全球清洁低碳能源、水资源与环境建设领域的引领者

中国电建前身为中国水利水电建设股份有限公司，于 2009 年 11 月由中国水利水电建 设集团公司和中国水电工程顾问集团公司在北京共同发起设立。2011 年 10 月，公司股票 在上交所首次公开上市。2014 年 1 月，公司名称由“中国水利水电建设股份有限公司” 变更为“中国电力建设股份有限公司”，此次更名主要是为了推进资产注入工作。随后在 2015 年，电建集团将水电、风电勘测设计业务板块资产注入上市公司平台；2021 年底， 公司公告拟将所持房地产板块资产与电建集团持有的优质电网辅业相关资产进行置换，从 而逐步解决同业竞争问题，实现电建集团的整体上市。

公司控股股东为电建集团，截至 2022 年一季报持股比例为 58.34%，实际控制人为国 务院国资委。电建集团聚焦能源电力、水资源与环境、基础设施建设三大核心业务领域， 近年来电建集团设立西部、南方、北方投资公司，逐渐形成完整的区域营销体系，区域经 营统筹能力、撬动重大项目能力有力增强，上市公司有望依托集团背景获得持续稳定发展。

工程业务为主，电力业务贡献不断提升

中国电建业务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 租赁及其他业务，具有规划、勘察、设计、施工、运营、装备制造和投融资等全产业链服 务能力，能够为业主提供一站式综合性服务。公司具有“懂水熟电，擅规划设计，长施工 建造，能投资运营”全方位优势，以懂水熟电的核心优势和全产业链经营的突出特征为基 础，具备推动公司可持续发展的核心资源与能力。 近十年以来，中国电建的营业收入水平保持 10%以上的稳健增长，2011~2021 年营业 收入 CAGR 达到 14.75%，净利润 CAGR 达到 9.08%。

收入结构上，公司收入主要来源于工程承包与勘测设计，占总营业收入的比例一直稳 定在 80%以上；其次是电力投资与运营业务，收入占比从 2011 年的 3.6%逐步上升至 2021 年的 4.5%；房地产开发收入占比 6.6%左右，设备制造与租赁收入占比 1.5%左右。

毛利方面，工程承包与勘测设计业务的毛利率整体处于偏低水平，近年来稳定在 11%~12%左右，但电力投资与运营业务盈利水平较优，毛利率能达到 45%左右。因此，在毛利贡献方面，2012~2021 年，工程承包与勘测设计业务毛利占比从 80%下降至 68%， 而电力投资与运营业务毛利贡献占比从 10%逐步提升至 15%以上。（报告来源：未来智库）

积极布局绿色矿山，有望带动整体盈利水平上升

随着国家绿色发展理念的不断深化，公司主动融入和服务国家重大区域战略布局，加 大资源投入，全力打造中国电建“绿色砂石”品牌。2021 年，公司绿色砂石建材业务完 成投资 20.79 亿元，公司计划 2022 年投资 116.83 亿元，同比增加 561.95%。截至 2021 年底，公司已获取砂石资源项目 6 个，储量 30.43 亿吨，年产 13,450 万吨。其中，已投 产绿色砂石项目 1 个（池州长九灰岩矿项目），设计年产能 6,000 万吨，分两期实施，第 一期 3,000 万吨已投产，第二期公司预计 2022 年投产。 参考主要水泥企业骨料业务毛利率基本都在 50%以上，相比于当前公司整体 10%+的 毛利率，具有一定的提升空间。

工程承包与勘测设计：水电各环节优势明显，逐步延伸至风光领域

中国电建是管理、跨国经营的综合性大型企业，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，截止 2020 年底，公司及所属各子企业共 拥有水利水电特级资质 18 个、电力特级资质 3 个、市政特级资质 3 个、建筑特级资质 4 个、公路特级资质 1 个、设计综甲资质 8 个、勘察综甲资质 17 个，从而支持中国电建承 建各类大型建筑项目。 水利水电规划建设一站式服务商，各环节优势显著 中国电建的水利水电规划设计、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，是中国水电行业的领军企业和享 誉国际的第一品牌。公司能够为客户提供从规划、勘查到设计、施工等一站式综合服务。

