新能源行业发展趋势及建筑企业进入机会分析

　　能源是人类文明进步的重要物质基础和动力，攸关国计民生和。当今世界，新冠肺炎疫情影响广泛深远，百年未有之大变局加速演进，新一轮科技和产业变革深入发展，全球气候治理呈现新局面，新能源和信息技术紧密融合，生产生活方式加快转向低碳化、智能化，能源体系和发展模式正在进入非化石能源主导的崭新阶段。从目前的发展趋势来看，世界各国的能源结构已由化石能源体系转向低碳能源体系，在未来，由低碳能源体系转入到以新能源为主的可持续能源时代是能源结构转变的新趋势。

　　在我国经济从高速增长转向高质量增长的大背景下，建筑业增加值也从高速增长趋于平缓，高速增长的建筑业黄金时代已经彻底结束了。由于建筑市场竞争的加剧，传统施工企业利润越来越薄，在严峻的市场环境压力下，建筑企业不能再固守城池，而要跳出舒适圈努力求变，及时调整自身发展策略，紧跟市场的发展趋势，寻找新的业务成长机会。正在快速发展的新能源行业对建筑企业而言，或许有较多的新业务拓展机会。

　　新能源（也称为非常规能源），是相对于常规能源而言的，主要指正处于开发利用阶段，具有推广及应用价值的能源，如太阳能、风能、生物质能、地热能、海洋能等。

　　常规能源也叫传统能源，是指技术上比较成熟且已经大规模生产和广泛利用的能源，如煤、石油、天然气等。

　　清洁能源，是指在生产和使用过程中不产生有害物质排放的能源，包括可再生的、消耗后可得到恢复，或非再生的经洁净技术处理过的能源。

　　如今新能源已经是国际产业发展大势了，谁能够在新能源领域率先完成布局，走在新能源领域的前列，谁就拥有了先发优势。我国大力发展新能源主要有以下三个方面的原因：

　　我国在“碳达峰“和“碳中和”方面存在较大压力。中国2019年的温室气体排放达到了140.93亿吨二氧化碳当量，占全球总排放量的27%以上，远远超过了排在第二位的美国（美国的碳排放量约占全球总排放量的11%），并首次超过经济合作与发展组织（OECD）国家的总排放量，成为全球最大的碳排放国。2020年9月，我国在第七十五届联合国大会上首次提出要力争于2030年前实现碳排放达峰，努力争取2060年前实现碳中和。由于能源生产和利用占到了全世界近80%的二氧化碳排放，能源转型被视为实现“碳中和”的最重要支柱。我国要实现 2030 年碳排放达峰、2060 年碳中和目标，煤电装机必须在“十四五”达峰，并在 2030 年后快速下降。

　　我国传统石化能源的对外依存度依然很高。自1993年我国成为石油净进口国以来,石油对外依存度已从21世纪初的32%升至2021年的71.9%；我国天然气的进口量占比也已经达到了45.6%，天然气的对外依存度已经超过日本，成为世界上最大的天然气进口国。随着全球地缘局势变化、国际能源需求增加、资源市场争夺加剧，我国能源安全形势依然严峻。试想一下，如果40年之后，我国的各类产业都已经直逼第一甚至拿到第一了，但依然每年要进口80%左右的石油和天然气，在重要的能源领域，仍极度依赖他国的资源，那就相当危险了！

　　我国经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段。所谓高质量发展阶段，核心要求就是要把提高供给体系质量作为主攻方向，彻底改变过去主要靠要素投入、规模扩张，忽视质量效益的粗放式增长，以及由此产生的产能过剩、产品库存，杠杆增加、风险加大、效益低下、竞争力不足等问题，通过提高质量和效益实现经济的良性循环和竞争力提升。纵观世界历史，每次能源都是由技术引发的。如蒸汽机的出现引发了以煤炭大规模开发为特征的第一次能源；内燃机的诞生促发了以石油开发利用为代表的第二次能源。而今，新能源的开发利用将成为第三次工业的动力。因此，大力发展新能源，不仅是为了保障国家能源安全，力争如期实现碳达峰、碳中和的内在要求，也是推动实现经济社会高质量发展的重要支撑。

