【长城证券】逆变器弯道超车，储能蓄力成长.pdf

2024-03-28

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1. 先发聚焦户储技术，海外市场布局领先

1.1 着眼海外市场，光储逆变器及储能电池协同发展

艾罗能源深耕光储赛道，是国际知名的光伏储能系统及产品提供商。浙江艾罗网络能源技术股份有限公司成立于 2012 年，设立至今持续聚焦户用储能技术，是行业内最早进入户用储能领域企业之一。2013年，公司推出SK系列储能逆变器及相关产品，该系列产品是国内最早的储能逆变器产品之一。同年，公司英国子公司成立，开始海外布局。 2014 年至2021 年间，公司澳洲、荷兰、美国、德国、日本子公司相继成立，确认业务海外发展重心。公司品牌、产品斩获多个奖项，2021年，公司X-ESS G4荣获2021红点设计奖以及“质胜中国”优胜奖；2022年，公司荣获8个逆变器顶级品牌EUPD；2023 年，“一种并网逆变器的继电器吸合控制方法及控制装置”荣获2023年首届浙江省知识产权奖发明专利一等奖。2024年1月3日，艾罗能源在上交所科创板挂牌上市，募集资金用于储能电池及逆变器扩产项目、光储智慧能源研发中心建设项目等，为公司发展再添助力。

实控人股权集中，子公司发力海外市场。截至2024年1月3日，公司实际控制人为李新富、李国妹夫妇。李新富为公司董事长、总经理，直接持有 19.40%股份。李国妹是公司董事，直接持有公司15.66%股份。二人合计持有35.06%公司股份，为公司一致行动人。公司前十大股东持股比例约为56.9%，除去实控人外，其他股东持股比例最高为 3.99%，实控人控制权稳定。截至上市日，公司拥有8家全资子公司，其中6家子公司分布在海外各地，建立公司面向海外的销售渠道，直接触达海外客户。

光储兼修技术领先，产品矩阵丰富完备。公司主要面向海外客户提供光伏储能逆变器、储能电池以及并网逆变器，应用于分布式光伏储能及并网领域。自成立以来，公司持续专注于储能领域技术研发，通过优化电路拓扑结构以及控制算法，提升产品的性能参数及可靠性、安全性，并降低成本，在充放电转换效率、功率控制响应、电池循环使用寿命、逆变器转换效率、功率密度等核心技术指标处于行业领先地位。公司的储能逆变器产品主要适用于户储、中小型工商业储能场景，功率覆盖 3.0kW-15.0kW；储能电池产品方面，公司拥有自主研发、生产BMS 的能力，并持续优化BMS 算法，提高储能电池整体性能、可靠性和安全性；并网逆变器方面，公司产品功率覆盖0.6kW 至150kW，可满足户用、工商业及分布式光伏电站的多样化需求。

1.2 受益欧洲光储需求增长，业绩表现亮眼

海外储能市场需求旺盛，公司营收归母激增。公司营业收入与归母净利润均呈快速上升趋势，2022 年，公司营收同比增长453.86%，归母净利润同比增长1703.61%。2023 年前三季度，公司实现营收40.07 亿元，同比增长48.65%；实现归母净利润10.18 亿元，同比增长90.65%。2022 年的俄乌战争使得欧洲能源价格上涨，光储成为兼具绿色与经济性的优质替代选择，同时在净零目标的指引下，长期来看欧洲户储市场规模不断扩张。公司业务重心在欧洲市场，且储能系列产品为公司核心业务之一，受益于欧洲市场需求大增，公司产品销售规模迅速扩大。

毛利率略有波动，净利率稳定增长。2019-2022年公司毛利率分别为36.54%、41.53%、 36.38%、39.01%，整体处于稳定水平，2021 年毛利率有所下降主要系海运成本与原材料价格上涨所致，2022 年毛利率上升主要系公司推出新产品所致。净利率方面，2019 年来公司净利率呈现增长趋势。2023年前三季度，公司销售毛利率为41.18%、销售净利率为 25.41%。结合同行业可比公司毛利率而言，公司盈利能力整体向好，处于行业头部水平。

