中国能源建设股份有限公司成立于 2014 年 12 月 19 日，是由中国能源建设集团有限 公司（国务院国有资产监督管理委员会监管的中央企业）与其全资子公司电力规划总院有 限公司共同发起设立的股份有限公司，2015 年 12 月 10 日首次公开发行 H 股并在港交所 挂牌上市，2021 年 9 月 28 日，公司通过吸收合并葛洲坝从而在上交所挂牌 上市。
中国能建集团前身可追溯到 2011 年电网主辅分离改革，是根据 2002 年《国务院关于 印发电力体制改革方案的通知》等文件精神，采取将国家电网公司、南方电网公司的省级 （区域）电网企业所属勘测设计企业、火电施工企业、水电施工企业和修造企业等辅业单 位成建制剥离，与中国水利水电建设集团、中国水电工程顾问集团、中国葛洲坝集团、中 国电力工程顾问集团这 4 家中央电力设计施工企业重组调整相结合的办法。
中国电建由两家央企中国水利水电建设集团公司、中国水电工程顾问集团公司， 与国家电网公司、南方电网公司下属河北、吉林、上海等 14 个省份公司的电力 设计、施工、修造辅业单位重组而成。
中国能建由另两家央企中国葛洲坝集团公司、中国电力工程顾问集团公司，与国 家电网公司、南方电网公司下属北京、天津、山西等 15 个省份公司的辅业单位 重组而成。
截至 2022 年三季报，能建集团直接持有上市公司 44.82%股份，并通过电力规划总院 间接持有 0.24%股份，两者合计 45.06%股份，是公司控股股东，实际控制人为国资委。
中国能建是一家为中国乃至全球能源电力、基础设施等行业提供整体解决方案、全产 业链服务的综合性特大型集团公司，主营业务涵盖能源电力、水利水务、铁路公路、港口 航道、市政工程、城市轨道、生态环保和房屋建筑等领域ope体育，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。 2013~2021 年以来，中国能建的营业收入增速保持 CAGR 在 10%左右，稳健增长， 净利润 CAGR 达到 21.16%。
收入结构上，公司收入主要来源于工程建设业务，占总营业收入的比例一直稳定在 70% 以上；其次是工业制造业务（含水泥生产、民用爆破、装备制造），收入占比在 9%左右； 勘测设计及咨询业务收入占比稳定在 5%~6%左右，环保水务业务下降至 1%以内。
毛利方面，工程建设业务的毛利率整体偏低，近三年稳定在 8%~9%左右，但工业制 造与勘测设计及咨询业务盈利水平较优，毛利率分别能达到 25%/30%以上。因此，在毛 利贡献方面，工程建设业务毛利占比逐步提升至 50%，工业制造毛利占比逐步提升至 15%。
盈利水平方面，近年来公司毛利率处于小幅上升态势，从 2013 年的 12.68%提升至 2021 年的 13.16%；净利率方面，2018 年由于增加新业务以及 2020 年所得税增加，净利 率受到小幅影响，但整体维持在 2%左右。
中国能建也注重负债率的管理，凭借自身的融资优势，借款中逐步增加中长期借款的 占比，短期借款稳定在 100~200 亿元左右，从而降低公司短期的现金流压力；公司资产负 债率近年来也保持逐步下降的态势，从 2013 年的 83%下降至 2021 年的 71%。另外，公 司近年来持续加强对应收账款及现金流的管理，净现比也稳定在 1 以上。
中国能建是一家为中国乃至全球能源电力、基础设施等行业提供整体解决方案、全产 业链服务的综合性特大型集团公司，具有集规划咨询、评价评审、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。根据 《中华人民共和国建筑法》及其他相关法律、法规的规定，从事建设工程咨询、勘察设计、 施工及监理业务的企业，仅可在符合其资质等级的范围内从事建筑活动。截至 2021 年底， 公司及所属各子企业共拥有水利水电工程施工总承包特级资质 6 个、电力工程施工总承包特级资质 2 个、公路工程施工总承包特级资质 2 个、建筑工程施工总承包特级资质 2 个， 从而支持中国能建在国内承建各类大型建筑项目。