　　我国的新能源大致主要分成了8种，依次是太阳能、风能、核能、生物质能、地热能、氢能、海洋能、可燃冰（天然气水合物）。

　　太阳能是指太阳辐射的能量。太阳能具有普遍、无害、巨大、长久等优点；同时具有分散性、不稳定性、效率低、成本高等缺点。太阳能当前的利用形式主要以光伏发电为主。

　　光伏电站可分为集中式光伏与分布式光伏两类，而分布式光伏正逐渐成为光伏发展的主要动能。2021年新增光伏发电并网装机5300万千瓦中，分布式光伏新增约2900万千瓦，约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次突破50%，光伏发电集中式与分布式并举的发展趋势明显。2021年6月20日，为全面推进屋顶分布式光伏的发展，国家能源局发布了《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，在全国范围内开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏的开发试点工作。《通知》明确规定，县（市、区）党政机关建筑、学校、医院、村委会等公共建筑、工商业厂房以及农村居民住宅的屋顶总面积可安装光伏发电比例分别不低于50%、40%、30%和20%，同时鼓励各地方政府利用财政补贴等措施对试点工作进行支持，积极开展分布式发电的市场化交易。在这一政策的激励下，各地方政府迅速响应，全国已有20个省出台相关政策推行试点工作，我国分布式光伏将迎来新的发展阶段。

　　户用光伏区别于工商业光伏，是将光伏组件安装在民用住宅的屋顶。在“整县推进”等政策的推动下，中国户用光伏发展提速换挡，装机量屡破新高，成为近年分布式光伏发展的亮点，也成为推动中国能源结构转型的一大助推力。在2021新增分布式光伏中，户用光伏约2150万千瓦，在全年新增装机占比达到历史新高的39%，已经成为我国如期实现碳达峰、碳中和目标和落实乡村振兴战略的重要力量。良好的发展前景，是吸引众多市场主体进入的最大原因。户用光伏的内部收益率以及乡村人口基数是装机核心驱动力，潜在的省份2021年户用增长以及户用市场的上升，是户用光伏市场持续扩容的发展动力。

　　光伏与建筑的结合，能够有效降低建筑用能，大力发展低碳、零碳建筑，对于节能减排、保护环境具有重要的现实意义。随着光伏产业成熟度不断提高，“光伏+建筑”的经济性也在逐渐提升。在地面电站及优质大型屋顶资源逐渐稀缺的情况下，伴随着光伏成本的进一步下降，光伏建筑一体化的巨大市场开始吸引了市场上资本家们的注意。各地重视光伏建筑一体化在推动绿色建筑中的作用，BIPV受到国家政策的大力支持。作为光伏建筑的重要形式，光伏建筑一体化（BIPV）与传统的BAPV相比，在安全性、观赏性、便捷性和经济性方面具有明显优势，高度契合了绿色建筑的发展潮流，代表了绿色建筑发展的未来趋势。伴随光伏行业的蓬勃发展和“双碳”目标的提出，国内各省市不断推出政策对BIPV进行补贴，支持BIPV的发展。

　　国内光伏发电行业竞争者数量多，国际龙头企业纷纷布局中国市场，行业整体竞争程度激烈；上游部分光伏关键零配件仍然需要进口来解决，但是总体上，技术进步速度较快，光伏发电关键零部件厂商有一定的议价能力，但趋于减弱，而下游消费市场主要是工商企业和居民分布式光伏用户，议价能力较弱；同时，因行业存在资金、技术门槛较高，潜在进入者威胁较小。

