成都众龙再生资源有限公司(重庆众成再生资源综合利用有限公司)

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（报告出品方/作者：兴业证券，孟杰）

1、从双碳政策看能源基建行业机会—风光储发展步入快车道

1.1、双碳目标升级国家战略，能源结构转型势在必行

双碳背景下能源结构转型迫在眉睫，新能源装机成为能源结构转型的基石，新能 源基建有望充分受益。在双碳背景下，我国目前推动“碳达峰”、“碳中和”目标 实现的核心举措之一在于构建以新能源为主体的新型电力系统。当前，传统火电 仍占据我国电力结构中的主要部分，根据国家能源局统计，2019 年电力、热力等 生产产生的碳排放量占全国总碳排放量的 47.4%，因此，能源结构转型势必需要 降低化石能源终端消费占比、提升非化石能源消费比重。目前我国非化石能源消 费比重还处于较低水平，2020 年仅为 15.9%，根据国家规划，2025 年、2030 年、 2060 年分别提升至 20%、25%、80%，提升空间广阔，在此过程中，新能源装机 量快速增长成为我国能源结构转型的基石，而新能源装机快速增长的过程中，将 催生出新能源基建蓝海，给基建带来新的发展方向与动力。

1.2、从国家“双碳”政策看能源基建

国家顶层设计推动新能源加速发展，光伏、风电、储能等新能源基建是“双碳” 政策的重要抓手。2021 年碳达峰、碳中和首次写入政府工作报告，正式开启我国 “双碳”元年，国家顶层设计逐步完善，政策性文件持续落地。从国家顶层设计 文件中可以看出，新能源是实现“双碳”目标的必经之路，光伏、风水电、储能是 未来能源体系绿色低碳转型的重要抓手，成为国家顶层设计文件中的高频词。 《2030 年前碳达峰行动方案》要求，到 2025 年，非化石能源消费比重达到 20% 左右，到 2030 年，非化石能源消费比重达到 25%左右，并对光伏、风水电，储能 做出具体要求：到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上； “十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万千瓦左右；到 2030 年， 抽水蓄能电站装机容量达到 1.2 亿千瓦左右；到 2025 年，新型储能装机容量达到 3000 万千瓦以上。我们认为，在国家政策驱动下，以光伏、风电、抽水蓄能、新 型储能等为重点的新能源基建，未来发展空间广阔，预计十四五期间将迎来快速 发展。

部委级光伏、风电、新型储能专项规划持续落地，进一步催化新能源基建加速发 展。在国家顶层设计规划指引下，能源局、发改委、住建部、财政部等纷纷响应 国家“双碳”政策，密集出台了一些列新能源专项政策，如国家发改委、能源局 22 年 3 月发布的《“十四五”现代能源体系规划》，要求大力发展分布式光伏、积 极发展海上风电、加快抽水蓄能电站建设、积极推动储能电池应用示范，在政策 的大力支持下，新能源基建在规划体系中将扮演重要地位。财政部于 22 年 5 月发 布《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》，进一步明确了支持光伏、风电等可 再生能源，因地制宜发展新型储能、抽水蓄能等，未来新能源基建的资金预计将 持续获得财政倾斜。部委级政策持续多地，将驱动新能源基建项目进一步加速放 量。

1.3、从地方政府工作报告、“十四五”规划看能源基建

短期来看，2022 年政府工作报告中光伏、风电、储能等新能源基建是地方政府投 资的重点。多个省份设立新能源装机目标，各省积极提出加快构建以新能源为主 题的新型电力系统。根据我们统计，31 个省市当中除湖南外的 30 个省市均提到 “新能源”，提及频次合计达到 107 次，其中，光伏、风电、抽水蓄能、新型储能 建设提及的省市个数分别为 19 个、18 个、14 个、13 个。内蒙古、上海及浙江等 7 个省份设立了 2022 年新能源装机目标，合计新增新能源和可再生能源发电装机 约 2330 万千瓦，相比 2021 年目标更为积极，如云南省政府明确表示 2022 年新增 新能源装机 1100 万千瓦以上、力争开工 2000 万千瓦；安徽省规划 2022 年新增可 再生能源发电装机 350 万千瓦以上，相比 2021 年 100 万千瓦的装机目标提升明 显。整县光伏屋顶亦是受到重视，有 18 个省份提及，加速推进整县屋顶光伏发电 等能源项目建设。

中长期来看，光伏、风水电、储能等新能源基建仍是发展重点。根据地方政府发 布的“十四五规划和 2035 远景目标纲要”、碳达峰和碳中和规划等地方政策性文 件，对风力发电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等新型能源做出了重点部署， 如浙江省鼓励发展天然气分布式能源、分布式光伏发电，有序推进抽水蓄能电站 和海上风电布局建设，加快储能、氢能发展，到 2025 年清洁能源电力装机占比超 过 57%，高水平建成国家清洁能源示范省；安徽省要求坚持集中式与分布式建设 并举，有力有序推进风电和光伏发展。完善抽水蓄能电站价格形成机制，发挥抽 水蓄能资源优势，推进长三角千万千瓦级绿色储能基地建设。未来，以光伏、风 电、抽水蓄能等为主的新能源基建蓝海逐渐形成，预计新能源基建短中长期均具 备广阔的发展空间。

2、BIPV 蓄势待发，建筑与光伏企业强强联合拓市场

2.1、分布式光伏成为新增光伏装机主力，BIPV 成长潜力大

光伏发电集中式与分布式并举的发展趋势明显，分布式光伏成为新增装机主要增长点。光伏电站一般分为集中式电站和分布式电站，其中，集中式光伏电站主要 是国家利用荒漠，集中建设大型光伏电站，发电直接并入公共电网，接入高压输电系统供给远距离负荷。分布式电站，主要基于建筑物表面，就近解决用户的用 电问题，通过并网实现供电差额的补偿与外送，就近解决用户的用电问题和资源 利用问题，以及企业和居民的自用电，特别是光伏建筑一体化发电系统，由于投资小、建设快、占地面积小、政策支持力度大等优点，是发达国家并网光伏发电 的主流。根据国家能源局数据，2014-2021 年我国累计装机从 28.05GW 增长至 306.56GW，2021 年新增光伏装机 54.88GW，同比增长约 14%，为历年以来投产 最多，其中，集中式光伏电站 25.6GW、分布式光伏电站 29.28GW，2021 年新增 分布式光伏同比增长约 89%。从国内新增装机中集中式和分布式装机占比来看， 分布式装机发展迅速，2021 年新增光伏装机中，分布式装机历年来第一次超越集中式装机，占比从 2013 年 6.19%增长至 2021 年的 53.35%，分布式光伏成为新增 光伏装机的主要增长点。