公司依托在电力工程建设前端强大的设计优势，具备较强的电力工程订单获取能力。 截至 2021 年底，全国获得工程设计电力综合甲级资质企业数量达到 37 家，其中中国能建 旗下共有 15 家子公司获得该资质，家数位列第一，中国电建 14 家位居第二，剩下主要是 5 家国企、4 家民企获得该资质。
施工承包方面，截至 2021 年底，全国具备水利水电工程总承包特级资质的公司数量 达到 30 家，其中中国电建旗下工程局达到 18 家，占比超过 50%；中国能建旗下工程局 数量为 6 家，位居第二，剩下其他企业基本都只有 1 家。
综合以上两方面的实力，公司连续 7 年进入世界 500 强 ENR 设计商排名方面，截至 2021 年底，公司在全球工程设计企业 150 强中排名第 3，较去年上升 2 位，仅次于中国电建及 JACOBS；在国际工程设计企业 225 强中位列第 27 位，以上两项在上榜的中国企 业中均名列第 2 位。ENR 工程承包商排名方面，在全球工程承包商 250 强中位列第 13 位，在国际工程承包商 250 强中位列第 21 位（中资企业第 7）。
截至 2021 年底，公司累计完成国内 90%以上的电力规划科研、咨询评审、勘测设计 和行业标准编制，完成了 80%的火电勘测设计、60%的火电建设、50%的大型水电施工。 在三峡工程、南水北调、西气东输、西电东送、三代核电等一系列关系国计民生的重大工 程中，公司作为工程建设领域主力军和国家队，先后承建了世界首个“三百”火电工程、 世界首个 AP1000、CAP1400 核电工程、世界最大风光储输工程、世界首个多端柔性直流 输电工程、世界首个 1240 兆瓦高效超超临界燃煤发电工程、世界首个特高压多端混合直 流工程、世界海拔最高的输变电工程等一批重大工程，创造了多项世界第一。
基于工程项目上设计及施工等环节的优势，2021 年公司新签国内外电力及非电工程 合同金额达到 8726 亿元，同比增长 51%，2015 年以来 CAGR 达到 15%以上，从而支撑 工程业务收入保持稳定增长的态势。 拆分结构来看，公司工程建设业务新签合同额 8008.9 亿元，同比增长 45.7%，其中 新能源及综合智慧能源新签合同额 1927.7 亿元，同比增长 53.2%；传统能源新签合同额 2018.8 亿元，同比增长 21.7%，显示公司在积极抓住新能源发展机遇，新能源订单合同占 比不断提升。
2022 年入夏以来，我国多地长时间极端性高温导致用电负荷大增，电网压力显著增 大，部分地区启动有序用电措施。由于新能源出力不稳定，电力供应能力相对不足，火电 作为电力能源系统中压舱石的作用愈发重要，近年来我国火电占比稳定在 70%左右。
未来新型电力系统的发展并不意味着火电发展的停滞，伴随我国新能源装机快速增长， 火电灵活性改造将成为提升新能源消纳能力和系统灵活性的重要方式。2022 年 8 月 19 日， 电规总院发布《未来三年电力供需形势分析》，提出在保证安全的前提下，加快推进明确 煤电建设，保障未来三年 1.4 亿千瓦煤电按期投产，同时尽快新增规划煤电项目落实，适 时新增规划一批电源储备项目，夯实托底保供基础，压实电力供应保障的基本盘。 2022 年以来，我们可以看到火电核准装机速度明显加快。2022 年 1-8 月火电核准装 机规模达到 40829MW，而 2021 年全年合计核准量仅 7061MW。
