（报告出品方/作者：国泰君安证券，韩其成，满静雅，郭浩然）

1.“十四五”旺季电力供需偏紧，国家要求加大风光等新能源装机

1.1.我国人均用电量提升空间仍大，十四五”用电旺季电力供需形势持续偏紧

近十年我国全社会用电持续增长，但人均用电量美国约为我国3倍，我国人均用电量仍有较大提升空间。年至年，我国全社会用电量呈不断向上趋势。年全社会用电亿千瓦时，同比增长10.3%。根据mundi数据统计，年中国人均用电量为千瓦时，远低于世界发达国家。美国年人均用电量千瓦时，约我国的3倍。亚洲的发达国家如韩国、日本、新加坡人均用电量约中国两倍，我国人均用电存在较大提升空间。

“十三五”全社会用电量年均增速为5.5%，超过“十三五”规划预期（3.6%-4.8%）。受益于经济运行整体平稳提升，服务业和高新技术产业较快发展，电能替代快速推广等，全社会用电量“十三五”年均增速为5.5%，超过“十三五”规划预期（3.6%-4.8%）。经济新形势下保障能源电力供应是首要任务。

根据我国当前发展阶段和“十四五”经济社会发展目标，预计未来三年全社会用电量年均增速约为5%左右。根据电规总院8月19日发布的《未来三年电力供需形势分析》，结合当前电源、电网工程投产进度，预计年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等5个地区负责高峰时段电力供需紧张；、年电力供需紧张地区将分别增加至6个和7个。文章预测，未来三年根据我国当前发展阶段和“十四五”经济社会发展目标，适当考虑极端天气，预计我国全社会用电量年均增速5%左右。

根据我们能源运营组观点，预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。根据中电联《中国电力行业年度发展报告》预测，到年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦，较年新增4.4亿千瓦。以增量角度判断，我们预计-年新增实际累计可控电源供应能力在夏季/冬季分别为2.4/2.3亿千瓦，低于同期最大用电负荷增速。从电力平衡视角，我们预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。

国家落实碳达峰碳中和目标，建设全链条绿色发展体系，突出风电光伏清洁能源地位。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》发布，为实现碳达峰、碳中和承诺作出战略安排，以“清洁”为核心，结合现有能源产业，开发以风电、太阳能发电、水电等清洁电源为主的综合能源基地，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。

确立源网荷储一体化发展，保障可再生能源消纳，推进新能源建设持续健康发展。年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》，源网荷储一体化实施路径将通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，合理配置储能，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升。年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。自建调峰资源指发电企业按全资比例建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。

1.2.我国商业用电价格仅为英国的三分之一，中长期电价仍有上涨潜力

海外受天然气供应紧张及持续40℃的高温天气等因素影响，电价暴涨。1）根据欧洲电力交易所（EPEX）数据，年初法国电力交易现货价格中值约为44.86欧元/MWh，而年7月23日则达到欧元/MWh，上涨幅度达%。2）年7月20日，英国伦敦东部地区的电网因电力需求激增而发生了短暂中断。为了维持电力系统的稳定性，英国的电力公共事业公司（电力中间商）被迫从电力交易市场，以超出正常情况下50倍的的价格（约人民币80元/度），购买了一部分电力以满足供电需求。

中国用电价格远低于发达国家：家庭用电约为美国的一半，商业用电约为英国电价的三分之一。根据GlobalPetrolPrices的数据显示，以年12月电价为例，中国家庭电价为0.美元/kWh，而美国为0.美元/kWh约中国两倍，丹麦0.美元/kWh约中国5倍。中国商业用电价格为0.美元/kWh，略低于美国的0.美元/kWh，约英国和丹麦电价的三分之一。

新能源上网电价中央财政不再补贴，进入平价时代。21年6月发改委发布《关于年新能源上网电价政策有关事项的通知》，年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，一方面推动燃煤发电量全部进入电力市场，并扩大市场交易电价上下浮动范围至20%；另一方面全面取消目录电价，推动工商业用户全部进入电力市场，暂未进入市场的用户由电网企业代理购电。

年1月，国家发改委印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，市场在资源优化配置中作用明显增强，市场化交易电量比重大幅提升。同时，电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。到年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

电网公司设立可再生能源发展结算公司，有望扩大融资规模，解决可再生能源补贴缺口。南方电网8月11日发布《关于成立广州可再生能源发展结算服务有限公司的通知》，按照《国家发展改革委、财政部、国务院国资委关于授权设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题的复函》要求，研究成立广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。公司将开展可再生能源补贴资金的统计和管理，以及缺口部分的专项融资和还本付息等工作。

我国电价浮动范围扩大但幅度远低于煤价上涨增幅，中长期电价上涨仍具潜力。1）年以前，我国火电上网电价主要以标杆电价机制+煤电联动为主。年起，我国标杆上网电价机制是“基准价+上下浮动”的市场化机制。浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%。年10月11日，发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》该范围扩大为“上下浮动原则上均不超过20%”，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。2）以秦皇岛港动力煤市场价为例，由年3月约元/吨上涨至最高点年10月约元/吨，涨幅%，目前约元/吨依然处于高位。五大发电集团上市公司年净利润实现大幅亏损。

