【华创证券】抽水蓄能行业深度研究报告：新型电力系统中不可或缺的维稳器.pdf

2022-04-09

38页

4MB

一、抽水蓄能基本介绍

抽水蓄能是目前全世界应用最为广泛的一种储能方案。广义上，储能可以分为电储能、热储能和氢储能三类，其中电储能是目前最主要的储能形式。电储能中，根据储存的原理不同可以分为电化学储能和机械储能。1）电化学储能要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等。2）机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。根据 CNESA 的不完全统计，截至 2020 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 191.1GW，其中，抽水蓄能的累计装机规模达到 172.5GW，占比超 90%，其次是电化学储能，占比约 7.5%。

（一）基本原理：重力势能和电能的相互转换

抽水蓄能电站的基本原理是重力势能和电能的相互转换，主要由两座海拔高度不同的水库、水泵、水轮机以及配套的输水系统等组成。当电力需求较低，有电能盈余时，利用电能将位于较低海拔处水库的水抽至较高海拔处水库，将暂时多余的电能转化成势能进行储存。当电力需求较高，有电能短缺时，将高海拔水库的水释放，使其回到低海拔水库并且推动水轮机发电，以实现势能到电能的转化。

抽蓄电站可以分为纯抽水蓄能电站与混合式抽水蓄能电站两种，区别主要在于有无天然径流汇入以及能否利用天然径流发电。纯抽蓄电站没有或仅有少量天然径流汇入，其运行主要是通过上下水库的水循环利用，由于抵消蒸发和渗漏的损失，需要对水源进行少量补充；而混合式抽蓄电站的上水库则有天然径流汇入，既可以利用江河径流进行常规发电，又可以满足调峰、调频、调相等需求。混合式抽水蓄能电站相当于在常规的水电站的基础上，增建可逆机组和抽水泵，使得发出的电能可以储存并且和势能相互转换。常规水电站可以通过改建与抽水蓄能电站实现结合开发，改建手段通常有上库结合、加泵扩机和一体化改造三种。

（二）储能方案对比：抽蓄技术成熟、经济性优

根据应用场景，储能方案可以划分为电网侧，电源侧和用户侧三类，不同的场景下，储能发挥着不同的功能：

1）发电侧：主要解决电量偏差、出力波动等问题，常见的方案有火电灵活性改造、风光储一体化等； 2）电网侧：主要价值体现在缓解电力缺口、参与电网调峰调频、增强电网可靠性等，抽水蓄能为电网侧储能的主要方案； 3）用户侧：在用户侧，储能是实现分时电价管理的主要手段，还可用于容量管理和电能质量调节，可能的方案包括电化学储能、储能参与需求侧响应调节（虚拟电厂1）等。

1、抽水蓄能相对其他储能方案的优劣势分析

机械储能是目前最成熟的储能技术，其中尤以抽水蓄能为成熟应用的范例，在全球已并网的储能装置中占比超过 90%。电化学储能潜力极大，在技术高速进步的近年中已经从开发示范阶段逐步迈入产业化发展阶段。超导与超级电容储能等直接储能形式则处于更加早期，尚在研究与试点中。

除了技术成熟可靠，抽蓄电站还具备容量大、经济性好、运行灵活等显著优势。抽水蓄能电站单机容量大，一般规模在几万千瓦到几十万千瓦之间，目前装机容量及储能能力均为世界第一的河北丰宁抽水蓄能电站总装机达到360万千瓦，满发利用小时数达到10.8 小时，最大可提供相当于三分之一个三峡水电站的调节出力。另外，由于水的蒸发和渗透损失相对较小，抽水蓄能系统的储能周期范围较大，从几小时到十数年均可，是典型的能量型储能，放电时间达到小时至日级别。作为机械储能，抽蓄电站运行效率稳定在高位，不会受到长时间使用导致能量衰减等问题的困扰，使用寿命长，同时不产生污染，可长期循环使用，节能环保程度极高。基于其技术成熟，循环次数多，使用寿命长且损耗低等特点，抽蓄电站的度电成本优势较大。