根据电规总院发布的《火电工程限额设计参考造价指标（2020 年）》， 2×350MW 超 临界、2×660MW 超超临界和 2×1000MW 超超临界三类火电新建机组投资额分别在 29.48、48 和 66.18 亿元。单位造价上看，新建 2×660MW 超超临界和 2×1000MW 超超 临界火电机组分别在 3636 元/千瓦和 3309 元/千瓦。我们按照新建及扩建比例各一半，各 类型机组占比也各一半的假设，预计 1.4 亿千瓦的火电装机对应投资规模在 4000 亿以上。 考虑到中国能建完成了 80%的火电勘测设计、60%的火电建设，因此在火电重新提速 的背景下，公司业务发展有望充分受益。
中国能建以传统电力业务为核心，也将产业链向风电、光伏等清洁能源延伸，承接国 内外大型新能源发电项目、输变电项目等。2021 年 6 月，公司发布践行碳达峰、碳中和 “30·60”战略目标行动方案，中国能建参与建设的项目：
水电站建设：累计参与建设的水电站项目总装机容量约 1.9 亿千瓦（全国总装机 容量为 3.7 亿千瓦，含抽水蓄能），在水电工程领域施工市场份额超过 30%，其 中大型水电工程领域施工市场份额超过 50%。
新能源电站建设：累计执行勘察设计任务的新能源项目累计装机容量超过 1.7 亿 千瓦，执行施工任务的新能源项目累计装机容量超过 1.1 亿千瓦（全国新能源装 机容量约 5.3 亿千瓦）。
核电站建设：累计执行国内常规岛勘察设计业务 7000 万千瓦以上，其中已投运 4500 万千瓦以上，占全国已投运核电总装机容量的 90%以上；累计执行常规岛 工程建设超过 3300 万千瓦，占全国 66%。
根据 IHS Markit 发布的全球光伏 EPC 和集成商排名，中国能建从 2019 年的排名第 7 跃升至 2020 年的排名第二，仅次于中国电建。
2021 年 3 月，国家发改委、国家能源局发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多 能互补发展的指导意见》，稳妥推进增量“风光水(储)一体化”。根据索比光伏网统计，2021 年 1 月至 9 月 26 日，全国共签约/规划风光储一体化项目 45 个，已明确的项目规模为 69.578GW，已明确的投资额 1847 亿元。其中，中国能建共签约（规划）10 个风光储一 体化项目，达到 12.038GW，投资金额 1119 亿元，位居国内第一。
基于自身设计及施工方面的优势，近年来公司不断拓展在新能源领域的布局，勘测设 计及咨询业务中新能源+输变电的新签订单合同占比从 2018 年的 62.41%提升至 2020 年 的 70.25%；工程建设业务中新能源+输变电的新签订单合同占比从 2018 年的 20.50%提 升至 2020 年的 26.48%。 未来，随着国家推进能源转型，将持续推动风电、光伏等新能源项目的大规模建设， 公司有望进一步抢占新能源建设市场，保障业绩持续快速增长。
传统基建方面，2022 年 8 月 24 日，国常会提出“依法用好 5000 多亿元专项债地方 结存限额，10 月底前发行完毕”。我们根据 Wind 数据统计，10 月新增专项债发行规模为 4279 亿元，在全年新增专项债基本发行完毕的情况下，10 月份发行的新增专项债主要为5000 多亿元地方结存限额。在全年新增专项债发行任务基本完成的情况下，依法盘活专 项债结存限额，能够有效弥补社会需求不足。我们认为新的 5000 亿元专项债额度落地时 间主要集中在 2022 年 Q4 和 2023 年 Q1。
参考今年新发行专项债及 Q4 预计发行专项债限额合计 4 万亿元左右，预计会带动 2022 年全年约 20 万亿元基建投资。我们预计，这 5000 多亿元专项债限额可带动 2.5-3 万亿元基建投资，将对 2023 年的基建投资起到一定支撑作用，保守预计对基建投资的拉 动效应在 8%左右。
新基建方面，能源结构转变是实现碳达峰和碳中和的关键，2020 年我国非化石能源 在整体能源消费中的占比约 16.4%，我们预计 2030 年将达到 26.0%，2060 年接近 100%， 其中光伏风电有望逐渐成为能源支柱。据此，若按照光伏/风电平均年发电利用小时数 1200/2100h，且光伏、风电发电量约 1:1 测算，我们预计中国“十四五”期间光伏年均装 机需求或达 75GW，“十五五”期间年均装机需求或到 100GW。