近期山东、广东出台分时电价政策。年3月，山东发改委发布《关于居民峰谷分时电价政策有关事项的通知》，规定居民家庭分时电价在峰段8：00至22:00，电价每千瓦时提高0.03元；谷段22：00至次日8：00，电价降低0.17元。即第一档峰段电价为0.元、谷段电价为0.元，第二、三档峰、谷电价加价标准不变。7月，广东电力交易中心发布《关于明确市场购电用户尖峰电价机制等有关事项的通知》，规定尖峰电能量电费方面，按照市场月度加权平均价×峰段系数f1×0.25收取尖峰加价电费；尖峰输配电价电费方面，尖峰输配电价按照f1×1.25执行。

1.3.高温叠加经济恢复预期下半年用电量提速，能源局要求加快发展风光等新能源

全球近10年来，极端天气等自然灾害造成的停电事件占比最高，造成大规模的经济损失。根据《中国电力》刊登的《近30年全球大停电事故发生的深层次原因分析及启示》，从停电原因来看，全球已明确发生原因的件大停电事故中，自然灾害原因直接引起77件，占比56%；电力投资不足导致设备老化、市场设计缺陷等电力管理体制机制原因，引起或使停电事故恶化的共有43件，占比31%；意外或人为事故原因，引起14件，占比10%。可以看出近年来，极端天气等自然灾害造成的停电事件占比最高，造成大规模的经济损失。

今年入夏以来全国各省市电网负荷持续创新高，电力供应形势严峻。8月17日，中国气象局国家气候中心发布数据显示当前我国高温热浪事件的综合强度，已达年有完整气象记录以来最强。全国气象观测站监测到35℃以上的站点已经达到了个，37℃以上的站点是个，仅次于年。高温40℃以上的覆盖范围历史最大，达.5万平方公里，远超年的77.6万平方公里和年的99.3万平方公里。由于高温，四川、河北、山东、浙江等省市电网用电负荷均创历史新高，电力供应紧张。四川、重庆实施限电，通过暂停工业用电企业生产或错峰用电来应对高温挑战。

进入四季度用暖等供电需求提升，预期下半年用电量增速7%左右显著高于上半年。根据中电联发布的数据，全社会用电需求增长：年上半年全社会用电量完成4.10万亿千瓦时，同比增长2.9%。中电联预计下半年全社会用电量同比增长7.0%左右，增速比上半年明显回升，预计年全年的全社会用电量增速处在5%-6%之间。国家能源局提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，按照“适度超前”原则做好“十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。其具体措施包括，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运，加快发展风电光伏等新能源，推动金沙江上中游、澜沧江上游、黄河上游等河段水电项目开工，推动前期工作较为充分的核电项目及跨省区输电通道项目等尽快核准开工建设。

新能源政策频出，加速落实风电光伏大基地建设。1）年3月，发改委、能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》提出到年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右。年核电/水电/抽水蓄能装机容量达到万千瓦/3.8亿千瓦/万千瓦以上，加快推进以沙漠/戈壁/荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，鼓励建设海上风电基地。2）6月1日国家印发《扎实稳住经济的一揽子政策措施》加快推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地和经济指标相对优越的抽水蓄能电站建设。3）6月6日国家发改委、国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》。推进风电光伏基地化/分布式开发,推动新能源在工业建筑领域应用。促进存储消纳，推进储能及特高压建设。

年我国光伏发电新增装机约53GW，预期年新增装机75-90GW（同比增速42%-70%）。1）过去十年全球范围内的光伏度电成本降幅超过90%，与风电、天然气、煤电及核电相比降幅最大。年我国风电和光伏发电新增装机规模达到1.01亿千瓦，其中风电新增约48GW，光伏发电新增约53GW。2）据中国光伏行业协会（CPIA）预测，年我国光伏新增装机75-90GW，-年我国年均新增光伏装机83-99GW；年全球光伏新增装机-GW，-年全球年均新增光伏装机-GW。

年我国风电新增装机约47.6GW，预期年新增装机50GW(+5%)。1）长期以来国内风电行业对补贴的依赖程度较高，成本下降相对较慢。根据IRENA的统计，过去十年间中国陆上/海上风电的平均度电成本分别由年的0./0.美元降至年的0./0.美元，下降幅度为54%/53%，明显低于同期国内光伏度电成本的下降幅度86%。2）到年底，全国风电累计装机3.28亿千瓦，其中陆上风电累计装机3.02亿千瓦、海上风电累计装机万千瓦。风电未来发展趋势是大兆瓦、大型化，有利于实现进一步降本。3）根据中电联预测，年我国风电新增装机规模约为50GW。

1-7月太阳能发电装机增27%，风电装机增17%。截至7月底，全国发电装机容量约24.6亿千瓦，同比增长8.0%。其中，风电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长17.2%；太阳能发电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长26.7%。1-7月份，全国主要发电企业电源工程完成投资亿元，同比增长16.8%。其中，太阳能发电亿元，同比增长.0%。电网工程完成投资亿元，同比增长10.4%。

2.光伏硅料产能扩张/组件价格趋降或提升运营回报率，风电大型化及钢材价格下降驱动降本

2.1.光伏：上游成本筑顶未来或趋向下降，下游投资回报率或趋向上行

2.1.1.成本端：硅料产能加速投放价格筑顶未来或趋向下降，组件竞争加剧价格或下行

年上半年硅料价格走高。据中国有色金属工业协会硅业分会8月17日公布的多晶硅最新价格，单晶复投料、单晶致密料、单晶菜花料的主流成交均价周环比涨幅分别为0.36%、0.33%、0.33%。截至目前，硅料价格最高已触及31万元/吨，相较于年初的约8万元/吨，累计上涨近三倍。受供需关系影响，光伏产业链上游的硅料定价一路暴涨，带来中下游电池和组件等其他原材料毛利削减，价格上浮。