BIPV 是未来分布式光伏发展的重要方向，增长潜力大。分布式电站可以大致分 为三类：光伏组件与建筑结合（BAPV）、光伏组件与建筑集成（BIPV）、非建筑 场景。BAPV 主要指在建筑上安装的光伏构件不作为建筑的外围护结构，只起发 电功能的建筑部件，在既有建筑上应用较多。BIPV 主要指在建筑上安装的光伏构 件不仅是发电的部件，而且作为建筑的外围护结构，与建筑同步设计、同步施工、 同步验收，如光电瓦屋顶、光电幕墙和光电采光顶等。与 BAPV 相比，BIPV 直接 将设备作为墙体或屋顶，外观整体性更强，使用寿命长，而且 BIPV 不需要其他 固定结构的特性使其安全性更高，防水性能更好，施工难度显著低于 BAPV。此 外，BAPV 往往是需要一次性投入多年回报的项目，业主重视收益率与安全，一 旦发生重大损失，会出现权益难以得到有效保障的情况，而 BIPV 可以规避这一 问题。BIPV 作为未来光伏建筑发展的重要方向，能够很好地解决 BAPV 系统存 在的一些痛点。

2.2、政策持续加码光伏建筑，预计 2025 年市场规模超 1000 亿元

政策持续加码推进光伏建筑，目标逐渐清晰。从 2014 年起，国务院和金属结构协 会先后提出发展光电建筑，2016 年国家能源局和发改委跟进提出光伏建筑建设具 体指标，2020 年《建筑光伏组件》和《户用光伏发电系统》发布奠定了 BIPV 行 业发展基本规范。2021 年随着各地开始落地推进光伏建筑，国家能源局进一步明 确“5432”光伏建筑整县推进方案。2022 年 3 月，住建部《“十四五”建筑节能与绿 色建筑发展规划》落地，“绿色建筑”要求进一步提升，新增建筑太阳能光伏装机 容量 50GW 成为明确指标，预计将有效推动 BIPV 市场扩容。

测算 BIPV2025 年市场容量有望达到 1000 亿元以上。当前 BIPV 目标市场包括存 量建筑改造和新建建筑市场，当前仍以存量改造项目为主，预计新建建筑市场会 逐步放量。 1）存量建筑市场规模充足，测算总量约 1.3 万亿。从建筑存量市场来看，根据中 国建研院《BIPV 光电建筑市场发展情况介绍》，2020 年我国既有建筑面积约为 600 亿平米，其中可安装太阳能光伏电池的面积占比约为 1/6。我们估算，截至 2021 年末，国内既有建筑面积增长至约 650 亿平米。根据国家统计局数据，在国内每 年房屋竣工面积中，住宅竣工面积与非住宅竣工面积的比例约为 7：3，由此推算， 截至 2021 年底，国内非住宅建筑存量建筑面积约为 195 亿平米，我们假设其中屋 顶等适用 BIPV 的建筑面积约为 1/6，即 32.5 亿平米，按照每平米安装 100W、造 价 4 元/W 测算，国内存量建筑 BIPV 市场规模约为 1.3 万亿元。

2）增量市场 BIPV 渗透率有望快速提升。2021年全国建筑业企业房屋竣工面积 为 40.83 亿平米，同比增长约 6.11%。从竣工面积构成情况来看，住宅竣工面积占 比最大，占比为 66.26%；非住宅面积占比为 33.75%，其中包括厂房及建筑物，竣工面积占比为 13.81%，商业及服务用房，竣工面积占 6.19%，及其他各类房屋， 竣工面积占比均在 6%以下。目前来看，BIPV 由于应用成本考虑，在新建建筑市 场应用较少，但随着产业逐步走向成熟规范，我们认为未来 BIPV 在新增市场的 应用规模将进一步增加。

关键假设： 1）尽管 2021 年竣工建筑面积同比增长 6.11%，我们认为主要由于地产加速周转 导致，长期来看，竣工仍有下行趋势，因此假设 22、23 年竣工面积同比分别下降 5%、2%，24-25 年增速为 0，总体规模不变； 2）我们认为 2025 年住宅房屋、厂房用地、商业用地中 BIPV 渗透率分别为 3%、 30%、30%，其余类型用地，如科研、教育和医疗用房屋，办公用房屋等建筑 BIPV 渗透率为 15%，总体竣工面积的渗透率为 2.80%。BIPV 渗透率自 2022 年起有望 快速提升，我们假设 22-24 年渗透率分别为 0.50%、1.20%、2.20%； 3）假设国内住宅房屋和商业建筑平均层高为 10 层、厂房用地平均层高为 2 层， 其他类型用地平均层高则为 6 层； 4）假设每平米安装规模在 100W/平米； 5）假设 BIPV 单位造价约为 4 元/W。

2.3、BIPV 主要产品与竞争壁垒：晶硅类产品为当前主流，组件环节 和渠道构筑关键壁垒

BIPV 产业链参与方包括上游光伏电池及组件生产企业、中游 BIPV 系统集成商、 下游光伏投资商。 1）上游以光伏电池及组件生产企业为主，少数龙头企业拥有定价权，光伏龙头企 业凭借组件生产技术优势向中游 BIPV 集成环节渗透； 2）中游除传统光伏企业外，部分建筑建材企业参与其中，如森特股份、精工钢构、 东南网架、南玻 A 等； 3）下游光伏投资商，目前主要为第三方投资商，包括中国华能集团公司、中国大 唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司等。

BIPV 主要技术路径可以按照形态划分，当前主要分为块状光伏电池（也称为晶 硅光伏电池）及薄膜光伏电池类。晶硅组件主要分为多晶硅和单晶硅，晶硅类 BIPV 组件主要是使用封装材料（如 EVA 胶膜）将多晶硅电池片或单晶硅电池片封装在 两层或多层钢化玻璃中间，可以通过调整电池片的数量、排布、间距或采用穿孔 硅电池片以达到特定的透光率。晶硅类 BIPV 组件单位装机量较高，单位功率可 以达到 160 瓦/平米~220 瓦/平米，转化效率可以达到 16%~22%，同样装机面积下 发电效率优于薄膜组件。然而，由于晶硅自身的技术原因，传统的晶硅组件色泽 一致性相对较差，组件之间会有明显的色差，电池片之间会有明显的点路线，达 不到较高的建筑美观要求。

薄膜类光伏组件中远期发力可期，当前 BIPV 仍以晶硅类电池组件为主。从 BIPV 中长期赛道来看，光伏组件建材化是建筑光伏应用的发展方向，而薄膜类光伏组 件或为未来 BIPV 重要解决方案。近年国内 BIPV 项目仍主要以工商业项目为主， 且基本采用的都是晶硅技术的光伏组件。这主要由于目前大部分的 BIPV 工商业 项目主要由第三方投资方进行投资，而在投资方追求项目收益率的基础上，晶硅 类组件的成本优势和稳定转化效率则尤为重要。相较之下，当下薄膜组件企业产 量仍较小，尚未形成规模效应，因此导致价格相对较高。此外，目前薄膜类产品 量产组件光电转化效率相较晶硅类组件低，目前碲化镉和铜铟镓硒薄膜组件量产 的效率基本在 15%以上，而晶硅类组件效率则能稳定在 16%以上。因此，两方面 因素结合导致在目前 BIPV 主战场以工商业项目为主的背景下，晶硅类产品仍占主导地位，薄膜类产品占比较小。

