20230426林洋能源

一、公司介绍 2022年，实现营业收入49.44亿元，归母净利润8.56亿 元，经营活动产生的现金流量净额10亿元，归属于上市公 司股东的净资产为147.86 亿元，总资产为 213 亿元。智 能配用电业务当中，公司 2022 年实现营业收入 24.3亿 元，综合毛利率31.4%，毛利率同比增长5.3pct。 报告期内，公司在国南网合计中标金额为 11.7 亿元，同 比增长25.74%。同时，公司依托研发、制造和供应链的优 势，在欧洲、中东、亚太等地区全面深化与合作伙伴的合 作，并通过全资子公司ELGAMA在中东欧市场持续加深本 地化策略。 报告期内，海外市场的销售业绩同比增长28%。 受益于公司智能配用电及储能业务的积累， 2023 年一季 度公司收入规模持续增长，盈利能力再创新高。一季度实 现营业收入 10.65 亿元，同比增长 8.22%。实现归母净利 润 1.97 亿元，同比增长 10.03%。 新能源业务营业收入 19. 43 亿元，综合毛利率 49.71%。 2022年由于产业链价格持续上涨，国家调整光伏用地政策 等外部因素，公司光伏电站的开工建设受到一定的影响， 光伏EPC业务收入出现同比下降，影响板块贡献。截至到 2022 年末，公司项目储备超过了 6 GW，已开工新能源 项目达到了 700 MW。 公司积极结合相关政策，持续做好资源储备，在中东部地 区陆续落地多项重磅合作，同时紧跟行业发展动态，持续 做好项目开工准备。 智能光伏运维方面，公司光伏运维团队基于各类光伏加复 杂应用场景，快速提升第三方的运维体量，截至报告期 末，累计签约运维的项目近8 GW。同时，公司以自持平 价电站为基础，2022年陆续在江苏、安徽等地参与绿电交 易。 N型方面，公司通过多年的技术积累和审慎评估，于去年 12 月回归N型 TOPCon制造，打造林洋N型专业一体化。 在南通拟投资 100 亿元建设 20GW N 型高效 TOPCon光 伏电池生产基地，以及新能源相关产业项目。整体项目进 展顺利，项目一期工厂已经封顶，一期第一阶段 6GW生 产线计划于 23 年7月通线流片，一期二阶段 6GW生产线 计划于明年年中投产。 储能相关业务营业收入4.26亿元，同比增长568.65%， 综合毛利率10.14%。 报告期内，公司持续深化储能产业链合作，与亿纬合资成 立的储能电芯工厂于22Q4陆续竣工投产。此外，公司在 江苏启东打造储能的 pack 及直流侧系统制造基地，总规 划产能达到 6 GWh，截至22 年末已实现一期1. 5GWh的 pack 投产。2022年以来，公司在江苏、安徽、湖北、内 蒙古等地加速推动储能项目的布局，签署多项储能合作协 议，累计储能储备项目资源超过 5GWh。 同时，公司战略布局新能源制氢核心装备业务，与上海舜 华成立的合资公司清耀也于去年11 月份发布 500 标方的 电解水制氢设备。 二、问答环节 1、光伏电站EPC今年的规划，量和盈利趋势的展望？ 去年行业上游价格处于高位，考虑到公司的利润最大化， 我们有意识的把一些项目的工期往后延。今年上半年，特 别是年春节前有一段时间，行业上游的原材料价格触底， 公司及时锁定部分上游原材料，所以在Q1有很多相关项目 开始逐步启动。 预计今年Q2-Q4组件价格会持续下降，对我们的下游 EPC 的业务是利好。我们现有的在建项目（去年已经开工，延 续到今年）大概有 700 MW+，今年预计新开工项目大概 在 1.5 GW，年底预计并网装机量大概在1GW左右。 去年开工的700 MW都今年年底并网，今年新开的有部分 会并网，包括大部分光伏，少部分大基地的风电。整体今 年新增的预期储备，以及新获取的指标，至少在1.5GW级 的水平。 2、储能业务22年出货量和盈利情况，今年和明年量和营 业展望？ 2016 年林洋成立储能事业部，20年成立林洋亿纬储能科 技公司，作为储能产品和系统集成业务的子公司。