抽蓄电站的主要劣势在于其对于地理条件的要求较高、建设周期长。抽蓄电站的上下水库之间需要具有足够的高度差以提供较大的势能，目前平均高度差在 200~600 米之间；另外还需要较大的面积以修建足够大容量的水库，中小型抽水蓄能电站的水库总库容在 1 亿立方米以下，而目前世界最大的丰宁抽水蓄能电站一期库容就超过了 1.1 亿立方米。由于高度差较大的地区普遍以山林为主，因此抽蓄电站建设施工具有一定的难度，从规划到建成周期较长（一般在 6 年以上），站点位置普遍较偏僻，与负荷中心存在一定距离。

2、量化比较抽水蓄能的成本优势

抽水蓄能电站相对其他储能方案经济性优异。作为电力系统的重要组成部分，在安全性与效率之余，储能的经济效益是其选择与应用过程中极其重要的考虑因素。参考文章《基于全寿命周期成本的储能成本分析》，基于对各类储能电站的投资成本、发电效率、维护成本等一系列假设下，抽水蓄能电站的度电成本最低，当年利用小时达到 2000h 时，其度电成本仅为 0.46 元/kwh，我们结合实际应用，适当调整计算参数后，抽蓄的度电成本可以降到 0.3 元/kwh 左右，显著低于压缩空气储能、电化学储能等其他方案。

评价储能是否经济性的重要标准之一就是峰谷价差，根据北极星储能网，2021 年全国绝大部分省份或直辖市的一般工商业峰谷价差已超过 0.3 元/KWh，半数左右区域超过 0.5 元/kwh，且峰谷价差较高的区域主要集中在北京、广东、长三角等经济发达区域，抽水蓄能应用的经济性可以较好体现，而目前的电化学储能度电成本还多在0.5元/kwh以上。

需要说明的是，由于压缩空气、电化学储能等新型储能方案技术迭代较快，产业也逐渐成熟，其成本的下降曲线是要明显陡峭于抽水蓄能的。抽水蓄能电站的经济效益好主要来源于其较长的使用寿命，适中的运行维护费用，相对较低的投资成本和较高的转换效率，其度电成本结构中，占比最高的两项是初次投资成本和充电成本，初始投资成本很难降低，故提高抽蓄的使用效率、降低充电成本是抽蓄电站的主要降本方式。而电化学储能随着技术不断进步，其初始投资成本、循环次数等方面均有较大进步空间，中长期来看，其最终的度电成本可能会低于抽蓄电站，但考虑到储能需求的巨大规模以及紧迫性，我们认为抽蓄电站不论短期还是中长期视角，都将在储能系统中担任重要角色。

二、双碳时代开启，抽水蓄能供需两端皆迎来拐点

（一）需求不足和成本疏导是过去影响抽蓄发展的两大重要因素

抽水蓄能是世界上应用最早的储能方式之一，各国发展均为需求驱动。早在 20 世纪 50 年代，抽水蓄能电站发展就已经起步，但由于技术的不成熟和需求的不足，年均新增装机量仅 200MW 左右。20 世纪 60 年代，美欧日等发达国家经济快速增长，其常规水电站建设相对丰富后，系统调峰和备用电源的需求逐渐提升，抽水蓄能电站的作用开始显现，从而开始了蓬勃发展。十年内，全世界总装机容量从 3500MW 提升到了 16010MW。之后，20 世纪 70 年代的两次石油危机导致燃油电站比重降低，核电站建设开始加速，常规水电比重下降，进而导致电网调峰能力不足，抽水蓄能电站的需求飞速提升。21 世纪后，西方国家对抽蓄电站的需求逐渐放缓，中国、韩国、印度等亚洲国家的抽蓄则开始快速发展，2017 年中国超越日本首次成为世界上抽蓄电站规模最大的国家。

