2022年电力行业专题研究 国家要求加大风电、光伏等新能源装机

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。2013 年至 2021 年，我国全社会用电 量呈不断向上趋势。2021 年全社会用电 83128 亿千瓦时，同比增长 10.3%。 根据 mundi 数据统计，2020 年中国人均用电量为 3991 千瓦时，远低于 世界发达国家。美国 2020 年人均用电量 11730 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 2022 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；2023、2024 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 2022》预测， 到 2025 年全国全社会用电 最大负荷为 16.3 亿千瓦，较 2021 年新增 4.4 亿千瓦。以增量角度判断，我们预计 2022-2025 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。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》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。2021 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。2021 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，2020 年初法国电力交易现货价 格中值约为 44.86 欧元/MWh，而 2022 年 7 月 23 日则达到 268 欧元 /MWh，上涨幅度达 500%。2）2022 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 Global Petrol Prices 的数据显示，以 2021 年 12 月电价为例，中国家庭电价为 0.081 美元/kWh，而美国为 0.162 美 元/kWh 约中国两倍，丹麦 0.391 美元/kWh 约中国 5 倍。中国商业用电 价格为 0.094 美元/kWh，略低于美国的 0.115 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 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021 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。2021 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。

2022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 2025 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 2030 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）2020 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。2020 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%。2021 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 2021 年 3 月约 550 元/吨上涨至最高点 2021 年 10 月约 2345 元/吨，涨幅 326%，目前约 850 元/吨依然处于高位。五大 发电集团上市公司 2021 年净利润实现大幅亏损。

近期山东、广东出台分时电价政策。2022 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 0.5769 元、谷段电价为 0.3469 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 138 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 1961 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 1680 个，37℃以上的站点是 1426个， 仅次于 2017 年。高温 40℃以上的覆盖范围历史最大，达 136.5 万平方 公里，远超 2013 年的 77.6 万平方公里和 2017 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：2022 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 2022 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）2022 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 2025 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。 2025 年核电/水电/抽水蓄能装机容量达到 7000 万千瓦/3.8 亿千瓦/6200 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。

2021 年我国光伏发电新增装机约 53GW，预期 2022 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。2021 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， 2022 年我国光伏新增装机 75-90GW，2022-2025 年我国年均新增光伏装 机 83-99GW；2022 年全球光伏新增装机 195-240GW，2022-2025 年全球 年均新增光伏装机 232-286GW。

2021 年我 国风电 新增装 机约 47.6GW，预期 2022 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 2010 年的 0.071/0.178 美元降至 2020 年的 0.033/0.084 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 2021 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 2639 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，2022 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 2600 亿元，同 比增长 16.8%。其中，太阳能发电 773 亿元，同比增长 304.0%。电网工 程完成投资 2239 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

2022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 2021 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。

2022Q4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 100 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 1.942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 2022 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。2021 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 2025 年 TOPCon+HJT 产能将达到 35% 的比重，预计 2030 年异质结电池市场占比约 33%。

2022 年 4 月 8 日国家发改委价格司发布《关于 2022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：2021 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，2022 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 200 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 100 小时，光伏项目总投资 IRR 可以提高 0.8 个 pct 至 1.2 个 pct。

2022 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，2021 年陆上风电的平均发 电成本（LCOE）为 0.033 美元/千瓦时，较 2020 年下降 15%，较 2010 年 下降 68%；2021 年海上风电 LCOE 为 0.075 美元/千瓦时，较 2020 年下 降 13%，较 2010 年下降 60%。相比之下，2021 年太阳能光伏发电 LCOE0.048 美元/千瓦时、聚光太阳能发电 LCOE0.114 美元/千瓦时、水 电 LCOE0.048 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 6449 元/千瓦，LCOE 为 0.3451 元/千瓦时，而采用 4MW 风机的项目静态投资为 5767 元/千瓦，LCOE 为 0.3108/千瓦时， 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，2022年6月 份全市场风电整机商风电机组投标均价为 1,939 元/千瓦，相比 2021 年 1 月份的 3081 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 《GLOBAL WIND REPORT 2022》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，2022 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 4400 元/千瓦至 6000 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 200 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 200 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 8600 元/千瓦至 13000 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 400 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 200 小时，海上项目总投资 IRR 可以提高 0.7 个 pct 至 0.9 个 pct。2022 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 2025 年中央企业可再生能源发电装机比重达到 50%以上， 2030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）2021 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：2025 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 26000 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，2022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。2021 年末控股装机 17GW（水电 6.5GW/风电 6.3GW/光伏 1.5GW），2022 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 2021 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 2021 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 2,140.67 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，2021 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、-103 亿。其次 从经营性净现金流看，2021 年中国电建、中国能建分别为 156 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， 2021 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 150 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

