成电路、长江存储、合肥晶合集成、粤芯半导体、士兰微电子、华润微电子等客户。

公司为士兰微打造智慧电能交钥匙工程，服务覆盖光刻机、蚀刻机、工艺排气系统、PCW系统、洁净室、生产车间照明等，对不同类型负载实行分级保电，匹配最优保电方案。市电输入异常时，不间断电源UPS“0 切换”至储能介质逆变输出，保障光刻机、蚀刻机等核心工艺设备正常运行；针对变频器负载，采用专用保电设备DC-BANK后备支撑变频器直流母线，保障变频器稳定工作，系统效率高达99.5%。

3.2 IDC：公司主力业务，东数西算带动数据中心需求

我国IDC市场规模不断扩大，逐步向成熟阶段发展。根据科智咨询数据，2021年，我国整体IDC业务市场规模突破3000亿元，达到3012.7亿元，同比增长35%，预计2022年市场规模将达到3932亿元，同比增长30.5%，到2024年市场规模有望达到6122亿元。

IDC业务是目前公司营收和利润最大主力业务，公司依托丰富的行业经验、优质的客户资源、全面的产品方案稳健发展IDC业务。

绑定丰富且优质的客户资源。公司拥有10年以上IDC行业运营管理经验，抓住中国互联网行业高速发展机会，提早占领优势客户并深度绑定，公司主要客户包括三大运营商、腾讯等大型互联网企业、各大金融机构、政府机关等。

1）金融领域客户：公司中标某大型国有银行总行数据中心大功率UPS项目及其他金融机构总部级数据中心UPS项目，打造行业首例国产大功率产品于金融行业数据中心的可靠应用；助力某国有银行总部级数据中心批量微模块数据中心解决方案应用。赛迪顾问（CCID）报告显示，公司在中国微模块数据中心金融行业市场份额位居第一位。

2）互联网企业及科研机构等客户：公司深化与腾讯、京东等大型互联网企业的合作，产品方案入驻腾讯、百度、优酷、科大讯飞等国内大型互联网企业，中科院超级计算青岛分中心、国家测绘局、中国航天二院、清华大学、中国科学院、中国商飞、平安集团、中冶集团等项目。

具有产业一体化优势，产品方案全面，不断迭代升级。公司自有UPS业务，具有产业一体化优势，切入IDC行业顺畅，公司产品方案业务包括模块化UPS电源、电池箱、配电柜、动环监控系统、模块化数据中心、集装箱数据中心等产品及系统解决方案服务。

公司不断迭代升级产品技术和解决方案，通过了Uptime TierⅣ Ready全球最高等级权威认证；WiseMDC系列节能型集装箱数据中心解决方案可实现工厂预制化、一体式交付、超高效率部署；研发并推出了“云动力”预制化电源模块解决方案、冷板式液冷微模块数据中心、数据中心DCIM与电力SCADA系统融合技术等相关解决方案，帮助客户解决降低PUE、提高项目投资回报率、数据中心基础设施和电力设备的数据采集与监视控制一体化系统等方面问题。

自持机柜和数据中心，延伸至运维管理服务。目前公司在北、上、广等地拥有8大数据中心，自持机柜数量3万多个；在全国10多个城市运营20多个数据中心，推出了数据中心智能运维管理系统综合解决方案，满足了大型数据中心、中小型数据中心、分布式数据中心设施监控等不同场景的需求，为用户提供高品质的IDC基础服务及多样化的增值服务。

东数西算拉动数据中心建设，直接带动公司数据中心产品需求。

“东数西算”工程启动，助力我国数据中心供需平衡。2022年2月，发改委、网信办、工业和信息化部、能源局联合印发通知，同意在京津冀、长三角、粤港澳大湾区、成渝、内蒙古、贵州、甘肃、宁夏等8地启动建设国家算力枢纽节点，规划了10个国家数据中心集群，“东数西算”工程正式全面启动。

“东数西算”工程通过构建数据中心、云计算、大数据一体化的新型算力网络体系，将东部算力需求有序引导到西部，可以充分发挥西部地区气候、能源、环境等优势，扩大可再生能源供给和就近消纳，既有利于缓解东部地区能源供给短缺问题，又能助力我国数据中心实现低碳、绿色、可持续发展。

“东数西算” 推动一体化数据中心落地，每年带动投资约4000亿元。截至2021年，我国在用数据中心机架总规模为520万架，互联网数据中心市场收入达到1500亿元，云计算市场规模3030亿元。

预计“十四五”时期数据中心机架年均增速将保持在20%左右，收入增速将保持在25-30%；云计算收入年均增速有望超过30%，发改委创新驱动发展中心表示“东数西算”工程每年能带动投资约4000亿元。

盈利预测

考虑到公司储能业务快速发展，上调公司业绩预测，预计公司2022-2024年收入分别为54.2、85.2、109.3亿元，EPS分别为1.06、1.42、1.88元，当前股价对应PE分别为45、34、26倍。

风险提示

国内和海外储能业务发展不及预期；数据中心业务发展不及预期；原材料价格大幅上涨风险；市场竞争加剧风险；大盘系统性风险。

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