中国抽水蓄能电站起步较晚，需求和电价机制是制约抽蓄发展的主要因素。20 世纪 70 年代之前，我国抽水蓄能一直处于探索与试验中。80 年代后，经济的快速发展带来了电力需求的提升，核电站的规模化建设又催生了电力供给侧调节能力不足的问题，调峰需求逐步显现，推动了抽水蓄能电站建设的发展，但技术上并不成熟，机组设计制造严重依赖进口。2000 年后，电力负荷迅速增长，调峰需求加大，抽水蓄能建设也随之加速， 2000-2010 年全国新投运抽蓄电站 8990MW ，2011-2020 年新投运规模增长至 16980MW，产业也逐渐成熟，目前国内抽蓄电站的设计施工、配套设备制造等均达到世界先进水平。但从总量上来看，截止 2020 年，全国抽蓄电站装机量大概占电源总装机量的比例仅有1.4%，较欧洲、日本等发达国家 4%~8%的水平仍有较大差距，我们认为主要原因有两点： 1）需求不足，过去的电力贡献大多来自火电，虽然用电量不断增长，但火电电源稳定性强，水电本身又具备调峰调频的功能，电网对于储能的需求并不是非常急迫；2）由于电价机制的问题，抽蓄电站的成本一直无法顺利传导，电网投资意愿不强，另外，抽蓄电站的盈利和电网运营利润捆绑式计算，导致社会资本参与度也较低。

（二）双碳时代正式开启，抽蓄需求进一步扩大

1、能源结构转型促进储能需求增长

全国火电装机占比持续降低，但发电依赖性仍较高。十三五以来，全国火电装机量占比逐年下降，2021 年累计装机量占比已降至不足 55%，但发电方面仍对火电依赖度较高， 2021 年其发电量占比达到 67.4%，而水电、风光、核电发电量占比仅为 16%、12%、5%，且除水电外，其他新能源电力几乎都存在发电不稳定的问题，随着未来新能源电力占比的进一步提升，电网将面对更大考验。

我们参考《南方能源观察》发布的《2021 年 1 月 7 日寒潮用电负荷高峰解读》，以 1 月 7 日寒潮天气为例，根据不同电源的出力情况，测算出极端天气下全国的电力供给和电力需求仅勉强达到平衡，若考虑实际的电力输送以及各省的电力分配情况，用电情况可能更加紧张。

2、抽水蓄能中长期规划出台，十四五、十五五投运规模各翻一番

2021 年 9 月 17 日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，规划提出 2025 年、2030 年全国抽蓄投产规模将分别达到 62GW、120GW，即十四五、十五五期间各翻一番。同时，该规划还强调要加强项目布局和储备，中长期规划的重点实施项目和储备项目规模各为 421GW、305GW，其合计规模远大于 2030 年规划，项目储备充足。

预计未来三年合计投资额近 1700 亿。根据国家能源局，截至 2021 年全国已投运抽蓄电站规模达 36GW，若按照 2025 年、2030 年累计各完成 62GW、120GW 的目标，则预计十四五、十五五的年均新投运规模各为 6.5GW、11.6GW，假设单瓦投资额 6 元，则年均投资额各为 390 亿、696 亿，但该种测算方法忽略了抽蓄电站投资周期较长的动态变化，例如十五五的投运项目大多已经在十四五期间开始建设，产生投资，另外，同时每年也可能存在新启动的项目（至少 6 年后才可投运），而这些因素均未纳入考虑。我们这里换用另一种测算方法：假设抽蓄电站平均建设周期 7 年，同时假设每年的完成进度是平均的，单瓦投资仍按 6 元测算，则当年的投资完成额约等于（当年投运电站总投资+未来 6 年投运电站总投资额）/7，根据该方法，预计 2022-2024 年投资完成额各为 521 亿、 565 亿、609 亿元，合计 1695 亿。

我们认为规划仅为保底需求，实际推进情况可能好于预期。1）储能需求巨大：根据国家电网公司总工程师陈国平表示，“2030 年中国要想实现 12 亿千瓦的新能源装机容量，至少需要匹配 2 亿千瓦的储能”；2）两网规划高于全国：根据国家电网和南方电网各自的中长期规划，预计十四五、十五五期间二者合计新投产的抽蓄电站规模可分别达到 33GW、65GW，同样高于全国规划，且各发电集团、地方国资的规划并未考虑在内；3）建设成本可能会逐渐走高：抽蓄电站建设成本会根据地理条件不同而差异较大，一般适合建设的区域会更早的开工，例如十一五、十二五投产的抽蓄电站，平均成本多在 3~5 元/W，而目前在建的抽蓄电站平均成本已经超过 6 元，加上人工成本也在不断上涨，预计之后的建设成本会逐渐走高。（报告来源：未来智库）