围绕“双碳”目标的实现，加速新型电力系统“源网荷储”一体化建设殊为重要。从 电网侧技术领域来看，新型电力系统建设中长期的重点诉求来源于 1）平衡我国清洁能源 与重点负荷区域之间的地理差异矛盾；2）控制非基荷电源装机占比提升对电网稳定安全 运行的影响；3）满足电能替代带动用电量持续增长的扩容需求；4）满足用电侧能源利用 智能化、精细化的升级需求。 围绕新型电力系统所面临的痛点问题，自电网输变电环节，向配网侧、用电侧延伸， 我们梳理了主要环节下一阶段可能推进的重点建设方向。
针对上述系统难点问题，电网侧可以考虑从大电网骨架网络和核心区域配电网络两层 架构、六个环节加强建设强度，分别为：大电网侧的特高压（跨区域输送通道）、调度系 统（跨区域配给调配能力）、抽水蓄能和配电网侧的扩容（刚性用电增加）、保护和智能运 行、数字化。 在电力供（政策导向）、需（电能替代）格局发生巨大变化的背景下，电网作为电力 系统枢纽的作用凸显，所需优先满足的痛点更加聚焦ope体育，在此背景下，我们预计“十四五” 期间，电网及下游领域投资将呈现两大特点：1）结构重于总量，2）电网投资“杠杆属性” 强化。
2021 年中国国家电网有限公司董事长辛保安以视频方式出席世界经济论坛“达沃斯 议程”对话会时，在“加速清洁能源转型”环节作交流发言，提出国网将落实“四个革命、 一个合作”能源安全新战略，加快建设能源互联网企业，为此未来 5 年国家电网公司将年 均投入超过 700 亿美元，累计投入超过 3500 亿美元。据此展望“十四五”电网投资，我 们预计在总体规模稳健的基础上，结构化趋势和重点建设方向进一步清晰；料后续将结合 产业发展节奏和“双碳”目标实施情况，进一步衡量电网投资规划是否存在中期调整的需 要。
因此，在未来政府推动加大对新、旧基建投资的背景下，我们认为，中国能建基于自 身优秀的工程经验及资源优势，电力工程方面的业务有望保持稳健增长。
电力投资与运营业务是公司打造完整产业链以实现纵向一体化经营的过程中不可或 缺的一环。公司依托在新能源建设领域积累的经验和实力，逐步进入投资领域，由单一的 建设者转换为集投资、建设、拥有、运营为一体的综合性企业。截至 2021 年底，中国能 建控股装机容量 4.63GW，其中，2021 年控股火电装机容量 1.25GW，占比 27.08%；水 电装机容量 0.78GW，占比 16.85%；新能源装机容量 2.60GW，占比 56.16%。
根据公司发布践行碳达峰、碳中和“30·60”战略目标行动方案，到 2025 年公司控 股新能源装机容量力争达到 20GW 以上，相比 2021 年整体控股装机水平增长 3x 以上。 考虑到央企投资新能源的确定性较高，我们假设“十四五”期间公司新增新能源装机容量 20GW，风电和光伏各占 50%，“十四五”期间平均每年风电和光伏各装机 200 万千瓦， 水电每年装机规模增ope体育长 5%左右，火电装机则保持稳定，则预计到 2025 年，公司控股新能 源装机（含水电）占比将上升至 95%左右。
结合前面的装机量预测，以及风光发电成本下降推动上网电价下降，我们预计到 2025 年，公司发电运营业务收入可达到 178 亿元左右，较 2021 年增幅达到 260%以上，对应 CAGR 达到 40%左右。
净利润方面，随着新能源发电的结构性占比上升以及规模效应不断提升，参考中国电 建等公司新能源运营业务的盈利水平，我们预计到 2025 年公司新能源运营业务净利润或 达到 25 亿元，较公司 2021 年净利润增厚近 3x。
