（报告出品方/分析师：西部证券 杨敬梅）

一、全球电力工程巨头，全产业链服务商

1.1背靠世界五百强股东，从水利水电出发向横纵双向拓展业务

公司是水利水电龙头企业，于2009年正式成立。

公司前身是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，公司股票在上海证券交易所上市（股票代码：601669）。

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”，证券简称由“中国水电”变更为“中国电建”。

公司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。

公司以“建设清洁能源，营造绿色环境，服务智慧城市”为企业使命，战略目标是成为“能源电力、水资源与环境、基础设施领域具有国际竞争力的质量效益型世界一流综合性建设企 业”。

公司的控股股东是世界五百强企业中国电力建设集团有限公司（“电建集团”）。电建集团是在中国水利水电建设集团公司、中国水电工程顾问集团公司和国家电网公司、中国南方电网有限责任公司所属的14个省（市、区）电力勘测设计、工程、装备制造企业的基础上重组而成，是国有资产监督管理委员会直接管理的中央企业。

业务遍及全球130多个国家和地区，是全球清洁低碳能源、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，服务“一带一路”建设的龙头企业。位居2021年《财富》世界500强企业第107位。

1.2股权结构清晰，组织管理有序

公司股权结构集中。

截至2021年10月，中国电力建设集团有限公司是公司的控股股东，持股58.34%，电建集团的实际控制人是国务院国资委。除电建集团外，其他机构持股比例均不超过3%。

公司相继设立西部、南方、北方区域总部，有序推进公司区域营销体系建设。

公司控股股 东电建集团下属 74 家成员企业分布在全国各地。

公司立足长江经济带、成渝双城经济圈， 于2020年10月设立了西部区域总部；围绕粤港澳大湾区、海南自由贸易港设立了南方 区域总部；基于雄安新区、京津冀协同发展、黄河流域生态保护和高质量发展设立了北方 区域总部，并相应成立西部、南方、北方投资公司。

公司主要管理团队在水利水电行业资历深厚。公司现任董事长丁焰章1964年出生，毕业于葛洲坝水电工程学院（现三峡大学）水利工程机械专业，曾任中国葛洲坝集团股份有限公司总经理、中国能源建设集团有限公司总经理，2020年5月，因中国能建集团和中国电建集团对调任职需要，出任中国电建集团党委副书记、董事、总经理。

2021年 9 月，接替退休的晏志勇成为中国电建集团党委书记、董事长。

公司总经理王斌1965年出生，历任中国水电工程顾问集团公司副总经理、水电水利规划设计总院副院长、中国水利水电建设工程咨询公司总经理等职位，2021年 9 月任中国电建集团董事、总经理。公司管理层在建筑、能源、电力行业经验丰富。

1.3公司营收业绩稳步增长，盈利能力良好

公司营业收入保持增长，增速稳中有升，2019年以来增速在15%以上。

2017-2020年，公司营业收入分别为2660.90/2946.78/3477.13/4011.81亿元，同比+11.48%/+10.74%/+18.00%/+15.38%；公司归母净利润分别为73.67/76.95/72.39/79.87亿元，同比+8.79%/+4.45%/-5.93%/+10.33%。归母净利润在2019小幅下调，2020实现反弹。

2021Q1-Q3公司实现营业收入3153.79亿元，同比+22.25%；归母净利润63.56亿元，同比+8.40%。总体上公司业绩增长稳定，盈利能力良好。

公司毛利率、净利率近年维持稳定水平。

2017-2020年，公司毛利率保持在 14%以上，2020 年达到 14.23%，2021 Q1-Q3 略有下降至 12.61%，系工程承包业务营业成本上升所致。工程承包业务净利率普遍较低，公司的业务覆盖面广，涉及横向建筑、水利、电力、水环境与资源等多个行业，盈利水平容易受各行业景气度及产业链博弈影响，在此前提下公司 2017-2021 Q3 净利率保持在 3%以上，展现出较为稳定的控制力。

公司资产负债率从约 80%降低至约 75%。

2017-2018年公司的资产负债率分别为 79.38% 和 79.97%，处于较高水平。

2019年以后，外部受国资委管控要求的制约，公司内部制定严格的内控措施，不断增强对工程承包业务举债以及大规模投资的审查力度，2020年将资产负债率降低至 74.74%。

但随着2021年公司新能源投资业务加速开展，资产负债率略有升高，截至 2021Q3 达到 76.47%。合理管控债务仍将是公司未来财务管理的重中之重。

公司三项现金流总体稳健，2021Q1-Q3 经营活动现金流承压。

2017-2020 年公司经营活动现金流均为流入状态，2020 年达到 429.63 亿元，2021Q1-Q3 因施工资金回款周期拉长、加快民营企业等供应商款项支付等原因导致经营活动现金流为负；投资活动现金流均为流出状态且较为稳定；因偿还债务资金减少、子公司吸收少数股东投资的现金增加，导致 2021Q1-Q3 公司筹资活动现金流量净额有明显增长。

1.4主营业务清晰，盈利能力强

工程承包是公司最主要的收入来源，占比超过 80%。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，具备规划、勘察、设计、施工、运营、装备制造和投融资等全产业链一体化服务能力。