21年主 要聚焦打造团队和技术研发，22年累计交付570MWh， 年报的合并报表4亿左右，另一部分为林洋新能源支持项 目配套，所以不在合并报表里面。整体交付570MWh，其 中列为销售且并表大约500MWh。 22年打造了一系列示范项目，比如1）在湖北仙桃打造了 湖北第一个百兆瓦时以上的共享储存项目，并且第一个并 网；2）华能内蒙古公司 300 MW风电配套的阿拉善左旗 的 90MW /100MWh全液冷储能电站，在 12 月实现了全 容量并网，是内蒙古蒙西地区第一个并网的百兆瓦时以上 的新能源配套储能项目。 公司也跟重要的战略合作伙伴（央国企、中能建、中电 建）完成了一系列战略合作和中标项目。 2023 年的目标是交付2GWh储能的直流侧或者系统集 成，考虑到一些项目的交付验收和时间差，其中要确认为 销售收入的不低于1.5GWh。2024 年的目标暂定是完成 2- 3GWh的储能销售。 3、22年电表国内和国外销售量变化？ 智能业务板块，海外销售占比40%。 4、智能电表发展展望？ 国内智能电表方面，国电和南电推动新一代智能电表和智 能终端技术标准的制定、试点和运用，国家电网公司建立 了智能量测体系的庞大任务，包含了从计量、电表到通讯 到智能终端以及营销 2.0 的智能化后台软件系统。 国电主要推动智能物联网，智能电表模块化以及人员控制 器的新型智能终端，并同时引用了操作系统和APP，使智 能电表和和智能终端的硬件成为可扩展的。南方电网公司 在推动智能网断终端以及智能量测终端。 在过去两年国家电网公司的招标中，物联网智能电表的占 比偏低的，去年在 2% 左右。从各方面的息来看， 2023 年互联网智能电表在招标中的占比会有明显提高， 我们预测可能占比 6% 左右，另外还要看省电力公司的需 求上报。 通讯方面，过去的几年中，国家电网公司和南方电网公司 采用了宽带载波（HPRC）9的技术，基本上实现了存量电 表的大规模更换。从今年来说，双模，也就是HPRC加上 HRF 宽带载波融合进高速无线），它是深度融合的通讯方 式，这两条链路可以并行工作。双模通即将成为主流， 今年的新增的通模块，主要采用双模技术路线。 在电网公司打造智能量测体系中，现在会大量导入智能量 测开关，以及我们电表箱级的智能导轨电表，进行表箱的 管理和计量，通过表箱的总体计量以及表箱内的各个分表 之间的管理和计量数据的交叉，去解决电能表数据失准以 及电表它的一些可靠性，或者是通故障的等问题，同时 更好地保护电网公司的计量资产。所以表箱级的计量以及 智能量测开关也会是接下来2到3年迅速放量的产品。 5、TOPCon未来盈利情况预期？ 据我们自己不完全统计，公开报道宣传的在建和待建项目 超500GW，但实际爬坡情况滞后。我们认为N型量产难度 和人才储备被市场低估，目前不一定能支持大规模扩产。 林洋19 年就开始做TOPCon，储备了量产经验和技术研发 经验，项目推动快。我们希望利用N型迭代的红利窗口 期，提高市占率和认可度。 盈利方面，N型高效TOPCon实际产出不达市场预期，预 计今年下半年和明年上半年都是紧缺期，利润1毛以上， 头部企业可能更好。 6、电池产量和出货量的预期，二期投产的路径选择？ 林洋开始往上游做制造业，我们的模式是电池片业务+组 件业务+光储系统集成的从中游往下推的一体化林洋模 式，所以我们会将主推N型产品，将价值直接输送到整个 终端发电侧和用户侧，确保整体业务和市场有一点差异化 竞争的优势。 林洋其实从 04 年就做过制造业，到 08 年我们是国内第 一家打通整个全产业链的，经验相对充分。14 年重新回归 以后，我们从终端应用做起，对于现在来讲，我们做了十 年的国内电站的应用业务，所以积累了相当丰富的经验和 资源，所以目前的制造业是从中游往下的一体化模式。 TOPCon节奏部分，我们在南通的项目被评为南通经济开 发区目前建设最快的产业项目。我们1 月份开工，春节一 直都没有停， 3 月份主厂房就封顶了。目前在紧锣密鼓做 机电安装， 5 月份整体工艺设备就可以move in， 6月底 就能够流片，计划有适当提前。