Q4硅料产能预期扩张，硅料价格将筑顶未来或趋向下降。以通威股份、协鑫科技、隆基绿能为代表的多家硅料龙头企业受利润驱动，均在下半年有产能扩张计划。目前，主流公司扩产规模就逾万吨，硅料新增产能充裕，硅料价格将筑顶未来或趋向下降。8月17日，通威股份以1.元/瓦的最低报价预计中标华润3GW组件集采项目，低价扩张或带动产业链价格下行。通威进军组件环节，标志着组件市场竞争将进一步升级。

我国工商业分布式光伏初投资组件占比49%，光伏电站初始投资组件占比37%，光伏电站全投资主要由光伏组件、建安工程、一次性土地成本、电气设备、前期开发及管理费用、电网介入费用、支架、电缆、逆变器、通信设备组成。从数据看，组件投资和建安工程投资占比较高，组件价格的下降会带动成本整体下降。

2.1.2.收益端：成本下降/技术进步效率提升，光伏项目收益率或将上升

N型高效单晶硅和薄膜两类太阳能电池优势逐渐显现,效率高于当前主流的PERC电池。异质结电池和钙钛矿电池在同类型太阳能电池中均取得最高的实验室效率。在新兴的结合技术中，异质结+钙钛矿电池更是达到了高达31.25%的实验室效率。根据CPIA数据，光电转化效率每提升1%，相应产能及收益提升，对应度电成本可下降5%-7%。根据科技日报年5月文章，电池转换效率每提升1%，成本可下降7%。

21年PERC占比91.2%，预期N型电池占比将逐年提高，具有高转化效率的。年，新建量产产线仍以PERC电池产线为主。随着PERC电池片新产能持续释放，PERC电池片市场占比进一步提升至91.2%。随着产品需求开始转向高效，BSF电池市场占比下降，随着N型电池投入量产，成本降低。根据CPIA预测年TOPCon+HJT产能将达到35%的比重，预计年异质结电池市场占比约33%。

年4月8日国家发改委价格司发布《关于年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》的通知。通知提出：年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网，行业保持较快发展态势。为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。假设上网电价0.4元/千瓦时，所得税率25%，项目存续期25年，对光伏项目进行内部收益率测算，可得到如下结果。光伏项目装机成本每降低元/kw，项目总投资IRR可以提高0.5个pct至1.1个pct；年有效光照每增加小时，光伏项目总投资IRR可以提高0.8个pct至1.2个pct。

年8月18日，国家发改委、财政部、国资委发文明确，设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。两家新公司将在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。解决补贴发放问题可改善绿电运营公司现金流，减少资产减值，提升项目投资回报率。

2.2.风电：原材料下降和风机大型化降本，投资回报率未来或向上

2.2.1.成本端：风机大型化及原材料降价带动成本降低

根据国际可再生能源机构（IRENA）的数据，年陆上风电的平均发电成本（LCOE）为0.美元/千瓦时，较年下降15%，较年下降68%；年海上风电LCOE为0.美元/千瓦时，较年下降13%，较年下降60%。相比之下，年太阳能光伏发电LCOE0.美元/千瓦时、聚光太阳能发电LCOE0.美元/千瓦时、水电LCOE0.美元/千瓦时。

根据GWEC统计，陆上风电装机成本中风电涡轮机组成本占比达70.4%，分别包括叶片（21.4%）、舱室（35%）、塔筒（14%），此外还包括9%的组装安装费用、5.2%的基建成本及7.5%的金融费用等；海上风电装机成本中，风电涡轮机组占34.7%，此外还包括海上桩基成本（17.6%）、电力基础设施成本（17.6%）、组装和安装成本（10.4%）等。从结构上看，海上风电装机成本中机组成本占比较小，建设施工投入和电力基建投入占比较高。

风电机组单机容量大型化，带来风电装机成本显著下降。风电单机容量加大使得相同规模下项目所需风电机组台数减少，进而节约风电场道路、线路、基建、塔台等多项投资成本。同时，在风能资源及土地资源紧缺的情况下，采用大容量机组还可解决风电机组点位不足等问题，提高风电项目效率。根据金风科技测算，相同项目容量下，采用2MW风机的项目静态投资额为元/千瓦，LCOE为0.元/千瓦时，而采用4MW风机的项目静态投资为元/千瓦，LCOE为0./千瓦时，分别降低了10.5%和10%，全投资IRR提高了1.7个pct。

风电机组投标均价平稳持续下降。根据金风科技公司统计，年6月份全市场风电整机商风电机组投标均价为1,元/千瓦，相比年1月份的3元/千瓦下降37%，降幅明显。钢材等原材料成本降低，助推风电项目降本加速。根据GWEC发布的《GLOBALWINDREPORT》数据，海上风电项目的原材料成本中钢材占比达90%，电子元件和玻璃纤维分别占5%和4%；陆上风电项目原材料成本中混凝土占比达72%，钢材占比达24%。今年以来，钢材成本出现明显下降，带动风电项目成本下降。