控费能力不断提升，研发投入持续增长。2019年至2023年前三季度，公司销售费用率、管理费用率与财务费用率呈显著下降趋势，主要系公司收入规模大幅增值、规模效应显现所致。2023 年前三季度公司销售费用率、管理费用率与财务费用率分别为6.6%、1.7% 与-2.1%。研发费用方面，公司持续投入研发创新，研发费用连年增长。2023年前三季度，公司研发费用为 2.03 亿元，研发费用率为 5.07%，体现公司重视产品研发，研发人员薪酬水平及人员数量均有增加。

资产负债率下降，合同负债稳定增长。（1）2019-2023年前三季度公司资产负债率分别为110.29%、78.98%、82.66%、60.27%与33.45%。由于公司业绩增长与对外融资增加，净资产大幅增值，同时偿还部分债务，公司资产负债率连年下降。（ 2）2019年以来公司合同负债增加，主要系市场需求增值，预收客户货款金额增加所致。2022年存货大幅上升，主要系订单增加相应增加备货量所致。2023年9月30日，公司存货价值11.07 亿元，合同负债价值0.86亿元，均能体现公司订单情况良好，下游需求持续扩张。

储能系列产品为公司主营产品。2019 年以来，公司储能系列产品营收不断上升。2020 年前，公司并网逆变器产品营收占比较高；2020年后，储能逆变器及储能电池产品比重快速上升。由于公司主营海外市场，建立了完善的海外销售渠道，充分抓住海外光伏储能市场规模扩大机遇，储能系列营收快速增加。2023H1 公司实现营收33.99 亿元，其中储能电池贡献营收17.96亿元，储能逆变器实现营收8.64亿元，并网逆变器实现营收 5.03 亿元，占营收比例分别为52.84%、25.42%、14.78%。

2. 光储长期发展空间可观，欧洲是户储发展领头羊

2.1 全球可再生能源装机高增，储能必要性凸显

根据IEA数据显示，2023年，全球可再生能源装机新增约510GW，同比增长约50%。中国成为可再生能源发展主力市场，欧盟、美国、巴西、印度等地也为全球可再生能源发展提供强大支撑。在 2050 年实现净零碳排放的指引下，相关政策主导可再生能源发展风向。例如，行政设定的关税报酬（政府向开发商提供固定关税或溢价）、竞争性拍卖（拍卖驱动增长的主要来源是双向固定差价合约，主要由欧洲PPA推动）、税收抵免等均能显著提升可再生能源发电项目的吸引力。2023至2028年，IEA预计全球新增可再生能源装机达3700GW，在乐观情况下或达4500GW，其中光伏贡献主要增量。

电力结构向清洁能源转型，储能必要性凸显。由于风电、光伏的发电输出主要依赖于可预测性较差的自然资源，其不稳定、不连续的发电特点容易对电网造成冲击，电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出。电力结构转型推动了对储能的“刚性” 需求，储能技术应运而生。储能技术在电力系统应用场景包括发电侧、电网侧以及用电侧应用。发电侧主要用于可再生能源发电厂以及传统电站，既能改善可再生能源发电特性，平抑发电波动，减少弃风弃光，提高电站发电质量和发电安全水平，又能辅助传统电站动态运行；电网侧主要用于电力辅助服务，通过调频、调幅等措施保障电网稳定运行；用电侧主要应用于（家庭）户用储能和工商业储能。