（三）电价机制理顺，行业迈向高质量发展新阶段

我国的抽蓄电价机制经过多次变革，成本疏导是近年来影响投资主体积极性的主要因素。

第一阶段：2008 年前，租赁制为主

租赁制付费，指电网按照补偿固定成本和合理收益的原则核定每年定额租赁费，不单独核定电价。租赁制付费结算容易，权责分明，电网运营者获得电站的全部使用权，可以根据自己的需求灵活调度，而电站所有者获取稳定的收入，适合抽水蓄能电站建设的起步阶段，易于操作。然而，这种模式的弊端也十分明显，由于每年的租赁费用是事先按照“成本+预期收益”的方式核定，抽水蓄能资源的利用与否与收入不直接挂钩，费用无法反应抽蓄电站的真实价值。抽水蓄能电站的积极性较低，无法充分发挥其调峰、调频的作用。同时尽管存在租赁费用分摊方案，即电网承担 50%，发电企业和用户各承担 25%，但实际操作并没有完全落实，湖南黑麋峰抽水蓄能电站、呼蓄电站两个由发电企业主导的抽蓄电站最终都因亏损而被出售。

第二阶段：2008-2014 年，“租赁费”转向单一容量电费

租赁模式属于市场行为，理论上不应该采取政府核价的管理方式，2008 年发改委发布《关于将抽水蓄能电站“租赁费”改为“容量电费”问题的批复》（发改价格〔2008〕 2937 号），文件明确提出：将桐柏等抽蓄电站的“租赁费”统一改为“容量电费”，原核定的标准不变。之后的抽水蓄能电价基本以单一容量电价为主。

第三阶段：2014 年后，两部制电价提出

为了解决以上两种电价机制中，收益与电站使用不挂钩造成的电站对电网贡献度极低的问题， 2014 年，发改委发布文件，称“电力市场形成前，实行两部制电价。抽水蓄能容量电费和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算，并通过销售电价疏导至终端用户”，即抽蓄成本可由终端用户承担。

两部制电价，包括容量电价和电量电价，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，与实际用电量无关；电量电价主要体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，弥补抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。抽水电价按燃煤机组标杆上网电价的 75%执行，但由于抽蓄的效率大概是 75%，即常说的“抽四发三”，故电量电价可获取的收益十分有限。

然而，由于当时抽水蓄能电站对于电网的作用有限，抽水蓄能电站参与电力辅助服务仍然处于探索期，抽水蓄能电站的经济收益未能充分体现，同时，受限于产权分配等问题，全国范围内仍然没有形成统一的定价机制，两部制电价的落地成为难题。以国网新源为例，截止 2020 年，公司已投产运行 20 家抽水蓄能电站中实行容量电价 13 家，两部制电价 7 家。

第四阶段：2016 年起，抽蓄电站不纳入输配电成本，国家电网叫停抽蓄项目

2015 年新一轮电改时，市场化用户将不执行目录电价，取而代之的是“市场化交易的上网电价+输配电价+政府性基金电价”，不包括抽蓄容量电价，2016、2019 年发改委又陆续发文，宣布“抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围”、“抽水蓄能电站不允许计入输配电成本”，抽蓄的成本无法顺利传导，受此影响，2019 年国家电网有限公司下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。

633 号文出台厘清成本传导机制，进一步保证抽蓄电站收益率。

2021 年 4 月 3 日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号），强调“以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”，其中主要变化在于容量电价传导方式疏通、保证电站 6.5%的内部收益率、电量电价依然不贡献主要利润，鼓励市场化定价。633 号文的出台再一次明确了抽水蓄能电站执行两部制电价的价格机制，并且对两部制电价的细节进行了明确，提高了两部制电价的可操作性，也对于抽水蓄能电站的运营提供了更多的激励，成为了我国抽水蓄能电价机制形成过程中具有里程碑意义的文件。

1）完善容量电价核定机制：①按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，电站经营期按 40 年核定，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定。②建立容量电费纳入输配电价回收的机制，政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，完善容量电费在多个省级电网以及特定电源和电力系统间的分摊方式。