预计 7 月份开始爬坡，8 月底要具备6GW的量产能力。二阶段预计9 月份启动，因 为厂房、动力设备是按照 12G 瓦设计建设的，所以二阶 段主要是上工艺设备，并且补一些动力设备就能够实现量 产。预计明年3 月份就具备二阶段 6GW产能。明年年终 全部量产，结束爬坡。 2 期公告在 3 年内完成，具体可能要等一期整个 12GW的 运营情况以及市场的情况来最后来决定二期的节奏。 我们19 年做TOPCon就采用的LP路线，积累了相当多量 产经验和技术研发经验，考虑量产和LP技术更成熟，为了 抓窗口红利期快速爬坡，一期一阶段的6GW还是采用LP 路线。 PE路线我们会时刻关注，目前的一些调试的数据来 看，也并没有达到大家预期。 7、组件降价的态度和策略？ 随着硅料、硅片的价格逐步下降，现在组件的价格也在稳 步下降。从最近的一些央企、海外的招标数据来看，因为 他们的招标数据很多都是今年下半年甚至明年一季度交 付，所以可以体现大家对于今年下半年的价格预期。 结合我们自己的测算，一方面会考虑到项目的实际并网节 点，和央企 EPC 最晚并网或者交付的节点，来控制去相对 低价采购组件。另一方面，有一些项目确实时间比较紧， 只要能够达到利润预期我们也会即刻采购，不会持续往后 拖，确保完成今年目标。 8、23年二季度的业绩增量主要贡献因素和盈利展望？ 智能电网业务，基于现在在手的订单和整个毛利情况，以 及后续我们已经在跟踪的项目的情况，15%+的增长预 期。 新能源板块，去掉22年转让的光伏电站对今年发电收入的 影响，整体有 2 GW以上的在建项目，同时并网1GW以上 项目，同时其中大部分都是以 EPC 或者 BT 的形式与央国 企合作，所以整体今年的建设项目会非常多。 储能业务板块，今年Q1的运行情况好于预期，今年储能业 务板块会非常高速增长，近期会有很多订单。 包括N型TOPCon，如果按计划陆续建成并量产投入，对 于今年林洋能源的销售收入和利润的贡献都会有非常大的 提升。 9、电表毛利率国内和海外各自的毛利率水平，海外增长 的驱动，储能业务的展望？ 22年31.4%总毛利率，海外毛利率25%。 毛利率提升主要有几方面的驱动力量 1）在 2022 年国网和南网我们中标和交付都有了明显提 升，国网集中招标和南网集中招标的产品的毛利率相对稳 定。 2）海外业务在过去2年稳健增长，并且我们的产品结构也 出货了更多更高端的智能电表。 3）从整体供应链来讲，供需关系的好转，加上林洋在电 表配套件等长期的一体化的布局，以及我们和诸多战略型 合作供应商常年形成了良好的合作关系，我们的物料降本 有了明显的提升。 生产效率提升方面，我们大力推动智能电表制造体系的数 字化转型，加大自动化、息化的生产设备的投入和工艺 技术和设备的更新换代。我们也获得了制造成本明显的降 低，所以毛利率有明显增加。 展望 2023，以上的几大因素基本上都还在，因为我们去 年的国网、南网中标的金额和量也都创下了近年新高。今 年的国网、南网、海外方面均会稳健增长，包括我们在东 欧波罗地海地区等战略合作。 10、储能22年净利率水平，23年毛利率预期？ 并表储能销售收入4亿元，毛利率8%左右。 去年储存的主要交付在下半年，正好又叠加了电芯的紧张 和上游材料的持续的增长，所以毛利率方面存在较大挑 战。 2023 年，目前毛利率在明显提升。一方面碳酸锂的价 格、其他电芯的上游材料进入了下降通道，有助于提升毛 利率，即使中标价、合同价格和碳酸锂建立了联动关系， 从总体上来说毛利率空间会更好。 同时我们在产品的方案设计上也大力推动从 pack 模组到 集装箱系统，以及系统集成的整体的成本降低。同时和亿 纬合资的电芯工厂正在迅速产量爬坡。另外，工商业用户 侧的 215 度电的一体化的全液冷的柜式储能也已经开始大 量发货，毛利率比大储有明显提高。 综合以上因素，2023 年的整体的毛利率的目标大约是在 15% 左右，比 22 年有明显提升。 11、TOPCon今年四季度和明年的外销和自己开发投产的 比例？ 