短期来看，更为关键的是 BIPV 产品如何抓住机遇实现快速放量，抢占市场份额， 产能和渠道是实现短期快速放量的重要壁垒。到 2020 年，我国光伏累计装机量、 新增装机量、多晶硅产量、光伏组件产量，已分别连续 6 年、8 年、10 年、14 年 位居全球首位。根据国家能源局数据，2021 年新增分布式光伏同比增长约 89%。 从国内新增装机中集中式和分布式装机占比来看，分布式装机发展迅速，2021 年 新增光伏装机中，分布式装机历年来第一次超越集中式装机，从 2013 年 6.19%增 长至 2021 年的 53.35%。在 BIPV 作为分布式光伏装机的重要实现形式，有望受 益于分布式光伏迅猛发展势头释放巨大潜力，迎来快速放量期。此时一方面，企 业是否有足够的产能供给，能够在短时间内提供大量高质量的 BIPV 产品；另一 方面，企业是否拥有通畅的销售渠道，成为抢占市场份额的核心因素之一。

中长期来看，光伏组件成本和技术将成为主要竞争壁垒。一方面，电池技术升级 及组件成本下降是 BIPV 得以大规模应用的基础条件；另一方面，拥有低成本优 势的 BIPV 解决方案将拥有更多的市场份额。光伏电池技术不断发展，黑硅多晶、 PERC 黑硅多晶、PERC 单晶等电池量产平均转换效率持续提升，2021 年晶硅电 池实验室效率打破记录 11 次，为 BIPV 应用积累了坚实的技术基础，拥有更高效 发电电池技术的企业将实现 BIPV 产品更高的投资回报。同时，投资回报中成本 作为分母项，也是重要影响因素，拥有更低成本的 BIPV 产品将更容易获得高市 场份额。

2.4、BIPV 行业发展趋势：“建筑+光伏”企业强强联合已成行业趋势

我们认为 BIPV 行业短期壁垒主要体现在产能和渠道两个环节。一方面，行业有 望快速放量的背景下，拥有更大产能供给的光伏企业将拥有更低的成本优势和足 够的 BIPV 组件供货能力。另一方面，BIPV 是光伏建筑一体化，落脚点在建筑， 由企业主或第三方投资商通过建筑设计寻求合理的 BIPV 解决方案，因此建筑企 业是 BIPV 重要的销售渠道，光伏企业所掌握的渠道资源构成一定壁垒。

“建筑+光伏”企业强强联合布局 BIPV，优势互补，抢占市场先机。光伏企业核心 竞争力在于 BIPV 产品开发，建材、施工层面缺乏经验，项目资源有限。光伏企 业在上游产品开发环节，已有一定成果，产品生产、供应能力已具规模，但我们 认为，其过去以来发展速度有限，一方面是产品集成安装环节，光伏企业缺少专 业的建筑资质、建筑研发设计和施工管理能力，短期内难以独立进入建筑市场承 担 BIPV 工程施工；另一方面，建筑企业手中有一定的工商业厂房、政府投资平 台等业务资源，是 BIPV 对接落地的重要环节。建筑企业项目资源、施工经验丰 富，但 BIPV 产品开发技术壁垒高，难以快速进入赛道。建筑企业，如东南网架 等，在围护施工、钢结构施工领域，深耕多年，积累了丰富的施工经验；完成的 既有工商业产生数量庞大，资源丰富，与各地政府、企事业单位等业主建立了长 久的合作关系，无论在施工经验，还是项目资源，相比光伏企业都拥有较大优势。 但建筑企业开展 BIPV 项目的难点在于，BIPV 产品开发具有一定的技术壁垒，光 伏企业产品已经日渐成熟，施工单位在光伏组件生产等环节，缺乏相应的资源， 若单独开发，研发投资成本大，且难以开发出具有竞争力的产品。我们认为，森 特股份、宏润建设、东南网架等建筑企业通过股权合作或战略投资，与光伏企业 深度绑定合作，才能发挥出“聚变”效应，带动合作双方效率提升、业绩增长，在 BIPV 行业快速放量背景下，实现产品快速放量，抢占市场先机。

3、风电供需两侧齐发力，行业高景气度延续

3.1、全球风电景气向上，中国装机规模居世界首位

全球风电装机稳步增长，度电成本持续下降。据 GWEC 统计，2021 年全球风电 新增装机容量 93.6GW，累计装机 837.0GW，同比增长约 12.59%。其中陆上风电 新增 72.50GW，较 2020 年减少 17.99%；海上风电新增 21.10GW，较 2020 年增 长 205.80%，海上风电逐渐成为新增装机规模增长的主力。2010 年至 2020 年间， 全球陆上风电度电成本下降 56%至 0.039 美元/千瓦时，海上风电度电成本下降 48%，至 0.084 美元/千瓦时。相比水电、太阳能、生物质能、地热发电等其他绿 能，陆上风电已成为最经济的可再生资源。成本推动下，全球风电装机市场景气 度持续向上。

平价时代开启，国内风电行业继续保持高景气发展。我国风电行业发展主要历经 了以下阶段。（1）2004 年-2010 年：行业起步阶段，政策主导下实现高速发展； （2）2011 年-2012 年：弃风率显著上升，大面积脱网事故多次发生，政府监管趋 严，行业发展速度放缓；（3）2013 年-2015 年：弃风现象改善，风电标杆电价下 调，2015 年抢装涌现，推动新增；（4）2016 年-2017 年：抢装过后，需求透支， 弃风率持续高位，监管趋严。（5）2018 年-2020 年：双碳目标下，政策不断加码， 平价序幕拉开，技术革新持续推动成本下降，风电行业高景气下持续发展。

国内系列政策密集出台，“十四五”期间风电建设装机增长明确。为进一步加快推 进风电行业发展，清洁能源基地、风光大基地、核准转备案等利好政策逐步落地， 集中式与分散式双轮并举，推动国内风电产业向前发展。2022 年 6 月，国家发展 改革委等九部委联合发布《“十四五”可再生能源发展规划》，明确指出“十四五” 期间可再生能源在一次能源消费增量中占比超过 50%。可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍。《2030年前碳达峰行动方案》 目标要求，至 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上。

3.2、风电产业链：整机龙头积极拓展下游业务，建筑企业投身风电开 发建造

风电产业链参与方包括上游原材料及配件生产企业、中游整机及配套制造商、下 游电厂建造、运营及运维商。 1） 上游材料及配件制造：主要包括叶片、发电机、齿轮箱、轴承等产品。由于不同零部件差异化较大，行业较为分化。就细分领域来看，进入壁垒较高的轴承、海缆等部件，更易免受材料端价格波动及中游成本挤压影响，保持盈利空间的坚挺。 2） 中游整机制造及配套：其中整机制造是最核心的环节，构成了电场的主要投入 成本。目前我国的风电整机头部竞争格局稳定，金风科技、远景能源、明阳智能等企业占据着主要市场，但新晋厂商三一重能等同样后劲十足，行业集中度 已逐步呈现下降趋势，未来容量大、成本低的风机产品将成为厂商主要的竞 争方向。 3） 下游电场建设及运维：风电场投资运营上，以中央电力集团和能源企业及省、 市、自治区所属的电力或能源企业为主，建筑企业主要通过 EPC 模式参与电 场开发建设。此外，凭借深厚的风机制造背景和多年的风电场技术服务实践， 中游整机龙头也积极布局下游电场开发运营及运维业务，寻求整机低价竞争 下的全新盈利增长点。