储能技术应用于多应用场景，多时间尺度调峰调频。按照技术路径分类，储能可分为 机械储能、电化学储能、电磁储能等类型，满足多类应用场景需求，在秒级、分钟级、小 时级及以上等多时间尺度发挥作用。秒级储能功率高、响应速度快，应用于电网支撑、辅 助一次调频，提升电能质量；分钟至小时级储能需要具有一定规模、循环次数多，应用于 削峰填谷，平滑电力系统出力；数小时及以上级别的储能规模大（100MW 以上）、循环次 数多（充放 5000 次以上）、运行寿命长、能量吞吐规模大，应用于电网削峰填谷和负荷调 节。在各类储能技术中，抽水蓄能因其技术成熟、储能容量大、循环寿命长，在多时间尺 度发挥调峰调频作用。
抽水蓄能的基本原理为水的重力势能与电能的相互转化。抽水蓄能电站主要由海拔高 度不同的上下水库、水轮机、水泵组成。用电高峰时，高海拔上水库向低海拔下水库放水 推动水轮机发电，将水的重力势能转化为电能；用电低谷时，水泵从下水库向上水库抽水， 将电能转化为水的重力势能。抽水蓄能电站的效率约为 75%，即抽水耗电量与发电量比例 约为 4:3，简称为“抽四发三”。
抽水蓄能是当前累计装机规模最大的电力储能方案。根据中国能源研究会储能专委会 对全球储能项目库的不完全统计，截至 2021 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规 模中，抽水蓄能的累计装机规模占比达 86.3%，占据主导地位；新型储能累计装机规模占 比 12.5%，包括电池（锂离子、铅蓄、液流等）、压缩空气、超级电容、飞轮等。我们根 据电化学储能和其他储能占比增速测算，预计 2030 年抽水蓄能占比为 64%。
抽水蓄能技术成熟ope体育，运行稳定，但建设周期较长。从储能时效上看，抽水蓄能技术属 于长时储能技术，连续储能时间长，装机容量大，可稳定用于电力系统削峰填谷和离网储 能；但与同属长时储能的电化学储能相比（秒级），抽水蓄能的响应时间更长（分、秒级）。从使用寿命看，抽水蓄能依托上下游水库发挥作用，在工程施工质量得到保障的前提下， 抽蓄电站坝体可使用数十年，电机设备等我们预计使用年限也可达 50 年左右。但水库等 土建类基础设施建设周期长、选址要求高，施工周期远超过其他类型储能方式。
抽水蓄能可建设规模大，在运规模不及预期。根据中国水力发电工程学会统计，2020 年国家能源局组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查工作，综合考虑地理位置、 地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术及初步经济性等因素共普查筛选出 资源站点 1529 个，总装机规模达 16.04 亿千瓦，多分布在南方、华北、华中、华东等区 域。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 亿千瓦（重点实施 项目 4.21 亿千瓦，规划储备项目 3.05 亿千瓦），其中 9792 万千瓦项目已经实施。 根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035 年）》，2025 年我国抽水蓄能投产装机 规模将达 62GW，2030 年将达 120GW，中长期规划布局重点实施项目 340 个、总装机 容量 421GW，中长期规划储备项目 247 个、总装机 305GW。回顾我国 2009 年以来的抽 水蓄能装机量，均未达到历次五年规划的目标。为实现 2030 年碳达峰目标，我们预计“ope体育十 四五”和“十五五”期间抽水蓄能电站将加快发展。
2022 年以来经济增长依赖基建发力，抽蓄电站加快开工。今年，在地产投资承压、 消费疲软背景下，经济增长愈发依赖基建投资，而国内“铁公基”等传统基建已相对完善， 建设空间有限，在能源转型叠加碳中和背景下，单体投资规模较大的抽水蓄能等基础设施 将成为本轮稳增长发力主要方向。我们通过北极星储能网检索国内抽水蓄能项目动态，不 完全统计，2022 年 1~7 月，全国新立项、新签约、进行预可研和可研审查、新开工的抽 水蓄能项目超过 168 个，装机量超过 202GW，项目推进速度明显加快。
