（報告出品方/作者：興業證券，孟杰）

1、從雙碳政策看能源基建行業機會—風光儲發展步入快車道

1.1、雙碳目標升級國家戰略，能源結構轉型勢在必行

雙碳背景下能源結構轉型迫在眉睫，新能源裝機成為能源結構轉型的基石，新能 源基建有望充分受益。在雙碳背景下，我國目前推動“碳達峰”、“碳中和”目標 實現的核心舉措之一在于構建以新能源為主體的新型電力系統。當前，傳統火電 仍占據我國電力結構中的主要部分，根據國家能源局統計，2019 年電力、熱力等 生產產生的碳排放量占全國總碳排放量的 47.4%，因此，能源結構轉型勢必需要 降低化石能源終端消費占比、提升非化石能源消費比重。目前我國非化石能源消 費比重還處于較低水平，2020 年僅為 15.9%，根據國家規劃，2025 年、2030 年、 2060 年分別提升至 20%、25%、80%，提升空間廣闊，在此過程中，新能源裝機 量快速增長成為我國能源結構轉型的基石，而新能源裝機快速增長的過程中，將 催生出新能源基建藍海，給基建帶來新的發展方向與動力。

1.2、從國家“雙碳”政策看能源基建

國家頂層設計推動新能源加速發展，光伏、風電、儲能等新能源基建是“雙碳” 政策的重要抓手。2021 年碳達峰、碳中和首次寫入政府工作報告，正式開啟我國 “雙碳”元年，國家頂層設計逐步完善，政策性文件持續落地。從國家頂層設計 文件中可以看出，新能源是實現“雙碳”目標的必經之路，光伏、風水電、儲能是 未來能源體系綠色低碳轉型的重要抓手，成為國家頂層設計文件中的高頻詞。 《2030 年前碳達峰行動方案》要求，到 2025 年，非化石能源消費比重達到 20% 左右，到 2030 年，非化石能源消費比重達到 25%左右，并對光伏、風水電，儲能 做出具體要求：到 2030 年，風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億千瓦以上； “十四五”、“十五五”期間分別新增水電裝機容量 4000 萬千瓦左右；到 2030 年， 抽水蓄能電站裝機容量達到 1.2 億千瓦左右；到 2025 年，新型儲能裝機容量達到 3000 萬千瓦以上。我們認為，在國家政策驅動下，以光伏、風電、抽水蓄能、新 型儲能等為重點的新能源基建，未來發展空間廣闊，預計十四五期間將迎來快速 發展。

部委級光伏、風電、新型儲能專項規劃持續落地，進一步催化新能源基建加速發 展。在國家頂層設計規劃指引下，能源局、發改委、住建部、財政部等紛紛響應 國家“雙碳”政策，密集出臺了一些列新能源專項政策，如國家發改委、能源局 22 年 3 月發布的《“十四五”現代能源體系規劃》，要求大力發展分布式光伏、積 極發展海上風電、加快抽水蓄能電站建設、積極推動儲能電池應用示范，在政策 的大力支持下，新能源基建在規劃體系中將扮演重要地位。財政部于 22 年 5 月發 布《財政支持做好碳達峰碳中和工作的意見》，進一步明確了支持光伏、風電等可 再生能源，因地制宜發展新型儲能、抽水蓄能等，未來新能源基建的資金預計將 持續獲得財政傾斜。部委級政策持續多地，將驅動新能源基建項目進一步加速放 量。

1.3、從地方政府工作報告、“十四五”規劃看能源基建

短期來看，2022 年政府工作報告中光伏、風電、儲能等新能源基建是地方政府投 資的重點。多個省份設立新能源裝機目標，各省積極提出加快構建以新能源為主 題的新型電力系統。根據我們統計，31 個省市當中除湖南外的 30 個省市均提到 “新能源”，提及頻次合計達到 107 次，其中，光伏、風電、抽水蓄能、新型儲能 建設提及的省市個數分別為 19 個、18 個、14 個、13 個。內蒙古、上海及浙江等 7 個省份設立了 2022 年新能源裝機目標，合計新增新能源和可再生能源發電裝機 約 2330 萬千瓦，相比 2021 年目標更為積極，如云南省政府明確表示 2022 年新增 新能源裝機 1100 萬千瓦以上、力爭開工 2000 萬千瓦；安徽省規劃 2022 年新增可 再生能源發電裝機 350 萬千瓦以上，相比 2021 年 100 萬千瓦的裝機目標提升明 顯。整縣光伏屋頂亦是受到重視，有 18 個省份提及，加速推進整縣屋頂光伏發電 等能源項目建設。

中長期來看，光伏、風水電、儲能等新能源基建仍是發展重點。根據地方政府發 布的“十四五規劃和 2035 遠景目標綱要”、碳達峰和碳中和規劃等地方政策性文 件，對風力發電、光伏發電、抽水蓄能、新型儲能等新型能源做出了重點部署， 如浙江省鼓勵發展天然氣分布式能源、分布式光伏發電，有序推進抽水蓄能電站 和海上風電布局建設，加快儲能、氫能發展，到 2025 年清潔能源電力裝機占比超 過 57%，高水平建成國家清潔能源示范省；安徽省要求堅持集中式與分布式建設 并舉，有力有序推進風電和光伏發展。完善抽水蓄能電站價格形成機制，發揮抽 水蓄能資源優勢，推進長三角千萬千瓦級綠色儲能基地建設。未來，以光伏、風 電、抽水蓄能等為主的新能源基建藍海逐漸形成，預計新能源基建短中長期均具 備廣闊的發展空間。

2、BIPV 蓄勢待發，建筑與光伏企業強強聯合拓市場

2.1、分布式光伏成為新增光伏裝機主力，BIPV 成長潛力大

光伏發電集中式與分布式并舉的發展趨勢明顯，分布式光伏成為新增裝機主要增 長點。光伏電站一般分為集中式電站和分布式電站，其中，集中式光伏電站主要 是國家利用荒漠，集中建設大型光伏電站，發電直接并入公共電網，接入高壓輸 電系統供給遠距離負荷。分布式電站，主要基于建筑物表面，就近解決用戶的用 電問題，通過并網實現供電差額的補償與外送，就近解決用戶的用電問題和資源 利用問題，以及企業和居民的自用電，特別是光伏建筑一體化發電系統，由于投 資小、建設快、占地面積小、政策支持力度大等優點，是發達國家并網光伏發電 的主流。根據國家能源局數據，2014-2021 年我國累計裝機從 28.05GW 增長至 306.56GW，2021 年新增光伏裝機 54.88GW，同比增長約 14%，為歷年以來投產 最多，其中，集中式光伏電站 25.6GW、分布式光伏電站 29.28GW，2021 年新增 分布式光伏同比增長約 89%。從國內新增裝機中集中式和分布式裝機占比來看， 分布式裝機發展迅速，2021 年新增光伏裝機中，分布式裝機歷年來第一次超越集 中式裝機，占比從 2013 年 6.19%增長至 2021 年的 53.35%，分布式光伏成為新增 光伏裝機的主要增長點。

BIPV 是未來分布式光伏發展的重要方向，增長潛力大。分布式電站可以大致分 為三類：光伏組件與建筑結合（BAPV）、光伏組件與建筑集成（BIPV）、非建筑 場景。BAPV 主要指在建筑上安裝的光伏構件不作為建筑的外圍護結構，只起發 電功能的建筑部件，在既有建筑上應用較多。BIPV 主要指在建筑上安裝的光伏構 件不僅是發電的部件，而且作為建筑的外圍護結構，與建筑同步設計、同步施工、 同步驗收，如光電瓦屋頂、光電幕墻和光電采光頂等。與 BAPV 相比，BIPV 直接 將設備作為墻體或屋頂，外觀整體性更強，使用壽命長，而且 BIPV 不需要其他 固定結構的特性使其安全性更高，防水性能更好，施工難度顯著低于 BAPV。此 外，BAPV 往往是需要一次性投入多年回報的項目，業主重視收益率與安全，一 旦發生重大損失，會出現權益難以得到有效保障的情況，而 BIPV 可以規避這一 問題。BIPV 作為未來光伏建筑發展的重要方向，能夠很好地解決 BAPV 系統存 在的一些痛點。