标准制定方面，中国电建是我国水资源、风能、太阳能等可再生能源资源普查和国家 级行业技术标准、规程规范的主要编制修订单位，具有政府信赖的国家能源战略服务能力 和国际领先的高端技术服务能力。能够成为标准规范的编制修订单位，在一定程度上说明 中国能建对水电、风电等新能源工程项目的设计、施工等全流程具备较高的技术掌握及经 验水平。

同时，集团旗下的水电水利规划设计总院是中国唯一承担水电、风电、太阳能光伏发 电等技术归口管理工作的事业单位，前身是能源、水利两部共管的水利水电规划设计总院， 最早的历史可追溯到 1950 年燃料工业部成立水力发电工程局，主要负责对全国水利水电 规划设计建设进行归口管理。水电水利规划设计总院的定位是：为政府行使职能提供支持 保障、提供公益服务并可部分实现由市场配置资源的企业化管理事业单位，国家有关部门 委托的水电、风电、太阳能光伏发电等行业技术管理单位，电力、水利和清洁可再生能源开发建设的产业政策研究中心。水电水利规划设计院在资质审查、规则制定等方面的不可 替代性，能够帮助巩固上市公司的龙头地位。

工程设计方面，截止 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，其中中国电建旗下共有 14 家子公司获得该资质，位列第二，仅次于中国能建（15 家），剩下主要是 5 家国企、4 家民企获得该资质。

施工承包方面，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，剩下 其他企业基本都只有 1 家。

公司作为中国及全球水利水电行业的领先者，承担国内大中型水电站 80%以上的规 划设计任务、65%以上的建设任务，占有全球 50%以上的大中型水利水电建设市场。历 史上，公司成功参与过白鹤滩水电站（中国第二大水电站、世界难度最高）、乌德东水电 站（中国第四大水电站）、加纳布维水电站、赞比亚下凯富峡水电站等国内外重大水电站 的设计及建设，具备丰富的项目经验。

另外，公司 POWERCHINA 及 SINOHYDRO、HYDROCHINA 等品牌长期在 ENR 排名中名列前茅，具备较强的海外影响力。ENR 设计商排名方面，在 2021 年全球工程设 计企业 150 强中排名第一，连续两年居于榜首；在国际工程设计企业 225 强位列第 16 位， 是排名进入前 20 强的唯一一家亚洲企业；两项排名连续 6 年在中资企业排名第一。ENR 工程承包商排名方面，在全球工程承包商 250 强中位列第 5 位（中资企业第五）；在国际 工程承包商 250 强中位列第 7 位（中资企业第二）；两项排名在电力领域均排名第一。基于在水利水电项目建设各环节上的优势，近年来公司新签国内外水利水电合同金额 稳定在 1500 亿元左右，从而支撑水利水电业务收入保持相对稳定的态势。

业务向风光等新能源领域延伸

中国电建以水利水电业务为核心，将产业链向风电、光伏等清洁能源延伸。公司旗下 的七大设计院拥有较长历史，储备了充裕的人才及技术，公司承担了我国 65%以上的风力 发电及太阳能发电工程的规划设计任务。 其中华东院前身为原水利电力部上海勘测设计院，总部设在杭州旗下二级工程院—新 能源院主要承担新能源项目生产组织和安排，范围包括陆上风电、海上风电勘测设计咨询 服务、太阳能等新能源的开发利用。在 1990 年代开展风电项目勘察设计工作，是国内较 早开展风电勘察设计的企业之一；2011 年进入光伏 EPC，并迅速成为全球第一位。

我国已建成的最大海上风电项目：2021 年 6 月由华东院全过程勘测设计的华能 江苏如东 700MW 海上风电场全部建设完成。项目共安装 150 台风力发电机组， 批量化、规模化应用 5.0MW 级国产机组，以及华东院自主知识产权的大直径无 过渡段单桩技术。项目建设克服辐射沙洲强潮流区影响，公司预计年发电量为 17.9 亿千瓦时，每年可节约标煤 55 万吨，减少二氧化碳排放超 117 万吨。