公司的业务涵盖工程承包、电力投资与运营、房地产开发、设备制造与租赁等。其中，工程承包营业收入占比超过 80%，是公司绝对的主力业务板块。

电力投资与运营业务贡献的营收增长明显。自 2019 起房地产开发业务收缩，2021H1 其营收只占 2.57%。

电力投资与运营业务毛利率最高，设备制造与租赁业务毛利率增长明显。

从公司各项主营业务的毛利率水平来看，工程承包与勘测设计毛利率在 11%-13%，维持相对稳定；电力投资与运营业务毛利率最高，在 45%上下浮动；房地产开发业务的毛利率在 2017-2020 年保持在 20%左右，2021H1 受行业景气度不佳的影响，下降到 11.39%；设备制造与租赁业务有良好的盈利增长趋势，毛利率从 2017 年的 10.82%增长到 30%以上。

二、我国用电需求增长，清洁低碳能源建设加速

1.1我国社会用电需求增长，电力投资建设存广阔空间

经济快速发展驱动我国社会用电需求不断增长。

据国家能源局发布的 2017-2021 全国电力工业统计数据，我国发电设备容量以超过 7%的年平均增速增长，截至 2021 年底全国发电装机容量超过 23.77 亿千瓦；全国全社会用电量持续增长，2018-2020 年增速放缓，2021 年全年累计用电量达到约 83,128 亿千瓦时，同比增长 10.68%，增速显著反弹。

我国电源和电网建设投资方兴未艾。

2019 和 2020 年我国分别实现 12.6%、29.2%增速的以水电为主的电源投资热潮，大力开发风电、太阳能发电等新能源电站是我国当前电源投资的重点，2021 年电源建设投资额 5530 亿元，同比增长 5.45%；我国的主干电网基础建设已经基本成型，2017 年以后电网新增投资略有下调，但考虑到我国地域宽广、电网结构复杂，未来用于高压升级改造、智能电网建设、配电网补充完善、老旧电网设施维修的投资预计将保持增长态势，2021 年电网建设投资额 4951 亿元，同比增长 5.36%。

1.2光伏、风电、水电等清洁可再生能源迎快速增长

1.2.1碳减排目标及相关政策促进清洁低碳能源投资建设

我国已明确提出碳减排一系列具体可实施目标。2021 年全球电力行业的碳排放占比最高 （超过 40%，其次是交通、工业等），目前全球已有超过 140 个国家和地区提出或讨论碳 减排目标，其中碳中和目标实现时间普遍为 2050 年前后。

中国将力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

2021年10月26日，《2030前碳达峰行动方案》，要求：

（1）到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位国内生产 总值能源消耗比2020年下降13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%；

（2）到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上；

（3）“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量4000万千瓦左右。

两部委联合发文，全方位指导能源绿色低碳转型，建立清洁能源消纳保障机制。

2022年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，提出“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架；到 2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系。

从绿电消纳、分布式能源、用地用海、电力输送、储能等多个维度提出了清洁能源发展的方向性意见，将加快推动风电、光伏等清洁低碳能源建设。

文件提出以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发；鼓励分布式清洁能源自发自用、就近市场化交易；提供清洁能源在用地用海、电网输送体系的支持。可再生能源电力消纳量不纳入能耗双控总量考核，鼓励可再生能源消费。

2021年9月，国家发展改革委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知，指出：对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地方，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量，将不纳入总量考核，以此激励地方更积极地开发并使用可再生能源。

在2021年12月举行的中央经济工作会议上，进一步明确新增可再生能源不计入能耗总量，鼓励可 再生能源消费。此规定将从需求端刺激可再生能源发电的投资建设。

1.2.2风光大基地项目和分布式能源同步加速推进

大基地规划奠定集中式项目增长基础，首期约 100GW 风电光伏项目已有序开工，第二批规划总规模超 400GW。

2021年10月12日，将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。目前规划的 9 大基地均计划建设风光并配储能，首期装机容量约 100GW 已有序开工，其中风光占比各一半左右。

截至2021年 12 月 25 日，已有 19 省份陆续收到国家能源局、国家发改委印发的《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》，规模总计 97.05GW。

在2022年全国能源工作会议上，国家能源局党组书记、局长章建华再次强调，2022 年要积极推动海上风电集群化开发和“三北”地区风电光伏基地化开发，抓好沙漠、戈壁、荒漠风电光伏基地建设。

2021年 12 月初，国家能源局再次下发《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠，戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》，要求各省在上报第二批新能源大基地的名单。2022年 2 月第二批大基地规划已经基本完成，总规模超过 400GW，将在十四五、十五五期间落地。 整县推进政策促进以建筑屋顶为主的分布式光伏开发。

2021年 6 月 20 日，国家能源局综合司下发关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知，指出我国建筑屋顶资源丰富、分布广泛，开发建设屋顶分布式光伏潜力巨大；开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏建设，有利于整合资源实现集约开发，有利于削减电力尖峰负荷，有利于节约优化配电网投资，有利于引导居民绿色能源消费，是实现“碳达峰、碳中和”与乡村振兴两大国家重大战略的重要措施。

2021年 9 月 14 日，国家能源局发布《公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，全国报送 676 个县（市、区）全部列为开发试点。预计“整县推进”将大幅加快已屋顶为主的分布式光伏发展。

1.2.3“十四五”是我国能源绿色低碳转型的加速期

能源保障安全和绿色低碳是我国未来一段时期能源工作的重点。

2022 年 3 月 22 日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”现代能源体系规划》，提出到 2025 年，发电装机总容量约 30 亿千瓦，非化石能源消费比重提高到 20%左右、发电量比重 39%左右。