2.2、政策持續加碼光伏建筑，預計 2025 年市場規模超 1000 億元

政策持續加碼推進光伏建筑，目標逐漸清晰。從 2014 年起，國務院和金屬結構協 會先后提出發展光電建筑，2016 年國家能源局和發改委跟進提出光伏建筑建設具 體指標，2020 年《建筑光伏組件》和《戶用光伏發電系統》發布奠定了 BIPV 行 業發展基本規范。2021 年隨著各地開始落地推進光伏建筑，國家能源局進一步明 確“5432”光伏建筑整縣推進方案。2022 年 3 月，住建部《“十四五”建筑節能與綠 色建筑發展規劃》落地，“綠色建筑”要求進一步提升，新增建筑太陽能光伏裝機 容量 50GW 成為明確指標，預計將有效推動 BIPV 市場擴容。

測算 BIPV2025 年市場容量有望達到 1000 億元以上。當前 BIPV 目標市場包括存 量建筑改造和新建建筑市場，當前仍以存量改造項目為主，預計新建建筑市場會 逐步放量。 1）存量建筑市場規模充足，測算總量約 1.3 萬億。從建筑存量市場來看，根據中 國建研院《BIPV 光電建筑市場發展情況介紹》，2020 年我國既有建筑面積約為 600 億平米，其中可安裝太陽能光伏電池的面積占比約為 1/6。我們估算，截至 2021 年末，國內既有建筑面積增長至約 650 億平米。根據國家統計局數據，在國內每 年房屋竣工面積中，住宅竣工面積與非住宅竣工面積的比例約為 7：3，由此推算， 截至 2021 年底，國內非住宅建筑存量建筑面積約為 195 億平米，我們假設其中屋 頂等適用 BIPV 的建筑面積約為 1/6，即 32.5 億平米，按照每平米安裝 100W、造 價 4 元/W 測算，國內存量建筑 BIPV 市場規模約為 1.3 萬億元。

2）增量市場 BIPV 滲透率有望快速提升。2021 年全國建筑業企業房屋竣工面積 為 40.83 億平米，同比增長約 6.11%。從竣工面積構成情況來看，住宅竣工面積占 比最大，占比為 66.26%；非住宅面積占比為 33.75%，其中包括廠房及建筑物，竣 工面積占比為 13.81%，商業及服務用房，竣工面積占 6.19%，及其他各類房屋， 竣工面積占比均在 6%以下。目前來看，BIPV 由于應用成本考慮，在新建建筑市 場應用較少，但隨著產業逐步走向成熟規范，我們認為未來 BIPV 在新增市場的 應用規模將進一步增加。

關鍵假設： 1）盡管 2021 年竣工建筑面積同比增長 6.11%，我們認為主要由于地產加速周轉 導致，長期來看，竣工仍有下行趨勢，因此假設 22、23 年竣工面積同比分別下降 5%、2%，24-25 年增速為 0，總體規模不變； 2）我們認為 2025 年住宅房屋、廠房用地、商業用地中 BIPV 滲透率分別為 3%、 30%、30%，其余類型用地，如科研、教育和醫療用房屋，辦公用房屋等建筑 BIPV 滲透率為 15%，總體竣工面積的滲透率為 2.80%。BIPV 滲透率自 2022 年起有望 快速提升，我們假設 22-24 年滲透率分別為 0.50%、1.20%、2.20%； 3）假設國內住宅房屋和商業建筑平均層高為 10 層、廠房用地平均層高為 2 層， 其他類型用地平均層高則為 6 層； 4）假設每平米安裝規模在 100W/平米； 5）假設 BIPV 單位造價約為 4 元/W。

2.3、BIPV 主要產品與競爭壁壘：晶硅類產品為當前主流，組件環節 和渠道構筑關鍵壁壘

BIPV 產業鏈參與方包括上游光伏電池及組件生產企業、中游 BIPV 系統集成商、 下游光伏投資商。 1）上游以光伏電池及組件生產企業為主，少數龍頭企業擁有定價權，光伏龍頭企 業憑借組件生產技術優勢向中游 BIPV 集成環節滲透； 2）中游除傳統光伏企業外，部分建筑建材企業參與其中，如森特股份、精工鋼構、 東南網架、南玻 A 等； 3）下游光伏投資商，目前主要為第三方投資商，包括中國華能集團公司、中國大 唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司、中國電力投資集團公司等。

BIPV 主要技術路徑可以按照形態劃分，當前主要分為塊狀光伏電池（也稱為晶 硅光伏電池）及薄膜光伏電池類。晶硅組件主要分為多晶硅和單晶硅，晶硅類 BIPV 組件主要是使用封裝材料（如 EVA 膠膜）將多晶硅電池片或單晶硅電池片封裝在 兩層或多層鋼化玻璃中間，可以通過調整電池片的數量、排布、間距或采用穿孔 硅電池片以達到特定的透光率。晶硅類 BIPV 組件單位裝機量較高，單位功率可 以達到 160 瓦/平米~220 瓦/平米，轉化效率可以達到 16%~22%，同樣裝機面積下 發電效率優于薄膜組件。然而，由于晶硅自身的技術原因，傳統的晶硅組件色澤 一致性相對較差，組件之間會有明顯的色差，電池片之間會有明顯的點路線，達 不到較高的建筑美觀要求。

薄膜類光伏組件中遠期發力可期，當前 BIPV 仍以晶硅類電池組件為主。從 BIPV 中長期賽道來看，光伏組件建材化是建筑光伏應用的發展方向，而薄膜類光伏組 件或為未來 BIPV 重要解決方案。近年國內 BIPV 項目仍主要以工商業項目為主， 且基本采用的都是晶硅技術的光伏組件。這主要由于目前大部分的 BIPV 工商業 項目主要由第三方投資方進行投資，而在投資方追求項目收益率的基礎上，晶硅 類組件的成本優勢和穩定轉化效率則尤為重要。相較之下，當下薄膜組件企業產 量仍較小，尚未形成規模效應，因此導致價格相對較高。此外，目前薄膜類產品 量產組件光電轉化效率相較晶硅類組件低，目前碲化鎘和銅銦鎵硒薄膜組件量產 的效率基本在 15%以上，而晶硅類組件效率則能穩定在 16%以上。因此，兩方面 因素結合導致在目前 BIPV 主戰場以工商業項目為主的背景下，晶硅類產品仍占主導地位，薄膜類產品占比較小。

短期來看，更為關鍵的是 BIPV 產品如何抓住機遇實現快速放量，搶占市場份額， 產能和渠道是實現短期快速放量的重要壁壘。到 2020 年，我國光伏累計裝機量、 新增裝機量、多晶硅產量、光伏組件產量，已分別連續 6 年、8 年、10 年、14 年 位居全球首位。根據國家能源局數據，2021 年新增分布式光伏同比增長約 89%。 從國內新增裝機中集中式和分布式裝機占比來看，分布式裝機發展迅速，2021 年 新增光伏裝機中，分布式裝機歷年來第一次超越集中式裝機，從 2013 年 6.19%增 長至 2021 年的 53.35%。在 BIPV 作為分布式光伏裝機的重要實現形式，有望受 益于分布式光伏迅猛發展勢頭釋放巨大潛力，迎來快速放量期。此時一方面，企 業是否有足夠的產能供給，能夠在短時間內提供大量高質量的 BIPV 產品；另一 方面，企業是否擁有通暢的銷售渠道，成為搶占市場份額的核心因素之一。