　　对于建筑企业而言，光伏产业链上游和中游与建筑行业相关度较低，很难跨行业进入。但是产业链下游光伏电站的投资、建设和运营与建筑企业有较高的相关度，尤其是其中的BIPV （建筑光伏一体）细分市场，目前仍处于起步阶段，作为建筑与光伏的交叉行业，建筑光伏体现出高定制化特征，对参与企业的光伏组件设计开发和传统建材的设计施工能力都提出了较高要求。传统光伏企业缺少建筑施工经验与技术，短期内难以独立进入建筑工程市场。因此，为了减少拓展市场的难度，也为了避免因缺少建筑施工技术和经验而影响最终项目质量，光伏企业普遍选择与建筑工程企业合作寻求技术支持。目前国内已有多项成功的合作案例，包括晶硅企业隆基股份与森特股份、薄膜组件企业龙焱科技与中国建筑兴业等，预计未来这将成为BAPV/BIPV光伏行业的典型合作经营模式。

　　风能是指地球表面大量空气流动所产生的动能。风能具有取之不尽、用之不竭、分布广泛、就地可取、清洁安全等优点；同时具有能量密度低、不稳定等缺点。风能当前的利用形式主要以风机发电为主，在交通不便、距离主电网较远的区域，风能利用十分关键。

　　2022年，在“双碳目标”的提出下，我国能源结构转型迈入加速阶段。近年来，随着风电本土企业不断在关键材料、技术门槛等方面取得突破，风电整机的国产化率逐步提高，国内风电行业寡头格局渐渐形成，且部分优质企业迅速在全球风电市场占据一席之地，尽管陆上风电补贴退坡，但风电行业已进入提质增效阶段。据国家能源局统计，截至2021年底，我国风电并网装机容量达到3.28亿千瓦，突破3亿千瓦大关，较2016年底实现翻番，是欧盟风电总装机的1.4倍、是美国的2.6倍，已连续12年稳居全球第一。据GEIDCO（全球能源互联网发展合作组织）预测，2025-2030年我国新增电力需求几乎全部由新能源满足，到2060年，风力发电装机总量约25亿千瓦，装机占比在31.2%，风电将成为电力供应的主要支柱之一。

　　与陆上风电相比，海上风电具有风阻和风切变小、平均风速高、单机装机容量大、距负荷中心近以及不占用土地资源等优势。由于经济发展转型升级的关键时期对于可再生能源的需求巨大，海上风电凭借稳定性和发电功率高的特性，已受到我国政府的重视。海上风电集中于东部沿海地区发展，这些地区是我国经济发展较好、用电负荷大的地区，且随着火电装机占比进一步下滑，东部地区城市如广东、江浙的用电缺口将逐步增加，海上风电可提供电能补充。2022年4月，国家能源局委托水电总院牵头开展全国深远海海上风电规划，规划总体围绕山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五个千万千瓦级海上风电基地，共布局41个海上风电集群，总容量约2.9亿千瓦，将推进海上风电项目集中连片开发。可以预见，随着政策持续指引，海上风电将逐渐成为风电行业装机的重要组成部分。

　　随着国内陆上风电行业渗透率的不断提升，优秀的风口区位已经迅速减少。放眼未来，大型的集中风能发电站必将越来越少，取而代之的则很可能是分散式风电。分散式风电指的是布局在用电负荷中心周围，不以远距离运输为目的的风电布局。这些分散式风电往往布局在重点城市附近，采用就近入网的方式，实时迅速消纳。分散式风电已经在丹麦、德国等欧洲国家被成熟应用。分散式风电甚至是欧洲应用风电的最初形式，风机散布于机场、港口、社区附近。2022年，分布式屋顶光伏已经开始在我国很多地区进行推广，借鉴于此，分散式风电也有望成为下一个重点推广的战略项目。