3.3、陆上风电：供给侧大型化助推成本优势，需求侧点面结合驱动新 增长

大型化进程快速推进，国内陆上风电成本优势突出。近年来，在平价上网推动下， 国内风机组大型化进程明显加快。2.0MW～2.9MW 单机容量的风电机组在新增装 机中的占比已从 2017 年的 85.10%下降至 2021 年的 19.73%。而 3.0MW～4.9MW 和 5.0MW 及以上的风电机组新增装机容量在 2021 年占比分别达到了 56.4%、 23.3%，比 2020 年分别增长了约 22 个百分点及 19 个百分点。风电机组大型化可 摊薄单位零部件的用量，缓解机组点位不足，增强风能捕获能力，进而压低建设 及运维成本，增加发电效益，实现度电成本下降。据 IRENA 统计，中国陆上风电建设成本及度电成本分别自 2010 年的 1554USD/kW、0.08USD/kWh 下降至 2021 年的 1157USD/kW、0.03USD/kWh，降幅达 34.26%、196.06%，显著低于全球平均 水平，具有成本竞争力。

点面结合，清洁能源基地+风光大基地+分散式风电驱动陆上风电新增长。2021 年以来，国家顶层设计层面多次强调集中式和分布式并举，建设清洁低碳、安 全高效的能源体系。未来风电建设将以九大清洁能源基地、五大海上风电基地、 风光大基地等集中式开发为筑基，以“风电下乡”等分散式开发为补充，实现 高质量、高增速发展。

1）九大清洁能源基地与五大海上风电基地开启新能源体系新篇章。2021 年 3 月 30 日，“十四五”规划和 2035 年远景纲要中提出，要坚持集中式和分布式并 举，建设一批多能互补的清洁能源基地。具体而言，包括松辽、冀北、黄河几字 湾、河西走廊、黄河上游、新疆、金沙江上游、雅砻江流域、金沙江下游等 9 个 涵盖风电、光伏、火电、储能的跨省级多能互补清洁能源基地和广东、福建、浙 江、江苏、山东等 5 个海上风电基地。通过重大基地支撑风电、光伏集中式发展， 逐步建成以新能源为主体的新型电力系统。

2）风光大基地推进风电规模持续扩张。2021 年 12 月，国家发改委、国家能源局 发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设 项目清单的通知》。根据通知，第一批风光大基地建设规模 97.05GW，目前已全 面开工建设，并网时点集中于 2022 和 2023 年，其中 45GW 风光大基地项目明确 要求在 2022 年底前投产，52GW 风光大基地项目明确要求在 2023 前投产。2022 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于印发以沙漠、戈壁、荒漠地区 为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，第二批规划风光基地合计 455GW， 其中“十四五”时期规划建设 200GW；“十五五”时期规划建设 255GW。

3）分散式风电助力陆上风电灵活式增长。分散式风电项目建设周期相对较短，开 发方式更为灵活，可以实现新能源充分利用及乡村振兴的双重融合。2021 年我国 分散式风电装机快速提升，新增装机容量 8.03GW，累计容量达 9.96GW，同比增长 415%。2022 年 5 月 30 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时 代新能源高质量发展实施方案的通知》，要求积极推进乡村分散式风电开发，推动风电项目由核准制调整为备案制；2022 年 6 月 1 日九部委联合印发《“十四五” 可再生能源发展规划》，提出实施“千乡万村驭风行动”，以县域为单位大力推动 乡村风电建设。同月，吉林省印发全国首个出台的省级“新能源+乡村振兴”方案， 提出 2022 年在吉林省 3000 个行政村开展新能源乡村振兴工程。每个行政村建设 100 千瓦风电项目或 200 千瓦光伏发电项目，2024 年度实现省内全面覆盖。

3.4、海上风电：装机提速驶入快车道，各省规划一展大蓝图

相比陆上风电，海上风电发电、消纳等优势明显。我国海上风能资源丰富。根据 根据中国气象局风能资源详查初步成果，我国 5 米至 50 米水深线以内海域、海平 面以上 70 米高度范围内，风电可装机容量约 5 亿千瓦，且靠近东南部电力负荷中 心，拥有极大发展空间。与陆上风电相比，海上风况平稳，风速较高，可利用小 时较多，且不受限于运输，可安装单机容量较大，海上风电能实现更大发电量。 此外，由于海风资源多集中于电量需求较高的沿海地区，可实现就近消纳，进一 步降低弃风率。

顶层强调陆海并重，各省陆续公布“十四五”规划，海上风电建设有望超预期。 2021 年 3 月《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年 远景目标纲要》明确提出：非化石能源占能源消费总量比重提高到 20%左右，有 序发展海上风电。2021 年 10 月《2030 年前碳达峰行动方案的通知》指出：坚持 陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基 地。2022 年 1 月 29 日，《“十四五”现代能源体系规划》要求：提升东部和中部 地区能源清洁低碳发展水平，积极推进东南部沿海地区海上风电集群化开发，重 点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。顶层释放积极信号，陆 风海风协调发展，海上风电发展潜力巨大，有望拉动风电建设新一轮增长。目前 已有多个省市公布海上风电“十四五”期间规划，各省规划总容量超预期，十四 五海上风电新增装机有望达到约 70GW，与十三五期间累计新增装机相比，提升 606.82%。其中广东、海南、福建、江苏、山东规划体量较大，分别为 17GW、12.3GW、 10.3GW、9GW、8GW。海风正盛，海上风电建设已然全速启航。

省补接力国补，海上风电建设空间良好。2021 年 6 月 7 日，国家发改委发布《关 于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，通知指出，2021 年起新核准（备 案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由 电网企业结算。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上 风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。目前广东、山东、浙江已发布明确 的海上风电地方补贴政策，其中广东和山东的项目补贴均是按照项目容量进行一 次性补贴，更能帮助项目直接降低成本。

3.5、风电装机空间广阔，电力建筑企业业绩有望随风起

海上风电建安工程成本较高，随着海上风电装机占比的快速提升，具有相应资质 的建筑企业将从中受益。2020 年，陆上风电投资成本结构中，风电机组采购成本占比 63%，建筑安装成本为 14%；而海上风电投资成本结构中，风电机组占比为 50%，建筑安装成本达到了 35%。与陆上风电相比，海上风电工程施工更为复杂， 在论证评估、勘探设计、基础施工、机组吊装、海缆铺设等环节成本显著增加。 2021 年陆上风电在平原及山区的单位千瓦造价分别为 5800 元、7200 元，而海上 风电因短期设备供应及施工资源紧张，单位千瓦造价在 18500～23500 元之间。据 全球风能理事会（GWEC）预测，2026 年全球海上风电新增装机占比将达到 24%， 随着海上风电建设进程的推进，具备海上风电工程 EPC 总承包的设计、施工资质 的建筑企业将由此获益。

4、新型储能突飞猛进，抽水蓄能空间仍广阔

4.1、新能源装机扩张&政策持续加码，储能行业升温

新能源装机快速增加，风光发电占比持续提升。双碳背景下，我国新能源装机迎 来快速发展，2015 年-2021 年，我国新能源装机占比持续提升，由 2015 年的 11.3% 提升至 2021 年的 26.7%，同期的新能源发电量占全社会用电量的比重由 4.1%提 升至 11.8%。可以看出，我国新能源装机、发电量占比均有了大幅度提升。

