（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，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，年仅为15.9%，根据国家规划，年、年、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。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。《年前碳达峰行动方案》要求，到年，非化石能源消费比重达到20%左右，到年，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万千瓦左右；到年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右；到年，新型储能装机容量达到万千瓦以上。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，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万千瓦，相比年目标更为积极，如云南省政府明确表示年新增新能源装机万千瓦以上、力争开工万千瓦；安徽省规划年新增可再生能源发电装机万千瓦以上，相比年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，-年我国累计装机从28.05GW增长至.56GW，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，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，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，占比从年6.19%增长至年的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，预计年市场规模超0亿元
政策持续加码推进光伏建筑，目标逐渐清晰。从年起，国务院和金属结构协会先后提出发展光电建筑，年国家能源局和发改委跟进提出光伏建筑建设具体指标，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。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“”光伏建筑整县推进方案。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BIPV年市场容量有望达到0亿元以上。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》，年我国既有建筑面积约为亿平米，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，截至年末，国内既有建筑面积增长至约亿平米。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，截至年底，国内非住宅建筑存量建筑面积约为亿平米，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W、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。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W/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，单位功率可以达到瓦/平米~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，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，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，从年6.19%增长至年的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，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，年全球风电新增装机容量93.6GW，累计装机.0GW，同比增长约12.59%。其中陆上风电新增72.50GW，较年减少17.99%；海上风电新增21.10GW，较年增长.80%，海上风电逐渐成为新增装机规模增长的主力。年至年间，全球陆上风电度电成本下降56%至0.美元/千瓦时，海上风电度电成本下降48%，至0.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）年-年：行业起步阶段，政策主导下实现高速发展；（2）年-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）年-年：弃风现象改善，风电标杆电价下调，年抢装涌现，推动新增；（4）年-年：抢装过后，需求透支，弃风率持续高位，监管趋严。（5）年-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。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。《年前碳达峰行动方案》目标要求，至年，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年的85.10%下降至年的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年占比分别达到了56.4%、23.3%，比年分别增长了约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年的USD/kW、0.08USD/kWh下降至年的USD/kW、0.03USD/kWh，降幅达34.26%、.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。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。年3月30日，“十四五”规划和年远景纲要中提出，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。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，并网时点集中于和年，其中45GW风光大基地项目明确要求在年底前投产，52GW风光大基地项目明确要求在前投产。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GW，其中“十四五”时期规划建设GW；“十五五”时期规划建设GW。
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。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%。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；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，提出年在吉林省个行政村开展新能源乡村振兴工程。每个行政村建设千瓦风电项目或千瓦光伏发电项目，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。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。年10月《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。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.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。年6月7日，国家发改委发布《关于年新能源上网电价政策有关事项的通知》，通知指出，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。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。年陆上风电在平原及山区的单位千瓦造价分别为元、7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～20元之间。据全球风能理事会（GWEC）预测，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，年-年，我国新能源装机占比持续提升，由年的11.3%提升至年的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.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