2.2 经济性与政策共振，欧洲户用光储发展空间可观

欧洲户用光储早期发展主要得益于较强的政策补贴力度。二十一世纪开始，光伏行业大规模产业化兴起于欧洲，以德国为首的欧洲各国推出政府补贴政策，德国、西班牙等地均对于屋顶光伏项目提出上网电价补贴，也因此形成了户用装机占比较高的装机模式。以德国为例，德国于2000年推出《可再生能源法》，对光伏发电设立了可再生能源发电的“固定上网电价”机制，度电可按 0.5062 欧元的价格上网。2004 年，德国实行了新的《可再生能源法》，对补贴力度进行一轮上调。2010 年，德国为功率小于30kW 的屋顶太阳能设备提供 0.3957 欧元/度的补贴，为地面系统提供 0.2875 欧元/度的补贴。 2011-2018 年，受欧债危机等因素的持续影响，欧洲各国政府开始降低光伏补贴，光伏装机增速放缓。2019年起，光伏开始进入全面平价期，欧洲光伏发电较石油天然气发电相比经济性初步显现。由于单一的光伏发电受制于自然环境、日晒时间约束，光伏配储成为更加灵活和经济性的选择。欧洲户储的发展早期同样依赖德国这样的先驱市场，德国户储从完全上网电价（FIT）计划转变为自发自用、余电上网的模式，在多余电力溢价收购及开发银行 KfW 的户储补贴计划的支持下，户储吸引力提升，此后意大利、英国和奥地利等国也开始发展户储。

短期：REPowerEU计划及能源危机是欧洲户用光储爆发式增长的一大动因。2022年，俄乌战争和其衍生的地缘政治风险导致石油天然气等能源价格飙升，欧洲电价迅速上涨，电力供需矛盾激化。根据EMBER数据显示，德国的批发电价在2022年三季度达到最高 702 欧元/MWh，即每度电达到0.7欧元，居民用电不堪重负。另一方面，欧盟于2022 年5月发布 “REPower EU”战略及配套的太阳能发展战略，计划将2030年可再生能源占比从40%提高45%，实现到2030年光伏装机达600GW。在此背景下，2022年迎来欧洲可再生能源发展关键之年，分布式户用光伏爆发式增长，缓解了高昂电价压力，根据SPE 数据显示，当年欧洲新增光伏装机约为41.4GW，同比+47%，其中分布式装机24.7GW，同比+45%。2023 年以来，俄乌战争、北溪检修等影响消退，欧洲天然气价格已经暴跌至能源危机以前的水平，欧洲可再生能源装机节奏放缓。但由于光伏发电成本持续降低，LCOE低于化石燃料发电，具有较高的经济性。

在分布式光伏爆发式增长的同时，欧洲户储市场在2022、2023年同样迎来大规模增长。根据 Solarpower Europe 预计，2022 年欧洲新增户储装机同比增长超 70%。根据 ISEA&RWTH Aachen University 统计，2023 年全年德国户储装机 5.01GWh，同比 +163.7%，高户储装机趋势延续，欧洲户储市场强劲。

长期：光储装机未来持续增长的背后是政策与经济性的共振。净零目标提出后，德国再于2022 年、2023 年推出多条补贴政策，2022年《德国可再生能源法（EEG 2023）》颁布，针对户用光储，上调了余量上网电价，上网补贴最高可达13.4 欧分/kWh，针对户用储能支付税费的装机上限由10kW提升至30kW。2023年生效的《年度税收法案》对所有 2023 年起投运的户用光伏储能系统免除采购、进口和安装过程中产生的增值税（VAT），此增值税为19%。欧洲多国也提出多样化的免税及上网补贴政策，为2030年的净零目标铺路。

光伏发电及光伏配储的度电成本持续降低，经济性成为驱动因素。根据 Solarpower Europe 数据，2021 年德国光伏发电的 LCOE 仅为10.1 欧分/千瓦时，而当时电价约为 31.9 欧分/千瓦时，即光伏发电成本不到电价的三分之一；同期光伏配储的LCOE为14.7 欧分/千瓦时，不到电价的二分之一。2022 年，欧洲电价峰值实际值翻倍，而光伏及光伏配储成本在持续降低，光伏发电、光伏配储的度电成本与零售电价价差持续拉大。