中長期來看，光伏組件成本和技術將成為主要競爭壁壘。一方面，電池技術升級 及組件成本下降是 BIPV 得以大規模應用的基礎條件；另一方面，擁有低成本優 勢的 BIPV 解決方案將擁有更多的市場份額。光伏電池技術不斷發展，黑硅多晶、 PERC 黑硅多晶、PERC 單晶等電池量產平均轉換效率持續提升，2021 年晶硅電 池實驗室效率打破記錄 11 次，為 BIPV 應用積累了堅實的技術基礎，擁有更高效 發電電池技術的企業將實現 BIPV 產品更高的投資回報。同時，投資回報中成本 作為分母項，也是重要影響因素，擁有更低成本的 BIPV 產品將更容易獲得高市 場份額。

2.4、BIPV 行業發展趨勢：“建筑+光伏”企業強強聯合已成行業趨勢

我們認為 BIPV 行業短期壁壘主要體現在產能和渠道兩個環節。一方面，行業有 望快速放量的背景下，擁有更大產能供給的光伏企業將擁有更低的成本優勢和足 夠的 BIPV 組件供貨能力。另一方面，BIPV 是光伏建筑一體化，落腳點在建筑， 由企業主或第三方投資商通過建筑設計尋求合理的 BIPV 解決方案，因此建筑企 業是 BIPV 重要的銷售渠道，光伏企業所掌握的渠道資源構成一定壁壘。

“建筑+光伏”企業強強聯合布局 BIPV，優勢互補，搶占市場先機。光伏企業核心 競爭力在于 BIPV 產品開發，建材、施工層面缺乏經驗，項目資源有限。光伏企 業在上游產品開發環節，已有一定成果，產品生產、供應能力已具規模，但我們 認為，其過去以來發展速度有限，一方面是產品集成安裝環節，光伏企業缺少專 業的建筑資質、建筑研發設計和施工管理能力，短期內難以獨立進入建筑市場承 擔 BIPV 工程施工；另一方面，建筑企業手中有一定的工商業廠房、政府投資平 臺等業務資源，是 BIPV 對接落地的重要環節。建筑企業項目資源、施工經驗豐 富，但 BIPV 產品開發技術壁壘高，難以快速進入賽道。建筑企業，如東南網架 等，在圍護施工、鋼結構施工領域，深耕多年，積累了豐富的施工經驗；完成的 既有工商業產生數量龐大，資源豐富，與各地政府、企事業單位等業主建立了長 久的合作關系，無論在施工經驗，還是項目資源，相比光伏企業都擁有較大優勢。 但建筑企業開展 BIPV 項目的難點在于，BIPV 產品開發具有一定的技術壁壘，光 伏企業產品已經日漸成熟，施工單位在光伏組件生產等環節，缺乏相應的資源， 若單獨開發，研發投資成本大，且難以開發出具有競爭力的產品。我們認為，森 特股份、宏潤建設、東南網架等建筑企業通過股權合作或戰略投資，與光伏企業 深度綁定合作，才能發揮出“聚變”效應，帶動合作雙方效率提升、業績增長，在 BIPV 行業快速放量背景下，實現產品快速放量，搶占市場先機。

3、風電供需兩側齊發力，行業高景氣度延續

3.1、全球風電景氣向上，中國裝機規模居世界首位

全球風電裝機穩步增長，度電成本持續下降。據 GWEC 統計，2021 年全球風電 新增裝機容量 93.6GW，累計裝機 837.0GW，同比增長約 12.59%。其中陸上風電 新增 72.50GW，較 2020 年減少 17.99%；海上風電新增 21.10GW，較 2020 年增 長 205.80%，海上風電逐漸成為新增裝機規模增長的主力。2010 年至 2020 年間， 全球陸上風電度電成本下降 56%至 0.039 美元/千瓦時，海上風電度電成本下降 48%，至 0.084 美元/千瓦時。相比水電、太陽能、生物質能、地熱發電等其他綠 能，陸上風電已成為最經濟的可再生資源。成本推動下，全球風電裝機市場景氣 度持續向上。

平價時代開啟，國內風電行業繼續保持高景氣發展。我國風電行業發展主要歷經 了以下階段。（1）2004 年-2010 年：行業起步階段，政策主導下實現高速發展； （2）2011 年-2012 年：棄風率顯著上升，大面積脫網事故多次發生，政府監管趨 嚴，行業發展速度放緩；（3）2013 年-2015 年：棄風現象改善，風電標桿電價下 調，2015 年搶裝涌現，推動新增；（4）2016 年-2017 年：搶裝過后，需求透支， 棄風率持續高位，監管趨嚴。（5）2018 年-2020 年：雙碳目標下，政策不斷加碼， 平價序幕拉開，技術革新持續推動成本下降，風電行業高景氣下持續發展。

國內系列政策密集出臺，“十四五”期間風電建設裝機增長明確。為進一步加快推 進風電行業發展，清潔能源基地、風光大基地、核準轉備案等利好政策逐步落地， 集中式與分散式雙輪并舉，推動國內風電產業向前發展。2022 年 6 月，國家發展 改革委等九部委聯合發布《“十四五”可再生能源發展規劃》，明確指出“十四五” 期間可再生能源在一次能源消費增量中占比超過 50%。可再生能源年發電量達到 3.3 萬億千瓦時左右，風電和太陽能發電量實現翻倍。《2030年前碳達峰行動方案》 目標要求，至 2030 年，風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億千瓦以上。

3.2、風電產業鏈：整機龍頭積極拓展下游業務，建筑企業投身風電開 發建造

風電產業鏈參與方包括上游原材料及配件生產企業、中游整機及配套制造商、下 游電廠建造、運營及運維商。 1） 上游材料及配件制造：主要包括葉片、發電機、齒輪箱、軸承等產品。由于不同零部件差異化較大，行業較為分化。就細分領域來看，進入壁壘較高的軸 承、海纜等部件，更易免受材料端價格波動及中游成本擠壓影響，保持盈利空 間的堅挺。 2） 中游整機制造及配套：其中整機制造是最核心的環節，構成了電場的主要投入 成本。目前我國的風電整機頭部競爭格局穩定，金風科技、遠景能源、明陽智 能等企業占據著主要市場，但新晉廠商三一重能等同樣后勁十足，行業集中度 已逐步呈現下降趨勢，未來容量大、成本低的風機產品將成為廠商主要的競 爭方向。 3） 下游電場建設及運維：風電場投資運營上，以中央電力集團和能源企業及省、 市、自治區所屬的電力或能源企業為主，建筑企業主要通過 EPC 模式參與電 場開發建設。此外，憑借深厚的風機制造背景和多年的風電場技術服務實踐， 中游整機龍頭也積極布局下游電場開發運營及運維業務，尋求整機低價競爭 下的全新盈利增長點。