2）以竞争性方式形成电量电价：①在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算；②在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行；③需要在多个省区分摊容量电费的抽水蓄能电站，抽水电量、上网电量按容量电费分摊比例分摊至相关省级电网。不过，电量电价的角色仍和之前保持一致，不贡献主要利润，根据文件，“鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享， 80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担”。

（四）产业链介绍及现有抽蓄项目统计

1、产业链：中国电建为建设龙头，国家电网为运营龙头

抽水蓄能产业链上游即抽水蓄能电站的设备供应方，主要包括水泵、水轮机、发电机、进水阀等，其中设备投资通常占抽蓄电站投资成本 25%~30%，另外土建成本占比约 50%；产业中游是电站的设计、建设、运营，代表性企业有中国电建、中国能建，其中中国电建在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约 90%，承担建设项目份额占比约 80%；产业的下游主要是抽水蓄能电站在电网系统的应用，包括调峰、调频、填谷等，目前运营方以国家电网控股的国网新源控股有限公司和南方电网控股的南方电网调峰调频发电有限公司为主，二者合计占比在 90%左右。

2、现有项目统计：单体投资规模较大，主要集中在广东、浙江、河北等地

我们统计了 46 个目前在建及规划的抽蓄电站（2022 年之后投运）的详细信息：1）单个项目的规模多在 120~200 万千瓦之间，投资规模多在 60~100 亿之间，抽蓄电站建设对资金需求较大；2）平均每瓦的投资规模为 6.2 元，各项目之间差距较大，最低 4.2 元/W，最高 8 元/W，地理条件会影响抽蓄电站的建设成本。

两网在运及在建抽蓄项目主要集中在广东、浙江、河北、山东、安徽。截至 2021 年，两网合计的在运抽蓄电站共 31 座，总规模约 36GW3，基本相当于全国已投运电站的全部规模，其中规模最大的省份是广东，已投运抽蓄电站超过 700 万千瓦，第二梯队是河北、浙江、安徽，均在 300 万千瓦以上。在建项目方面，两网合计在建抽蓄电站 30 座，总规模约 31GW，估计占全国在建规模的比例在 60%左右，意味着其他投资主体的参与度在提高，按区域来看，山东规模约 600 万千瓦，位居第一，其他仍主要集中浙江、河北、广东等地，山西、河南、新疆等地的投资力度在加大。

三、从国网新源看过往抽蓄电站经营情况

国网新源控股有限公司是国家电网控股的抽蓄电站专业化公司（国家电网持股51.54%），负责开发建设和经营管理国家电网公司经营区域内的抽水蓄能电站。截至 2020 年末，国网新源可控装机量达 2057 万千瓦。

我们认为，随着 633 号文的逐步落实，未来新投运的抽蓄电站盈利性将有大幅提升，其投资吸引力也将加大。

国网新源近几年的可控装机量均在 20GW 左右，年收入大概在 120 亿~130 亿之间，毛利率 28%以上，净利率 12%~14%，每年可产生净利润 16 亿~18 亿。2020 年公司已投产抽蓄电站 20 座，一年的抽发次数均在 2.5w 次左右。公司近几年的上网电量均在 200 亿千瓦时以上，年均发电利用小时约 1100 小时，综合利用效率近 80%。

公司的运营成本主要由折旧、人工、购电费组成，电量电价贡献利润较小。截止 2020 年，公司已投产的 20 家抽蓄电站，仅 7 家执行两部制电价，其他 13 家均执行单一容量电价。执行单一容量电价的抽蓄电站，其运营成本不包括购电费，而是按照批复价格收取固定费用，成本主要是人工和折旧，执行两部制电价的抽蓄电站，其运营成本主要由购电费、人工和折旧组成。2020 年公司折旧费、购电费各为 28.44 亿、 40.43 亿，各占成本的 33%、46%。

我们按照公司的可控装机量大概测算，单瓦的收入约 0.6~0.7 元，单瓦利润不到 0.1 元，整体利润水平较低。根据不同的电价机制来看，电量电价大概贡献了 30%左右的收入，但仅贡献了 15%的利润，这意味着其抽发电之间的电价价差较低，我们测算其购电成本大概 0.26 元/kwh，但上网电价仅 0.37 元/kwh，二者之间价差远低于工商业用电的峰谷价差。