当前时点光伏发电LCOE仍低于光伏配储，但未来配储具备更高投资价值，叠加户储渗透率仍处于较低水位，欧洲户储装机增速有望高于光伏。在政策端补贴的基础上，欧洲用户侧光伏配储具备相对成熟的商业模式，即可以通过自发自用-余电上网来获取收益，户储发展意愿较强。根据ECIU数据预测，户用光伏和光伏配储的投资回收期约在2026 年持平，均为6年，从那以后光伏配储回收期将逐步小于单一户用光伏的回收期，投资经济性进一步提升。根据SPE数据，截至2021年，户储发展领先的德国、意大利、英国、奥地利的光伏配储比例分别为70%、45%、45%、30%，而全欧洲的户储渗透率在 27%左右。考虑到户用光伏渗透率及光伏配储渗透率的双重提升，户储市场的扩张具有确定性。

3. 储能系统中逆变器及电池价值量高，具备赛道优势

户用储能系统主要由储能逆变器、储能电池以及其他电气设备组成，其中，储能逆变器包含储能变流器（PCS）部分与能量管理系统（EMS）部分；储能电池包含电池模组（电芯）与电池管理系统（BMS）部分，其他电气设备包含温控系统、消防系统、电器元件、机械支撑等。从储能系统成本角度来看，储能电池组的成本占比近 60%，储能PCS 占 10-20%，其他成本约占 20-30%。公司选择了储能逆变器和电池组两个高价值量环节，重点发力市占率高、更适应户储发展的组串式逆变器，同时通过外采电芯叠加自研BMS 的方式研发储能电池组，在储能系统的重要细分赛道中笃定前行。

3.1 高精度BMS为储能电池保驾护航，需求持续提升

储能电池主要由电芯和电池管理系统（BMS）构成，其中电芯负责能量存储，BMS 负责电池的检测、评估、保护、均衡以及通信等功能，对储能电池整体性能的提升以及安全稳定运行发挥关键作用。由于储能系统需要与光伏发电系统、电网，以及各类耗能负载协同工作，工况复杂，储能系统需要强抗干扰能力，进而对电池管理系统在响应速度、数据处理能力以及均衡管理能力方面均提出了较高要求。BMS 中的储能电池荷电状态（SOC）估计是电池管理系统的控制算法的核心组成部分，SOC 估算精度与电池管理系统的控制准确性以及储能电池产品性能密切相关，具有较高技术壁垒。

储能电池出货高增，高精度 BMS需求持续。从技术角度来说，当前锂离子电池储能在新型储能新增装机中占据绝对主导地位，集邦新能源认为 2023 年锂电储能市场占比增加到近99%。同时，受益于国内外市场刚需、政策红利、技术进步与成本控制等多方面驱动因素，锂电池储能行业由起步期迈入高速扩张阶段，据高工锂电（GGII）调研数据统计，2023 年全球储能锂电池出货225GWh，同比增长50%，其中中国储能锂电池出货206GWh，同比增长58%。

3.2 储能逆变器与并网逆变器技术同源，组串式逆变器为分布式优解

储能逆变器是储能系统的控制中心，与并网逆变器技术同源，在并网逆变器的基础上增添了充放电单元。储能逆变器需要处理来自屋顶光伏发电端、家庭耗能负载端、储能电池电能端传递的各种信息，并根据不同的应用场景制定控制策略；同时，储能逆变器还需要实现交流直流变换功能，既要控制电能传输至电网，又要控制储能电池的充电和放电过程。储能逆变器通过控制电流、电压和频率等参数，实现能量的高效转换和稳定输出，决定了输出电能质量和动态特性，也很大程度影响电池的使用寿命。

组串式逆变器可广泛运用于分布式场景，在欧洲市场具有良好应用。参考并网逆变器的技术路线分类角度来看，逆变器可以大致分为组串式逆变器、集中式逆变器和微型逆变器。组串式逆变器的优点在于不同MPPT之间的功率追踪相互独立，可实现每组组串独立追踪最大功率点，从而避免了组串之间不平衡或者阴影遮挡对整个光伏发电系统的影响。组串式逆变器另一个优点是直流输入范围比较宽，从而延长发电时间，增加光伏发电系统整体发电量。组串式逆变器适合用于分布式发电系统中，可以选择不同数量电池组件形成单组串，具有较高组合灵活度，对于不规则的建筑屋顶能够根据屋顶环境使用特有组串形成较为优化的解决方案