3.3、陸上風電：供給側大型化助推成本優勢，需求側點面結合驅動新 增長

大型化進程快速推進，國內陸上風電成本優勢突出。近年來，在平價上網推動下， 國內風機組大型化進程明顯加快。2.0MW～2.9MW 單機容量的風電機組在新增裝 機中的占比已從 2017 年的 85.10%下降至 2021 年的 19.73%。而 3.0MW～4.9MW 和 5.0MW 及以上的風電機組新增裝機容量在 2021 年占比分別達到了 56.4%、 23.3%，比 2020 年分別增長了約 22 個百分點及 19 個百分點。風電機組大型化可 攤薄單位零部件的用量，緩解機組點位不足，增強風能捕獲能力，進而壓低建設 及運維成本，增加發電效益，實現度電成本下降。據 IRENA 統計，中國陸上風電建設成本及度電成本分別自 2010 年的 1554USD/kW、0.08USD/kWh 下降至 2021 年的 1157USD/kW、0.03USD/kWh，降幅達 34.26%、196.06%，顯著低于全球平均 水平，具有成本競爭力。

點面結合，清潔能源基地+風光大基地+分散式風電驅動陸上風電新增長。2021 年以來，國家頂層設計層面多次強調集中式和分布式并舉，建設清潔低碳、安 全高效的能源體系。未來風電建設將以九大清潔能源基地、五大海上風電基地、 風光大基地等集中式開發為筑基，以“風電下鄉”等分散式開發為補充，實現 高質量、高增速發展。

1）九大清潔能源基地與五大海上風電基地開啟新能源體系新篇章。2021 年 3 月 30 日，“十四五”規劃和 2035 年遠景綱要中提出，要堅持集中式和分布式并 舉，建設一批多能互補的清潔能源基地。具體而言，包括松遼、冀北、黃河幾字 灣、河西走廊、黃河上游、新疆、金沙江上游、雅礱江流域、金沙江下游等 9 個 涵蓋風電、光伏、火電、儲能的跨省級多能互補清潔能源基地和廣東、福建、浙 江、江蘇、山東等 5 個海上風電基地。通過重大基地支撐風電、光伏集中式發展， 逐步建成以新能源為主體的新型電力系統。

2）風光大基地推進風電規模持續擴張。2021 年 12 月，國家發改委、國家能源局 發布《關于印發第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設 項目清單的通知》。根據通知，第一批風光大基地建設規模 97.05GW，目前已全 面開工建設，并網時點集中于 2022 和 2023 年，其中 45GW 風光大基地項目明確 要求在 2022 年底前投產，52GW 風光大基地項目明確要求在 2023 前投產。2022 年 2 月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于印發以沙漠、戈壁、荒漠地區 為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》，第二批規劃風光基地合計 455GW， 其中“十四五”時期規劃建設 200GW；“十五五”時期規劃建設 255GW。

3）分散式風電助力陸上風電靈活式增長。分散式風電項目建設周期相對較短，開 發方式更為靈活，可以實現新能源充分利用及鄉村振興的雙重融合。2021 年我國 分散式風電裝機快速提升，新增裝機容量 8.03GW，累計容量達 9.96GW，同比增長 415%。2022 年 5 月 30 日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于促進新時 代新能源高質量發展實施方案的通知》，要求積極推進鄉村分散式風電開發，推 動風電項目由核準制調整為備案制；2022 年 6 月 1 日九部委聯合印發《“十四五” 可再生能源發展規劃》，提出實施“千鄉萬村馭風行動”，以縣域為單位大力推動 鄉村風電建設。同月，吉林省印發全國首個出臺的省級“新能源+鄉村振興”方案， 提出 2022 年在吉林省 3000 個行政村開展新能源鄉村振興工程。每個行政村建設 100 千瓦風電項目或 200 千瓦光伏發電項目，2024 年度實現省內全面覆蓋。

3.4、海上風電：裝機提速駛入快車道，各省規劃一展大藍圖

相比陸上風電，海上風電發電、消納等優勢明顯。我國海上風能資源豐富。根據 根據中國氣象局風能資源詳查初步成果，我國 5 米至 50 米水深線以內海域、海平 面以上 70 米高度范圍內，風電可裝機容量約 5 億千瓦，且靠近東南部電力負荷中 心，擁有極大發展空間。與陸上風電相比，海上風況平穩，風速較高，可利用小 時較多，且不受限于運輸，可安裝單機容量較大，海上風電能實現更大發電量。 此外，由于海風資源多集中于電量需求較高的沿海地區，可實現就近消納，進一 步降低棄風率。

頂層強調陸海并重，各省陸續公布“十四五”規劃，海上風電建設有望超預期。 2021 年 3 月《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和 2035 年 遠景目標綱要》明確提出：非化石能源占能源消費總量比重提高到 20%左右，有 序發展海上風電。2021 年 10 月《2030 年前碳達峰行動方案的通知》指出：堅持 陸海并重，推動風電協調快速發展，完善海上風電產業鏈，鼓勵建設海上風電基 地。2022 年 1 月 29 日，《“十四五”現代能源體系規劃》要求：提升東部和中部 地區能源清潔低碳發展水平，積極推進東南部沿海地區海上風電集群化開發，重 點建設廣東、福建、浙江、江蘇、山東等海上風電基地。頂層釋放積極信號，陸 風海風協調發展，海上風電發展潛力巨大，有望拉動風電建設新一輪增長。目前 已有多個省市公布海上風電“十四五”期間規劃，各省規劃總容量超預期，十四 五海上風電新增裝機有望達到約 70GW，與十三五期間累計新增裝機相比，提升 606.82%。其中廣東、海南、福建、江蘇、山東規劃體量較大，分別為 17GW、12.3GW、 10.3GW、9GW、8GW。海風正盛，海上風電建設已然全速啟航。

省補接力國補，海上風電建設空間良好。2021 年 6 月 7 日，國家發改委發布《關 于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》，通知指出，2021 年起新核準（備 案）海上風電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競 爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由 電網企業結算。鼓勵各地出臺針對性扶持政策，支持光伏發電、陸上風電、海上 風電、光熱發電等新能源產業持續健康發展。目前廣東、山東、浙江已發布明確 的海上風電地方補貼政策，其中廣東和山東的項目補貼均是按照項目容量進行一 次性補貼，更能幫助項目直接降低成本。

3.5、風電裝機空間廣闊，電力建筑企業業績有望隨風起

海上風電建安工程成本較高，隨著海上風電裝機占比的快速提升，具有相應資質 的建筑企業將從中受益。2020 年，陸上風電投資成本結構中，風電機組采購成本占比 63%，建筑安裝成本為 14%；而海上風電投資成本結構中，風電機組占比為 50%，建筑安裝成本達到了 35%。與陸上風電相比，海上風電工程施工更為復雜， 在論證評估、勘探設計、基礎施工、機組吊裝、海纜鋪設等環節成本顯著增加。 2021 年陸上風電在平原及山區的單位千瓦造價分別為 5800 元、7200 元，而海上 風電因短期設備供應及施工資源緊張，單位千瓦造價在 18500～23500 元之間。據 全球風能理事會（GWEC）預測，2026 年全球海上風電新增裝機占比將達到 24%， 隨著海上風電建設進程的推進，具備海上風電工程 EPC 總承包的設計、施工資質 的建筑企業將由此獲益。

4、新型儲能突飛猛進，抽水蓄能空間仍廣闊

4.1、新能源裝機擴張&政策持續加碼，儲能行業升溫

新能源裝機快速增加，風光發電占比持續提升。雙碳背景下，我國新能源裝機迎 來快速發展，2015 年-2021 年，我國新能源裝機占比持續提升，由 2015 年的 11.3% 提升至 2021 年的 26.7%，同期的新能源發電量占全社會用電量的比重由 4.1%提 升至 11.8%。可以看出，我國新能源裝機、發電量占比均有了大幅度提升。