四、主要企业

（一）中国电建

中国电建公司成立于 2008 年，由国务院国资委监管的中国电建集团直接控股，截至 2021 年三季度末，中国电建集团持有公司 58.3%的股份。公司业务主要涵盖工程承包与勘察设计、电力投资与运营、房地产开发、设备制造与租赁等。2020 年公司实现营收 4019.55 亿元，同比增加 15.24%，归母净利润 79.87 亿元，同比增加 10.33%。分业务类型来看，工程承包收入占比最高，达 79%，另外，房地产开发、电力投资运营、勘察设计、设备业务各占 5%、5%、3%、1%。公司近三年的综合毛利率均在 14%以上， 2020 年公司实现毛利 578.72 亿元，其中工程承包与勘测设计、电力投资与运营毛利分别占比为 61%和 16%，从毛利率水平来看，从高到低依次为电力投资与运营业务（48%）、设备制造与租赁（36%）、勘察设计（31%）、房地产开发（19%）、工程承包（11%）。

中国电建是中国及全球水利水电行业的领先者，承担了国内 80%以上大中型水电站的规划设计任务、65%以上的建设任务，在全球水利水电建设市场的市占率超过 50%。同时，公司也参与了国内大部分的抽蓄电站规划或建设工作，在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约 90%，承担建设项目份额占比约 80%。根据公司年报，截至 2020 年底，公司控股并网装机电力容量 1614 万千瓦，水电等清洁能源占比达到 80.42%，其中水电装机 640 万千瓦，风电装机 528 万千瓦，光伏发电装机 129 万千瓦，火电装机 316 万千瓦，累计投运和在建装机容量达 2009 万千瓦。2020 年公司电力投资与运营板块实现分部抵消前收入 189.03 亿，净利润 24.98 亿，是公司第二大利润贡献板块。

（二）中国能建

中国能建是 2014 年由中国能建集团与其全资子公司电规院共同发起设立的股份有限公司，截至 2021Q3 末，中国能建集团持股 44.82%。中国能建主营工程建设、勘测设计及咨询、工业制造业务、清洁能源及环保水务、投资及其他五大板块。公司 2020 年实现营收 2703.28 亿元，同比增加 9.32%，归母净利润 46.71 亿元，同比减少 8.64%。

分板块来看，工程建设业务实现分部抵消前营收 2115.39 亿元，占公司总收入的 75%，但毛利率水平较低，仅 8.6%，贡献了 50.6%的毛利，根据 2020 年的订单结构来看，公司工程业务中非电占比近 50%，新能源、火电、水电占比各为 22.7%、18.4%、7.6%；

工程业务制造、勘测设计、投资及其他收入占比各为 8.5%、5%、7.7%，且毛利率均在 20%以上，其中勘测设计毛利率超过 30%；

清洁能源与环保收入占比为 4.2%，毛利率为 8.4%，主要系环保水务亏损，其他两个子板块---清洁能源和水务---均为高毛利业务，毛利率各为 51.4%、44.3%。截至 2020 年底，公司控股装机容量 286.6 万千瓦，其中水电控股装机容量 78 万千瓦，新能源控股装机容量 140 万千瓦，在建装机容量 203.4 万千瓦，2020 年发电量为 45.13 亿千瓦时。

公司目标 2025 年新能源装机量达 2000 万千瓦，收入利润等指标较 2020 年翻番。中国能建在水电建设、新能源建设等领域均占有重要市场地位，十四五期间，公司将“全面进军新能源及储能等相关产业，发挥全产业链优势，推动低碳转型”，目标“到 2025 年，控股新能源装机容量力争达到 2000 万千瓦以上”，该目标较 2020 年的 140 万千瓦将增长 13 倍之多。另外，从公司十四五规划来看，目标 2025 年公司“营业收入、利润总额、新签合同额、资产总额等指标相比 2020 年总体实现翻番”。（报告来源：未来智库）