近 10 年建设进度或超去年能源局规划。根据中国电建集团董事长丁焰章在《人民日 报》（2022 年 6 月 13 日，第 11 版）发文《发展抽水蓄能 推动绿色发展》，“十四五”期 间，我国将在 200 个市、县开工建设 200 个以上的抽水蓄能项目，开工目标 270GW，考 虑到抽水蓄能项目建设周期通常在 7 年左右，建设速度远超去年能源局规划（2030 年装 机达到 120GW）。
预测“十四五”至“十五五”10 年间抽蓄年均投资规模或超 1600 亿元。根据 “十 四五”期间新开工 270GW 抽水蓄能项目、单瓦投资规模 6.2 元（根据已运营、在建、拟 建抽水蓄能项目测算）、平均建设周期 6.4 年测算，我们预计在“十四五”至“十五五”10 年间（最晚一批项目开工年份在 2025 年，在 2030 年碳达峰目标约束下有望在 2030 年及 以前完工），我国抽蓄电站建设总投资将达到 1.67 万亿元左右，年均投资规模达到 1670 亿元。
抽蓄价格政策优化，两部制电价可操作性提高。为提升电力系统灵活性、经济性和安 全性，加快发展抽水蓄能电站，2021 年国家发改委发布《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），从 2023 年起“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”，主要变化是电量电价市场化、容量电价保障电站 6.5%的内部收益率、 明确容量电价传导和分摊方式。 首先，容量电价核定标准得到规范，保障电站 6.5%的内部收益率。在两部制电价中， 容量电价体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽蓄电站 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。在新定价机制中，①国家 发改委确定容量电价核价参数，其中电站经营期按 40 年核定，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定（意见印发之日前已核定容量电价的抽水蓄能电站维持原资本金内部收益 率）；②适当降低核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，电站可自主运用剩余机组 容容量参与电力市场。
容量电价的传导和分摊方式得到明确，成本传导路径清晰。新电价政策要求：①未来 将建立容量电费纳入输配电价回收的机制，政府核定的抽蓄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；②完善容量电费在多个省级电网的分摊方式， 由国家发改委组织相关省区协商确定分摊比例，或参照《区域电网输电价格定价办法》， 容量电费按照受益付费原则，向区域内各省级电网公司收取；③完善容量电费在特定电源 和电力系统间的分摊方式，抽蓄电站同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量 在特定电源和电力系统之间的分摊比例；特定电源分摊的容量电费由相关受益方承担，核 定抽蓄电站容量电价时扣减。
其次，电量电价以竞争性方式形成，抽蓄电站分享抽发收益。在两部制电价中，电量 电价体现抽蓄电站提供调峰服务的价值，抽蓄电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成 本。新规对电量电价定价方式进行说明：（1）在运行电力现货市场的地区，抽蓄电站根据 市场价格结算抽水电价和上网电价。（2）在未运行电力现货市场的地区，抽水电价有两种 执行方式，一是电网企业提供抽水电量、电价按燃煤发电基准价 75%执行，二是电网企业 招标采购、抽水电价按中标价执行；上网电量由电网企业收购，电价按燃煤发电基准价执 行。执行抽水电价、上网电价形成的收益中的 20%由抽蓄电站分享。