今年预计产出1.5GW-2GW，明年预计8-9GW，更多外 销，明年预计80%。外销主要通过央国企、我们自己的一 些自用电站，以及这两年我们一直在合作的组件厂会来采 用电池片。最近几年 EPC 以后，我们大量采购了一些外面 的组件厂，都签署了战略合作协议，他们会以一定的比例 甚至杠杆来采购我们的未来N型电池片产品。 12、拆一季度各项业务的营收和毛利率？ 电表5亿元左右，占比一半左右，毛利率30%+，同比略增长。新能源最主要是电费收入，毛利在 70% 左右，新 能源收入2亿元左右。储能收入2亿元左右左右，毛利率 15%左右。 13、23年智能板块营收目标15%是否保守考虑？ 内部目标是15%-25%之间。 在国网招中标金额增加的情况下，我们并没有提出很激进 增长目标的原因是，我们的国内销售主要有两部分形成， 一个是国网南网集中招标中标，还有一部分就是各个网省 公司和非电力系统的销售。那么在非电力和网省公司这一 块，实际上由于这个国网南网对整个的招标集中度进一步 的加强，以及我们在网省公司还有一个很重要的销售收入 是 HPRC 通模块，那么 HPRC 的通模块经过前几年 各个省电力公司的招标，它的覆盖率已经基本上达到了比 较高的程度，所以今年的通讯模块主要的招标是来自于增 量部署的电表部分， HPRC 和部分双模。我们预测到在网 省公司的这一些零星招标可能会有一部分下降，但因为这 一部分的业务并不是我们的核心业务，它的毛利率会低于 国网、南网集中招标，所以几方面平衡，所以我们就提出 了目前这个稳健增长的目标， 14、EPC盈利情况？ 这两年 EPC 盈利和前几年有很大差异，最主要是成本差 异，因为现在 EPC 的成本受每个项目的建设条件、接入条 件影响很大，以及每个省的储能配置等因素。另外，售价 方面，像央国企主要通过各地的光照来制定售价，导致整 体利润空间的差异很大。 但随着上游原材料价格下跌，并且公司在上半年在价格低 点锁定了部分原材料，下半年也会随着价格下跌的趋势跟 项目情况进展，进行供应链的一些管理和改善，平均总利 润率大概在 10%以上。 15、储能收益率，展望今年国内储能市场？ 看储能类型，目前来说在国内增长速度最快的还是风力和 光伏发电的新能源配套储能。 新能源配套储能有两种模式 1）风电和光伏厂家内的储能电站或储能系统，基本上是 比较偏小规模和中等规模的，那么实际上就目前来讲是没 有收益模式的，甚至是整个厂站运行的一个负担，会影响 风光项目的收益率，因为它一旦运行就有充放电损耗以及 运营运维成本。但是这一部分的储能按照国家能源局和发 改委的一系列的政策推动，将来也可以部分容量进入市 场，所以未来可能会产生收益。但是从今年和明年来看， 这一部分碎片化的站内配套储能没有收益。 2）集中式共享储能，这种储能独立并网，它的容量可以 租赁给风光发电项目。目前林洋在大力推动的是这一类， 以集中共享储能电站的模式来建设新能源配套储能。 比如在仙桃建设的 60MW 120MWh电站目前就是这个盈 利模式。回报主要来自于三个方面第一是储能容量租 赁，以每瓦时每年的价格租赁给风力和光伏发电项目，是 稳定的租赁收入，一般会签 10 年或者是20年的容量租赁 长期协议；第二部分来自于接受电力公司调度系统的调 度，为电网做调峰或者是调频，按照一定的价格政策，目 前大概在 0. 3 元到 0. 5 元每千瓦时，这样的调峰收入， 以及不同调频里程价格来决定的调频收入；第三部分来自 于当储能系统以独立市场主体进入现货交易市场时，我们 可以通过现货交易市场的充电放电价格的差价套利来获得 收益，这是目前共享支储能电站最主要的回报模式。另 外，在部分地区对于部分释放项目可能会有容量电价，但 是容量电价目前还不是一个普遍的收益模式。 另外，还有独立储能电站，直接在电网侧并网，并且为电 网主要提供辅助服务，这样的项目需要通过容量电价以及 其他的一些价格模式，目前来说数量还比较小。 上述几种不同的场景和模式，收益率是完全不一样的，现 在收益率还有较大不确定性，在部分省份价格政策已经比 较明显。