建筑行业专题研究：储能需求大幅增长-建筑行业迎重大机遇

1、建筑行业专题研究：储能需求大幅增长_建筑行业迎重大机遇 HYPERLINK /SH601066.html 1. 新能源大势所趋，储能必不可少 HYPERLINK /SH601066.html 双碳背景下，风光发电将成为未来主要能源形式。单位 GDP 二氧化碳排放量下降 18%等的量化目标也被写入十四五规划等 一系列中央政策，“双碳”已经成为我国现代化建设的核心议题与目标。截至 2021 年 10 月，风电和光伏的累计 装机量分别为 3 亿千瓦和 2.8 亿千万，占整体装机量的比例也上升至 13%和 12%。展望未来，随着双碳行动的 不断推进，风光发电依然将保持较快的装机增长速度，按照中信建投电

2、新的预测，到 2025 年，风电单年新增装 机量将由 2021 年的 43GW 升至 75GW，光伏单年新增装机量将由 2021 年的 61GW 升至 2025 年的 145GW。风光新能源存在天然不稳定性，造成消纳困难。在大力推动风光发展的同时，由于风光发电受自然条件、 天气、地理位置等诸多因素影响，输出功率存在明显的波动性、间歇性和随机性，从而造成其电能在电网系统 中的消纳困难，进一步引起弃风弃光的现象。以风电为例，2020 年全国弃风电量 166.1 亿千瓦时，其中，弃风 率超过 3.5%（全国平均弃风率）的地区包括新疆（10.5%）、甘肃（6.4%）、蒙西（7.0%）、青海（4.7%）

3、、河北 （4.7%）五地，而这五地恰恰是我国风能资源最为丰富的地方，占到了 I 类风能资源的 100%，II 类风能资源的 97%以上，光伏也存在着类似的资源丰厚地区弃光率高的问题。随着风光发电的发展，这些地区风光装机的进 一步提升将更加凸显全国风光电源发展不平衡不充分的矛盾。储能技术将成为未来解决新能源出力问题的利器。为解决新能源快速发展带来的消纳问题，电力系统的灵 活性资源必须也有相应的发展：当不确定性因素造成系统电力供应大于需求时，系统可以“向下调节”减少出 力，从而减少发电被弃，尽快恢复供需平衡；当不确定性因素造成系统电力供应小于需求时，系统可以“向上 调节”增加出力，从而满足负荷需求

4、，避免负荷削减。灵活性资源主要包括煤电改造、天然气发电和储能技术 等，煤电和气电由于不符合碳中和的大趋势，不能作为应用主体，因此储能技术便引来了属于自己的时代。2. 抽水蓄能和电化学储能是未来的主力发展方向储能技术形态多样，抽水蓄能最为成熟，电化学储能具备降本空间。作为确保间歇性可再生能源电力稳定 运行的关键解决方案，储能可以根据应用场景和技术形态分为不同的类型，按照应用场景及价值来看，可以分 为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能三类。如果按照技术形态区分来看，储能技术可以分为三大类：机械储能（包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能）、电磁储能（包括超导储能、超级电容储能）和电化学储能（包 括锂

5、电池、钠电池、铅酸电池等等），当然，氢能作为化学储能的前瞻技术，其发展前景也备受关注。各类技术 形态中，抽水蓄能最为成熟，而电化学储能的成本也因为电池行业的大力发展而逐步下降。抽水蓄能和电化学储能作为主流储能技术，未来均大有可为。从成本、使用便利性和已使用规模综合来看， 抽水蓄能和电化学储能将有望继续保持其主流储能技术的地位。根据 CNESA 的不完全统计，截至 2020 年底， 全球已投运储能项目装机量为 191.1GW，其中抽水蓄能的累计装机规模最大达到 172.5GW，占比 90.3%；电化 学储能紧随其后，累计装机规模为 14.2GW。在我国，抽水蓄能和电化学储能同样占据主导地位，二者

6、的累计装 机规模分别为 31.79GW 和 3.27GW，合计占比接近 99%。储能行业正式跨越历史性节点，迈向高速发展新时期。今年以来，国家以及各省级能源主管部门密集出台 一系列储能利好政策，国内外大规模储能项目陆续启动，越来越多的企业投身储能，或扩产或跨界合作，储能 产业呈现蓬勃发展的良好局面。重磅文件关于加快推动新型储能发展的指导意见，明确了储能产业在“十四 五”时期的发展目标，确定了近期储能发展的重点任务及产业布局，对储能政策思路及市场建设给予了指导， 标志着我国储能行业正式跨越历史性节点，迈向高速发展新时期。 HYPERLINK /SH601669.html 3. 抽水蓄能百亿行业增