中国能建将新能源开发作为当前工作重心，发展新能源和综合智慧能源工程业务。 2022 年 5 月，中国能建电力规划总院有限公司成功入选国家发改委投资咨询机构名单的 新能源及水电（含抽水蓄能）、核电、电网工程三个主要领域短名单，实现了电力咨询领 域全覆盖。中国能建葛洲坝集团先后承建江苏宜兴、内蒙古呼和浩特、山西西龙池、河北 丰宁、山东文登、江苏句容抽水蓄能电站等项目，打响了抽水蓄能电站建设品牌。中国能 建参建的张北可再生能源柔性直流电网试验示范工程、丰宁抽水蓄能电站等项目，将张家 口等地区的风电、光电等可再生能源“打包”送到北京，助力冬奥场馆历史上首次实现 100% 全绿电。2022 年 4 月中国能建新取得湖北蕲春抽水蓄能项目投资开发权。
其中，由中国葛洲坝集团第二工程有限公司参建的丰宁抽水蓄能电站位于河北省丰宁 满族自治县境内，总装机容量 360 万千瓦，每年可消纳过剩电能 88 亿千瓦时，年发电量 可达 66.12 亿千瓦时，每年可节约标准煤 48.08 万吨，减少碳排放 120 万吨，相当于造林 24 万多亩，是世界装机容量最大的抽水蓄能电站，被誉为世界最大的“超级充电宝”。
此外，中国能建与中国电建在独立承接项目外，强强联手成立联合体承接抽水蓄能项 目。2022 年 3 月，中国电建中南院（联合体牵头方）与中国能建广西院（联合体成员） 与南网双调签订桂林灌阳、柳州鹿寨、贵港、玉林福绵、防城港上思 5 个抽水蓄能电站的 勘测设计合同，每个电站总装机容量 1200 兆瓦，广西院与联合体合作公司各负责 2 个， 联合设计 1 个，中国能建广西院所获合同金额近 7.5 亿元，此次合作有利于进一步巩固中 国能建在抽蓄领域的市场地位。 由于抽蓄电站的建设具有一定的技术复杂性，产业技术和项目壁垒突出，产业链主要 参与者多为头部企业。根据各公司公告及北极星储能网统计的截至 2021 年已建及在建的 抽水蓄能项目中，中国电建和中国能建占据的份额达到 90%以上，行业集中度较高，其中 中国能建份额达到 30%。
中国葛洲坝集团股份有限公司是由中国葛洲坝水利水电工程集团公司作为独家发起 人设立的股份有限公司，于 1997 年在上海证券交易所挂牌上市，是国内水电行业第一家上市公司；2007 年 9 月公司以换股方式吸收合并了葛洲坝水利水电工程集团公司，实现 集团主业资产整体上市，合并后葛洲坝集团成为公司的控股股东。2011 年 9 月葛洲坝集团 参与组建了中国能源建设集团，能建集团成为公司间接控股股东。2021 年，中国能源建 设股份有限公司换股吸收合并中国葛洲坝集团股份有限公司，换股比例为 1:4.4242，交易 完成后葛洲坝股票终止上市。
葛洲坝业务范围涵盖工程建设、工业制造、投资运营和综合服务，公司立足新发展阶 段，贯彻新发展理念，融入新发展格局，在大电力、大交通、大建筑、大环保、新基建“四 大一新”领域形成了全口径工程承包专业能力，培育了较强的投融资能力、商业模式创新 能力、资源整合能力和风险防控能力，形成了工程承包与投资业务双轮驱动、国际国内协 调发展、工业制造转型升级、金融贸易行稳致远的多元化经营格局。 其中工程建设业务是公司核心业务和营业收入的主要来源，2021 年收入占比达到 60% 以上，公司广泛参与了电力、交通、市政、环保、水利等基础设施建设，在大江大河导截 流、筑坝施工、地下工程、大型金属结构制造安装、大型机组安装等领域占据了世界技术 制高点。