新能源发电的构转型与电网侧发展滞后矛盾显现，加速发展储能成为必经之路。 由于风电、光伏受制于气等因素，具有较大不稳定性，波动幅度大，新能源发电 占比持续提升，调峰容量需求激增与常规电源调峰容量之间的矛盾凸显，成为新 能源发电消纳的制约因素之一。此外，我国 21 年 3 月-22 年 6 月全年用电量高峰 在 7~8 月以及 12 月，而新能源发电量高峰在 4~5 月份，存在较为明显的季节差， 季节性供需错配需要更多储能设施来维持电网安全稳定。

4.2、储能技术路线丰富，抽水蓄能&化学储能是当前主流

储能技术路线丰富，按照储存介质进行分类，可以分为机械类储能、电气类储能、 电化学类储能、热储能和化学类储能。机械类储能是利用各种物质体的相互作用 （质量）、惯性和形变后的恢复能力储存，应用形式主要有抽水蓄能、压缩空气储 能和飞轮储能。电气类储能的应用形式有超级电容器储能和超导储能，其中电容 器储能主要依靠双电层和氧化还原赝电容电荷储存电能，超导储能以超导线圈中 循环流动的直流电流方式储存在磁场中。电化学类储能技术是利用化学元素做储 能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变化，比如锂离子电池，铅酸 电池，二次电池，钠硫电池，液流电池等。化学储能目前主要是通过电解水，将 水分解为氢气和氧气，从而获得氢，以后可直接用氢作为能量的载体，再将氢与 二氧化碳反应成为合成天然气（甲烷），以合成天然气作为另一种二次能量载体。 热储能是将热能被储存在隔热容器的媒质中，以后需要时可以被转化回电能，也 可直接利用而不再转化回电能。

抽水储能装机规模最大，电化学储能装机规模快速增长。根据 CNESA 不完全统 计，截至 2021 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 46.1GW，占全球市场总 规模的 22%，同比增长 30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 39.8GW， 同比增长 25%，所占比重与去年同期相比下降了 3 个百分点；新型储能累计机规 模达 5729.7MW，占比 12.5%，同比增长 75%。新型储能中，电化学储能占比最高，为 96.5%，是新型储能装机规模的主要增长点。

4.3、电化学储能崛起，市场空间广阔

4.3.1、全球电化学储能装机景气持续，国内装机规模快速增长

全球化学储能装机景气持续，锂离子电池占比超 90%。对新能源和可再生能源的 研究和开发，寻求提高能源利用率的先进方法，已成为全球共同关注的首要问题。 储能市场在当前大环境中乘势而上，尤其是以电化学储能为代表的新型储能市场， 在新冠疫情和供应链短缺的双重压力下，2021 年依然保持着高速增长的态势。根 据 CNESA 统计，2021 年全球已投运电力储能累计装机规模达到 209.4GW，同比 增长 9%。其中，传统的抽水蓄能是目前最为成熟的电力储能技术，但较大程度上 受限于地理因素及较长的工期，较上年同期下降 4.1 个百分点，市场占比首次跌 下 90%；取而代之的是新型储能技术的高速发展，累计达到 25.4GW，同比增长 67.7%。在各类新型储能技术中，锂离子电池凭借较长的寿命和相对较低的成本占 绝对主导，市场份额超过 90%。

中国电化学储能新增装机在全球占比 22.4%，具有举足轻重的地位。根据 CNESA 统计，2021 年全球电化学储能新增装机规模 10.1GW，其中，中国新增电化学储能 2.3GW，同比增长 44.9%，在全球占比达到了 22.4%，占国内新增储能装机中比重为 21.5%。截至 2021 年底，我国累计投运的电化学储能装机规模为 5.5GW，同比增长 69.1%，在国内储能累计装机中，电化学储能占比为 12.1%，相比 2020 年，提升了 2.9 个百分点。

4.3.2、多场景应用催生需求空间，共享商业模式有望解决行业痛点

电化学储能产业链上游主要包括电池、BMS、EMS 以及 PCS 供应商，中游为系统集 成商和安装商，下游主要应用在电源侧、电网侧、用户侧 3 大环节： 1）上游包括储能电池、BMS、EMS、PCS 供应商等。根据 CNESA 统计，2021 年 全球市场储能电池出货量排名前十的中国企业依次为：宁德时代、鹏辉能源、比 亚迪、亿纬动力、派能科技、国轩高科、海基新能源、中创新航、南都电源和中 天科技；全球市场储能 PCS 出货量排名前十的中国企业依次为：阳光电源、科华 数能、比亚迪、古瑞瓦特、上能电气、盛弘股份、南瑞继保、汇川技术、索英电 气和科士达； 2）中游为储能系统集成商与安装商。根据 CNESA 统计，2021 年国内市场储能系 统出货量排名前十的储能系统集成商依次为：海博思创、电工时代、新源智储、 阳光电源、科华数能、林洋亿纬、中天科技、兴储世纪、平高集团和采日能源； 电力建筑企业如永福股份等，一般通过 EPC 参与储能电站建设。 3）下游包括各类终端用户，主要分为电源侧、电网侧、用户侧三类，涵盖风/光电 站、传统电厂、电网公司、工商业、家庭等众多应用场景。

电化学储能系统主要由储能电池组、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器 以及其他电气设备构成。其中，电池组用于存储能量，是储能系统最主要的构成 部分，占储能系统成本的 60%；电池管理系统用于电池监测、评估、保护及均衡 等，占成本 5%；能量管理系统用于数据采集、网络监控和能量调度等，占成本 10%；储能变流器用于控制电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换，占成本 20%；其他电气设备占成本 5%。

需求端来看，电化学储能可应用于多种场合，电源侧（发电侧）、电网侧、用户侧 齐发力释放电化学储能订单。

电网侧储能需求：新能源发电量占比持续提升，未来将成为我国发电主体， 新能源大规模并网对电力系统调节能力提出更高要求。新能源发电的瞬时波 动和日内波动特性增大了系统调频、调峰需求，加了对电网侧储能的需求。 电化学储能技术施工周期短，布点灵活，调节速率快，且具备双向调节能力， 电化学储能设施可以有效快速的解决国内调峰调频电源容量的问题。

电源侧储能需求：新能源发电易受环境、气候影响，发电具有不稳定性，“新 能源+储能的组合发电解决方案，增加其可调节性和适用性。随着新能源发电 成本及储能成本的不断下降，其经济性的提升将使得新能源+储能模式逐步成 为未来新增发电设备的主要技术解决方案。

用户侧储能需求：用户侧储能一般用于各类大型工商业企业或产业园区，建 筑光伏一体化渗透率提升，以及光伏整县推进的加速，光伏+储能模式开始向 民用领域拓展。国内 BIPV 市场已经开始逐步放量，渗透率有望得到快速提 升，并且多个地方出台政策要求分布式光伏配备储能，将进一步拉动用户侧 需求。