在推进能源供给安全和绿色低碳转型双重目标的背景下，“十四五”期间加快清洁能源开发的确定性进一步增强。除了继续加快推进西部大型风电光伏基地项目建设，《规划》提及中东部地区清洁低碳能源发展的举措，如京津冀及周边大力发展分布式，长三角地区积极推进海上风电等。

我们认为，因地制宜开发是我国电源建设进入精细化发展的重要标志，将进一步指导“十四五”期间新能源重点项目的规划和落地。

大力发展风电光伏，健全可再生能源消纳机制。

《2022 年能源工作指导意见》提出到 2022 年底，非化石能源占能源消费总量比重提高到 17.3%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 12.2%左右。按照全年 9.07 万亿千瓦时的总发电量考虑，预计风电和光伏全年总发电量将达到 11065 亿千瓦时左右。

根据中电联发布的预测报告，2022 年新增风电、光伏规模约为 50GW 和 90GW，创历年新高。

实现路径包括（1）大型风光基地、水风光互补基地；（2）海风方面，优化近海风电布局、推动海上风电基地建设；（3）继续实施整县屋顶分布式光伏开发建设。

此外，特高压输变电建设和配电网改造有望加速推进。

1.3中国绿电交易市场前景广阔

中国绿色电力交易试点正式启动。

2021年 9 月 7 日，由国家发改委、国家能源局指导，国家电网和南方电网主办的“绿色电力交易试点启动会”在北京召开，17 个省份 259 家市场主体参与，首批共成交近 80 亿千瓦时电量，绿电交易价格较当地电力中长期交易价格溢价 3-5 分/千瓦时。

绿电交易特指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证。它是在电力中长期市场体系框架内设立的一个全新交易品种。

参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，逐步扩大到水电等其他可再生能源，将优先安排平价上网的绿色电力。

绿电交易溢价上涨，江苏、广东成交价高于煤电基准价 6-7 分/千瓦时。

2021年12月23日和25日，江苏、广东电力交易中心公示了2022年电力市场年度交易结果，参与交易的绿电成交价比煤电基准价高 6-7 分/千瓦时。江苏省2022年年度交易共成交1239 笔，总成交电量 2649.29 亿千瓦时，成交均价约 0.467 元/兆瓦时，其中绿电交易成交电量 9.24 亿千瓦时，成交均价约 0.463 元/兆瓦时，较燃煤基准电价上浮 0.072 元/千瓦时；广东省 2022 年度交易成交电量 2541.64 亿千瓦时，成交均价 0.497 元/兆瓦时。其中可再生能源电力交易成交电量 6.79 亿千瓦时，成交均价 0.514 元/兆瓦时，较燃煤基准电价上浮 0.061 元/千瓦时。绿电交易溢价较 2021 年 9 月试点交易时有较大幅度上涨。

三、工程承包：水利水电稳居第一，新能源、抽水蓄能和基础设施扩大优势

3.1“懂水熟电”的核心主业盈利能力突出，投建营全产业链一体化优势明显

公司在水利水电建设领域的全球和国内市场份额分别超 50%和 65%。

公司水利电力建设 一体化（规划、设计、施工等）能力和业绩位居全球第一，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。

公司位列2021年 ENR 全球工程设计公司150强第1位、2021年ENR全球工程承包商250强第 5 位。在国务院国资委对中央企业的国际化经营评价中，公司连续四年在工程承包领域位列前茅。

工程承包是公司的核心业务和主要业绩来源。

工程承包与勘测设计业务作为公司的传统和核心业务，近年来占总营业收入的比例超过80%，毛利润占比在66%以上，是公司营业收入增长的最主要驱动力和最重要利润来源。

2021H1业绩实现平稳增长，营业收入1,698.68亿元，同比增长29.19%，占主营业务收入84.00%；毛利润263.61亿元，毛利额占比72.66%；毛利率11.12%，同比增加0.57个pct。

基础设施和非水电力工程贡献近年公司工程承包业务业绩主要增量。

工程承包与勘测设计业务可拆解为水利水电工程承包、其他电力工程承包、基础设施工程承包和勘察设计。

水 利水电工程承包是公司的传统业务，2018-2020年营业收入基本维持稳定，分别为650.94/678.73/670.25亿元；其他电力工程包括除水电外的新能源发电、抽水蓄能电站、火电、电网等，得益于风电、光伏、抽水蓄能等施工承包业务的加速推进，2018-2020年该板块营业收入逐年增长，分别为255.05/277.56/387.36亿元；

基础设施业务包括市政、房建、铁路、城市轨道交通、公路等，公司在基础设施建设市场占据重要地位，2018-2020年实现营业收入1390.26/1742.03/2130.14 亿元，业绩增长明显；勘察设计业务 2018-2020年实现营业收入小幅增长，分别为116.86/130.36/136.01亿元。

公司 2021 新签合同额 7802.83 亿元，YoY+15.9%。

工程承包与勘测设计的业绩前瞻主要以新签合同额形式体现。公司 2016-2021 新签合同额逐年增长，尤其是 2019 年以后，得益于新能源工程承包、市政设施工程承包、水资源与环境工程承包等非传统业务规模快速扩张，新签合同数量和金额增长明显，2020 年达到 6732.6 亿元，同比增长 31.5%，2021 年达到 7802.83 亿元，同比增长 15.9%，预示 2022-2023 年良好的工程业绩收入。

3.2水利水电、清洁能源领域技术优势明显

公司规划设计实力突出，是中国水利水电和新能源建设技术标准和规范的主要编制单位。

公司承担了我国80%以上河流及水电站的规划设计任务、65%以上的风力发电及太阳能发 电工程的规划设计任务。

同时承担了水电建设工程规划、勘测、水库、环保、水工、施工、造价、机电、安全监测、运行管理等一整套国家及行业规程规范的编制，以及新能源（风电、光伏）开发的规划、勘测、设计和运行管理等标准的编制工作。