中国葛洲坝集团股份有限公司及其子公司共持有 10 项工程施工总承包特级资质（6 项水利水电工程施工总承包特级资质、2 项公路工程施工总承包特级资质、1 项电力工程 施工总承包特级资质、1 项建筑工程施工总承包特级资质）、7 项工程设计行业甲级资质（4 项水利，2 项公路，1 项电力）、9 项工程设计专业甲级资质（2 项水库枢纽，2 项河道整 治，2 项建筑工程，1 项人防工程，1 项引调水，1 项灌溉排涝），2 项工程勘察甲级资质 （岩土工程、工程测量）、97 项（总承包 32 项，专业承包 65 项）各类工程施工承包一级 资质，涵盖建筑、公路、铁路、港航、水利水电、电力、矿山、石油化工、市政、通信、 机电、地质灾害治理等领域。 基于在水利水电等工程领域积累的优势，葛洲坝是大型基础设施投资建设领域的“国 家队”，是水利水电建设的“全球名片”，创造了 5000 余项精品工程和 100 多项世界之最。葛洲坝：开启了中国基础设施建设能力和装备制造水平现代化进程，电站总装机 容量达 271.5 万千瓦，是世界上最大的低水头大流量、径流式水电站。三峡工程：公司作为三峡工程的主承包商，承担其 65%的工程量，先后创造了 112 项世界之最、934 项发明专利、135 项三峡工程质量标准。
本次交易消除中国能建集团内部潜在同业竞争，促进内部资源配置集约化与业务发展 协同化，进一步增强集团全产业链优势和核心竞争力。
有利于消除潜在同业竞争和关联交易，更有效地发挥全产业链优势。中国能源建 设部分资产经营业务与葛洲坝经营范围相同或相似，形成潜在同业竞争，通过此 次合并，其在勘测设计、装备制造、运维检修等环节的业务组织与资源，可与葛 洲坝的国际经营、施工承包、投资运营等环节的业务组织与资源更有效地融合， 有助于提高资源配置效率和业务协同能力，真正实现产业链纵向一体化，发挥全 产业链服务作用和价值链整合优势。
有利于缩短管理链条，优化资源配置，提升管理效率。此前中国能源建设为葛洲 坝间接控股股东，双方拥有独立管理层，激励机制和利益目标存在不完全一致情形。通过此次合并，有效完善治理架构和决策机制，有利于中国能源建设进一步 优化资源配置，提升管理效率，增强公司盈利能力。
有利于发展壮大支柱与重要业务群，推动业务转型升级与持续发展。此前中国能 源建设旗下的水泥、民爆、高速、水务等业务主要在葛洲坝内部经营，法人层级 较低，在政策支持、资源投入、市场认同等方面存在一定不足，其发展壮大受到 一定限制。通过此次合并，中国能源建设能对上述业务板块实施更加有效的支持， 进一步加快业务转型与结构调整。
有利于拓宽融资渠道，增强企业竞争优势。本次交易完成后，中国能源建设作为 存续公司实现 A+H 两地上市。由于 A 股市场投融资工具不断创新，投融资活动 十分活跃，A+H 资本运作平台的搭建，有利于中国能源建设进一步拓宽融资渠道， 扩大品牌影响力及提升竞争力，为公司未来的业务发展和兼并收购提供有力的资 本支持。
基于公司经营规划及行业分析判断，我们预计 2022~2024 年，考虑到国家进一步出 台稳增长措施及火电建设再次提速，公司勘测设计及咨询业务收入增速分别达到 5%/5%/5%，工程建设业务为 15%/20%/20%，工业制造业务为 10%/5%/5%；而公司环保 业务重心有所弱化，因此预计环保水务业务保持不变；另外，公司也在加大规划十四五新 能源投资及运营的力度，因此预计投资及其他业务增速为 35%/50%/40%。
毛利率方面，由于公司勘测设计、工程建设、工业制造属于成本加成的制造业，近三 年毛利率保持相对稳定，因此我们预计未来三年毛利率分别稳定在 35%/8.5%/25%左右； 投资及其他业务方面，随着公司大力发展新能源装机运营，改业务盈利水平偏高，因此将 带动公司投资业务毛利率水平有所上升。
费用率方面，随着公司规模进一步增长发挥规模效应，预计公司销售、管理及财务费 用率均小幅下降。
（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。）