　　我国风电行业竞争格局呈高度集中化趋势。上游零部件制造市场竞争激烈，新进入者较难适应。中游整机制造行业集中度较高，龙头企业的市场份额将进一步提升。下游的风电运营不同于上游和中游产业链对技术、经验存在一定的要求，风电运营商的核心竞争力主要体现在风资源开发能力、资本金、债务融资能力和融资成本优势上。在国内，风电运营商可分三类，一是大型的电力央企，这些企业主营业务为火电、水电的生产销售，比如国家能源投资集团有限责任公司、国家电力投资集团公司、中国大唐集团、中国华能集团有限公司、中国华电集团有限公司五大发电集团等；二是其他的能源国企，比如中国广核集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国长江三峡集团有限公司和中节能风力发电股份有限公司等；三是民营、外资企业，比如金风科技、明阳智能、电气电力等。其中，电力央企占据国内风电市场近一半份额，其他能源国企次之，民营和外资占比较低，寡头竞争格局正在逐渐形成。

　　对于建筑企业而言，风能产业链上游的原材料及零部件制造和中游风机总装，由于行业跨度过大且竞争激烈，所以很难进入。下游的风电投资、施工及运营环节，虽然与建筑行业相关度较高，但是行业存在较高的资金和技术门槛，建筑企业若想进入，也有较大的难度。建筑企业不仅需要有雄厚的资金实力，还要在技术和专业人才方面有一定的储备，方能考虑进入风电行业。建筑企业如要进入风电行业，可以从陆上风电场、海上风电场及分散式风电三个细分领域中先选择一个尝试进入。

　　核能（又称原子能）是通过核反应从原子核释放的能量，能量来源主要包含三类，即为核裂变、核聚变、核衰变。核能具有绿色环保污染低、发电稳定且利用率高、存储运输方便、核燃料资源丰富等优点；同时具有核电热效率低、有一定热污染、安全顾虑大、核废料处理难度大等缺点。核能当前的利用形式主要以核电站发电为主。

　　核电是政策驱动型行业，我国核电行业政策核心要点与国内核电装机总量发展趋势基本一致。“十四五”期间，仍以发展“沿海核电”为主，同时，“安全稳妥”仍是发展主旨。目前我国所有在运核电站均分布在沿海地区。核电站自北向南依次分布在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西和海南八个省区。从核电站的区域分布来看，其中，浙江省的核电站数量最多，达5个；其次是广东省，共有4个核电站，而我国核电站建设进程中的第一个、第二个核电站分别位于浙江省、广东省。

　　根据国家能源局数据显示，2015年以来，我国核电行业在运机组数量不断增长、装机容量稳步增长，2018年末，我国核电装机容量突破40000Mwe；2020年，装机容量突破50000Mwe。截至2021年底，我国运行核电机组共53台（不含地区），装机容量为54646.95MWe（额定装机容量）。根据《“十四五”规划和2035远景目标纲要》，至2025年，我国核电运行装机容量达到7000万千瓦。此外，根据中国核能行业协会发布的《中国核能年度发展与展望(2020)》中的预测数据显示，到2025年，我国在运核电装机达到7000万千瓦，在建3000万千瓦；到2035年，在运和在建核电装机容量合计将达到2亿千瓦；核电建设有望按照每年6至8台机组稳步推进。

　　目前，我国核电行业属于新能源行业，替代品威胁较大；现有竞争者数量不多，市场集中度非常高，两大龙头企业占据90%以上的市场份额；上游供应商一般为核燃料、核岛设备等企业，议价能力适中，而下游消费市场主要是电力局，议价能力较弱；同时，因行业存在严格的准入资质以及资金、技术门槛较高，潜在进入者威胁很小。

　　虽然核电站建设与建筑企业有较高的行业相关度，但是由于核电行业具有非常高的市场集中度和极高的进入门槛，行业外企业基本很难进入，建筑企业即使有机会参与核电站的建设，但由于核电站数量不多市场规模也很有限，因此如无特殊的行业资源，不建议建筑企业进入核电行业。

　　生物质指通过光合作用直接或间接形成的各种有机体，包括植物、动物和微生物等。生物质能指由太阳能以化学能的形式在生物质中贮存的能量，是一种清洁环保的可再生能源。我国生物质资源丰富，主要用于发电的生物质资源包括农林废弃物、城市生活垃圾、沼气（畜禽粪便）这三类。主要的发电形式有直接燃烧发电、气化发电、煤混合燃烧发电等技术。