新能源發電的構轉型與電網側發展滯后矛盾顯現，加速發展儲能成為必經之路。 由于風電、光伏受制于氣等因素，具有較大不穩定性，波動幅度大，新能源發電 占比持續提升，調峰容量需求激增與常規電源調峰容量之間的矛盾凸顯，成為新 能源發電消納的制約因素之一。此外，我國 21 年 3 月-22 年 6 月全年用電量高峰 在 7~8 月以及 12 月，而新能源發電量高峰在 4~5 月份，存在較為明顯的季節差， 季節性供需錯配需要更多儲能設施來維持電網安全穩定。

4.2、儲能技術路線豐富，抽水蓄能&化學儲能是當前主流

儲能技術路線豐富，按照儲存介質進行分類，可以分為機械類儲能、電氣類儲能、 電化學類儲能、熱儲能和化學類儲能。機械類儲能是利用各種物質體的相互作用 （質量）、慣性和形變后的恢復能力儲存，應用形式主要有抽水蓄能、壓縮空氣儲 能和飛輪儲能。電氣類儲能的應用形式有超級電容器儲能和超導儲能，其中電容 器儲能主要依靠雙電層和氧化還原贗電容電荷儲存電能，超導儲能以超導線圈中 循環流動的直流電流方式儲存在磁場中。電化學類儲能技術是利用化學元素做儲 能介質，充放電過程伴隨儲能介質的化學反應或者變化，比如鋰離子電池，鉛酸 電池，二次電池，鈉硫電池，液流電池等。化學儲能目前主要是通過電解水，將 水分解為氫氣和氧氣，從而獲得氫，以后可直接用氫作為能量的載體，再將氫與 二氧化碳反應成為合成天然氣（甲烷），以合成天然氣作為另一種二次能量載體。 熱儲能是將熱能被儲存在隔熱容器的媒質中，以后需要時可以被轉化回電能，也 可直接利用而不再轉化回電能。

抽水儲能裝機規模最大，電化學儲能裝機規模快速增長。根據 CNESA 不完全統 計，截至 2021 年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模 46.1GW，占全球市場總 規模的 22%，同比增長 30%。其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為 39.8GW， 同比增長 25%，所占比重與去年同期相比下降了 3 個百分點；新型儲能累計機規 模達 5729.7MW，占比 12.5%，同比增長 75%。新型儲能中，電化學儲能占比最 高，為 96.5%，是新型儲能裝機規模的主要增長點。

4.3、電化學儲能崛起，市場空間廣闊

4.3.1、全球電化學儲能裝機景氣持續，國內裝機規模快速增長

全球化學儲能裝機景氣持續，鋰離子電池占比超 90%。對新能源和可再生能源的 研究和開發，尋求提高能源利用率的先進方法，已成為全球共同關注的首要問題。 儲能市場在當前大環境中乘勢而上，尤其是以電化學儲能為代表的新型儲能市場， 在新冠疫情和供應鏈短缺的雙重壓力下，2021 年依然保持著高速增長的態勢。根 據 CNESA 統計，2021 年全球已投運電力儲能累計裝機規模達到 209.4GW，同比 增長 9%。其中，傳統的抽水蓄能是目前最為成熟的電力儲能技術，但較大程度上 受限于地理因素及較長的工期，較上年同期下降 4.1 個百分點，市場占比首次跌 下 90%；取而代之的是新型儲能技術的高速發展，累計達到 25.4GW，同比增長 67.7%。在各類新型儲能技術中，鋰離子電池憑借較長的壽命和相對較低的成本占 絕對主導，市場份額超過 90%。

中國電化學儲能新增裝機在全球占比 22.4%，具有舉足輕重的地位。根據 CNESA 統計，2021 年全球電化學儲能新增裝機規模 10.1GW，其中，中國新增電化學儲能 2.3GW，同比增長 44.9%，在全球占比達到了 22.4%，占國內新增儲能裝機中比重為 21.5%。截至 2021 年底，我國累計投運的電化學儲能裝機規模為 5.5GW，同比增長 69.1%，在國內儲能累計裝機中，電化學儲能占比為 12.1%，相比 2020 年，提升了 2.9 個百分點。

4.3.2、多場景應用催生需求空間，共享商業模式有望解決行業痛點

電化學儲能產業鏈上游主要包括電池、BMS、EMS 以及 PCS 供應商，中游為系統集 成商和安裝商，下游主要應用在電源側、電網側、用戶側 3 大環節： 1）上游包括儲能電池、BMS、EMS、PCS 供應商等。根據 CNESA 統計，2021 年 全球市場儲能電池出貨量排名前十的中國企業依次為：寧德時代、鵬輝能源、比 亞迪、億緯動力、派能科技、國軒高科、海基新能源、中創新航、南都電源和中 天科技；全球市場儲能 PCS 出貨量排名前十的中國企業依次為：陽光電源、科華 數能、比亞迪、古瑞瓦特、上能電氣、盛弘股份、南瑞繼保、匯川技術、索英電 氣和科士達； 2）中游為儲能系統集成商與安裝商。根據 CNESA 統計，2021 年國內市場儲能系 統出貨量排名前十的儲能系統集成商依次為：海博思創、電工時代、新源智儲、 陽光電源、科華數能、林洋億緯、中天科技、興儲世紀、平高集團和采日能源； 電力建筑企業如永福股份等，一般通過 EPC 參與儲能電站建設。 3）下游包括各類終端用戶，主要分為電源側、電網側、用戶側三類，涵蓋風/光電 站、傳統電廠、電網公司、工商業、家庭等眾多應用場景。

電化學儲能系統主要由儲能電池組、電池管理系統、能量管理系統、儲能變流器 以及其他電氣設備構成。其中，電池組用于存儲能量，是儲能系統最主要的構成 部分，占儲能系統成本的 60%；電池管理系統用于電池監測、評估、保護及均衡 等，占成本 5%；能量管理系統用于數據采集、網絡監控和能量調度等，占成本 10%；儲能變流器用于控制電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換，占成本 20%；其他電氣設備占成本 5%。

需求端來看，電化學儲能可應用于多種場合，電源側（發電側）、電網側、用戶側 齊發力釋放電化學儲能訂單。

電網側儲能需求：新能源發電量占比持續提升，未來將成為我國發電主體， 新能源大規模并網對電力系統調節能力提出更高要求。新能源發電的瞬時波 動和日內波動特性增大了系統調頻、調峰需求，加了對電網側儲能的需求。 電化學儲能技術施工周期短，布點靈活，調節速率快，且具備雙向調節能力， 電化學儲能設施可以有效快速的解決國內調峰調頻電源容量的問題。

電源側儲能需求：新能源發電易受環境、氣候影響，發電具有不穩定性，“新 能源+儲能的組合發電解決方案，增加其可調節性和適用性。隨著新能源發電 成本及儲能成本的不斷下降，其經濟性的提升將使得新能源+儲能模式逐步成 為未來新增發電設備的主要技術解決方案。

用戶側儲能需求：用戶側儲能一般用于各類大型工商業企業或產業園區，建 筑光伏一體化滲透率提升，以及光伏整縣推進的加速，光伏+儲能模式開始向 民用領域拓展。國內 BIPV 市場已經開始逐步放量，滲透率有望得到快速提 升，并且多個地方出臺政策要求分布式光伏配備儲能，將進一步拉動用戶側 需求。

共享商業模式明確，配儲成本有望得到疏導，解決行業痛點釋放需求空間。當前 儲能最大的發展阻礙在于配儲成本的疏導，在一定程度上制約了儲能的發展，這 也是行業的最大痛點之一，因此建立新型儲能的成本疏導機制可以推動新型儲能 的商業化應用和發展。22 年 6 月 7 日，發改委和能源局共同發布《關于進一步推 動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，明確獨立儲能市場定位，明確獨立 儲能跨市場交易模式。政策提出多個獨立儲能電站收益來源：（1）獨立儲能參與 中長期市場和現貨市場，同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯合兩 種方式同時參與的市場模式；（2）簽訂頂峰時段和低谷時段市場合約實現移峰填 谷；（3）發揮獨立儲能技術優勢提供輔助服務，按照“誰提供、誰獲利，誰受益、 誰承擔”的原則，由相關發電側并網主體、電力用戶合理分攤。