在部分省份，比如说我们的一些项目，在电力公 司这边会把我们的充放电度电数记在账上，然后把充电损 耗由我们的新能源项目来进行补偿，但是具体实行什么样 的价格，那么正在等当地发改委和能源局制定一系列的政 策。 关于新型储能的市场规模，过去新型储能中我们主要关注 的还是电化学储能，像压缩空气和飞轮等等物理储能也有 一部分的市场。在去年新型储能我们认为是在 10- 15 GWh之间，其中还是以用不同形式建设的新能源配套储能 为主体。对于2023 年我们的判断是新型储能中电化学储 能应该占 90%- 95% 以上，大约是在25-30GWh这个范 围，电化学储能中的以磷酸铁理储能为主，并且是新能源 配套储能占它的主要主体。 2024 年我们判断可能会到 45- 50GWh。新型储能建设规模远远大于预计的十四五末 30GWh。 16、分布式市场23年面临的变化，林洋的战略？ 我们对于分布式一向非常看好的，但从去年来讲，现在户 用系统，包括一些工商业分布在某些省份其实上还是比较 凶猛的。我们分布式还是着重在自己的聚焦区域，像江 苏、山东、安徽。我们的入口评估还是没有放任何放松 的。因为后期收电费一直是行业一个诟病，并且未来这个 屋顶的质量等还是会产生很多的纠纷，所以我们还是保持 着立项严谨性。 对于未来市场，现在由于这两年的户用市场的爆发，现在 消纳问题非常严峻，在很多省份已经碰到了对于户用甚至 工商业的一些限制条款，并且国家层面已经开始出台政策 了。有几个省明确已经出文要求分布式也要配储能。所以 对于电网整个的改造，包括农网改造，速度应该是远不及 电源侧的建设，需要时间来消纳和匹配输出。更严峻的可 以看到有几个省其实对于整个电价峰谷评定价都做了调 整，通过市场手段来控制未来分布式这块的新增装机量， 这些都是目前至少短期内分布式的碰到的一些挑战。对于 中长期来讲，因为我们也很早在江苏试点了隔墙售电，虽 然电网这块还是有一些阻力，但是从长远看现在已经有逐 步放开的迹象，由于储能的介入以后还是形成局域的微电 网，这个模式应该得到了一些地方政府的鼓励或者支持。 国家层面也一直支持隔墙售电，所以从中长期看分布式还 是非常有前途的。并且加上我们未来的绿电交易，对于整 个收益率会有些增益。 今年考虑到整个的不确定性，以及风险控制，我们的1GW 并网还是以地面电站以为主，分布式大概在 50- 100 MW 左右的体量，具体我们还是会优选评估，建设周期也会比 较短一点。 17、工商业储能未来布局方向，未来发展方向？ 工商业实际装机容量偏低。爆发点在于两个方面，投资收 益率和应用场景多元化。 1）投资收益率。一方面是电价趋势，工商业电价峰谷差 扩大，部分省份（比如浙江），出现了中午、晚上两个低 谷，对用户储能的收益率抬高大。另一方面是投资成本， 即工商业储能系统的真正循环寿命，因为工商业储能最后 的价值是靠它的每一次充放电全生命周期体现出来的。我 们储能系统级的循环寿命，现在很明显已经有了非常大的 提升。加上今年我们看到的上游产业链理性回归，整个储 能系统的价格也在降低。那么成本降低叠加上这个峰谷差 价的提升，那么得出的结果就是收益率。工商业储能中一 个非常重要的一个购买设备的中坚力量，就是金融或者是 类金融机构，像一些能源管理公司、融资租赁公司等。 2）场景充足。现在充电桩的充电容量越来越大，整个用 户端已经出现了越来越大的直流桩需求功率和电网系统的 配电容量不足之间的矛盾，这个矛盾从全球来说都存在。 所以接下来这个充电桩的有序充电是一方面，但是你不能 总有序来限制充电，所以这个储能和充电桩相配合。充储 系统以及现在包括现在一些行业的头部企业在推带储能系 统的充电桩，它已经做到深度集成。另外就是光充储这一 部分的应用场景我们也看到明显在提升。还有第三个方 面，在国内、海外运行的微网系统，以及在电网薄弱地区 或无电地区的光储微网系统，由于它的造价降低和它投资 回报率抬高，也是一个重要驱动力量。 