公司参与勘察设计的多个水电和新能源项目代表着世界在相关技术领域的最高水平。

资质和人才资源充足，奠定公司技术研发可持续发展基础。

截至 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。

从事水电规划设计的 9 家成员企业，拥有国家各类甲级资质证书 40 余类、300 余项，在职员工超过 15,000 人，有国家勘察设计大师 6 人，享受国务院政府特贴专家 30 人，省部级科技、学术带头人（含省级勘察设计大师）99 人。

7 家设计院均取得综合甲级设计资质，均被认定为省市级高新技术企业，华东院、中南院、昆明院还被国家财政部、科技部认定为国家火炬计划重点高新技术企业。

公司是水利水电工程领域领军企业。

电建集团的前身中国水利水电建设集团是我国水电建设领域最大的领军骨干企业，曾参与建设了新中国成立以后的很多具有里程碑意义的水电工程，如长江三峡水电站、南水北调工程、黄河小浪底水电站、二滩水电站、向家坝水电站、锦屏水电站、溪洛渡水电站等。重组合并后的电建集团继续保持并延续了在水电工程建设领域的巨大优势，承接建设了一批新的国内举世瞩目的水电工程项目，如世界在建最大水电站白鹤滩水电站（装机容量 16000MW）、实施“西电东送”的国家重大工程乌东德水电站（装机容量 10200MW）、西藏最大的位于海拔 3300 米以上高寒高原条件下的藏木水电站（装机容量 510MW）。

新能源等其他可再生能源电力工程成为新的业绩亮点，抽水蓄能建设市占率约 90%。公司下属的电力工程企业由原两大电网公司所属的 26 家电力工程企业组成，2014 年 12 月 重组整合为 20 家，A 级企业 6 家、B 级企业 7 家、C 级企业 7 家。

这些电力工程企业多数拥有 60 多年的电力建设史，积累了丰富的火电、电网、核电等各类型机组安装经验和辉煌的业绩。近年随着新能源投资加速，公司加大新能源设计、承包业务投入。相较水电，新能源是技术门槛更低的清洁能源形式，公司凭借在国内水电领域的绝对领先地位和积累的市场资源优势，新签多个重大项目。

公司下属的华东勘测设计研究院（“华东院”）在海上风电的规划设计和施工领域优势突出，2021 年 12 月由电建华东院 EPC 承包的国内单体容量最大、机型配置最多元的海上风电项目——江苏启东 802MW 海上风电项目并网发电，该项目由三个独立核准的风电项目组成，共计安装 134 台风电机组，同时该项目还是全国首个外加电流规模化推广应用的项目。

此外，公司是国内抽水蓄能电站规划设计和建造的绝对领跑者，市场份额占比约 90%，承担了国内抽水蓄能电站大部分规划、勘测设计、施工建造、设备安装、工程监理等工作。

3.3“大土木、大建筑”横向能力助力公司拓展基础设施业务

2022 年经济稳增长，适度超前开展基础设施投资。

2021 年 12 月举行的 2022 年中央经 济工作会议上提出全面工作要“稳字当头，稳中求进，政策发力适当靠前”。

2022 年 2 月，国家发展改革委相关负责人表示，适度超前开展基础设施投资，扎实推动“十四五”规划 102 项重大工程项目实施，力争在一季度形成更多实物工作量。基础设施投资可以促进经济在较短时间内达到稳定，对稳增长有着重要意义。

我国基础设施建设空间较大，项目储备充足，将成为实现经济稳增长的重要途径。

公司 2020 年新签基建合同额 3314 亿元。公司全面参与国内新型城镇化建设，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建设了一批代表性项目。

近年来公司中标并签署了一批具有区域和行业影响力的重大基建项目，占公司新签总合同金额约一半的比例。

2018 年新签基础设施合同额突破 2000 亿元，2019 年达到 2605 亿元，2020 年达到 3314 亿元。

公司承建了京沪高铁等多条高速铁路，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，积极参与水务与环保工程的投资及运营，海水淡化、矿业资源开发等业务。

3.4海外工程已建立全球属地化品牌优势

公司“走出去”先发优势明显，已建立具有国际影响力的多个品牌。

公司是最早开始海外业务的建筑业央企，2006 年就曾提出“国际业务优先发展”战略，先后有 17 家企业走出国门，分别以 EPC 总承包方式、施工总承包方式、施工分包方式和工程管理方式承揽多个国家的发电工程、输配电工程和非电工程。

凭借多年积累的国际经营经验、完备的国际营销网略和强大的履约能力，公司拥有的多个品牌已建立较强的国际竞争力和影响力。

POWERCHINA 是涵盖电建集团全产业链的综合性母体品牌，主要从事大型或全产业链项 目、高端或准高端市场的国际经营，电建集团还拥有从事水利水电规划、勘测设计、咨询服务和新能源一站式服务的品牌 HYDROCHINA，从事以水利水电为主的基础设施领域开发建设的品牌 SINOHYDRO 和从事火电和输变电领域开发建设的品牌 SEPCO 和 SEPCOIII。

公司已形成遍布全球的市场营销网络。

公司全面推进“国际业务集团化、国际经营属地化、集团公司全球化”的“三步走”全球发展战略，“十三五”期间公司改革重组国际业务，将海外事业部、水电国际公司和水电顾问集团国际公司整合成为中国电建集团国际工程有限公司，统筹推进国际业务。