4.3.3、地方政府配儲政策密集出臺，強力推動市場規模化發展

地方支持政策加速落地，多省市給出“十四五”新型儲能裝機目標。新型儲能是構建新型電力系統的重要技術和基礎裝備，對實現“30·60 雙碳目標”具有重要意義。 僅 2022 年上半年，國家性政策文件達到了 52 項，各省份地區發布相關政策 437 項，從儲能的配置比例、補貼、技術等各方面均做出了相應的要求。根據 CNESA 統計，僅青海、山東、湖南、浙江、內蒙古五省及南方電網儲能的規劃達 39GW， 已高于國家制定的 30GW 目標。

電化學儲能裝機規模年投資額有望破 1000 億元。隨著新型儲能裝機規模占比迅 速上升，未來政策落地，各地裝機規劃逐漸完成，根據地方政府規劃的十四五期 間裝機規模并考慮新增裝機規劃持續增加，我們預測“十四五”期間，全國新增 新型儲能裝機規模將超過 60GW，據此對電化學儲能市場空間進行測算，我們做 出核心假設：1）在新增新型儲能中，22-25 年電化學儲能占比逐年降低，分別為 95%、94%、93%、92%；2）2022-2025 年新增電化學儲能裝機規模勻速增長；3） 2021-2025 年儲能時長從 1.5h 提升至 2.5h；4）2021-2025 年電化學儲能 EPC 單位 投資成本按 4%的比例均速下降；5）建安工程費占電化學儲能投資成本 6%。

4.4、抽水蓄能經濟性優勢明顯，中長期裝機規劃空間廣闊

4.4.1、抽水蓄能是目前儲能方式中優先發展的剛需

抽水蓄能作為目前技術成熟、應用廣泛、壽命周期長、容量大的大規模物理儲能 方式，是當下最為主流的儲能方式之一。根據中關村儲能產業技術聯盟的統計， 截至 2021 年底，全球已投運抽水蓄能累計裝機規模約為 180.5GW，占全球儲能項目累計裝機的 86.2%，其中，中國抽水蓄能累計裝機規模為 39.8GW，同比增長 25%，占到國內儲能項目累計裝機的 86.3%。

抽水蓄能兼具儲能規模大、壽命長及經濟性凸顯優勢。抽水蓄能是利用負荷低估 電能或無法正常消納的新能源棄電電能抽水至上水庫，在負荷高峰或需要時再放 水至峽水庫發電的水電站，又稱蓄能式水電站，具備削峰、填谷、調頻、事故備 用等多種功能。抽水蓄能電站額定功率一般在 100-2000MW 之間，是目前唯一達 到 GW 級別且能大規模使用的儲能技術，如目前世界上最大的抽水蓄能電站，河 北豐寧抽水蓄能電站，總裝機容量為 3.6GW，電站全部投產后每年可消納過剩電 能 87.16 億千瓦時，年發電量 66.12 億千瓦時，這也使得豐寧抽水蓄能電站成為了 京津翼地區實現能源電力轉型的關鍵項目。除儲能規模大外，抽水蓄能電站還具 備明顯的經濟性，根據《儲能的度電成本和里程成本分析》數據顯示，雖然抽水 蓄能作為大型項目前期投資規模大，但抽水蓄能電站使用壽命約 50 年，系統能量 成本在 120-170 萬元/MW·h，電站運維成本約 120 萬元/MW·h，其他成本 20 萬 元/MW·h，在考慮系統能量效率和年運行比例后，可得出抽水蓄能度電成本在 0.21-0.25 元/kW·h，遠低于以磷酸鐵鋰為代表的電化學儲能方式。抽蓄儲能規模 大疊加電化學儲能仍在發展階段，在儲能建設亟需與新能源發電配套的背景下， 使得抽水蓄能成為了目前儲能方式中優先發展的剛需。

4.4.2、產業鏈體系成熟，建筑工程投資占比超 25%

抽水蓄能產業鏈主要可以分為上游設備供應、中游抽水蓄電站建設，以及下游電 網系統。通過一大批通過一批大型抽水蓄能電站建設實踐，基本形成涵蓋標準制 定、規劃設計、工程建設、裝備制造、運營維護的全產業鏈發展體系和專業化發 展模式。 上游設備供應主要設備包括水輪機、發電機、水泵、進水閥、壓縮空氣系統 等，參與者相對較多，水輪機主要廠商有浙富控股、通裕重工、杭鍋股份、 華西能源等；水泵主要廠商有：大元泵業、東音股份、凌霄泵業等；發電機 廠商包括：國投電力、華能水電等。 中游企業主要參與水電項目的前期設計與建設。抽水蓄能建設較為復雜，對 從業單位資質和業績有較高的要求，電站設計、建設廠商主要有中國電建、 中國能建、粵水電等。 下游為抽水蓄能電站的應用，主要應用在電網系統，作為電網的調峰、填谷、 調頻、調相、事故備用等用途。

中游水電工程咨詢與施工方面，行業資質要求高，一級及特級資質企業數量較少， 電建和能建占據絕對優勢。對于建筑業來說，企業資質作為行業進場券是行業格 局形成的重要因素。水利水電行業資質要求較高，不同資質等級所能承接的工程 范圍差別較大，目前行業當中具備一級及特級資質的企業數量占比仍較低，此外， 水利水電項目具有大投資、大規模和大周期的特點，決定了國有企業是水利水電 項目投資的主力軍。截至 2022 年 9 月，共有 42731 家企業具備水利水電工程施工 總承包資質，而其中具備一級及特級資質的企業數量僅為 306 家，具備總承包特 級資質的企業只有 32 家。從 32 家水利水電工程施工總承包特級企業名單來看， 除浙江省第一水電建設集團股份有限公司為民企外，其余均為國有企業，其中中 國電建和中國能建占據明顯優勢，32 家特級企業當中有 18 家歸屬于中國電建，6 家歸屬于中國能建。

4.4.3、中長期規劃設裝機下限，兩部制電價助發展

頂層設計催生抽水蓄能增量建設大機遇。2021 年 9 月，國家能源局為抽水蓄能獨 立發布規劃文件《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》，提出到 2025 年， 抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到 6200 萬千瓦；到 2030 年，抽水 蓄能投產總規模較“十四五”翻一番，達到 1.2 億千瓦。另根據中國水利發電協會 數據，截至 2022 年 6 月，我國已納入規劃的抽水蓄能站點資源總量約 8.14 億千 瓦。2022 年政府工作報告提出“推進大型風光電基地及其配套調節性電源規劃建設，加強抽水蓄能電站建設，提升電網對可再生能源發電的消納能力”，抽水蓄能 電站建設首次被寫入政府工作報告，可見抽水蓄能發展已經上升為國家重要建設 任務，受重視程度提升明顯。