　　生物质能源是重要的可再生能源，未来随着国家加快发展可再生能源，生物质能发电发展前景较好，发展空间巨大。在生态文明建设总体目标及“碳达峰、碳中和”大背景下，新型电力系统被赋予重要使命，生物质能发电行业前景广阔，行业规模有望快速扩张。截至2020年底，中国生物质发电累计装机量为2952万千瓦，其中，垃圾焚烧发电累计装机达到1533万千瓦，占比52%；农林生物质发电累计装机达到1330万千瓦，占比45%；沼气发电累计装机达到89万千瓦，占比3%。根据统计分析，预测到2030年我国生物质发电总装机容量达到5200万千瓦，提供的清洁电力超过3300亿千瓦时，碳减排量超过2.3亿吨。到2060年，我国生物质发电总装机容量达到10000万千瓦，提供的清洁电力超过6600亿千瓦时，碳减排量超过4.6亿吨。

　　我国垃圾焚烧处理行业起步较晚，大部分技术主要通过引进国外先进设备或吸收消化国外技术而形成。近年来，随着垃圾发电行业的快速发展以及垃圾回收、处理、运输、综合利用等各环节技术不断发展，我国通过引进创新和自主研发成功实现了垃圾焚烧技术国产化，并在我国长三角、珠三角等地区得到推广应用，有效促进了生活的垃圾能源化利用。垃圾发电行业技术水平的不断提升，为我国垃圾发电行业快速发展奠定了坚实的基础。垃圾运营一般采取特许经营的方式，主流的是BOT（建设-经营-转让）或BOO（建设-拥有-运营）模式，特许经营期一般在25-30年。垃圾焚烧属于重资产行业，项目前期公司需要投入较多资金完成项目建设，项目建设周期一般为2年左右，项目内部收益率一般在6%-12%，回收期一般5-10年。垃圾焚烧运营收入主要来自于上网电费（向电网收取）和垃圾处理费（向政府收取），上网电费一般占比70%~80%，垃圾处理费一般占比20%~30%。

　　利用生物质能方面，中国多数中小县城普遍存在两大痛点：一是中小县城每日三四百吨的垃圾产生量无法满足建设规模化垃圾焚烧发电厂的要求；二是大量农作物秸秆没有得到规模化处理，禁烧工作难度大。农林生物质直燃发电与生活垃圾焚烧发电一体化的模式则可以有效解决这些痛点，通过对生活垃圾处置与农林废弃物处置进行统一规划、建设和管理，可扩大发电规模，增加能源供应，在统筹解决中小县城生活垃圾、农作物秸秆处理等问题上具有重要的社会价值和经济价值。

　　农林生物质发电过去几年因为补贴资金下发滞后、金融去杠杆等原因，叠加生物质处理管理难度较大，投资激进、管理欠缺的企业均被淘汰，行业竞争格局处于优化中。垃圾发电属于大型市政项目，对投资方资金要求较高，但由于其收益稳定、空间较大，仍吸引多方主体投入、多类型主体参与。从垃圾焚烧发电行业市场竞争格局来看，目前我国龙头公司市场占有率仍然较低，2019年10家主流公司市场占有率仅有55%，行业较为分散，未来行业仍有较大整合空间。随着市场竞争逐渐激烈，龙头企业有望通过并购整合进一步扩大市场规模，行业集中度有望进一步提高。

　　基于以上分析，可以看出生物质发电行业中的垃圾发电市场潜力较大，经济性较好，符合企业向能源、环保双驱动转型的方向，建筑企业可以考虑择机进入。但是，由于属于跨行业进入，建议采取收并购、联合投资等形式介入垃圾发电行业。该行业特点一般采取政府招投标确定特许经营权的形式，考虑到竞争格局已基本稳定，且如果相关公司在该领域没有经营资质或缺乏经验，需要采用收并购的方式快速介入该领域，或寻求与拥有垃圾焚烧发电运营业绩相关公司进行联合股权投资的形式参与。