公司在全球设立六大海外区域总部，在 120 多个国家设立有 433 个 驻外机构，形成了以亚洲、非洲为主，辐射美洲、大洋洲和东欧等高端市场的多元化布局。

公司熟练运用多种商业模式，提供全产业链集成和一站式服务。

公司旗下拥有工程施工企业 30 家、设计咨询企业 16 家、装备制造企业 11 家以及众多的专业平台企业，具有国际领先的技术服务能力和“大土木、大建筑”的横向宽领域产业优势，具备投资融资、规划设计、施工承包、运营管理和装备制造全产业链运作能力，擅长 EPC、FEPC、BOT、PPP 等多种业务和商业模式，可在全球范围内为能源电力、水资源与环境、基础设施等领域提供集成式、一站式服务。

3.5承包业务板块下看好新能源和基建工程业绩高增长

预测工程承包与勘测设计业务 2021-2023 营收增长率 20.60%/18.21%/13.78%。

我们将工程承包与勘测设计业务拆解为水利水电工程承包、其他电力工程承包、基础设施工程承包和勘测设计等其他，分别进行营收能力预测。

其中，国内水利水电工程承包业务在 2020 年经历小幅下滑后，预计业绩将实现反弹。

考虑到公司对传统常规水电工程承包的策略是择优参与，而大规模开发的水电资源越来越稀缺，因此我们保守预测业绩增速 5%/5%/5%；

其他电力工程方面，公司已经在新能源电站承包市场积累了一定资源优势，随着市场上新能源和抽水蓄能项目投资热度持续高升，同时参考公司 2021 年全年新签的能源电力业务 合同金额 1866 亿元，预计 2021-2023 其他电力工程承包业务营收增速 40%/35%/32%；

基础设施工程承包在 2019-2020 的业绩贡献较高，预计 2021 保持较高增速，受益国家 2022 经济稳增长策略，预计 2022 公司仍有望保持良好的基建业绩，2023 随着市场在短期趋于饱和，业绩增速放缓，2021-2023 基础设施承包业务营收增速预计 23%/19%/12%；勘察设计等其他业务增速预计均为 5%。

毛利率方面，2021-2023 假设工程承包与勘测设 计业务均为 12%。综合考虑，预测该板块 2021-2023 营收增长率 20.60%/18.21%/13.78%。

四、抽水蓄能：公司占据九成以上市场份额

4.1抽水蓄能是目前规模最大、性价比最高的储能方式

全球和我国的抽水蓄能累计装机规模占比均超 90%。

储能系统是电力系统“采-发-输-配-用-储”的重要组成部分。系统中引入储能环节后，可以有效地实现需求侧管理，消除昼夜间峰谷差，平抑负荷，不仅可以更有效地利用电力设备、降低用电成本，还可以促进可再生能源的应用，也可作为提高系统运行稳定性、参与调频调压、补偿负荷波动的一种有效手段。

根据 CNESA 发布的《储能产业研究白皮书 2021》，截至 2020 年底，全球已投运的储能项目累计装机规模 191.1GW，同比增长 3.4%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 172.5GW，同比增长 0.9%，占比超过 90%。在中国，已投运的储能项目累计装机规模 35.6GW，同比增长 9.8%。

其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 31.79GW，同比增长 4.9%，占比约 90%。

抽水蓄能具备可大规模开发、技术成熟、经济性好等优势。

抽水蓄能电站采用在用电低谷时抽水蓄能、在用电高峰时放水发电的方式进行峰谷调节。抽水蓄能电站机组的调节容量较大，且具有快速起停的特点，是电力系统峰谷调节的优质手段。在所有储能技术类型中，抽水蓄能是目前唯一可以大规模开发，且技术最成熟、经济型最优的方式。

近年来，我国抽水储能电站建设运行在保障电力系统安全稳定、促进清洁能源消纳、提升系统灵活性和运行效率等方面发挥了重要作用。

在 2022 年全国能源工作会议上，国家能源局党组书记、局长章建华发布了明年能源工作的七大重点任务，其中就包括“加强抽水蓄能等调峰电站建设”。

4.2规划明确，政策利好，我国抽水蓄能将迎来加速建设期

2030 年抽水蓄能规划投产规模达 1.2 亿千瓦。2021 年 8 月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，要求加快抽水蓄能电站核准建设，各省（区、市）能源主管部门根据中长期规划，结合本地区实际情况，统筹电力系统需求、新能源发展等，按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。

到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，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。

中长期规划布局重点实施项目 340 个，总装机容量约 4.21 亿千瓦；储备项目 247 个，总装机容量约 3.05 亿千瓦。明确抽水蓄能实行两部制电价，利于充分调动抽蓄项目投资建设的积极性。

2021 年 5 月发改委曾下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。其中，容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率（长期国债利率）加 1-3 个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本；逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价；电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。

该政策改善了制约行业投资的成本问题，有利于抽水蓄能电站建设引入社会资本投资，并将对提高电站利用效率发挥积极作用。

4.3公司在抽水蓄能工程建设和承包等领域具备核心优势和领先地位

“十成抽蓄，九成电建”，公司参与了国内 90%以上抽蓄电站的规划设计和工程建设。

公 司已形成抽水蓄能选点规划、勘测设计、工程建设管理以及工程总承包等一整套成熟的技 术和管理体系。早在上世纪六十年代初，中国电建北京院就成功地设计建成了我国第一座 抽水蓄能电站——河北岗南混合式抽水蓄能电站。