7、量明确，中国电建或最为受益抽水蓄能是电力系统灵活性的重要保障，但我国抽蓄配置比例严重不足。当前，抽水蓄能依然是最为经济 性的调节电源灵活性的方式，是世界各国保障电力系统安全稳定运行的重要方法，欧美国家建设了大量以抽水 蓄能和燃气电站为主题的灵活、高效、清洁的调节能源，其中美国、德国、法国等国家发展较快，抽水蓄能和 燃气电站在电力系统中的比例均超过 10%。反观我国，抽水蓄能和燃气电站占比仅 6%左右，其中抽水蓄能占比 1.4%，与发达国家存在较大的差距。未来随着可再生能源的快速发展，电力系统将面临更大的灵活性保障的挑 战，抽水蓄能的建设刻不容缓。商业模型不清晰、经济性效益问题使得抽水蓄能过往发

8、展低于预期。水电发展“十三五”规划中划定“十 三五”期间全国抽水蓄能开工规模 6000 万千瓦，抽水蓄能装机规模达到 4000 万千瓦。但截至 2020 年末，总体 装机规模只有 3249 万千瓦，整体发展低于预期。究其原因，缺乏共赢商业模式、市场化电价未形成、投资效益 不高是抽水蓄能发展的核心问题。一般而言，抽水蓄能电站同时参与电力交易和辅助服务交易，收入结算机制 主要以两部制电价为主（电量电价支持电力交易，容量电价用于弥补运行成本和支持辅助服务交易），但在实际 运营过程中，存在两大问题使得整体经济性效益不足：1、商品化不足。两部制电价落实不足，容量电费核算难 或者核算价格低，严重影响企业积

9、极性；2、抽水蓄能的投资运营主体主要是电网企业，而之前政策明确规定抽 水蓄能电站不得计入输配电定价成本，大大打击了电网企业投资抽水蓄能的积极性。重要政策出台，抽水蓄能成本疏导问题得以解决。为进一步促进抽水蓄能电站加快发展，构建以新能源为 主体的新型电力系统，今年 5 月，发改委发布进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见，该文件直击过去抽 水蓄能发展面临的市场化问题，提出以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，为抽水蓄能 电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。而在 12 月，广东省发改委批复同意执行的广东省电 网企业代理购电实施方案（试行）更是进一步明确将抽水蓄能辅助服务

10、纳入电价，全体用户共同分摊。抽水蓄 能电站一直以来面临的成本问题终得以基本解决。价格机制确定下，抽水蓄能电站能够实现盈利性，从而带动市场化热情与空间。我们以蒙西呼和浩特抽水 蓄能电站作为例子进行经济性效益分析，该水电站处于亏损状态的主要原因在于：1、电量电价只有普通上网电 价的 75%，根据抽水蓄能“抽三补四”的特点，发电收入和抽水成本基本持平；2、容量电价核定不足，且容量 电价收益未考虑机组利用率，使得电站缺乏发电积极性。而在未来，如果两部制电价能够进一步疏导畅通的情 况下，按照 6%的贴现率计算，该电站的收入/成本能够达到 135%，能够实现净正收益。政策推动下，抽水蓄能将出现跨越式发展。

11、国家能源局于 2021 年 9 月 9 日正式发布抽水蓄能中长期发展 规划（2021-2035 年），提出到 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，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。根据前期征求意见稿的数据，当前已投产抽水蓄能装机规模约为 3249 万千瓦，则可以估算 2021-2025 年的年均新增装机量约 600 万千瓦，而“十五五”将进一步提速至 12

12、00 万千瓦。从过往数据来看， 抽水蓄能年均新增装机规模也仅为 200 万千瓦左右，意味着纯增量将达到 400 万千瓦和 1000 万千瓦。按平均每 千瓦 0.5 万元投资规模计算，“十四五”和“十五五”的新增年均投资规模达到 200 亿元和 500 亿元左右，有效 开拓了现有的抽蓄市场乃至电力市场投资规模。建筑公司布局抽水蓄能情况一览 HYPERLINK /SH601669.html 中国电建：公司是抽蓄市场绝对参与主力。根据公司在投资者问答平台上的披露，公司是“抽水蓄能电站 建设的绝对主力，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， 并逐步向国际市场延

13、伸。已形成一整套抽水蓄能电站的规划、勘测设计、工程建造的核心技术能力，形成了包 括抽水蓄能电站设计规范、抽水蓄能电站水能规划设计规范抽水蓄能电站工程地质勘察规程等较为完 善的抽水蓄能技术标准。目前公司在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约 90%,承担建设项目份额占比约 80%。” HYPERLINK /SH601669.html 如果按照 80%的市场份额进行估算，结合未来抽水蓄能的年均行业新增量 200 亿元，中国电建每年在抽水 蓄能端有望新增 160 亿元收入，占其 2020 年水利水电工程承包收入的 24%。假设其净利率为 3%，则每年可以 贡献约 5 亿元利润增量，对于公司的工程业绩