中長期規劃資源站點南方、西北、華中、華東等區域分布較多，多地已陸續安排 “十四五”期間抽水蓄能裝機規劃。2020 年，國家能源組組織開展了新一輪抽水 蓄能中長期規劃資源站點普查工作，經統計，資源站點共 1529 個，總裝機規模達 16.04 億 kW，其中南方地區站點資源分布最多，站點資源量高達 45008 萬 kW， 遙遙領先。截至 2021 年底，我國已納入規劃的抽水蓄能站點資源總量約 8.14 億 kW，其中 9792 萬 kW 項目以已經實施。自國家頂層設計出臺后，各省積極開展 抽水蓄能站點資源普查并在相關能源規劃中給出抽水蓄能裝機規劃，如安徽省能 源局發布抽水蓄能中長期發展規劃文件，目標到 2025 年、2030 年和 2035 年，全 省累計建成抽水蓄能電站抽水蓄能電站裝機容量分別達到 468 萬千瓦、1000 萬千 瓦以上和 1600 萬千瓦以上。預計隨著國內能源結構轉型進程不斷深入，各地能源 局將加速出臺抽水蓄能相關規劃政策。從整體來看，截至到 2021 年底，CNESA 國內抽水蓄能裝機量為 39.8GW，根據國家給出的到 2030 年抽水蓄能累計裝機容 量達到 120GW 來計算，預計國內抽水蓄能裝機仍有 2 倍增長空間。

按 2025 年前建成的抽水蓄能電站進行測算，2022-2025 期間抽水蓄能工程投資預 計超 2000 億元，建筑工程投資約 500 億元。根據國家能源局《抽水蓄能中長期發 展規劃（2021-2035 年）》，要求到 2025 年，抽水蓄能裝機規模達到 62GW，按照 國家能源局抽水蓄能統計口徑，截至 2021 年抽水蓄能累計裝機規模為 39.8 萬千 瓦，則 22 年-25 年，還需新增約 22.2GW。對 22 年-25 年抽水蓄能空間進行測算， 我們作出如下關鍵性假設： （1）22 年-25 年，按照國家規劃裝機量，并考慮部分抽水蓄能在建工程于 2025 年 時尚未并網但已產生一定規模工程投資，假設 22 年-25 年抽水蓄能裝機 2.6GW， 每年新增抽水儲能裝機規模相同，即每年新增 650 萬千瓦； （2）根據《抽水蓄能產業發展報告 2021》，2021 年核準抽水蓄能電站單位成本的 平均值為 6480 元/千瓦，考慮造價呈持續攀升態勢，我們假設 22-25 年單位造價 CAGR 取 7%。 （3）建筑工程在抽水電站投資占比為 25%。

5、投資分析

永福股份：民企電力設計龍頭，新能源業務加速布局

福建永福電力設計股份有限公司，總部位于福州，前身為 1994 年成立的福建永福 工程顧問有限公司，2017 年 10 月在深交所創業板上市。公司致力于為客戶提供 電力能源系統集成解決方案和服務，服務涵蓋能源與電力工程投資、規劃咨詢、 勘察設計、工程建設、軟件開發、運維管理等電力全生命周期，業務具體可分為 電力規劃咨詢/勘察設計、EPC 總承包、智慧能源（數字電力、電力通信、電力信 息技術服務）、智能運維和電力能源投資五個板塊。 公司 2016-2021年營業收入由 4.45 億元提升至 15.68 億元，年復合增長率為28.7%。 2022 年上半年實現營業收入 9.04 億元，同比增長 58.57%；實現歸母凈利潤 0.42 億元，同比增長 228.00%。營業收入、歸母凈利潤均實現了快速的增長。

切入高景氣儲能賽道，戰略合作儲能龍頭。寧德時代與國家電網合作布局儲能， 寧德時代儲能系統收入爆發式增長，公司控股股東轉讓 8%股權給寧德時代，實現 在新能源領域（特別是光伏+儲能領域）的深度合作和產業布局。公司為寧德時代 投資的新能源電站、儲能業務提供 EPC 總承包服務，訂單持續落地，雙方優勢互 補、合作關系穩定。21 年已連續中標寧德霞浦、山西大同 2 個大型儲能站數字化 服務項目，隨著未來寧德時代儲能項目快速落地，有望帶動公司儲能 EPC 及運維 業務業績加速釋放。 業務面向智慧能源、智慧運維及戶用光伏延伸。風光儲一體化發展大勢所趨，公 司發力智慧能源，提升項目承接競爭力，同時將智慧能源可獨立承擔業務創造營 業收入，能源數字化發展的背景下，智慧能源有望給公司帶來較好的收入增長點。 同時，依托 EPC 業務帶來的項目資源，并轉換為后期運維資源，公司智慧運維業 務未來可期。此外，公司是寧德時代的換電站服務商之一，為換電站提供 EPC 服 務，成立戶用光伏子公司永福綠能，向戶用光伏延伸，預計下半年有望兌現業績。

森特股份：深耕中高端金屬圍護，與隆基合作加速布局光伏建筑

森特士興集團股份有限公司深耕于中高端金屬建筑圍護系統領域和環保領域二 十載，工程業績累計超過 2500 個，建筑面積累計達 20000 萬平方米，是國內第一 家在主板上市的圍護結構專業公司。公司成立于 2001 年，于 2016 年 11 月登陸上 交所。公司主營業務為研發、生產、銷售綠色、環保、節能新型建材并提供相關 工程設計、生產、安裝和售后等一體化服務，主要承接工業、公共、交通各領域 金屬圍護系統工程（屋面系統、墻面系統）和聲屏障系統工程，是行業內為數不 多同時做大工業建筑與公共建筑兩個市場的企業之一，且根據下游行業不同的周 期特征，形成具有自身特色的“一體多用”協同發展模式。作為金屬建筑圍護行業 的領軍企業，公司 2013 年-2017 年、2018 年-2019 年分別獲“全國金屬圍護系統行 業十強企業”、“全國建筑金屬屋（墻）面行業企業綜合競爭力十強企業”冠首。公 司客戶覆蓋機械業、電力業、汽車業、食品制造業、物流業等行業，承接了大量 重點的機場（大興國際新機場、深圳機場、成都天府國際機場、蕭山機場等）、大 部分省會城市鐵路站房（北京朝陽站、雄安高鐵站等）、大量標桿工業園區項目等， 承攬了 2021 年京東倉項目。公司公共建筑主要客戶包括各地政府及中建等央國 企，工業建筑主要客戶包括吉利、奔馳、京東等知名企業。

隆基入股森特開創業內“光伏+建筑”強強聯合之先河，有望增強產業協同，改善商 業模式，實現雙方共贏，加速行業整合升級。（1）光伏龍頭與建筑圍護聯合：隆 基股份為全球光伏龍頭，已推出“隆頂”等 BIPV 產品，森特股份系國內金屬建筑 圍護行業領軍企業，工程案例豐富，客戶資質優異。隆基入股森特將推進解決光 伏與建筑割裂問題，促進雙方業務融合，將森特股份的建筑屋頂設計、圍護優勢， 與隆基的 BIPV 產品制造優勢相結合，共同開拓大型公建市場和光伏產品應用場 景，搶占市場份額、發揮規模效應。（2）雙方在產品和渠道上有較多合作空間： 未來模式下隆基專注光伏產品研發制造和技術升級，開發滿足建筑性能要求的 BIPV 產品，更能參與關鍵標準編制和產品檢測認證，森特提供工程技術資質、客 戶渠道，推動產品順利落地和擴大市場份額，二者聯合克服以往痛點。

粵水電：廣東水利水電龍頭，工程施工、清潔能源雙主業發展

粵水電是廣東省水利水電建設龍頭企業，堅持工程施工和清潔能源投資雙主業發 展。公司是一家集設計、施工、建設、運營、管理全過程服務于一體的建筑行業國有控股上市公司，廣東省唯一一家水利水電工程施工總承包特級資質企業和廣 東省屬國有控股唯一一家建筑業上市公司。公司從事的主營業務含水利水電及軌 道交通等領域的工程施工業務，以及水力、風力、光伏發電等清潔能源發電業務。 營業收入、歸母凈利潤穩健增長。公司 2021 年營業收入 143.61 億元，同比增長 14.13%；實現歸母凈利潤 3.28 億元，同比增長 24.45%。2016 年-2021 年，公司營 業收入、歸母凈利潤年復合增速分別為 17.8%、19.5%，增速有一定的波動性，但 總體實現了較快增長。