3.3 历经低位盘整，短期看好逆变器对欧洲出口回升

从逆变器的市场格局来看，光伏逆变器市场集中度较高，2022年，前五名光伏逆变器出货厂商均为国内企业，分别为华为、阳光电源、锦浪科技、古瑞瓦特、固德威，2022年出货量超过200GW，占全球光伏逆变器总出货量的71%，同比增长8%。储能逆变器方向，阳光电源、科华数据、华为、固德威等也均在2022年储能逆变器出货前十行列。

由于中国的光伏逆变器及储能逆变器厂商在全球逆变器主要厂商中处于重要地位，市占率较高，因此我们认为可以通过我国海关公布的逆变器出口贸易地数据去观测欧洲地区光储装机需求的短期景气度。

欧洲地区从23H2 进入强去库阶段，国内逆变器出口表现开始震荡下行，单月出口欧洲逆变器数量一度下跌至10月的54万台，仅为年初逆变器出口欧洲数量的约1/4。在经历数月的出口数量的调整后，库存向好的信号在年底逐步清晰起来，11月国内逆变器出口欧洲76.75 万台，环比提升42.2%，再考虑到单月出口均价下降至1047.75元/台，当月的逆变器出口主力可能为微逆、户储、分布式等小规格的户用型产品。结合逆变器行业的特点，出口数据的变化除了是主力地区传统年底补货动作之外，我们认为对于库存周期变化的把握也能有更加乐观的预期，欧洲逆变器库存堆积担忧减轻。年末红海事件导致海运周期拉长、海运成本提升，进一步刺激欧洲地区库存消化。从终端来看，欧洲各国对于能源转型的趋势依旧，原材料价格下降后的光储经济性仍具备吸引力，短期国内逆变器出口欧洲需求有望再度提升。

4. 海外市场渠道稳固，一体机产品具备高盈利

4.1 市场渠道优势：主攻欧洲市场，客户渠道稳定，新市场蓄势待发

公司产品主要面向海外市场，主要市场集中于欧洲包括德国、英国，以及美国等发达国家和地区。欧洲地区是全球户储最大的市场，市场准入要求高、认证周期长，公司早在 2013 年便成立了英国子公司，顺利踏入欧洲市场。荷兰子公司和德国子公司也相继在 2016 年和2019 年成立，欧洲为公司产品主战场。2020-2023H1，公司欧洲地区实现销售收入分别为 2.89 亿元、6.50 亿元、43.58 亿元和 31.63 亿元，占营业收入比例约 74.25%、78.11%、94.50%和 93.04%，销售金额及销售占比持续上升。

欧洲进入去库尾声，公司德语区优势尽显。截至2023 年末，公司业务在德语区占比略高，约为20%-30%，非德语区单个欧洲国家营收占比不超过10%。以德国为首的德语区在欧洲的光储发展具备先发和规模化优势，截至 2021 年，德国区域光伏配储比例超过70%，该比例仍在进一步提升。根据SPE测算，截至2026年，德国的光伏配储比例将达到90%，即光伏配储成为标配。公司以储能系统产品销售为主，德语区的高配储比例代表着公司目标销售地区具备户储发展的较大空间，体现出公司市场选择的优越性。

2024 年1 月，德国新增光伏装机1.248GW，环比增长25%。从细分市场来看，EEG资助的屋顶光伏系统类别注册容量为816.5MW，环比去年12月的 521.8MW 大幅增长。屋顶装机环比修复带动配套户储装机增长，根据ISEA&RWTH Aachen University 数据显示，2024 年1 月德国户储新增308MWh，环比+14.9%，逆转连续六个月的环比颓势。经历了2023 年下半年的出口疲软，德国24 年1月的数据修复也能部分反映出欧洲地区光储库存消化进度，与我们推断的欧洲短期景气度向上相互印证，在此背景下，公司自身的德语区及欧洲其他地区优势能够得以充分发挥。