我国最大海岸滩涂渔光互补光伏项目：2021 年 6 月由华东院勘测设计的国内最 大海岸滩涂光伏——大唐浙江象山长大涂 300MW 滩涂光伏项目，成功并网发电。 作为浙江省首个大型滩涂光伏项目，场区所处深厚淤泥层地质，风浪潮等环境荷 载恶劣，海水盐雾腐蚀严重。华东院创造性开展相关工作，成功探索渔光互补海 上清洁能源开发新模式。项目投产后，年均可向电网提供 3.4 亿千瓦时清洁电能， 每年可节约标煤 10 万吨，减少二氧化碳排放 27 万吨。

根据 IHS Markit 发布的全球光伏 EPC 和集成商排名，中国电建连续两年在光伏装机 容量上排名全球第一。

基于自身设计及施工方面的优势，近年来公司新签订单数量及金额持续上升，其中 2021 年新签订单金额大幅增长至 1245 亿元，2021 年公司其他电力工程业务收入达到 467 亿元，同比增幅达到 20%左右。未来，随着国家推进能源转型，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。

传统基建业务保持 20%左右增长

基于在水电建设中形成的强大的土木工程建设能力，公司充分发挥产业联动优势，全 面参与新型城镇化建设，积极参与“一带一路”沿线国家基础设施的互联互通，在国内外 市政基础设施、城市轨道交通、高速公路、铁路、机场、港口与航道等基础设施领域成效 显著，同时也在施工技术、人才、设备和管理上积累了雄厚实力。 2021 年，公司基础设施工程收入达到 2327 亿元，同比增长 9.3%，2013 年以来的收 入增长 CAGR 也达到 20%以上。

在基础设施建设领域，中国电建参与建设了京沪高铁、贵广客专、宝兰客专、石济客 专等铁等一大批高等级铁路项目，建设里程超过 2000 单线公里，在路基、桥梁、隧道、 无砟轨道和铺轨等领域拥有全球最先进的施工技术；投资建设了福建武邵、四川邛名等多 条高速公路，投资建设了深圳地铁 7 号线、成都地铁 4 号线二期、武汉地铁 11 号线等多 条城市地铁，投资建设了武清新城开发项目、昆明市污水处理厂等一大批国家大型基础设 施建设项目,参与建设了卡塔尔多哈等机场项目及天津港、宁波北仓港等一批港口项目。

伴随着公司实力不断提升，中国电建在建筑行业的收入增速持续高于行业平均水平， 市场份额也获得稳步提升。（报告来源：未来智库）

2022 年新旧基建投资提速，支撑公司业绩稳定增长

传统基建方面，今年政府工作报告中提出了全年国内生产总值增长 5.5%的目标，但 年初以来，受到局部疫情扰动，一季度 GDP 同比增长 4.8%，叠加 4 月以来局部疫情影响 持续，各地工业生产、服务业疲软。在当前保就业、稳增长和稳居民收入的背景下，预计 宏观经济逆周期调节力度将显著增强。我们统计了 26 个省披露的重大项目建设计划，合 计计划投资规模较 2021 年实际投资规模提高 8%左右，固定资产投资计划较 2021 年实际 金额也有较大幅度提升，显示基建项目储备充足。财经委员会第十一次会议研究全面 加强基础设施建设问题，4 月 29 日会议提到扩大有效投资的首要内容就是“全面加 强基础设施建设”，预计后续各部委将对财经委会议和会议进行研究学习，从 各个领域积极推动基建发展落地。我们预计年内基建投资将有亮眼表现，全年增速有望达 到 10%以上。

规划指出，“十四五”期间要抓好 8 个方面的重点任务：实施国家节水 行动，强化水资源刚性约束；加强重大水资源工程建设，提高水资源优化配置能力；加强 防洪薄弱环节建设，提高流域防洪减灾能力；加强水土保持和河湖整治，提高水生态环境 保护治理能力；加强农业农村水利建设，提高乡村振兴水利保障能力；加强智慧水利建设， 提升数字化网络化智能化水平；加强水利重点领域改革，提高水利创新发展能力；加强水 利管理，提高水治理现代化水平。

此次政策规划按照“市场化、法治化”导向推进投融资体制改革，鼓励和吸引社会资 本积极参与水利工程建设，促进健全多元化水利投融资体系，从而有利于水利项目顺利推 进落地。