共享商业模式明确，配储成本有望得到疏导，解决行业痛点释放需求空间。当前 储能最大的发展阻碍在于配储成本的疏导，在一定程度上制约了储能的发展，这 也是行业的最大痛点之一，因此建立新型储能的成本疏导机制可以推动新型储能 的商业化应用和发展。22 年 6 月 7 日，发改委和能源局共同发布《关于进一步推 动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确独立储能市场定位，明确独立 储能跨市场交易模式。政策提出多个独立储能电站收益来源：（1）独立储能参与 中长期市场和现货市场，同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两 种方式同时参与的市场模式；（2）签订顶峰时段和低谷时段市场合约实现移峰填 谷；（3）发挥独立储能技术优势提供辅助服务，按照“谁提供、谁获利，谁受益、 谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。

4.3.3、地方政府配储政策密集出台，强力推动市场规模化发展

地方支持政策加速落地，多省市给出“十四五”新型储能装机目标。新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，对实现“30·60 双碳目标”具有重要意义。 仅 2022年上半年，国家性政策文件达到了 52项，各省份地区发布相关政策 437 项，从储能的配置比例、补贴、技术等各方面均做出了相应的要求。根据 CNESA 统计，仅青海、山东、湖南、浙江、内蒙古五省及南方电网储能的规划达 39GW， 已高于国家制定的 30GW 目标。

电化学储能装机规模年投资额有望破 1000 亿元。随着新型储能装机规模占比迅 速上升，未来政策落地，各地装机规划逐渐完成，根据地方政府规划的十四五期 间装机规模并考虑新增装机规划持续增加，我们预测“十四五”期间，全国新增 新型储能装机规模将超过 60GW，据此对电化学储能市场空间进行测算，我们做 出核心假设：1）在新增新型储能中，22-25 年电化学储能占比逐年降低，分别为 95%、94%、93%、92%；2）2022-2025 年新增电化学储能装机规模匀速增长；3） 2021-2025 年储能时长从 1.5h 提升至 2.5h；4）2021-2025 年电化学储能 EPC 单位 投资成本按 4%的比例均速下降；5）建安工程费占电化学储能投资成本 6%。

4.4、抽水蓄能经济性优势明显，中长期装机规划空间广阔

4.4.1、抽水蓄能是目前储能方式中优先发展的刚需

抽水蓄能作为目前技术成熟、应用广泛、寿命周期长、容量大的大规模物理储能 方式，是当下最为主流的储能方式之一。根据中关村储能产业技术联盟的统计， 截至 2021 年底，全球已投运抽水蓄能累计装机规模约为 180.5GW，占全球储能项目累计装机的 86.2%，其中，中国抽水蓄能累计装机规模为 39.8GW，同比增长 25%，占到国内储能项目累计装机的 86.3%。

抽水蓄能兼具储能规模大、寿命长及经济性凸显优势。抽水蓄能是利用负荷低估 电能或无法正常消纳的新能源弃电电能抽水至上水库，在负荷高峰或需要时再放 水至峡水库发电的水电站，又称蓄能式水电站，具备削峰、填谷、调频、事故备 用等多种功能。抽水蓄能电站额定功率一般在 100-2000MW 之间，是目前唯一达 到 GW 级别且能大规模使用的储能技术，如目前世界上最大的抽水蓄能电站，河 北丰宁抽水蓄能电站，总装机容量为 3.6GW，电站全部投产后每年可消纳过剩电 能 87.16 亿千瓦时，年发电量 66.12 亿千瓦时，这也使得丰宁抽水蓄能电站成为了 京津翼地区实现能源电力转型的关键项目。除储能规模大外，抽水蓄能电站还具 备明显的经济性，根据《储能的度电成本和里程成本分析》数据显示，虽然抽水 蓄能作为大型项目前期投资规模大，但抽水蓄能电站使用寿命约 50 年，系统能量 成本在 120-170 万元/MW·h，电站运维成本约 120 万元/MW·h，其他成本 20 万 元/MW·h，在考虑系统能量效率和年运行比例后，可得出抽水蓄能度电成本在 0.21-0.25 元/kW·h，远低于以磷酸铁锂为代表的电化学储能方式。抽蓄储能规模 大叠加电化学储能仍在发展阶段，在储能建设亟需与新能源发电配套的背景下， 使得抽水蓄能成为了目前储能方式中优先发展的刚需。

4.4.2、产业链体系成熟，建筑工程投资占比超 25%

抽水蓄能产业链主要可以分为上游设备供应、中游抽水蓄电站建设，以及下游电 网系统。通过一大批通过一批大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成涵盖标准制 定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发 展模式。上游设备供应主要设备包括水轮机、发电机、水泵、进水阀、压缩空气系统 等，参与者相对较多，水轮机主要厂商有浙富控股、通裕重工、杭锅股份、 华西能源等；水泵主要厂商有：大元泵业、东音股份、凌霄泵业等；发电机 厂商包括：国投电力、华能水电等。中游企业主要参与水电项目的前期设计与建设。抽水蓄能建设较为复杂，对 从业单位资质和业绩有较高的要求，电站设计、建设厂商主要有中国电建、 中国能建、粤水电等。 下游为抽水蓄能电站的应用，主要应用在电网系统，作为电网的调峰、填谷、 调频、调相、事故备用等用途。

中游水电工程咨询与施工方面，行业资质要求高，一级及特级资质企业数量较少， 电建和能建占据绝对优势。对于建筑业来说，企业资质作为行业进场券是行业格 局形成的重要因素。水利水电行业资质要求较高，不同资质等级所能承接的工程 范围差别较大，目前行业当中具备一级及特级资质的企业数量占比仍较低，此外， 水利水电项目具有大投资、大规模和大周期的特点，决定了国有企业是水利水电 项目投资的主力军。截至 2022 年 9 月，共有 42731 家企业具备水利水电工程施工 总承包资质，而其中具备一级及特级资质的企业数量仅为 306 家，具备总承包特 级资质的企业只有 32 家。从 32 家水利水电工程施工总承包特级企业名单来看， 除浙江省第一水电建设集团股份有限公司为民企外，其余均为国有企业，其中中 国电建和中国能建占据明显优势，32 家特级企业当中有 18 家归属于中国电建，6 家归属于中国能建。

4.4.3、中长期规划设装机下限，两部制电价助发展

顶层设计催生抽水蓄能增量建设大机遇。2021 年 9 月，国家能源局为抽水蓄能独立发布规划文件《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提出到 2025 年， 抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦；到 2030 年，抽水 蓄能投产总规模较“十四五”翻一番，达到 1.2 亿千瓦。另根据中国水利发电协会 数据，截至 2022 年 6 月，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8.14 亿千 瓦。2022 年政府工作报告提出“推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，加强抽水蓄能电站建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力”，抽水蓄能 电站建设首次被写入政府工作报告，可见抽水蓄能发展已经上升为国家重要建设 任务，受重视程度提升明显。

中长期规划资源站点南方、西北、华中、华东等区域分布较多，多地已陆续安排 “十四五”期间抽水蓄能装机规划。2020 年，国家能源组组织开展了新一轮抽水 蓄能中长期规划资源站点普查工作，经统计，资源站点共 1529 个，总装机规模达 16.04 亿 kW，其中南方地区站点资源分布最多，站点资源量高达 45008 万 kW， 遥遥领先。截至 2021 年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8.14 亿 kW，其中 9792 万 kW 项目以已经实施。自国家顶层设计出台后，各省积极开展 抽水蓄能站点资源普查并在相关能源规划中给出抽水蓄能装机规划，如安徽省能 源局发布抽水蓄能中长期发展规划文件，目标到 2025 年、2030 年和 2035 年，全 省累计建成抽水蓄能电站抽水蓄能电站装机容量分别达到 468 万千瓦、1000 万千 瓦以上和 1600 万千瓦以上。预计随着国内能源结构转型进程不断深入，各地能源 局将加速出台抽水蓄能相关规划政策。从整体来看，截至到 2021 年底，CNESA 国内抽水蓄能装机量为 39.8GW，根据国家给出的到 2030 年抽水蓄能累计装机容 量达到 120GW 来计算，预计国内抽水蓄能装机仍有 2 倍增长空间。