自主品牌+ODM相结合，市场影响力逐步增强。从销售模式上来看，公司采取直销方式给贸易商、系统集成商和ODM 客户实现供货，最终用户以家庭用户为主。2021至2022 年，销售给ODM最主要客户韩华集团的产品营收占对应年份营收比例均超20%，2023 年上半年，由于欧洲逆变器库存消化问题，韩华集团采购量有所降低，预计在2024 年欧洲库存消化完毕、需求再度复苏的情况下，公司对韩华集团的销售额有望再度提升。

公司ODM模式收入主要来源于欧洲地区，在ODM模式下，公司发挥其在户用储能领域的技术积累和产品研发制造经验，提供储能电池、逆变器等产品和技术支撑，根据客户的产品规格、性能要求等完成 ODM产品的自主设计、开发和制造，产品的品牌以及部分外观标识会按照 ODM客户的要求进行设计，最后将产品直接销售给新能源产品供应商，由其自由决定后续销售。由于 ODM头部客户韩华集团在欧洲具备较高的品牌影响力，营销服务体系完备，能够充分助力公司扩大其产品在欧洲的市场占有率，顺利搭上欧洲户储爆发式发展顺风车。根据公司招股说明书数据显示，2021 年公司户用储能电池出货量达到177MWh，市场占有率约为4.1%，户用储能逆变器出货量约2.23 万台，市场占有率约3.6%。

渠道铺路，完备认证为多元市场发展打下基础。在储能以及光伏行业，各国家均设置了严格市场准入认证要求，公司产品累计取得了超过 500 项国内外认证，其中包括欧盟 CE、欧洲 VDE、美国 UL、澳洲CEC、日本 JIS 等多个权威市场准入认证，是行业内取得认证资格较多企业，产品销售区域覆盖全球 80 多个国家。针对日本市场，当前也只有公司和华为拿到了日本JET认证。在跨过准入门槛的基础上，公司通过与韩华集团、 Krannich 等 ODM 客户及贸易商形成的长期合作，通过其全球化的品牌影响力和四通八达的终端渠道，实现在美国、日本、澳大利亚等市场的进一步深入。

4.2 研发能力优势：技术研发能力强，逆变器、电池配套使用打造封闭系统

逆变器+电池自适配模式体现产品自信。公司是行业内少数具备储能逆变器和储能电池协同一体化研发能力，并能够批量生产储能逆变器和储能电池产品的企业，具备先发优势。从销售模式来看，公司采用特定适配模式，即同一品牌厂商为客户同时提供储能逆变器和电池产品，采用特定通信接口保障自有品牌电池与储能逆变器适配。公司储能电池自批量生产销售以来，即采用特定适配模式，只能搭配自有储能逆变器；储能逆变器则从2021 年初产品代际更新开始，仅可适配自有储能电池。在协同设计思路和一体化出品下，特定适配模式规避了不同品牌产品间可能存在的不兼容问题，在产品质量角度更有保障。我们认为公司自有产品间的适配充分体现出公司研发方向的自洽，且有助于发挥储能系统的最大效能。

专利数目众多，研发能力突出。截至2023 年末，公司围绕储能技术、电力变换技术和光伏发电技术取得专利138 项，其中包括38 项发明专利（含3 项境外发明专利）。储能电池领域，公司掌握电池系统多重保护技术、电池系统均衡技术、基于大数据的SOC 算法技术等多项储能电池核心技术；逆变器领域，公司掌握单相多电平逆变电路和控制技术、复杂情况下的MPPT 追踪技术、快速并网功率控制技术等多项逆变器相关核心技术。产品呈现的角度来看，公司储能逆变器产品在MPPT 电压范围、最大转换效率等指标方面，均达到同行业领先水平；此外，并离网切换时间小于 10 毫秒，行业内储能逆变器并离网切换时间在4~40 毫秒范围内，处于行业领先水平。储能电池方面，公司自主研发的BMS系统将SOC 精度提升至3%以内，为储能电池精准控制和管理提供了保障，体现了公司自主研发能力的优越性。