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为 16.4%，根据碳中和政策我们预计 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。风电和光 伏新增装机较快增长，带动中国电建相关业务规模的扩张。

因此，在未来政府推动加大对新、旧基建投资的背景下，中国电建基于自身优秀的工 程经验及资源优势，未来新签订单合同金额有望保持双位数增长。

储能：抽水蓄能占据主导地位，公司承建份额居首

抽水蓄能是新能源消纳调峰较优解决方案，未来政策规划明确

由于新能源发电具有不稳定性、间歇性的问题，对电网在输配容量、电频波动控制等 方面提出了更高的要求，有效的运营需要新型电力系统的支持。“鸭子曲线”说明了使用 可再生能源的商业发电模式中，受发电时段所限，用电负载和发电量之间存在的落差，随 着风电、光伏的快速发展，用电需求和发电产出的时间错位波动性加剧。通过对电池储能 系统充放电操作的合理控制，能解决“鸭子曲线”的问题。因此，储能环节贯穿于新型电 力系统转型的发电、输配电、用电三个环节，将迎来快速发展的机遇。

目前的储能技术方案主要可以分为物理机械储能、电化学储能、电磁储能和光热储能。 物理机械储能包括抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能，其中抽水储能是应用最广泛的储 能技术，具备最优越的成本优势，且寿命长，能兼容大规模储能，缺点是启动速度慢；压 缩空气储能也是较成熟的技术，但效率较低。电化学储能在近些年发展尤为迅速，其具备 启动迅速的优点，但缺点是部分技术成本高，且面临时长的挑战。

从我国储能装机结构看，抽水蓄能占据着主体地位，虽然占比有所下降，但 2020 年 也高达 90.5%。从新增装机结构看，2018 年后，国内新增储能装机中呈现抽水蓄能和电 化学储能均势增长的局面。抽水蓄能最为大规模应用的原因之一即为其成本优势，在主流储能技术中，抽水蓄能 成本最低。成本接近抽水蓄能的有压缩空气储能和锂离子电池储能，在发电规模足够大时， 这两种技术成本能贴合抽水蓄能。其余主流技术成本，无论在小规模储能还是大规模储能， 与此三者均有较大差异，他们的成本由低到高依次是液流电池、钠硫电池和铅酸电池，均 属于市场占有相对较小的电化学储能形式。

抽水蓄能原理简单，利用生产的电力将水提升至高处蓄水存贮，待到需用电时释放所 蓄水，以水力发电的形式重新将势能转化为势能，从而实现电能在不同时间的存储和分配， 并具有存储后能量几乎不流失的优点。我国抽水蓄能电站起步较晚，但起点较高，目前已 有相当数量电站处于世界先进水平，如高水头的长龙山抽水蓄能机组等业已投运。

凭借着低成本、易于实施、寿命长、高效等优势，目前抽水蓄能在全球和国内装机量 遥遥领先，截至 2020 年，抽水蓄能在全球和国内装机中分别占比 90.9%和 90.5%。国家能源局印发的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》指出：“到 2025 年，抽水蓄 能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规 模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，要形成满足新能源高比例大规 模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一 批抽水蓄能大型骨干企业。”因此，在未来相当长的时间内，预计抽水蓄能将趋于稳步发 展态势，其领先地位不会动摇。

另外，抽水蓄能电站价格形成机制和费用疏导将进一步推动该行业高质量发展。2014 年，发改委发布《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》和《关于促进抽 水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》，明确在电力市场形成前，抽蓄电站实行两部 制电价，但 2016 年《省级电网输配电价定价办法(试行)》中抽蓄电站被认定为“与输配电 业务无关的费用”、“不得计入输配电定价成本”，导致抽蓄电站成本费用如何传导不清晰， 从而对投资运营商盈利水平及积极性造成一定影响。

但 2021 年，发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，将原有“政 府核定电量电价及容量电价”的两部制电价机制改进为“以竞争性方式形成电量电价，并 将容量电价纳入输配电价回收”的新型抽蓄电站价格形成机制，从而解决了抽蓄行业成本 传导问题，有利于推动行业进一步发展。（报告来源：未来智库）