按 2025 年前建成的抽水蓄能电站进行测算，2022-2025 期间抽水蓄能工程投资预 计超 2000 亿元，建筑工程投资约 500 亿元。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发 展规划（2021-2035 年）》，要求到 2025 年，抽水蓄能装机规模达到 62GW，按照 国家能源局抽水蓄能统计口径，截至 2021 年抽水蓄能累计装机规模为 39.8 万千 瓦，则 22 年-25 年，还需新增约 22.2GW。对 22 年-25 年抽水蓄能空间进行测算， 我们作出如下关键性假设： （1）22 年-25 年，按照国家规划装机量，并考虑部分抽水蓄能在建工程于 2025 年 时尚未并网但已产生一定规模工程投资，假设 22 年-25 年抽水蓄能装机 2.6GW， 每年新增抽水储能装机规模相同，即每年新增 650 万千瓦； （2）根据《抽水蓄能产业发展报告 2021》，2021 年核准抽水蓄能电站单位成本的 平均值为 6480 元/千瓦，考虑造价呈持续攀升态势，我们假设 22-25 年单位造价 CAGR 取 7%。 （3）建筑工程在抽水电站投资占比为 25%。

5、投资分析

永福股份：民企电力设计龙头，新能源业务加速布局

福建永福电力设计股份有限公司，总部位于福州，前身为 1994 年成立的福建永福 工程顾问有限公司，2017 年 10 月在深交所创业板上市。公司致力于为客户提供 电力能源系统集成解决方案和服务，服务涵盖能源与电力工程投资、规划咨询、 勘察设计、工程建设、软件开发、运维管理等电力全生命周期，业务具体可分为 电力规划咨询/勘察设计、EPC 总承包、智慧能源（数字电力、电力通信、电力信 息技术服务）、智能运维和电力能源投资五个板块。 公司 2016-2021年营业收入由 4.45 亿元提升至 15.68 亿元，年复合增长率为28.7%。 2022 年上半年实现营业收入 9.04 亿元，同比增长 58.57%；实现归母净利润 0.42 亿元，同比增长 228.00%。营业收入、归母净利润均实现了快速的增长。

切入高景气储能赛道，战略合作储能龙头。宁德时代与国家电网合作布局储能， 宁德时代储能系统收入爆发式增长，公司控股股东转让 8%股权给宁德时代，实现 在新能源领域（特别是光伏+储能领域）的深度合作和产业布局。公司为宁德时代 投资的新能源电站、储能业务提供 EPC 总承包服务，订单持续落地，双方优势互 补、合作关系稳定。21 年已连续中标宁德霞浦、山西大同 2 个大型储能站数字化 服务项目，随着未来宁德时代储能项目快速落地，有望带动公司储能 EPC 及运维 业务业绩加速释放。 业务面向智慧能源、智慧运维及户用光伏延伸。风光储一体化发展大势所趋，公 司发力智慧能源，提升项目承接竞争力，同时将智慧能源可独立承担业务创造营 业收入，能源数字化发展的背景下，智慧能源有望给公司带来较好的收入增长点。 同时，依托 EPC 业务带来的项目资源，并转换为后期运维资源，公司智慧运维业 务未来可期。此外，公司是宁德时代的换电站服务商之一，为换电站提供 EPC 服 务，成立户用光伏子公司永福绿能，向户用光伏延伸，预计下半年有望兑现业绩。

森特股份：深耕中高端金属围护，与隆基合作加速布局光伏建筑

森特士兴集团股份有限公司深耕于中高端金属建筑围护系统领域和环保领域二 十载，工程业绩累计超过 2500 个，建筑面积累计达 20000 万平方米，是国内第一 家在主板上市的围护结构专业公司。公司成立于 2001 年，于 2016 年 11 月登陆上 交所。公司主营业务为研发、生产、销售绿色、环保、节能新型建材并提供相关 工程设计、生产、安装和售后等一体化服务，主要承接工业、公共、交通各领域 金属围护系统工程（屋面系统、墙面系统）和声屏障系统工程，是行业内为数不 多同时做大工业建筑与公共建筑两个市场的企业之一，且根据下游行业不同的周 期特征，形成具有自身特色的“一体多用”协同发展模式。作为金属建筑围护行业 的领军企业，公司 2013 年-2017 年、2018 年-2019 年分别获“全国金属围护系统行 业十强企业”、“全国建筑金属屋（墙）面行业企业综合竞争力十强企业”冠首。公 司客户覆盖机械业、电力业、汽车业、食品制造业、物流业等行业，承接了大量 重点的机场（大兴国际新机场、深圳机场、成都天府国际机场、萧山机场等）、大 部分省会城市铁路站房（北京朝阳站、雄安高铁站等）、大量标杆工业园区项目等， 承揽了 2021 年京东仓项目。公司公共建筑主要客户包括各地政府及中建等央国 企，工业建筑主要客户包括吉利、奔驰、京东等知名企业。

隆基入股森特开创业内“光伏+建筑”强强联合之先河，有望增强产业协同，改善商 业模式，实现双方共赢，加速行业整合升级。（1）光伏龙头与建筑围护联合：隆 基股份为全球光伏龙头，已推出“隆顶”等 BIPV 产品，森特股份系国内金属建筑 围护行业领军企业，工程案例丰富，客户资质优异。隆基入股森特将推进解决光 伏与建筑割裂问题，促进双方业务融合，将森特股份的建筑屋顶设计、围护优势， 与隆基的 BIPV 产品制造优势相结合，共同开拓大型公建市场和光伏产品应用场 景，抢占市场份额、发挥规模效应。（2）双方在产品和渠道上有较多合作空间： 未来模式下隆基专注光伏产品研发制造和技术升级，开发满足建筑性能要求的 BIPV 产品，更能参与关键标准编制和产品检测认证，森特提供工程技术资质、客 户渠道，推动产品顺利落地和扩大市场份额，二者联合克服以往痛点。

粤水电：广东水利水电龙头，工程施工、清洁能源双主业发展

粤水电是广东省水利水电建设龙头企业，坚持工程施工和清洁能源投资双主业发 展。公司是一家集设计、施工、建设、运营、管理全过程服务于一体的建筑行业国有控股上市公司，广东省唯一一家水利水电工程施工总承包特级资质企业和广 东省属国有控股唯一一家建筑业上市公司。公司从事的主营业务含水利水电及轨 道交通等领域的工程施工业务，以及水力、风力、光伏发电等清洁能源发电业务。 营业收入、归母净利润稳健增长。公司 2021 年营业收入 143.61 亿元，同比增长 14.13%；实现归母净利润 3.28 亿元，同比增长 24.45%。2016 年-2021 年，公司营 业收入、归母净利润年复合增速分别为 17.8%、19.5%，增速有一定的波动性，但 总体实现了较快增长。