水利水電建設經驗充分，抽水蓄能業務加速發展，保證項目收益。公司擁有優良 的市場開拓能力，豐富的清潔能源開發、建設、運營、以及風電塔筒制造等方面 經驗，項目建設質量優良、速度快，科學運營管理，有效控制成本，項目收益良 好。公司具備抽水蓄能電站上下水庫土建、水庫庫岸防護等工程施工資質、先進 技術及豐富經驗，參與了廣東惠州抽水蓄能電站、深圳抽水蓄能電站、清遠抽水 蓄能電站、陽江抽水蓄能電站、肇慶抽水蓄能電站、海南瓊中抽水蓄能電站的建 設，隨著抽水蓄能訂單的持續釋放，公司抽蓄業務有望加速發展。

中國電建：全球電力工程巨頭，新能源業務值得期待

中國電建是全球電力工程巨頭，清潔低碳能源、水資源與環境建設的引領者。公 司承擔國內大中型水電站 80%以上的規劃設計任務、65%以上的建設任務，占有 全球 50%以上的大中型水利水電建設市場，市場地位顯著。受益國家“兩新一重” 等政策刺激，公司營業收入穩步提升，建筑工程承包、電力投資與運營兩大業務 貢獻核心毛利。新能源產業方面，公司加大風光新能源、抽水蓄能工程項目承接 力度，整合資源推動新能源投建營節奏提速。 2022 年上半年公司實現營業收入 2660.27 億元，同比增長 6.07%；實現歸母凈利 潤 61.02 億元，同比增長 19.25%。2016 年-2021 年營收、歸母凈利潤年復合增速 分別為 13.4%、5.0%。總體來看，公司業績實現了穩健增長。

抽水蓄能工程建設領域具備核心優勢和領先地位。根據抽水蓄能中長期規劃，到 2025 年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到 6200 萬千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到 1.2 億千瓦左右，隨 著抽水蓄能受到政策刺激，疊加新能源裝機占比的持續提升，儲能需求有望得到 快速釋放，抽水蓄能預計保持高強度投資。公司是抽水蓄能行業龍頭，國內 32 家 水利水電工程施工總承包特級企業中，有 18 家歸屬于中國電建，隨著抽水蓄能裝 機的持續推進，公司預計持續受益。

中國能建：全球電力工程巨頭，新能源業務值得期待

全球電力和基礎設施建設龍頭，換股吸收合并葛洲壩實現“A+H”股上市。公司成 立于 2014 年，由中國能源建設集團與其全資子公司電力規劃總院共同發起設立， 系全球性能源電力、基礎設施整體解決方案和全產業鏈服務的綜合特大型建筑企 業，具有集規劃咨詢、評估評審、勘察設計、工程建設及管理、運行維護和投資 運營、技術服務、裝備制造、建筑材料為一體的完整產業鏈，公司連續 8 年進入 世界 500 強，2021 年 ENR“全球最大 250 家國際承包商”中位居前列。 2022 年上半年公司實現營業收入 1582.87 億元，同比增長 11.83%；實現歸母凈利 潤 27.94 億元，同比增長 18.69%。公司 2016-2021 年營收從 2221.71 億元增長至 3223.19 億元，歸母凈利潤從 42.63 億元增長至 65.04 億元，CAGR 分別達到 7.7% 和 8.8%，公司整體業績實現了穩健增長。

公司在水電、新能源、清潔高效火力發電等大型項目建設方面經驗豐富。公司是 傳統能源電力建設的國家隊，截至 2021 年底，公司在水電工程領域施工市場份額 超 30%，大型水電工程領域施工市場份額超 50%；累計參與勘察設計的新能源項 目裝機容量超過 1.7 億千瓦，執行施工任務的新能源項目裝機容量達 1.1 億千瓦， 代表項目為新疆哈密 50 兆瓦熔巖塔式光熱發電項目。

宏潤建設：“基建+BIPV”雙輪驅動，業績與估值有望迎來雙擊

宏潤建設集團股份有限公司成立于 1994 年，2006 年 8 月在深交所上市正式登陸 資本市場，公司主營業務多元化，包括軌道交通、市政工程、公路橋梁、地下空 間及綜合管廊、水務環保、海上工程、房屋建筑等工程施工，房地產開發，基礎 設施項目投資建設，太陽能產業，國際教育等，其中軌道交通和市政工程業務為 公司核心業務。公司是國內第一家進行城市軌道交通地下盾構施工的民營企業， 軌道交通工程已進入全國 18 個城市，累計完成盾構推進 270 公里，具有行業核心 競爭力。 近年來公司營業收入和凈利潤平穩增長，2017 到 2021 年間，營業收入從 81.27 億 元增長至 103.22 億元；歸母凈利潤從 2.72 億元增長至 4.00 億元，收入及利潤均 實現較快增長。公司 ROE 水平穩定增長，近年來穩定在 10%以上。2022 年受上 海疫情影響，公司業績有所下滑，隨著穩增長政策的持續發力以及上海地區項目 正常開展，公司下半年業績預計企穩回升。

龍元建設：民營 PPP 龍頭企業，積極探索光伏領域

公司創立于 1980 年，前身為浙江象山二建集團股份有限公司，1983 年底進入上 海建筑市場，1995 年 9 月企業改制民營，1998 年更名龍元建設集團股份有限公 司，2004 年登陸上交所主板，2014 年加速 PPP 業務市場布局，發展為 PPP 民營 龍頭企業。公司主營業務以民用、工業、市政及各類工程的建筑施工安裝為主， 以及包括水泥、鋼結構生產銷售等業務。

民營 PPP 龍頭，業務結構優化，毛利率逐年提升。公司是民營企業中 PPP 業務龍 頭，大部分 PPP 項目進入匯款期。同時，公司提高民營房地產企業的項目篩選標 準，主動放棄資金保障力度弱或項目付款條件不佳的項目；積極參與非民營房地 產企業和優質民營企業的項目；加強公開招投標市場的競爭，如學校、醫院、市 政基礎設施建設類項目；重點拓展經濟發達地區的業務，如長三角、珠三角等經 濟發達地區。公司優化業務結構，輕數量，重質量，2017 年以來公司毛利率呈現 逐年遞增的趨勢，有利于公司控制風險，提升公司的盈利水平，促進公司穩健發 展。

積極布局裝配式、BIPV 業務，培育公司新的增長極。公司已完成對 BIPV 的第一 階段技術與市場調研，并開始著手資源配置和整合，進入實質合作及研發階段。BIPV 技術與公司已具備的幕墻圍護技術、鋼結構技術等存在高度的技術共通性和 配合協同性，龍元明筑 S 體系將在現有“結構系統”、“圍護系統”、“機電系統”和 “內裝系統”四大系統的基礎上，納入新的“綠能”系統，將為公司業務帶來新的市 場競爭優勢。為順應建筑工業化、配合裝配式建筑和 BIPV 制造需要，公司裝配 式建筑科技產業園已落子安徽省宣城市，一期占地 300 畝，預計達產后可服務長 三角地區 100 萬平方的裝配式綠色建筑建設，年產值超 15 億元。公司通過積極布 局裝配式建筑、BIPV 業務，符合國家政策，發展空間廣闊，綠色建筑業務板塊有 望成為公司新的增長極，增厚公司業績，提升公司估值。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。系統發生錯誤