2021 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 500 强排名位列 107 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 2021 年全球工程设计公司 150 强中 列第 1 位，连续两年居于榜首；在 2021 年全球工程承包商 250 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 2021 年国际工程设计公司 225 强中列第 16 位,在亚洲市场排第 1 位； 在国际工程承包商 250 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。2021 年公司 工程承包与勘测设计业务实现营收 3730 亿元（+12%）占比 84%；电力 投资与运营业务实现营收 203 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 295 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 169 亿元（-25%）占比 4%。 2021 年公司新签合同总额 7802.83 亿元，同比增长 15.91%。

2021 年末 公司合同存量 14,645.44 亿元，同比增长 32.44%。2021 年新签能源电力 业务合同金额 2,400 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 865.2 亿元，同比增长 29.8%；常规水电业 务合同金额 620.4 亿元，同比下降 5.7%；光伏发电业务合同金额 379.8 亿元，同比增长 84.2%；抽水蓄能电站业务合同金额 202.4 亿元，同比增 长 342.9%。

22 年 1-7 月新签订单 6192 亿同增 44%，承接中标多个光伏项目。前 7 月新签订单 6192 亿，累计同比 44%（去年同期增速 11%）。其中能源电 力 2480 亿占比 40%，水资源与环境订单 1280 亿占比 21%，基础设施 2332 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 770 兆瓦光伏发电项目。中标中电国瑞河北 500 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 120MW 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（2021- 2035）》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“3060”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。

2021 年新增风电、太阳能光伏发电、水电装机容量分别为 100.11 万千 瓦、16 万千瓦、7.88 万千瓦。截至 2021 年底，公司控股并网装机容量 1,737.85 万千瓦，其中：水电装机 648.24 万千瓦，同比增长 1.2%；风 电装机 628.45 万千瓦，同比增长 18.9%；太阳能光伏发电装机 145.16 万千瓦，同比增长 12.4%；火电装机 316 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 2022 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。

2022 年投资计划总额 1308 亿元，新能源项目投资 483 亿元。公司2022 年投资计划安排总额为 1,307.5 亿元，其中：安排续建项目投资 671.4 亿 元，安排新建项目投资 636.1 亿元。2022 年投资计划总额中，能源电力 板块投资计划为 522.13 亿元，其中新能源项目投资计划为 483.32 亿元 （计划开工新能源装机容量超过 1,000 万千瓦；计划核准抽水蓄能项目 4 个，总装机容量约为 500 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），2022 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 6192 亿，累计同比 44% （去年同期增速 11%）。其中能源电力 2480 亿占比 40%，水资源与环境 订单 1280 亿占比 21%，基础设施 2332 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 770 兆瓦光伏发电项目。 中标中电国瑞河北 500 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 120MW 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 150 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。2021 年公司勘 测设计及咨询业务实现营收 148 亿元（+4%）占比 5%；工程建设业务实 现营收 2639 亿元（+24%）占比 82%；工业制造业务实现营收 282 亿元 （+16%）占比 9%；投资运营业务实现营收 273 亿元（+1%）占比 8%； 其他业务实现营收 64 亿元（+9%）占比 2%。3）2022 年 Q1 公司新签合 同额 2441 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 1950/49/62/379 亿。

2021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 500 强排名位列第 301 位，较去年上 升 52 位。公司 ENR 全球工程设计公司 150 强排名位列第 3 位，较去年 上升 2 位，ENR 国际工程设计公司 225 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 250 强排名位 列第 13 位，ENR 国际工程承包商 250 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 117%。1）22Q1 营收 713 亿增 16%（其中新能源营收增21%）， Q1 净利 9.6 亿增 16%。2）22H1 新签 5328 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 5015/96/139 亿，增 速 7/58/103%，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 1310/2041/1097/263 亿，同比-3/117/- 30/-15%。

2021 年完成新签合同额人民币 8726.1亿元，同比增长 51%。2021年新 能源及综合智慧能源新签合同额人民币 1927.7 亿元，同比增长 53.2%， 占比达 24.1%，较上年提升 1.2 个百分点。2021 年传统能源新签合同额 人民币 2018.8 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 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。

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 370万千瓦，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 370 万千瓦，十四五或规划 20GW。3）截至 2021 年底，公司控股并网装机 463.3 万千瓦，其中：火电 125.47 万千瓦，水 电 77.96 万千瓦，风电 142.15 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 2021 年底， 公司累计已投产发电的清洁能源项目总装机 1,542.38MW，其中水力发 电 263MW，风力发电 673MW，光伏发电 606.38MW。在建 200MW。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。 2022 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 178 亿元；完成清洁能源投产 120 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 2025 年 BIPV 市场空间 1023 亿新增装机 23.7GW，5 年复合增速 102%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 2025 年 BIPV 市场空间 1023 亿装机容量 23.7GW，5 年 CAGR+102%高速增长。 其中 2025 年 BIPV 屋顶新建建筑/存量改造市场空间 502/115 亿装机12.1/2.8GW；外立面市场以新建建筑为主，市场空间 405 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 137%，其 中分布式光伏 19.7GW(占比 63.7%)增 157%。(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 300MW 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。

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