　　地热能是一种存在于地球内部岩土体、流体和岩浆体中，并且可以被人类开发利用的热能。地热能是属于可再生资源，不会导致大气污染，具有储量大、分布广、绿色低碳、稳定可靠等特点。在当今人们的环保意识日渐增强和能源日趋紧缺的情况下，对地热资源的合理开发利用已愈来愈受到人们的青睐。运用地热能最简单和最合乎成本效益的方法，就是直接取用这些热源，并抽取其能量，目前以地热发电或者供暖等利用为主。

　　我国地热能资源储备丰富，但资源分布广泛，且多为中低温资源。据中国地质调查局调查结果显示，中国已经探明的有3200多处地热区，其中2900多处是中低温区，相当于每年360万吨标准煤当量，主要分布在东南沿海诸省区和内陆盆地区，如华北盆地、江汉盆地、渭河盆地、松辽盆地等地区；只有255处150摄氏度以上的高温区可以直接用于发电，潜力在5800兆瓦，主要分布在西南边远地区，这就造成了重要的地热发电利用因投资大、效率低等原因，发展较为缓慢，许多已建成的地热电站因经济问题先后关停。总的来说，地热发电产业水平还是相对较低。

　　近年来，全球使用地热发电不断增长，2019年全球地热发电量达到了91.8太瓦时，相对于美国3714MW地热装机容量，我国远远落后，甚至没有进入全球TOP10。虽然我国很早就在积极持续探索地热发电，上世纪70年代初，就建设了7个中低温地热发电站，1977年建设了羊八井中高温地热发电站。但是目前我国地热发电产业整体发展仍基本处于停滞状况，2011-2019年近十年间，我国地热发电累计装机容量一直仅保持在25-27MV内。我国对地热能的直接利用主要集中在供暖、制冷、养殖、等方面。上世纪90年代以来，北京、天津、保定、咸阳、沈阳等城市开展中低温地热资源供暖、旅游疗养、种植养殖等直接利用工作。本世纪初以来，热泵供暖（制冷）等浅层地热能开发利用逐步加快发展。截至2020年底，我国约实现地热能供暖面积13.9亿平方米，相较于2015年底的5亿平方米，增长了9亿平方米，其中，水热型地热能供暖5.8亿平方米，浅层地热能供暖制冷8.1亿平方米，每年可减排二氧化碳6200多万吨，折合标煤超过2500万吨。

　　地热能作为新能源中的优势能源之一，已进入经济发展的主流趋势，而其利用模式，也由市场经济初期的地热温泉利用，逐步向能源为主的多元化产业利用模式转型，使地热资源得到充分、高效的利用。地热供能的温度与温室种植、人工养殖孵化以及众多工业中烘干、加热、杀菌等工艺过程所需温度接近，是地热能开展多元化产业应用、挖掘更广阔清洁替代市场的重要方向。同时，这些产业的运行是长期的，远高于四五个月的建筑供暖时间，地热在这些产业推广应用，可以提高地热全年利用率，显著提升经济效益。

　　对于大部分建筑企业而言（除少数与电力建设有关的建筑企业，如中国电建），地热行业产业链各环节与建筑行业相关度都不高，且地热发电产业整体发展仍基本处于停滞状况，地源热泵行业又有较高的技术、市场和资金壁垒，因此，不建议建筑企业进入地热行业。

　　氢能是指氢在物理与化学变化过程中释放的能量。氢在地球上主要以化合态的形式出现，是宇宙中分布最广泛的物质，它构成了宇宙质量的75%，是二次能源。氢能具有资源丰富、能量密度高、绿色低碳、可持续发展等特点,正在成为能源的关注热点。