公司在抽水蓄能项目建设中处于无可争议龙头地位

作为行业龙头企业，中国电建在抽水蓄能电站建设领域深耕多年，具有丰富的电站建 设经验，近年来获得多个项目的订单。根据公司公告披露，2018 年至今公司累计新签 13 个抽水蓄能项目，合计金额 198 亿元。

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。从已建及在建的抽水蓄能项目统计，公司参与抽水蓄能电站设计市 场份额大概占 85%～90%，施工占 70%左右，处于无可争议的龙头地位。

电力投资与运营：“十四五”装机规划翻两番，利润增厚显著

“十四五”新能源装机占比有望明显提升

公司依托在水电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，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。

由于传统火电业务存在成本波动较大、盈利水平较低，公司近年来通过不断提升新能 源装机比例，整体电力业务盈利水平获得不断提升。2021 年公司毛利率稳步提升至 45% 左右，2021 年毛利率下降主要受到燃煤成本上升影响；净利率提升至 14.28%，同比提升 1.03pcts。

大力发展新能源投资运营业务。从总体目标来看，文件要求“十四五”期间集团 （股份）公司境内外新增控股投产风光电装机容量 30GW，但根据上述指导意见对下属 28 家子企业分解下达的新能源开发目标，新增规模共计 48.5GW。 文件中也制定相应的考核与激励措施，各子企业需在每年 2 月底前向集团报送上一年 度新能源项目开发情况，对于完成或超额完成“新增控股投产装机目标”的子企业，中国 电建将对其进行相应奖励。该《指导意见》对各类项目的收益率情况有所放宽，对于有补 贴项目，资本金收益率由原先的≥10%调整为≥8%，对于平价或低价项目则设定为≥7%。

基于集团整体对“十四五”期间新能源规划的鼓励性政策，我们取集团规划 30GW 和 各子公司拆解任务 48.5GW 两者的中间值 3925 万千瓦，假设风电及光伏各占 50%， “2022~2025 年平均每年风电和光伏各装机 476 万千瓦，水电每年装机规模增长 5%左右， 火电装机则保持稳定，预计到 2025 年中国电建的清洁能源装机占比有望达到 95%左右的 水平，较 2021 年新能源装机占比进一步提升。

到 2025 年新能源运营利润或可增厚 150%以上，整体现金流明显改善

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，公司电力投资与运营业务收入可达到 470 亿元左右，较 2021 年增幅达到 130%以上， 对应 CAGR 达到 23.31%。

未来，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，预计公司发电业务 盈利水平或仍有小幅上升空间，预计到 2025 年，公司电力投资与运营业务净利润或达到 70 亿元左右，净利率或上升至 14.5%左右。电力运营业务为纯现金流模式，未来有望对公司整体现金流带来正面影响。“十四五” 期间，电力运营业务为公司每年带来 50~60 亿元左右利润的基础上，假设资本开支中 80% 通过融资解决，预计每年可带来经营性现金流净额 100 亿元以上，净现比平均可达到 3.04， 较公司 2012~2020 年期间的平均净现比 1.71 明显提升。

新能源运营商业务迎来价值重估

一般情况下，新能源电站的盈利受到影响的因素包含上网电价、销售电量、融资成本 及上游组件价格。2021 年，随着电价改革带动煤电上网电价提升，并赋予清洁能源绿电 溢价，新能源上网电价迎来重塑；而随着储能配置进程加快，传统清洁能源场站具备更灵 活的调节与调度能力，消纳能力提升下，利用小时数和发电量全面提升；此外光伏组件价 格见顶、央行出台碳减排支持政策带动融资成本进一步下探，2022 年新建与存量电站迎 来新机遇。

上网电价方面，我国在碳达峰、碳中和战略目标推动下，新能源发电正在从辅助性角 色向主力电源和主力能源迈进。从德国及美国加州的国外经验看，新能源装机大幅上升时 电价通常会出现持续性上涨。对于电力系统整体而言，在能源转型前期，风光的冲击性带 来的额外电网投资需求抵消了风光自身在发电侧的降本效果，导致系统整体供电成本大幅 上行，未来只有在电网为匹配以新能源为主体的新电力系统所开启的资本开支周期告一段 落后，风光的后续降本方可带来电力系统整体成本的真正下行。传统电源方面，预计能源 转型期的化石能源价格也将上一个台阶，相应推动传统化石能源发电成本的上升。