钢材价格趋势向下，预判未来装机成本将继续下降。海上风电项目的原材料成本中钢材占比达90%，陆上风电项目钢材占比24%，中长期钢价的价格中枢将会台阶下行，带动风电的装机成本下降。央行MLF再降息，1年期/5年期LPR降5bp/15bp，绿电运营高负债，降息会降低财务费用，提升运营回报率。(1)8月15日央行中期借贷便利（MLF）操作和公开市场逆回购操作的中标利率均下降10个基点。(2)8月22日，中国人民银行授权全国银行间同业拆借中心公布，8月22日贷款市场报价利率（LPR）为：1年期LPR为3.65%（上次为3.70%），5年期以上LPR为4.3%（上次为4.45%）。

2.2.2.收益端：未来成本或趋于下降，风电投运回报率或趋于上行

根据华银电力、电投能源等企业风电项目的相关公告，年新建陆上风电项目内部收益率在6.23%至12.05%，海上风电项目内部收益率在6.04%至7.44%。假设上网电价为0.4元/千瓦时，所得税率为25%，陆上风电项目造价成本位于元/千瓦至元/千瓦，项目存续期限20年，对风电项目进行内部收益率测算，可得到如下结果。装机成本每降低元/kw，陆上风电项目总投资IRR可以提高0.4个pct至0.9个pct；发电时间每提升小时，陆上项目总投资IRR可以提高1.2个pct至1.7个pct。

海上风电项目造价成本位于元/千瓦至元/千瓦，项目存续期限25年，对风电项目进行内部收益率测算，可得到如下结果。装机成本每降低元/kw，海上风电项目总投资IRR可以提高0.3个pct至0.6个pct；发电时间每提升小时，海上项目总投资IRR可以提高0.7个pct至0.9个pct。年8月18日，国家发改委、财政部、国资委发文明确，设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。两家新公司将在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。

3.绿电运营竞争格局与装机规模：中国电建一体化优势明显，十四五或新增约50GW装机被低估

3.1.绿电运营竞争要素：前端资源获取、中端投资开发、后期运维管理

从产业链看，电力市场企业通常分为投资商、开发商、工程商、运维商四种角色，不同角色分工合作，有时候一家企业承担多种角色，形成一体化、差异化的竞争优势。根据不同的角色定位，在整个电站开发过程中依靠不同的竞争优势分工合作。但这并不意味着不同角色之间是完全切割的，不同的角色交叉使得上下游的链接越来越紧密，一家企业为了进一步延长产业链，形成长期的商业价值，有时候会承担多种角色，形成综合性、差异化竞争。

从竞争要素看，主要体现在前端资源获取能力、中端项目投资开发管理能力、后端运维管理能力三个层面。在资源获取层面，电力集团及建筑央国企，具备行业齐全资质，依托于政府资源和低成本融资优势，能够获取更为广泛且优质的项目。项目开发层面，需要对项目本身的资源禀赋具备一定的评价筛选，具备较强的项目管理和开发能力，积累充足的项目经验。后期运维层面，需要依靠企业的专业运营能力和渠道营销能力。民营企业具备较强的反应机制，具备渠道下沉的能力，能够通过属地化经营实现项目落地。

3.2.绿电运营企业竞争格局与装机对比：中国电建十四五或新增50GW装机

国家要求年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上，年中国风光装机量将达到12亿千瓦以上，九大电力央企新增风光电装机量将占全国目标八成以上。1）年12月国资委印发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》。中央企业碳达峰、碳中和的明确目标：年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上，战略性新兴产业营收比重不低于30%。国资委将碳达峰、碳中和工作纳入中央企业考核评价体系。推动央企布局建设原创技术策源地。2）十四五期间，前五大发电集团新能源新增装机量规划0万千瓦以上，目前光伏/风/水电等清洁能源占比除国家电投达到56%外，其他均为50%以上，仍有较大提升空间。

中国电建目前风光装机7.8GW，年计划开工新能源装机超10GW，十四五或新增约50GW左右。(1)中国电建规划设计总院受国家部委委托承担水电水利/风电/光伏等提供规划设计/审查等职责，具投资/设计/施工/运营/装备全产业链一体化优势。年末控股装机17GW（水电6.5GW/风电6.3GW/光伏1.5GW），年计划开工新能源装机超10GW，抽水蓄能5GW。十四五或新增装机约50GW。(2)中国能建末控股装机4.6G瓦(火电1.25G瓦/水电0.78G瓦/风电1.42G瓦/光伏0.95G瓦)。十四五或新增装机约20GW。(3)粤水电末投产清洁能源总装机1.54GW(水电0.26GW/风电0.67GW/光伏0.61GW)。

三峡能源/龙源电力/华能国际等加速新能源落地。1）三峡能源21年风电装机14.3GW，光伏8.4GW，合计22.7GW。“十四五”期间三峡集团将每年新增清洁能源装机15GW。2）龙源电力21年风电装机23.7GW，光伏1.1GW，合计24.8GW。“十四五”期间，国家能源集团计划新增新能源装机70-80GW，龙源电力规划新增新能源装机30GW。同时，国家能源集团出具承诺，未来将推进下属其他风电资产合计2,.67万千瓦继续注入龙源电力，进一步增厚上市公司龙源电力的资本实力。3）华能国际21年风电装机10.54GW，光伏3.31GW，合计13.85GW。“十四五”计划新增新能源装机约40GW。