我们现在主要在市场上批量销售的是 100 千瓦 215 度电 的全液冷柜式用户侧储能一体机，不仅它的 pack 是液冷 的，同时它的 PCS 也是液冷的，采用了我们自研的从 BMS 到 EMS 的融合在一起叫BEMS 的一个智能化控制系 统。让这个系统变成极简化，并且搭配云平台可以便于做 智能化运维和未来的虚拟电厂。这样全液冷的系统，一方 面它的噪音机没有风扇，并且它的灰尘影响制冷也比较 小，温控效果好，可靠性强，更重要的是它可以实现 pack 级的消防液喷射，户储最重要的是安全性。所以我 们工商业 100 度电、 200 度电、 400 度电的系统化、一 体化的柜子储能系统，是我们重要的产品分支和产品系 列。 18、新能源EPC包含储能后的价值量提升比例，目前项目 单价？ 配储政策，每个省要求储能的比例不一样。很多省份鼓励 做集中式共享储能。所以整体EPC 其实还是建电站，然后 以租赁的形式来跟一些集中共享储能、大储来进行租赁协 议。这样会提高整个运营成本，未来 EPC 的售价这块可能 也对应会降低。由于我们自身具备电芯的供应，以及我们 自己的pack，以及 3S 融合系统集成产品，所以现在市场 上面，对于EPC 来讲，储能介入后，其实增加了EPC 的接 单能力和核心竞争力。 单价方面，我们 EPC 成本大概在 3 到 4 块钱，每个项目 不同、接入不同，加上储能的不同比例，单价在每个项目 不同。 19、今年并网结构？ 从去年开始我们大部分跟央企的合作，采用了BT模式，也 就是说我们并网后要进行转股，才能够体现到我们财务的 业绩上面。今年拆分一下，我们1GW里可能 800 MW左 右，是BT 模式，200 兆瓦左右是我们自持的项目。800 兆瓦里大概一半，我们能够做到在今年年底之前并网并且 转股，还有一半可能要到明年我们再进行转股。 20、氢能方面，电解槽的订单情况？ 我们去年和上海舜华合资成立了上海清耀氢能科技有限公 司，聚焦于电解水制氢的装备以及系统解决方案。那么清 耀成立差不多一年之后，去年第四季度发布了公司的第一 代碱性槽，电解水制氢产品的 sak 1600 系列的第一个产 品， 500 标方的电解槽。同时我们氢能公司在江苏启东建 立了一个大功率的电解槽的中试平台，可以直接对大功率 的电解槽的局部来进行各种催化剂和运行条件下的测试。 因为电解槽的测试是非常困难的，它都是达到兆瓦级以 上。 氢能公司目前聚焦碱性槽电解槽制氢设备，因为从目前来 看， PEM 由于贵金属的催化剂和整体产业链的价格成本 较高，所以我们预判最近三年，绿电制氢装备还是以碱性 槽为主。但是碱性槽是一个已经约数十年历史的很老的技 术，急需升级换代，特别是提高电流密度、降低能耗。降 低电耗是最重要的，加宽它的功率范围以及提高它的能量 密度，并且要实现控制系统的智能化，这都是我们氢能公 司的方向。今年发布sak平台里面的 800 标方和1000 标 方的产品，最重要的就是要提高电流密度，减小它的体 积，减小它的重量，提高它的可维护性。 在业务方面，清耀今年最大的任务是要依托于它的两个股 东，一方面是上海舜华新能源，它主要的股东是国电投集 团、上海电力，他们的一些市场资源和协同因素，以及林 洋在绿电制氢领域的布局，要实现碱性槽产品的小批量销 售和以及搭建示范应用项目，并且也申请了一些上海市的 科技项目。要把产品的性价比、可靠性和示范应用今年做 好，那么明年实现电解槽制氢产品的系列化规模性销售。 21、23Q1资本投入的规划和重点？ 公司在财务管理方面比较稳健，资产负债率控制在50%以 下。23年Q1是30%左右，资本投入主要在南通，但出售 了一部分电站，固定资产总体增长较少。 南通电池项目方面，资本金30%，银行贷款70%，国家绿 色优惠贷款的利率较低。 目前建设的光伏电站、风电项目，资本金均控制在30%以 下，绿色贷款70%，贷款利率均低于基本水平，贷款期限 15-16年左右，还款结构方面，使电站现金流能覆盖当期 贷款。 整体上，财务方面资金储备充足，可涵盖储能等其它新业 务的发展