中国电建所属水规总院、华东院、成都院、昆明院、西北院、中南院等设计企业，结合我国水资源分布状况，相继开展了河北、山西、内蒙古、吉林、辽宁等省区的抽水蓄能电站选点规划、勘测设计、施工监理等工作，掌握了抽水蓄能规划、设计及总承包等一大批关键核心技术，建立了一整套技术标准体系，培养了一大批专业技术骨干人才。

中国电建旗下所属十六家水电施工局，积极参与抽水蓄能电站建设，施工范围涵盖抽水蓄能电站项目所有业务，奠定了在抽水蓄能电站建设领域的“领军者”地位。公司设计承建的世界最大抽水蓄能电站已投产发电。河北丰宁电站首批（1 号、10 号）机组于 2021 年 12 月 30 日正式投产发电。该项目由中国电建北京院设计，水电三局、七局、十四局参与施工。共安装 12 台单机容量为 30 万千瓦的发电机组，总装机容量 360 万千瓦，分两期开发，同期建设，一二期各 180 万千瓦。

该电站具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等“六大功能”，被誉为托起京津冀能源电力转型的“金钥匙”。电站创造了四项世界第一：装机容量世界第一；储能能力世界第一，满发利用小时数 10.8 小时，是华北唯一具有周调节性能的抽水蓄能电站；地下厂房规模世界第一；地下工程规模世界第一。

五、电力投资：打造新能源投建营一体化运营商

5.1我国清洁能源电源投资空间巨大

全国火电电源建设投资额下降，水电投资稳中有升，预计 2030 年前水电和新能源投资额持续高增。对比我国最重要的两类传统能源类型火电和水电 2016-2021 年完成的建设投资额，火电呈明显下降趋势，水电则在 2019 年后实现小幅增长。

国务院印发的《2030 前碳达峰行动方案》中明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万千瓦左右，按照 6000 元/千瓦的投资额估算，到 2030 年需新增水电投资额 4800 亿元；到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上，新能源投资空间广阔。

5.2公司水电和新能源投资运营业绩增长明显

公司已投资运营的电力项目中清洁能源占比约 80%。

截至 2020 年底，公司控股并网装机容量达 16138.5MW，其中清洁能源占比达到 80.42%，水电装机达 6403.6MW 仍占比最大，且保持了 9.19%的增长速度，风电和光伏装机分别为 5283.4MW 和 1291.6MW；火电装机同比持平无增长。

此外，公司控股在建电站装机容量为 3950MW，若全部建成投 产，公司控股运营电站装机将超过 20000MW。

公司电力投资与运营业务的营业收入和毛利润均实现稳步增长。

2020 年电力投资与运营业务收入达 188.56 亿元，毛利润 90.22 亿元，同比增长明显，主要原因一是风电、水电等投产并网装机容量增加，以及市场营销力度加大、流域调度优化等，项目盈利水平显著提升；二是火电项目本期发电量及平均结算电价均同比增长，而单位发电燃煤成本同比下降，项目盈利状况大幅改善。

电力投资与运营业务占公司总营业收入的比例略有增长，但截至 2020 年底只占比 4.70%，提升空间巨大。

得益于电力与投资运营业务 40%以上的高毛利率，发电毛利润占比较高，2020 年已增长至 15.80%。

2021H1 风力和太阳能发电收入占板块营收约 40%。

2021H1 电力与投资运营实现营业收 入 97.42 亿元，同比增长 3.61%，占主营业务收入的 4.82%；毛利率 43.75%，同比减 少 5.32 个百分点，毛利额占比 16.40%。

其中，风力发电和太阳能发电实现营业收入38.80 亿元，同比增长 19.21%，占板块营业收入的 39.83%；毛利率 58.96%，毛利额 占板块毛利的 53.67%。该板块营业收入增长主要原因是新能源发电收入增长。

毛利率下 降的主要原因：

一是结算电价下调；二是枯水期来水量低于上年，固定成本占比较高的水电发电量减少，导致水力发电业务毛利率下降；三是电煤供应形势不断趋紧，本年电煤价格较上年同期增幅较大且持续高位运行，火力发电业务盈利空间被压缩。

5.3公司发挥资源和能力优势，加快开拓新能源投资运营业务

基于工程承包和勘测设计建立的资源优势，发挥产业一体化能力，全力开拓电站投资开发业务。

公司以“控制规模、优化结构、突出效益”为原则，充分发挥产业链一体化核心能力，加大新能源投资开发力度，有望成为业绩新的增长点。

我们认为，成功开展新能源投资的关键在于项目资源获取能力、资金实力和电站运营能力。

公司在这三个方面均具备优势和竞争力。

（1）电力与投资运营是公司在工程承包及勘测设计基础上公司产业链的延伸，公司通过在清洁能源的工程承包、规划设计中积累的市场和资源优势，具备获取项目投资机会的先天条件；

（2）公司在建筑工程承包等核心优势主业的盈利能力良好，自有资金充足，同时在 EPC+F 等模式下积累了大量融资渠道和资源优势，具备强大的项目投融资能力；

（3）公司具有投建营产业链一体化服务能力，曾深度参与水电和新能源建成后的运维，运营管理能力经验丰富。

公司设定 2025 年前新增控股投产新能源装机 30-48.5GW 目标。

2021 年 3 月公司印发《新能源投资业务指导意见（2021 年版）》，提出大力发展新能源投资运营业务，文件要求“十四五”期间公司境内外新增控股投产风光电装机容量 30GW，但根据对下属 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，年均 9.7GW。