3.3.财务数据与估值对比：中国电建融资增强资金优势，估值PB1.2低于行业2

财务数据对比：首先，从净利润规模看，年中国电建、中国能建分别为86亿、65亿，而三峡能源、华能国际分别为56亿、-亿。其次从经营性净现金流看，年中国电建、中国能建分别为亿、88亿，而三峡能源、华能国际分别为88亿、60亿。最后，从负债率看，年中国电建、中国能建负债率分别为75%、72%，而三峡能源、华能国际分别为65%、75%。中国电建拟发布亿定增。中国电建拥有完整的水电、火电、风电和太阳能发电工程的勘察设计与施工、运营核心技术体系，拥有代表国家综合竞争实力的水电领域完备的技术服务体系、技术标准体系和科技创新体系，具有国际领先的水利电力工程建设和勘测设计能力，是全球水电、风电建设的领导者，清洁可再生能源行业领军地位日益巩固。

中国电建充分发挥“懂水熟电、擅规划设计、长施工建造、能投资运营”的核心能力和产业链一体化优势，成立新能源和抽水蓄能工作领导小组，出台实施指导意见、管理办法及激励政策，发挥并增强优势，加快新能源和抽水蓄能规划设计建设新布局和投资经营新布局，积极构建新能源和抽水蓄能业务发展新格局。整合公司新能源资产，搭建统一平台，组建中国电建新能源集团有限公司，进一步放大规模效应，全力打造中国电建新能源品牌。从估值水平看，中国电建、中国能建仍有较大提升空间。1）从PB估值水平看，中国电建、中国能建PB分别为1.2、1.1倍，而三峡能源、龙源电力、华能国际等公司PB分别为2.6、3.3、2.3倍。2）从PE，中国电建、中国能建PE分别为10、11倍，而三峡能源、龙源电力、华能国际等公司PB分别为22、26、28倍。

4.双碳推动风光绿电量增，成本趋降回报率升价涨，绿电运营或拐点加速首推中国电建

4.1.风光绿电运营盈利或拐点向上，首推中国电建/中国能建

4.1.1.中国电建：中国电建一体化优势十四五或新增50GW装机

年中国电建市场地位进一步提升，以公司为核心资产的电建集团，在《财富》世界强排名位列位，较去年上升50位。按照全球业务（国内营收+国际营收）排名，在年全球工程设计公司强中列第1位，连续两年居于榜首；在年全球工程承包商强中列第5位。两项排名在电力行业领域均位列全球第一。按照国际业务排名，在年国际工程设计公司强中列第16位,在亚洲市场排第1位；在国际工程承包商强中列第7位。两项排名在电力行业领域均位列全球第一。公司是中国水电行业的领军企业和享誉国际的第一品牌,水利水电规划设计、施工管理和技术水平达到世界一流，水利电力建设一体化（规划、设计、施工等）能力和业绩位居全球第一。

中国电建21年新能源业务营收73亿元同增17%。作为全球清洁低碳能源、水资源与环境建设领域的引领者，全球基础设施互联互通的骨干力量，公司具有“大土木、大建筑”的横向宽领域产业优势。年公司工程承包与勘测设计业务实现营收亿元（+12%）占比84%；电力投资与运营业务实现营收亿元（+8%）占比5%，其中新能源业务实现营收73亿元（+17%）；房地产开发业务实现营收亿元（+36%）占比7%；设备制造与租赁业务实现营收65亿元（+71%）占比1%；其他业务实现营收亿元（-25%）占比4%。年公司新签合同总额.83亿元，同比增长15.91%。

年末公司合同存量14,.44亿元，同比增长32.44%。年新签能源电力业务合同金额2,亿元，占新签合同总额的30.8%，同比增长28.6%。其中新签风电业务合同金额.2亿元，同比增长29.8%；常规水电业务合同金额.4亿元，同比下降5.7%；光伏发电业务合同金额.8亿元，同比增长84.2%；抽水蓄能电站业务合同金额.4亿元，同比增长.9%。

22年1-7月新签订单亿同增44%，承接中标多个光伏项目。前7月新签订单亿，累计同比44%（去年同期增速11%）。其中能源电力亿占比40%，水资源与环境订单亿占比21%，基础设施亿占比38%，其他项目金额为93亿元。2）典型项目：承接39亿甘肃省单体最大兆瓦光伏发电项目。中标中电国瑞河北兆瓦户用光伏项目EPC+运维总承包项目。承接5.3亿泊头市齐桥镇MW农光互补复合发电项目。9.8亿盐山县屋顶分布式光伏项目EPC项目。

设立五大区域总部，基本实现了国内区域市场全覆盖。为持续加强市场营销顶层设计，有序推进公司区域营销体系建设，激发各级市场主体活力，高效地开展区域市场营销活动，公司控股股东电建集团根据国家重大战略规划设立了五大区域总部。公司进一步明确了区域营销机构的运行机制、发展定位等事项，完成了对应五大区域总部的区域投资公司组建，基本实现了国内区域市场的全覆盖。

战略转型加快推进，能源能力/涉水业务/城市建设融合发展。公司战略重心和资源配置进一步向能源电力、涉水业务、城市建设与基础设施三大核心主业集中，加快推动三大核心主业的融合发展，以水美城，以能绿城，为“双碳”目标提供电建方案。加快推进能源电力、水资源与环境、城市与基础设施、绿色砂石四大产业联动，推动“水能城砂”融合发展与商业模式创新，加快能源环保共生城市理念和模式研究和推广，在城市开发和更新过程中贡献具有鲜明特点和差异化优势的电建方案。