（三）粤水电

粤水电于 2006 年在深交所上市，其第一大股东为广东省建筑工程集团，持股 36.48%，实控人为广东省国资委。公司主要从事水利水电及轨道交通等工程建设，水力、风力、太阳能光伏清洁能源发电业务以及风电塔筒装备制造业务，近 80%的收入来自于广东地区。2020 年公司实现营收 125.83 亿元，同比增加 12.92%，归母净利润 2.64 亿元，同比增加 12.64%。分板块看，①工程建设业务实现营收 96.02 亿元，占总营收 76.31%，其中水利水电工程 65.56 亿，市政工程 23.77 亿，其他工程 6.70 亿，但由于工程板块毛利率较低，2020 年仅 4.21%，故贡献的毛利占比仅有 30%左右；②清洁能源发电实现收入 14.80 亿，其中风力发电占比约五成，收入 7.35 亿，太阳能发电和水利发电收入各 4.64 亿、2.81亿，发电板块毛利率较高，达到 60%，贡献了约 64%的毛利润；③风电塔筒制造业务实现营收 14.01 亿元，2020 年公司完成塔筒制造约 1000 套，总产量达 17.56 万吨，该板块毛利率仅略高于工程业务，2020 年为 5.28%；④勘测设计和其他 2020 年实现了 1 亿收入， 0.26 亿毛利，占比较小。

截至 2021 年，广东省已投产抽水蓄能装机容量达到 798 万千瓦，约占全国总装机量的 22%，是目前抽蓄装机最高的省份。公司曾参与广东惠州、深圳、清远、阳江、肇庆、海南琼中抽水蓄能电站 6 座抽蓄电站的建设工作，（合计规模达 788 万千瓦，其中肇庆抽水蓄能电站尚在建设中），抽水蓄能建设经验丰富，是广东省属清洁能源发电装机规模最大、可开发资源最多的企业。2020 年，公司清洁能源发电业务收入为 14.80 亿元，虽然收入占比不高，但贡献了超 60%的毛利。截至 2020 年，公司累计已投产发电的清洁能源项目总装机 1442MW，其中水力发电 213MW，风力发电 673MW，光伏发电 556MW， 2021 年计划完成清洁能源投产 20 万千瓦、新增核准备案 70 万千瓦。

（四）安徽建工

安徽建工前身为安徽水建建设股份有限公司，2000 年更名为安徽水利开发股份有限公司， 2016 年吸收合并安徽建工集团，2019 年变更为安徽建工集团股份有限公司。公司第一大股东为安徽建工集团控股有限公司，持股 32.32%，实际控制人为安徽省国资委。公司主营业务包括基础设施建设与投资、房屋建筑工程、房地产开发、装配式建筑、检测业务、水力发电和建筑材料等，2021 年公司实现营业收入 713.40 亿，同比+25.22%，归母净利润 10.96 亿，同比+34.32%。分业务来看，第一大业务板块基础设施实现收入 342 亿，毛利率为 9.06%，收入和毛利占比各为 48%、39%，房屋建筑实现收入187亿，毛利率6.86%，收入及毛利占比各为 26%、16%，商品房销售收入 71 亿，收入占比 10%，其毛利率较高，毛利占比达 19%。分区域来看，公司省内业务收入占比约 75%。

水利业务为公司传统主业，安徽省十四五水利投资有望继续增长。公司基建工程订单中，水利业务占比约 15%，且近两年均保持 50%以上的高速增长。另外，公司最大的控股子公司安徽水利开发有限公司为省内水利市场的龙头企业之一，2021 年实现收入 163 亿，净利润 6 亿。安徽水利开发的三大主营业务为工程施工、房地产开发、水电投资建设与运营，该公司在安徽、云南拥有白莲崖电站、流波电站、丹珠河梯级电站等七座电站，总装机容量 25 万千瓦时，权益装机容量 18.81 万 KW，年设计发电量约 10 亿 KWH，已全部建成发电。根据安徽水利厅，“十三五”期间，安徽省累计完成水利投资 2101 亿元，是“十二五”的近两倍，2020 年完成投资额 540 亿，创历史新高，十四五期间，安徽省水利投资规模预计将达 2845 亿，继续保持增长。

（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。）