　　根据中国氢能联盟数据，2020年我国氢气需求量约3342万吨，至2030年我国氢气的年需求量将提高到3715万吨，在终端能源消费中占比约5%，其中，可再生氢产量约500万吨，部署电解槽装机约80GW。至2060年，我国氢气的年需求量将增至约1.3亿吨，在终端能源消费中占比约20%，其中，工业领域、交通运输领域、发电与电网平衡和建筑领域将是四个主要用氢领域，氢气需求量将分别达7794万吨、4051万吨、600万吨和585万吨。近十年来我国氢气产量保持连续增长，已成为世界上最大的制氢国，可再生能源装机量全球第一，在清洁低碳的氢能供给上具有巨大潜力。在实现碳中和碳达峰的过程中，中国氢气需求将逐步提高。

　　目前，氢能成为新能源发展战略布局的新宠，各国已将“发展氢燃料电池汽车”置于最为显著的位置。麦肯锡指出氢能是新能源汽车的理想能源，预计到2050年氢燃料电池汽车将占全部汽车的20%—25%。2022年3月23日，国家发改委、国家能源局发布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，规划提出，2025年，我国氢能产业基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量达到5万辆左右，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量要达到10万~20万吨/年，实现二氧化碳减排100万~200万吨/年。到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系，清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标的实现。到2035年，实现百万辆的氢能燃料电池汽车上路行驶，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。到2050年与纯电技术共同实现汽车的零排放。

　　加氢站既是氢燃料电池汽车等氢能利用技术推广应用的必备基础设施，更是氢产业的重要组成部分。加氢站作为链接氢能利用上下游产业链的关键设施，其发展状况直接影响整个行业的发展速度。加氢站建设速度应该适度超前，以此才能满足未来氢燃料电池车的推广应用。作为氢能源产业发展的突破口，加氢站受到各个国家和地区重视，我国也将重点布局加氢站建设。近年来，我国加氢基础设施建设不断加快，截至2021年底，已建成加氢站约200座，投运约170座。2022年，预计加氢站投运数量或将达到300座。根据2020年10月27日由工业和信息化部指导、中国汽车工程学会修订编制的《节能与新能源汽车技术路线年，我国加氢站的建设目标为至少1000座；到2035年加氢站的建设目标为至少5000座。随着补贴政策的持续推进以及产业下游需求的不断扩大，我国加氢站建设和运营数量将会持续增长。

　　对于建筑企业而言，若想进入氢能行业，可以重点关注加氢站的工程建设项目机会。加氢站是对下游氢燃料电池汽车进行氢气加注的站点，是近几年新能源发展的产物，目前属于新兴项目。加氢站的建设是一项新生的复杂系统工程，属于工程建设的范畴，与建筑企业的业务相关度较高，建设方的管理人员几乎都是从零开始了解其中的建设内容，所以建设方更倾向于采取总承包模式，建筑企业相对更容易发挥自身工程项目管理的经验和建设施工的专业优势。

　　海洋能是指依附在海水中的可再生能源，海洋通过各种物理过程接收、储存和散发能量，这些能量以潮汐能、潮流能、波浪能、温差能、盐差能等形式存在于海洋之中。海洋能具有可再生性、密度低、清洁等特点。

　　根据21世纪全球可再生能源政策网络（简称“REN21”），2021年6月发布的《2021年全球可再生能源现状报告》数据显示，2020年，全球累计装机容量最大的水能，装机量达到1170GW，占全球新能源装机容量的41.30%；而海洋发电在可再生能源发电中所占比例最小，仅有0.02%。目前，大多数海洋发电项目仍侧重于规模相对较小的示范项目和不到1MW的试点项目。目前，全球新增的海洋发电总装机容量约624.6MW。发展活动遍布世界各地，但主要集中在欧洲，特别是苏格兰海岸，那里部署了大量的潮汐涡轮机。海洋能源的资源潜力空间很大，但尽管经过几十年的发展努力，它在很大程度上仍未得到大规模的开发利用。2017-2020年，全球海洋能市场融资规模逐年上升。其中2020年全球海洋能市场的融资金额达到3.6亿美元，相较2019年增长9%。从一定程度上，海洋能市场正在被逐渐重视起来。而海洋能的开发和利用，既可服务于海洋资源开发，缓解能源紧缺，还可成为国家海洋安全的保障之一。因此，海洋能是一项亟待开发利用的具有战略意义的新能源。