中国电建风光水全球最大EPC，置入电网辅业增强利润弹性。1）抽水蓄能参与国内约90%以上建设，水电国内大型项目规划设计约80%/施工约65%、全球约50%，国内大型项目风电/光伏设计约65%、新能源EPC全球第一。旗下水规总院等参与了《抽水蓄能中长期发展规划（-）》研究。2）置入电建集团电网辅业资产（20年权益净利润18亿）。超前研判新型电力系统构建及电网增量市场，适时布局售配电/智能电网/微网以及综合能源服务。

公司拥有完整的水电、火电、风电和太阳能发电工程的勘察设计与施工、运营核心技术体系，拥有代表国家综合竞争实力的水电领域完备的技术服务体系、技术标准体系和科技创新体系，具有国际领先的水利电力工程建设和勘测设计能力，是全球水电、风电建设的领导者，清洁可再生能源行业领军地位日益巩固。科技创新要素加快集聚，持续加大研发投入，加强科技领军人才培养选树，主动承担国家、行业核心技术攻关和协同创新平台建设任务，着力打造水电、新能源、水资源水环境、地下工程四大领域原创技术策源地，高质量发展能力持续增强。

中国电建充分发挥“懂水熟电、擅规划设计、长施工建造、能投资运营”的核心能力和产业链一体化优势，成立新能源和抽水蓄能工作领导小组，出台实施指导意见、管理办法及激励政策，发挥并增强优势，加快新能源和抽水蓄能规划设计建设新布局和投资经营新布局，积极构建新能源和抽水蓄能业务发展新格局。

整合公司新能源资产，搭建统一平台，组建中国电建新能源集团有限公司，进一步放大规模效应，全力打造中国电建新能源品牌。作为抽水蓄能建设领域的绝对主力，公司积极响应国家“”双碳战略，推动成立了公司新能源和抽水蓄能工作领导小组、新能源规划研究领导小组、新能源规划研究中心。发挥规划设计传统优势，抢抓新能源和抽水蓄能开发资源，积极获取新能源和抽水蓄能建设任务。

年新增风电、太阳能光伏发电、水电装机容量分别为.11万千瓦、16万千瓦、7.88万千瓦。截至年底，公司控股并网装机容量1,.85万千瓦，其中：水电装机.24万千瓦，同比增长1.2%；风电装机.45万千瓦，同比增长18.9%；太阳能光伏发电装机.16万千瓦，同比增长12.4%；火电装机万千瓦，同比零增长。清洁能源占比达到81.82%。电力运营资产净利润占比约20%。公司规划年计划开工新能源装机超过10GW，抽水蓄能5GW。十四五新增清洁能源装机30-50GW。

年投资计划总额亿元，新能源项目投资亿元。公司年投资计划安排总额为1,.5亿元，其中：安排续建项目投资.4亿元，安排新建项目投资.1亿元。年投资计划总额中，能源电力板块投资计划为.13亿元，其中新能源项目投资计划为.32亿元（计划开工新能源装机容量超过1,万千瓦；计划核准抽水蓄能项目4个，总装机容量约为万千瓦）。

中国电建十四五或新增风光等装机约50GW，绿电运营具设计/工程/调峰一体化优势。1）规划设计总院受国家部委委托承担水电水利/风电/光伏等提供规划设计/审查等职责。具投资/设计/施工/运营/装备全产业链一体化优势。2）21年末控股装机17GW（水电6.5GW/风电6.3GW/光伏1.5GW），年计划开工新能源装机超10GW，抽水蓄能5GW。十四五或新增装机约50GW。3）21年电力运营资产分部利润约29亿（不含分部抵销）约占20%。

中国电建光伏BIPV/风电/抽水蓄能等订单加速落地，前7月订单同增44%（去年同期增11%）。1）前7月新签订单亿，累计同比44%（去年同期增速11%）。其中能源电力亿占比40%，水资源与环境订单亿占比21%，基础设施亿占比38%，其他项目金额为93亿元。2）典型项目：承接39亿甘肃省单体最大兆瓦光伏发电项目。中标中电国瑞河北兆瓦户用光伏项目EPC+运维总承包项目。承接5.3亿泊头市齐桥镇MW农光互补复合发电项目。9.8亿盐山县屋顶分布式光伏项目EPC项目。

中国电建电力需求高增绿电资产待重估（电建PB1.2倍可比公司2倍以上），定增加速推进成功在即。1)7月全社会用电量同增6.3%，居民用电量同增27%。近期高温和经济恢复导致电力需求超预期，电力运营资产待重估。2）定增亿7月9日获证监会受理，8月13日完成反馈意见。3）8月6日拟以五一桥水电站（总装机约13.7万千瓦）为底层资产开展基建公募REITs申报发行。4）维持增持。维持预测22-24年EPS为0.72/0.88/1.06元增速28/22/20%，维持目标价14.2元对应22年20倍PE。中国电建PB1.2倍（宁德时代10.3/隆基绿能9.4/三峡能源2.6/龙源电力3.1）。