4.3 盈利能力优势：侧重高价值量产品，一体机销售助推高盈利

产品矩阵完备，差异化发展高价值量一体机产品。公司主要产品包括并网逆变器、储能逆变器和储能电池。公司的并网逆变器产品为组串式逆变器，包含单相逆变器和三相逆变器，功率覆盖0.5-160KW；公司储能逆变器产品主要适用于家庭储能、中小型工商业储能场景，功率覆盖3-15kW；储能电池包括磷酸铁锂电池和三元锂电池。在行业内较早推出储能一体机产品，交付完整户储系统。公司储能一体机产品搭载单个储能逆变器和多个储能电池，集成了直流开关、交流空开、电池空开、交流漏电保护器、并离网切换接触器等模块，采用了一体化协同设计思想，且提升了安装便利性和美观性，更符合户用对于占地面积要求更小、集成度更高的应用场景，同时规避欧洲组装、安装费用高的问题，对于终端消费者形成利好。

毛利率水平均处于高位。2022 年，公司储能一体机产品实现销售收入19.66 亿元，占储能逆变器和储能电池总营收的52%。价值量方面，由于一体机产品集成了电池、逆变器及多个模块，产品价值量较高。同时随着一体机配套电池容量增加，我们认为公司储能一体机产品单台价值量逐年呈上升趋势。毛利率方面，2020至2023H1公司储能逆变器在50%上下波动，2023H1储能逆变器毛利率为53.1%，并网逆变器毛利率为38.24%，在一体机性能、美观度的优势下，成套产品的毛利率较单一储能产品也将更有优势。在欧洲储能市场爆发式增长的关键节点，公司明确业务重点发展方向，储能逆变器及电池产能在2022年大幅提升，为出货打下坚实基础。2023年上半年，公司产能持续扩充，截至2023H1，公司半年度储能逆变器产能达126000台，储能电池产能达1389.96MWh。我们认为公司享受欧洲高毛利市场及高价值量高毛利产品的双重盈利保障，盈利水平有望维持高位。

4.4 业务拓展优势：虚拟电厂等新业务有望成为未来增长极

“虚拟电厂”是一种将分布式发电系统、可控负荷和分布式储能设施有机结合，通过配套的调控技术、通信技术实现对各类分布式能源进行整合调控的载体。虚拟电厂需完成分布式光储系统接入虚拟电厂网络后大量数据调控以及远程调度延时问题以保证光储系统实时响应；需要通过快速精确的实时调度指令，解决分布式光储系统发电发力波动性和不确定性问题；需要解决光储系统存在并网、离网等多种工作模式切换对电网造成的冲击问题。

欧洲电力市场体系相对完善，为虚拟电厂发展提供平台。欧洲的虚拟电厂发展起步较早，并且已经逐步建立市场化机制。从政策背景来说，欧盟通过了《第三组能源法案》（the third energy package），以建立一个“三公”（公平、公正和公开）的电力能源市场。根据《第三组能源法案》，分拆制度将能源供给、生产从输送网络运营中分离出去，输电网运营商（TSO）、配电网运营商（DSO）及发电主体、用电客户等相互独立。在这个电力市场体系下，虚拟电厂常由第三方主体运营，向TSO和DSO出售服务，聚合小规模分布式资源，实现和电网的配合，以帮助维持电网稳定性并适应可再生能源的可变性。目前，欧洲虚拟电厂已经能通过参与电力市场化交易、调峰调频、光储互联等方式获得盈利，更有动力得到进一步发展。

根据公司招股说明书，公司研制并实施的兆瓦级分布式光储互联系统成功应用于英国电力调频场景，目前已在伯明翰、布里斯托、利兹等地区累计安装光伏储能系统1 万余套，其中接近3000套户储能系统参与电网调频应用，形成集群容量约8.6MW 的虚拟电厂为英国电网提供调频应用。该虚拟电厂为英国电网侧提供调频服务时，云端虚拟能源互联系统下发远程控制指令时，功率响应延时时间可达0.092秒，响应时间远低于英国国家电网 FFR 标准（2 秒），有效解决了区域分布式光储用系统参与电网支撑的能量管理、响应速度、网源互动等难题。

（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。）