文件提出了一系列的保障措施，彰显了公司发展新能源投资开发的决心。预计公司电力投资与运营业务收入及盈利将得到大幅提升。

重组新能源资产，成立中国电建新能源公司。

2021 年 12 月 23 日，公司发布公告，经董事会表决，审议通过《关于组建中国电建新能源集团有限公司的议案》，公司以下属控股子公司中国水电建设集团新能源开发有限责任公司为平台，对下属控股子公司中国水电工程顾问集团有限公司以及其他下属控股子公司控股的新能源项目公司进行重组整合，整合完成后的中国水电建设集团新能源开发有限责任公司将持有该等被整合主体的有关股权，同时拟更名为“中国电建新能源集团有限公司”。

12 月 26 日，公司董事长丁焰章在成立大会上指出，实施集团新能源业务重组，实现集团公司由建设为主向“投建营”一体化转型的重大战略部署。同时，他强调电建新能源集团组建成立后，新能源投运装机超过 700 万千万瓦，标志着中国电建新能源业务发展进入新阶段、达到新高度。

5.4预测新能源投资与运营成为公司业绩新增长点

公司十四五期间规划风电和光伏新增装机 CAGR 达 41%-53%。电力投资与运营是公司重点发力的业务板块，公司战略明晰，即重点投资以风电和太阳能发电为主的新能源项目。2021H1 电力投资与运营的收入达到近 100 亿元，其中风电和太阳能发电的总装机规模不足 7GW，营收占比约 40%。

公司 2021 发布的《新能源投资业务指导意见》中制定了 2020-2025 五年风电和光伏新增装机规模 30-48.5GW 的目标，复合年均增长率 CAGR 约为 41%-53%。如果不考虑电价和年利用小时数变化的影响，粗略估计新能源 2025 年的发电收入有望达到 300-500 亿元。

2021 年底，公司分别对 2022 年光伏组件和风电机组的集中采购进行招标。风电方面，五个标包规模共计 7.5GW（包括自主投建项目和对外承揽的总承包项目），其中陆上风电预计 7GW、海上风电 0.5GW；光伏方面，预计 2022 年装机总量同样为 7.5GW（包括自主投建项目和对外承揽的总承包项目）。

预测电力投资与运营业务 2021-2023 营收增长率 9.78%/15.83%/12.47%。

假设条件如下：

（1）装机方面，2021-2023 年假设风电有效发电装机量 5739/6923/8673MW；光伏有效发电装机量 1804/3340/5900MW；水电有效发电装机量 6700/7278/7827MW；火电有效发电装机量 3260/3410/3510MW。

（2）年有效发电小时数方面，2021 年参考中电联发布的《2021-2022 年度全国电力供需形势分析预测报告》中全国发电设备平均值，即风电/光伏/水电/火电分别为 2232/1281/3622/4448h，2022-2023 年风电/光伏/水电均保持不变，火电同比-5%/-5%。

（3）上网电价方面，考虑到 21-23 年风电和光伏新建项目均为平价项目，而标杆电价呈逐年下降趋势，在不考虑绿电交易溢价、碳排放权交易等收益的前提下，假设 21-23 年风电项目平均上网电价 0.40/0.38/0.36 元/kWh，光伏项目平均上网电价 0.45/0.42/0.40 元/kWh；水电项目具有一定调节能力，参与电力现货市场比例有所提高，预计“十四五”期间水电上网电价小幅上涨，21-23 年假设公司运营的水电项目平均上网电价 0.36/0.40/0.42 元/kWh；假设 21-23 年火电项目电价 0.40 元/kWh 保持不变。

（4）毛利率方面：21-23 年假设风电项目毛利率 62%/58%/58%；光伏项目毛利率 42%/45%/48%；水电项目毛利率 62%/62%/62%；火电项目毛利率 20%/20%/20%。则该板块 2021-2023 营收增长率 9.78%/15.83%/12.47%。

六、剥离地产板块，聚焦主业

6.1通过资产重组实现去地产化、加强主业竞争力

公司将房地产资产与电建集团优质电网辅业资产置换。

2022 年 1 月 7 日，公司发布公告，拟将所持房地产板块资产与公司控股股东电建集团持有的优质电网辅业相关资产进行置换，差额部分由电建集团向公司以现金方式支付。

本次交易的置出资产为公司持有的 3 家房地产子公司股权，置入资产为电建集团持有的 18 家子公司股权，其中包括上海电力设计院、华中电力设计研究院、河北电力勘测设计研究院等 9 家设计院以及山东电力建设第一工程、贵州工程、湖北工程、核电工程等 9 家工程公司。

通过本次交易，我们认为本次资产置换对公司有三点益处：

（1）公司本次剥离的地产板块资产近年盈利能力下降明显，房地产开发业务自 2020 起营收和毛利润均下滑明显，2021H1 对总营收的贡献比只有 2.57%；

（2）将电建集团的优质电网辅业置入，在一定程度上缓解了电建集团与公司的同业竞争问题；

（3）本次置入资产中包括上海电力设计院、山东电力建设第一工程公司等盈利能力良好的优质子公司股权，有助于公司在电力勘察设计、水利水电工程、电力工程、输变电工程、工程总承包等优势业务上的业绩提升。