4.1.2.中国能建：控股4.6GW十四五或新增约20GW

中国能建主营业务为勘测设计及咨询、工程建设、工业制造、清洁能源及环保水务、投资及其他五大板块。其中勘测设计及咨询、工程建设板块主要为建设业务，工业制造板块主要为水泥生产、民用爆破、装备制造业务,清洁能源及环保水务板块主要为清洁能源、环保、水务业务，投资及其他板块主要为高速公路运营、基础设施服务业等。年公司勘测设计及咨询业务实现营收亿元（+4%）占比5%；工程建设业务实现营收亿元（+24%）占比82%；工业制造业务实现营收亿元（+16%）占比9%；投资运营业务实现营收亿元（+1%）占比8%；其他业务实现营收64亿元（+9%）占比2%。3）年Q1公司新签合同额亿（+0.08%），分业务工程建设/勘测设计及咨询/工业制造/其他业务分别0/49/62/亿。

年中国能建综合实力、影响力和品牌价值大幅提高。以公司为核心资产的能建集团，在《财富》世界强排名位列第位，较去年上升52位。公司ENR全球工程设计公司强排名位列第3位，较去年上升2位，ENR国际工程设计公司强排名位列第27位，以上两项在上榜的中国企业中均名列第2位。ENR全球工程承包商强排名位列第13位，ENR国际工程承包商强排名位列第21位。

中国能建Q1营收增16%/归母净利增16%，上半年新能源及综合智慧能源新签增%。1）22Q1营收亿增16%（其中新能源营收增21%），Q1净利9.6亿增16%。2）22H1新签亿（+10%）。2）22H1新签分业务，工程建设/勘测设计及咨询/工业制造分别为/96/亿，增速7/58/%，占比94/2/3%。工程建设中，传统能源/新能源及综合智慧能源/城市建设/综合交通分别新签///亿，同比-3//-30/-15%。

年完成新签合同额人民币.1亿元，同比增长51%。年新能源及综合智慧能源新签合同额人民币.7亿元，同比增长53.2%，占比达24.1%，较上年提升1.2个百分点。年传统能源新签合同额人民币.8亿元，同比增长21.7%，占比达25.2%。

公司是新能源及综合智慧能源行业发展的先行者和推动者，执行勘察设计任务和施工任务的新能源项目累计装机容量分别超过1.7亿千瓦、1.1亿千瓦。公司依托在能源电力行业的整体优势以及在电力、电网规划方面积累的能力和资源，在新能源工程领域具有独特的竞争优势。公司是传统能源电力建设的国家队、排头兵和主力军，在火电建设领域代表着世界最高水平，在水电工程领域施工市场份额超过30%（大型水电超过50%），承担国内已投运核电90%以上常规岛勘察设计、66%以上常规岛工程建设和几乎所有大型清洁能源输电通道工程的勘察设计任务。

作为电力行业最大的全面解决方案提供商，源网荷储和多能互补系统解决方案处于国内领先水平。中国能建负担国家电力和能源规划研究任务，对中国90%以上火电站、核电站常规岛及电网的勘测设计标准作出贡献。编制完成周边国家电力互联互通规划，发布我国能源和电力发展报告，承担雄安新区能源规划研究等重大专项。作为中国乃至全球电力行业最大的全面解决方案提供商，在境内电力规划咨询，火力发电、核电常规岛、骨干电网等行业勘测设计市场占有率超过70%，拥有行业主导地位和话语权。依托全国新能源消纳监测预警中心，在新能源电力接入和消纳方面积累了丰富的资源和能力，源网荷储和多能互补“两个一体化”系统解决方案处于国内领先水平。

突出的新能源一体化发展能力。公司依托国家级能源智库，长期服务于国家和地方能源电力行业主管机构，深度参与国家新能源产业规划编制、行业政策制定和国家电力示范工程、重点工程的评估工作，掌握国家在远距离输电通道、清洁能源基地规划建设等方面的战略布局。公司所属企业遍布全国各省市区，与地方政府、发电企业、电网企业、金融机构等建立了长期、稳定的合作关系，具有区域一体化能源规划话语权和政府影响力，掌握新能源产业政策第一手资料和项目开发先机，形成了密集的市场开发网络体系。依托全国新能源消纳监测预警中心，在新能源电力接入和消纳方面积累了丰富的资源和能力，源网荷储和多能互补“两个一体化”系统解决方案处于国内领先水平。公司具有集规划咨询、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，形成了强大的全过程、全生命周期投建营一体化服务能力。

拥有丰富的工程业绩和突出的总承包实力。公司在能源电力工程全生命周期，尤其是在水利水电、核电站、新能源、燃煤发电站升级改造及特高压输电线路建设等重点领域，均具有丰富的工程业绩。自公司成立以来，共荣获国家优质工程金质奖42项、中国建设工程鲁班奖14项、中国土木工程詹天佑奖3项、全国优秀工程勘察设计金质奖5项、全国优秀工程咨询成果一等奖10项、全国工程勘察设计行业优秀工程总承包项目金钥匙奖4项。近年来，公司通过开展EPC、EPC+F、参股拉动总承包、PPP、BOT、投建营一体化等新商业模式大力拓展工程总承包市场，非电基础设施领域的总承包业务取得了丰硕成果。

承建多个国家重要工程项目，创造多项世界第一。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，公司担负了工程建设主力军和国家队的重任，先后承建了世界首个“三百”火电工程、世界首个AP0、CAP1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1兆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。