　　海洋能还在研发的初期，全球海洋能发电装机容量仅有624.6兆瓦。目前，潮流能和波浪能的发电潜力最大，分别占比57.6%和38.6%。随着时间的推移，潮流能和波浪能发电相关技术成熟，海洋能发电潜力将会得到释放。现在需要强有力的研发项目、收入支持和海洋空间规划方面的区域合作，才能将这些技术推向商业阶段。

　　立足我国海洋能资源状况及能源供给保障需求，进一步提高海洋能资源精细化评估水平，为海洋能电站建设提供设计基础，并在我国海域因地制宜开展一批海洋能示范工程建设。沿海利用有利地形开展潮汐能和潮流能建设，海岛充分利用海洋能多能互补电站示范，南海海域利用丰富的温差能和波浪能资源建设，不断提高稳定发电能力，推动在海岛供电、沿海城市供电补充、海水养殖、海洋仪器设备供电等领域的实际应用，提升海洋能工程化应用水平。积累海洋能独立电力系统运营管理经验，加强成熟海洋能技术在我国海域的推广应用，为我国海洋能的规模化开发打下基础。

　　我国海洋能资源的开发利用还处于探索研究打造示范工程阶段，开发利用技术大多数仍停留在试验性阶段，还没有形成商业化开采和应用，也没有形成完整的产业链。在海洋能实现商业化开采和应用之前，建筑企业不必考虑进入该行业。

　　可燃冰（又称天然气水合物），是由天然气和水在高压、低温条件下混合而成的一种类冰状结晶物质，外观极像冰或固体酒精，遇火即可燃烧。可燃冰具有使用方便、燃烧值高等特点，广泛分布于全球边缘和永久冻土区，是公认的地球上尚未开发的储量最大的新能源，被誉为21世纪最有希望的战略资源。

　　目前，世界各国面临严重的能源短缺问题，纷纷寻找新的替代方案，可燃冰便是其中之一。可燃冰（又称天然气水合物）是一种新型清洁能源，由于分布浅、分布广泛、总量巨大、能量密度高，而成为未来重要的替代能源，受到世界各国政府和科学界的密切关注。美国于1934年最早发现可燃冰，并于1981年制定了可燃冰“十年”研究计划，此外，日本、俄罗斯、加拿大等发达国家对可燃冰的关注程度也不断提高。单从能源的角度看，可燃冰无疑是燃烧效率（热值）、清洁性以及储量都是极好的能源，各国的参与也无疑进一步推动了全球可燃冰的开发利用。但受开采技术、开采成本、环境危害风险等因素的影响，国内外对可燃冰的开发仍处于初步探索阶段。

　　我国对可燃冰的研究和开采运用起步较晚，2002年才启动可燃冰的研究和勘探工作。从我国可燃冰开发日新月异的进程来看，可燃冰成为新兴的重要能源是大势所趋。但目前我国对可燃冰开发问题的研究才刚刚开始，属于实验室阶段，还没有专门立法规制可燃冰开采的环境风险、生产风险，也没有建立与之配套的预防政策、争端解决机制等。同时，可燃冰开发与水资源、气候、能源等因素相互联系，如何协调资源开发与环境保护之间的关系，促进可燃冰日后的商业化开发，也是一大难题。随着我国成为全球一次性能源消费量最大的国家，我国可燃冰的研究与开发进程将加快。

　　通过重点地区普查，我国已经圈定11个有利远景区，19个成矿区带，经过钻探验证圈定了两个千亿方级矿藏。我国今后将围绕加快推进产业化进程目标，争取试采成果最大化。同时，相关部门继续加大天然气水合物资源调查力度，开展重点目标区详查，提供2个至4个大型资源基地，为推进产业化奠定资源基础。基于中国可燃冰调查研究和技术储备现状，预计我国在2030年左右才有望实现可燃冰商业化开采。在此之前，建筑企业不必考虑进入该行业。

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