6.2设备制造与租赁与主业协同增长

设备制造与租赁与工程承包业务紧密相关。

公司主要通过水电七局所属的中国水利水电夹江水工机械有限公司从事水利水电专用设备的设计、研发、生产与销售；通过中国电建集团租赁有限公司从事工程设备租赁业务及上下游相关业务，采用以融资租赁为核心，融资租赁、贸易服务、经营租赁三项主营业务共同发展的整体经营模式，在提高本公司装备水平，保障项目顺利施工、降低设备资源投入、提高设备使用效益等方面发挥了重要作用。

设备制造与租赁业绩良好。受益公司在水利水电工程施工与承包业务的绝对优势地位，设备制造与租赁上下游业务营收和毛利润均增长迅速。

2021 年上半年实现营业收入 24.94 亿元，同比增长 69.64%，占主营业务收入的 1.23%；毛利率 29.42%，同比减少 10.37 个百分点，毛利额占比 2.82%。

该板块营业收入增长，主要是因为境内金属构件和建筑材料制造业务增长较快；而毛利率同比下降主要系钢材价格上涨、运输成本增加所致。

6.3 2022年完成地产业务板块剥离，设备制造与租赁业绩预计保持高增长

预测设备制造与租赁业务 2021-2023 营收增长率 55%/50%/50%。

随着公司 2022 年将子公司电建地产等三项资产置出，房地产开发业务收入将以较大幅度缩减，预计 2021-2022 该板块营收同比-50%/-50%，2023 该板块业务完全剥离，营收为 0。

设备制造与租赁业务预计随工程承包业绩保持增长，2021-2023 该板块营收同比 55%/50%/50%。其他业务包括商品贸易及物资销售、特许经营权及服务业等，预计维持较平稳增速，2021-2023 营收增长率 20%/18%/18%。

七、盈利预测与估值

7.1关键假设与盈利预测

上文针对公司各个业务板块均进行了盈利预测，简要总结如下：

1) 建筑工程承包和勘察设计：根据具体工程领域的拆解预测，该板块 2021-2023 营收增长率 20.60%/18.21%/13.78%；

2) 电力投资与运营：根据对风电、光伏、水电、火电四种电站类型的装机容量、年有效发电小时数、上网电价等预测，该板块 2021-2023 营收增长率 9.78%/15.83%/12.47%；

3) 房地产开发：公司将逐步完成地产业务板块的剥离，预计该板块 2021-2022 营收同比 -50%/-50%，2023 营收为 0；

4) 设备制造与租赁：预计该板块 2021-2023 营收增长率 55%/50%/50%；

5) 其他业务：预计 2021-2023 营收增长率 20%/18%/18%。

综上，预计 2021-2023 年公司营业收入分别为 4675.77/5466.16/6200.88 亿元， YoY+16.6%/+16.9%/+13.4%，归母净利润分别为88.97/105.87/125.23亿元，YoY+11.4%/+19.0%/+18.3%，EPS 分别为 0.58/0.69/0.82 元。

7.2估值

7.2.1相对估值

我们采用分部估值法对公司工程承包和电力投资运营两项主要业务进行估值。

工程承包方面，我们选取三家传统基建龙头中国建筑、中国中冶、中国交建，以及能源电力工程业务为主的中国能建、粤水电作为可比公司，22 年平均估值为 11.89XPE，我们给予公司工程承包业务 11 XPE；

电力投资运营方面，我们以清洁能源运营三峡能源、太阳能、节能风电、晶科科技作为可比公司，22 年平均估值为 18.41XPE，考虑到公司新能源项目开发速度加快，在手运营电站规模不断增长，我们给予公司电力投资运营业务 20 XPE。

预计工程承包/电力投资运营 22 年归母净利润分别为 89.15/23.31 亿元，则估值分别为 981/466 亿元，22 年合理市值约 1447 亿元。对

7.2.2绝对估值

我们采用 FCFF 法进行公司估值，假设 WACC=3.47%，永续增长率为 1.50%，得出股价为 9.64 元。

公司是工程承包领域龙头，水利水电建设业绩全球第一，抽水蓄能规划设计能力突出、市占率高，全面参与国内外基础设施建设；公司重组成立新能源公司，凭借强大的项目资源获得能力，新能源投资运营业务占比有望加速提升。

基于分部估值法，2022年业绩对应合理市值1447亿元，对应目标股价9.46元/股。

八、风险提示

宏观经济风险：宏观经济走势将影响全社会用电需求、电力和基础设施等领域的投资强度，对公司的工程承包业务产生影响。

如未来经济下行导致投资需求较少，将导致公司新签合同缩水或以前合同无法正常回款。

抽水蓄能规划及电价政策实施不及预期：我们预测抽水蓄能将成为公司在传统优势水电领域的重要贡献点。如果各省对抽水蓄能中长期规划响应不积极、重点实施项目库中项目条件不及预期等原因导致电站核准建设进度滞后，又或者在全国统一电力市场建设过程中，与抽水蓄能的两部制电价产生冲突，以上都将对公司该板块业绩增长造成不利影响。

光伏组件、风电机组等主要新能源设备价格上涨：不论是新能源的工程承包还是投资，设备价格都是最主要的成本构成。

如果产业链博弈等因素导致光伏和风电建设成本居高不下或显著波动，将对公司的工程承包利润或投资收益的回收造成不确定性影响。

竞争加剧风险：国内新能源开发竞争激烈，除了传统的“五大六小”发电企业，众多设备厂商、传统的油气企业加入争夺优质项目资源，如果竞争环境进一步恶化，将对公司电力投资与运营业务增长造成一定影响。

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