中国能建加快全面绿色低碳转型，推动公司新能源产业跨越式高质量发展。1）公司将新能源等绿色低碳业务作为优先发展产业，研究出台了“十四五”新能源产业规划，积极推动公司新能源产业跨越式高质量发展。2）加快全面创新驱动转型，在高空风电、氢能、储能、地热等领域掌握一批关键核心技术。加快产业链一体化转型，有效整合轨道交通、氢能等产业。3）公司依托国家级能源智库，及时解读新能源“一体化”、抽水蓄能规划等行业政策，强化市场研究，构建了公司总部、区域总部及子公司“三位一体”新能源开发体系。4）充分发挥规划设计咨询牵引作用，积极为地方政府及企业提供落实“30·60”战略目标的能建解决方案，在源端市场抢得先机，全力开发新能源投建营一体化项目。5）7月中标50亿元光伏能源区域能耗综合平衡一体化示范项目。

中国能建在建风光新能源装机容量达万千瓦，十四五或规划20GW。1）在水电工程领域施工市场份额超过30%（大型水电超过50%），承担国内已投运核电90%以上常规岛勘察设计、66%以上常规岛工程建设和几乎所有大型清洁能源输电通道工程的勘察设计任务。2）勘察设计和施工的新能源项目累计装机容量分别超过1.7亿千瓦、1.1亿千瓦，在建风光新能源装机容量达万千瓦，十四五或规划20GW。3）截至年底，公司控股并网装机.3万千瓦，其中：火电.47万千瓦，水电77.96万千瓦，风电.15万千瓦，太阳能发电95.30万千瓦，生物质发电22.40万千瓦。

4.1.3.粤水电：总装机1.5GW抽水蓄能项目经验丰富

粤水电工程建设主导业务是水利水电和轨道交通工程建设。在水利水电工程建设上，公司施工经验丰富，专业技术成熟，具备水利水电工程施工总承包特级资质，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，先后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。在全国尤其是在广东、四川、湖南等地区具备较高的品牌影响力，是区域水利水电工程建设的龙头企业。

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。公司清洁能源发电业务主要分布在新疆、甘肃等西北地区及广东、山东等东南沿海地区，截至年底，公司累计已投产发电的清洁能源项目总装机1,.38MW，其中水力发电MW，风力发电MW，光伏发电.38MW。在建MW。公司是广东省最大的风电塔筒制造商、国内风电装备制造产业第一梯队企业，经济效益不断凸显。年实现营业收入同比增长12.16%，归属上市公司股东净利润同比增长12.01%；完成承接工程任务量不低于亿元；完成清洁能源投产万千瓦。

4.2.组件价格下行或提振运营回报率，BIPV有望提速

组件下行提振投资回报率，BIPV有望提速。(1)华东、华中、华北、华南、川渝等地区出现历史罕见高温极热天气，多省市电力负荷创新高。国家能源局要求逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运，加快发展风电光伏等新能源。(2)17日发改委/财政部/国资委授权国家电网设立北京/广州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题。(3)通威股份低价竞争华润电力光伏招标，组件竞争加剧价格趋于下行，硅料未来或将下行，叠加贷款利率下行，光伏等绿电运营回报率或将提升，绿电运营资产重估在即。

预期年BIPV市场空间亿新增装机23.7GW，5年复合增速%高速增长。(1)经济性分析中典型BIPV项目25年IRR为12.2%，回收期为7.6年已具备充分投资价值。(2)项目IRR随着组件效率/电价水平等因素变化在8.8%~21.6%区间变动。当组件效率28%时IRR达17.5%，回收期5.5年。工商业电价0.8元/W时IRR达21.6%。(3)预测年BIPV市场空间亿装机容量23.7GW，5年CAGR+%高速增长。其中年BIPV屋顶新建建筑/存量改造市场空间/亿装机12.1/2.8GW；外立面市场以新建建筑为主，市场空间亿装机8.8GW。

政策加码及成本收益端双改善，22H2及23年BIPV增长将加速超预期。(1)22年8月能源局发布《广东、广西、海南省(区)分布式光伏发电项目并网指引(征求意见稿)》，7月住建部/发改委《城乡建设领域碳达峰实施方案》要求到25年新建公建、厂房屋顶光伏覆盖率力争达50%。(2)整县推进采用公开招标/招商引资/一企包一县等模式，已进入招标落地阶段，部分项目顺利验收并网。(3)22H1新增光伏装机31GW增%，其中分布式光伏19.7GW(占比63.7%)增%。(4)组件成本/系统运维成本预期下降，市场化电价/组件效率上升打开盈利空间，BIPV规模将超预期增长。

BIPV商业模式主要分为四种类型：(1)央企EPC及运营：中国电建/中国能建等央国企具备融资/政府资源，规模效应下具备成本优势。(2)跨行业合作：森特股份/龙元建设等具备工商业资源，分别与隆基绿能/天合光能等新能源公司合作，且作为民营企业具渠道竞争优势，属地化经营有利于加速市场下沉。(3)产品思维：杭萧钢构投资BIPV生产线及异质结钙钛矿叠层电池；江河集团拟投建MW异型光伏组件柔性生产基地。形成一体化优势。(4)电网资源：永福股份具备电站设计、运营等优势，从电网端切入市场，打造户用光伏电站产品，形成“新能源+储能”产业链优势。

（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。）

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