水利水电建设经验充分，抽水蓄能业务加速发展，保证项目收益。公司拥有优良 的市场开拓能力，丰富的清洁能源开发、建设、运营、以及风电塔筒制造等方面 经验，项目建设质量优良、速度快，科学运营管理，有效控制成本，项目收益良 好。公司具备抽水蓄能电站上下水库土建、水库库岸防护等工程施工资质、先进 技术及丰富经验，参与了广东惠州抽水蓄能电站、深圳抽水蓄能电站、清远抽水 蓄能电站、阳江抽水蓄能电站、肇庆抽水蓄能电站、海南琼中抽水蓄能电站的建 设，随着抽水蓄能订单的持续释放，公司抽蓄业务有望加速发展。

中国电建：全球电力工程巨头，新能源业务值得期待

中国电建是全球电力工程巨头，清洁低碳能源、水资源与环境建设的引领者。公 司承担国内大中型水电站 80%以上的规划设计任务、65%以上的建设任务，占有 全球 50%以上的大中型水利水电建设市场，市场地位显著。受益国家“两新一重” 等政策刺激，公司营业收入稳步提升，建筑工程承包、电力投资与运营两大业务 贡献核心毛利。新能源产业方面，公司加大风光新能源、抽水蓄能工程项目承接 力度，整合资源推动新能源投建营节奏提速。 2022 年上半年公司实现营业收入 2660.27 亿元，同比增长 6.07%；实现归母净利 润 61.02 亿元，同比增长 19.25%。2016 年-2021 年营收、归母净利润年复合增速 分别为 13.4%、5.0%。总体来看，公司业绩实现了稳健增长。

抽水蓄能工程建设领域具备核心优势和领先地位。根据抽水蓄能中长期规划，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右，随 着抽水蓄能受到政策刺激，叠加新能源装机占比的持续提升，储能需求有望得到 快速释放，抽水蓄能预计保持高强度投资。公司是抽水蓄能行业龙头，国内 32 家 水利水电工程施工总承包特级企业中，有 18 家归属于中国电建，随着抽水蓄能装 机的持续推进，公司预计持续受益。

中国能建：全球电力工程巨头，新能源业务值得期待

全球电力和基础设施建设龙头，换股吸收合并葛洲坝实现“A+H”股上市。公司成 立于 2014 年，由中国能源建设集团与其全资子公司电力规划总院共同发起设立， 系全球性能源电力、基础设施整体解决方案和全产业链服务的综合特大型建筑企 业，具有集规划咨询、评估评审、勘察设计、工程建设及管理、运行维护和投资 运营、技术服务、装备制造、建筑材料为一体的完整产业链，公司连续 8 年进入 世界 500 强，2021 年 ENR“全球最大 250 家国际承包商”中位居前列。 2022 年上半年公司实现营业收入 1582.87 亿元，同比增长 11.83%；实现归母净利 润 27.94 亿元，同比增长 18.69%。公司 2016-2021 年营收从 2221.71 亿元增长至 3223.19 亿元，归母净利润从 42.63 亿元增长至 65.04 亿元，CAGR 分别达到 7.7% 和 8.8%，公司整体业绩实现了稳健增长。

公司在水电、新能源、清洁高效火力发电等大型项目建设方面经验丰富。公司是 传统能源电力建设的国家队，截至 2021 年底，公司在水电工程领域施工市场份额 超 30%，大型水电工程领域施工市场份额超 50%；累计参与勘察设计的新能源项 目装机容量超过 1.7 亿千瓦，执行施工任务的新能源项目装机容量达 1.1 亿千瓦， 代表项目为新疆哈密 50 兆瓦熔岩塔式光热发电项目。

宏润建设：“基建+BIPV”双轮驱动，业绩与估值有望迎来双击

宏润建设集团股份有限公司成立于 1994 年，2006 年 8 月在深交所上市正式登陆 资本市场，公司主营业务多元化，包括轨道交通、市政工程、公路桥梁、地下空 间及综合管廊、水务环保、海上工程、房屋建筑等工程施工，房地产开发，基础 设施项目投资建设，太阳能产业，国际教育等，其中轨道交通和市政工程业务为 公司核心业务。公司是国内第一家进行城市轨道交通地下盾构施工的民营企业， 轨道交通工程已进入全国 18 个城市，累计完成盾构推进 270 公里，具有行业核心 竞争力。 近年来公司营业收入和净利润平稳增长，2017 到 2021 年间，营业收入从 81.27 亿 元增长至 103.22 亿元；归母净利润从 2.72 亿元增长至 4.00 亿元，收入及利润均 实现较快增长。公司 ROE 水平稳定增长，近年来稳定在 10%以上。2022 年受上 海疫情影响，公司业绩有所下滑，随着稳增长政策的持续发力以及上海地区项目 正常开展，公司下半年业绩预计企稳回升。

龙元建设：民营 PPP 龙头企业，积极探索光伏领域

公司创立于 1980 年，前身为浙江象山二建集团股份有限公司，1983 年底进入上 海建筑市场，1995 年 9 月企业改制民营，1998 年更名龙元建设集团股份有限公 司，2004 年登陆上交所主板，2014 年加速 PPP 业务市场布局，发展为 PPP 民营 龙头企业。公司主营业务以民用、工业、市政及各类工程的建筑施工安装为主， 以及包括水泥、钢结构生产销售等业务。

民营 PPP 龙头，业务结构优化，毛利率逐年提升。公司是民营企业中 PPP 业务龙 头，大部分 PPP 项目进入汇款期。同时，公司提高民营房地产企业的项目筛选标 准，主动放弃资金保障力度弱或项目付款条件不佳的项目；积极参与非民营房地 产企业和优质民营企业的项目；加强公开招投标市场的竞争，如学校、医院、市 政基础设施建设类项目；重点拓展经济发达地区的业务，如长三角、珠三角等经 济发达地区。公司优化业务结构，轻数量，重质量，2017 年以来公司毛利率呈现 逐年递增的趋势，有利于公司控制风险，提升公司的盈利水平，促进公司稳健发 展。

积极布局装配式、BIPV 业务，培育公司新的增长极。公司已完成对 BIPV 的第一 阶段技术与市场调研，并开始着手资源配置和整合，进入实质合作及研发阶段。BIPV 技术与公司已具备的幕墙围护技术、钢结构技术等存在高度的技术共通性和 配合协同性，龙元明筑 S 体系将在现有“结构系统”、“围护系统”、“机电系统”和 “内装系统”四大系统的基础上，纳入新的“绿能”系统，将为公司业务带来新的市 场竞争优势。为顺应建筑工业化、配合装配式建筑和 BIPV 制造需要，公司装配 式建筑科技产业园已落子安徽省宣城市，一期占地 300 亩，预计达产后可服务长 三角地区 100 万平方的装配式绿色建筑建设，年产值超 15 亿元。公司通过积极布 局装配式建筑、BIPV 业务，符合国家政策，发展空间广阔，绿色建筑业务板块有 望成为公司新的增长极，增厚公司业绩，提升公司估值。

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精选报告来源：【未来智库】。