14、将起到较强的支撑作用。 HYPERLINK /SH601868.html 中国能建：我国抽水蓄能已建项目共 18 项，在建项目（至今）40 项。中国能建参与其中 19 个项目的建设， 占比 33%，共获得鲁班奖、国家优质工程金奖各 1 项，解决了世界工程极限低温下沥青混凝土、高海拔低温超 长面板一次成型、复杂地质条件下过渡料爆破开采等施工的技术难题，占领了施工领域的技术高地。 HYPERLINK /SZ002060.html 粤水电：截至目前公司共参与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、海南 琼中抽水蓄能电站、阳江抽水蓄能电站、肇庆抽水蓄能电站 6 座抽水蓄能电站建设，主

15、要负责上下水库土 建、水库库岸防护及场地基地管理处等工程的建设。目前除阳江和肇庆抽水蓄能电站外，均已投运。公司 参建的抽水蓄能水电站的业主方均为南方电网，南方电网董事长在 2021 年 10 月底表示未来十年将建成投 产 2100 万千瓦抽水蓄能，同时开工建设“十六五”投产的 1500 万千瓦抽水蓄能，总投资约 2000 亿元。公 司通过多年合作与南方电网建立了紧密且融洽的合作关系，在十四五公司也将加大抽水蓄能工程承接力度， 大量订单的释放有望持续提升公司水利水电板块体量。4. 受益于保障政策与成本下降，电化学储能蓄势待发全球电化学储能新增刷新单年规模，中国市场蓄势待发。2020 年，全球电化

16、学储能项目新增装机规模达到 4.7GW 的历史峰值，是 2019 年的 1.6 倍。美国、欧洲和中国是世界三大电化学储能市场，2020 年合计新增量占 全球新增量的 86%。海外市场由于较高的峰谷电价差异，储能已经逐步步入具备经济效益阶段，美国的表前市 场和德国的家用储能市场均表现亮眼。而我国则是电源端储能发力，新增装机量超过 580MW，同比增长 438%， 随着今年的大量储能政策的逐渐落地施行，我国电化学储能市场有望迈入新的阶段。地方政策频出要求配置储能建设，保障储能建设空间。除中央政策的指导性纲领外，今年各地政府还频出 各类政策以保障储能的相关建设推进，第一类政策是强制性要求部分地区配置

17、最低储能比例，第二类政策是对 主动配置储能的新能源项目给与竞争性配置打分等实质性鼓励，第三类政策则是以近期广东省的广东省电网 企业代理购电实施方案（试行）为代表，该政策将储能费用首次纳入代理购电价格，意味着储能商业模式在广 东的首先跑通，从市场化角度进一步为储能的商业化大规模运用扫清了障碍。政策催化叠加技术迭代，电化学储能迎来爆发期。除政策催化外，2020 年底，中国电化学储能突破了过去 数年反复提及的 1500 元/kWh 系统成本的关键拐点，未来成本有望进一步下行，电化学储能的大时代已然开启。 展望未来，根据 CNESA 的测算，2021-2025 年，在保守场景和理想场景下，电化学储能的

18、年均新增装机量有望 达到 6.4GW 和 10.5GW（2020 年新增装机量为 1.56GW），同时依旧按 1500 元/kWh 的投资额进行测算，电化学 储能所带来的年均建设空间将分别跃至 96.7 亿元和 157.8 亿元。氢能政策密集出台，氢储能有望成为新发力点。氢能资源丰富，应用广泛，在提供能源服务过程中，可以 实现零碳排放，有望成为能源转型发展的“整合器”。氢能作为一种应用场景丰富的清洁能源载体或燃料/原料 组成，取之不尽、用之不竭，是支撑我们奔向“星辰大海”的“终极能源”，有望成为下一轮能源革命的主角。 随着当前国家顶层设计和氢能政 策的密集出台，氢能制、储、运、用全产业链都在快

19、速发展，参与氢能产业链的企业在显著增加，氢能领域的 产业投资项目也大幅增长，氢能的产业发展已经迎来快车道。建筑公司布局电化学储能情况一览 HYPERLINK /SH601868.html 中国能建：公司是全球最大的电力工程承包商之一，在储能业务方面有较深的积累。根据公司微信公众号， 我国电化学储能装机容量 3272.5 兆瓦，中国能建参与设计及建设的项目容量 1037 兆瓦，占比 32%。参与电化 学储能项目 98 项，其中规划、设计项目 87 项，EPC 项目 11 项。展望未来，公司将储能业务作为十四五发展的核心业务。十四五期间，公司围绕“3060”系统解决方案“一 个中心”和氢能、储能“两个基本点”开展业务转型，是“十四五”期间翻一番，再造一个高质量发展新能建 的关键。公司要围绕储能技术和产业发展持续发力：一是建立“3060”研究院、新型储能创新研究院等创新 平台，打造储能原创技术策源地、现代产业链链长。二是加大研发力度，设立科技创新基金，加速突破储能核 心技术和装备。三是开展储能新技术示范项目及“投建营”一体化项目建设，孵化可复制、可推广的电源、电