与此同 时，政府也正在深化改革以加速推动电力市场价格形成机制设立，2021 年 10 月《关于进 一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》将煤电价格市场化交易浮动范围扩大，并 提出高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制，实现了真正意义上的市场化。因此，我 们预计电价有望逆转“十三五”期间的电价下行周期，国内下游用电价格有望迎来长期结 构性上涨。

2021 年 9 月 7 日，首批绿电试点交易启动。据中国能源报，首日交易共有 17 个省份 259 家市场主体参与，部分市场主体达成了 5 年的交易合同，交易电量 79.35 亿千瓦时， 其中国家电网经营区域成交电量 68.98 亿千瓦时，南网经营区域成交电量 10.37 亿千瓦时。 绿电交易以双边协商为主，成交价格不一，其中国网区域成交价格较当地中长期交易价格 增加 0.03-0.05 元/千瓦时。绿电交易市场启动，给予风光新能源电力“环保价值溢价”， 从价格端有利于提升风光运营商收益。（报告来源：未来智库）

利用小时数方面，2021 年 3 月，国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案，明确 提出加大跨区输送清洁能源力度，持续提升已建输电通道利用效率，加快构建坚强智能电 网，推进各级电网协调发展，支持新能源优先就地就近并网消纳。未来随着特高压骨干网 络的陆续建成和送端及受端网架的持续完善，新一代调度系统在电网数字化、信息化的支 撑和可再生能源消纳压力下，新能源利用小时数有望回升。

融资成本方面，2021 年 11 月，央行正式推出碳减排支持工具，主要聚焦于清洁能源、 节能环保、碳减排技术三大重点领域，包括风力发电、太阳能利用、抽水蓄能、电化学储 能、智能电网、源网荷储一体化项目等领域，通过碳减排支持工具，引导金融机构向碳减 排重点领域的各类企业提供碳减排贷款，且贷款利率与同期限档次 LPR 大致持平，与同类 型的支农支小贷款 1 年 5.5%的平均利率相比降低 1.65pcts。此次政策推出有助于进一步 降低光伏、风电及储能设施的融资成本，为大规模发展清洁能源提供资金支持，同时也提 升新能源建设的回报率。我们测算显示，融资成本每降低 40BPS，项目资金 IRR 可提升 0.5pct 左右，由于新能源运营企业负债率一般在 60%以上，资金成本的下降有助于增加新 投产项目盈利能力。

整体来看，新能源电站所在区域多年来风及光照条件通常极为稳定，而其上网电量属 于电网优先收购对象且在生命周期内电价有保障，新能源收入及成结构特征使得风光发电 的成本稳定且盈利前景高度可预见，风光运营商的公用事业属性极为突出。平价时代的新 能源运营项目收入将开始不含补贴，真正具备公用事业属性，叠加新能源高成长预期，高 成长公用事业属性将带动新能源运营业务出现估值系统性提升。

我们尝试采用 DCF 方法对公司“十四五”期间规划建设的新能源电站进行估值，基 于利润、折旧等方面的假设与前文保持一致，新增假设如下： 营运资本：由于新能源发电运营业务收入跟发电量有较为稳定的关系以及成本采 购情况波动较小，营运资本的变化可近似忽略不计。

折现率 WACC：中国电建本身的 WACC 为 6.8%，但考虑到公司电力运营业务整 体的盈利水平较优、风险较低，且有国家政策的支持，要求回报率比公司整体水 平要低；另外同为央企背景且业务类似的三峡能源的 WACC 在 3.5%左右。因此 我们对中国电建新能源运营业务的 WACC 取两者之间的水平，假设为 6%左右。折旧摊销：在风电及光伏的三十年生命周期内平均摊销，2025 年后如果没有新 建项目，则资本开支为零，预计 2025 年后每年的自有现金流约为 210 亿元。 整体来看，预计公司“十四五”期间整体新建项目投产后，通过自由现金流折现方法 测算出公司电力运营与投资业务估值水平达到 1200 亿元以上。

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