本报告由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供，由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。同时请参阅最后一页的重要声明。证券研究报告·行业深度报告储能需求大幅增长，建筑行业迎重大机遇储能技术在新能源大发展中不可或缺，抽水蓄能和电化学储能是未来的主力发展方向。双碳背景下，风光发电将成为未来主要能源形式，其装机量将大幅攀升，但风光新能源存在的天然不稳定性使得储能技术成为必不可少的解决问题的利器。储能技术形态多样，其中抽水蓄能技术最为成熟且性价比最高，而电化学储能受益于技术的不断演进具备可观的降本空间。从整体行业发展上看，2021年标志着储能行业正式跨越历史性节点，迈向高速发展新时期的转折点，中央出台密集储能利好政策，推动行业整体大跨步前进。抽水蓄能百亿行业增量明确，中国电建或成最大赢家。从世界范围横向对比来看，我国抽蓄的配置比例处于严重不足的状况，其主要原因或在于过往对于抽水蓄能商业模式的不清晰带来的经济效益不足的问题。2021年5月，发改委发布的《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》直击抽水蓄能发展面临的市场化问题，为后续抽水蓄能的建设铺平道路。而伴随国家能源局于9月份发布的《抽水蓄能中长期发展规划》一同而来的是抽水蓄能建设空间的大幅扩张，我们预测在“十四五”和“十五五”的新增抽水蓄能年均投资规模达到200亿元和500亿元左右，中国电建作为在抽蓄市场拥有80%的龙头企业，或有望成为最大赢家。受益于保障政策和成本下降，电化学储能蓄势待发。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。而在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。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。此外，值得一提的是，作为能量密度极高且无任何碳排放的“终极能源”，氢能产业链也开始受到政策和行业公司的重视。标的方面，我们推荐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%的龙头中国电建，参与6座抽水蓄能电站建设的地方龙头粤水电；将储能和氢能业务作为十四五发展核心的中国能建，以及紧抓用户侧资源，拥有EPCO一站式综合服务能力的用户侧储能建设企业——苏文电能。维持强于大市竺劲zhujinbj@csc.com.cn18621097792SAC执证编号：S1440519120002SFC中央编号：BPU491刘瑞宇liuruiyu@csc.com.cn18185301115SAC执证编号：S1440521100003发布日期：2022年01月17日市场表现相关研究报告-14%-4%6%16%26%2021/1/182021/2/182021/3/182021/4/182021/5/182021/6/182021/7/182021/8/182021/9/182021/10/182021/11/182021/12/18建筑装饰沪深300建筑装饰1建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明目录1.新能源大势所趋，储能必不可少......................................................................................................................32.抽水蓄能和电化学储能是未来的主力发展方向...............................................................................................63.抽水蓄能百亿行业增量明确，中国电建或最为受益.....................................................................................10建筑公司布局抽水蓄能情况一览.................................................................................................................144.受益于保障政策与成本下降，电化学储能蓄势待发.....................................................................................15建筑公司布局电化学储能情况一览.............................................................................................................17图表目录图表1：风光累计装机量占比不断提高..............................................................................................................3图表2：未来国内光伏新增装机规模预测..........................................................................................................3图表3：未来国内风电新增装机规模预测..........................................................................................................3图表4：未来国内风光发电量占比预测..............................................................................................................4图表5：可再生能源的不稳定性图示..................................................................................................................5图表6：截至2020年末各地区累计光伏装机量（万千瓦）.............................................................................5图表7：截至2020年末各地区累计弃光情况（亿千瓦时）.............................................................................5图表8：截至2020年末各地区累计风电装机量（万千瓦）.............................................................................6图表9：截至2020年末各地区累计弃风情况（亿千瓦时）.............................................................................6图表10：灵活性资源对比....................................................................................................................................6图表11：储能的应用场景及价值.........................................................................................................................7图表12：各项储能技术参数对比........................................................................................................................7图表13：全球储能市场装机规模拆分................................................................................................................9图表14：中国储能市场装机规模拆分................................................................................................................9图表15：储能利好政策密集发布（以中央层面为例）.....................................................................................9图表16：我国抽水蓄能装机量占比..................................................................................................................10图表17：抽水蓄能相关利益方和结算机制一览...............................................................................................11图表18：《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》主要要点与内容....................................................11图表19：蒙西抽水蓄能利益相关方和价格机制情况......................................................................................12图表20：抽水蓄能（两部制电价）敏感性分析..............................................................................................13图表21：未来抽水蓄能空间将会得到极大扩张..............................................................................................13图表22：中国电建工程业务收入拆分（亿元）..............................................................................................14图表25：公司参建的6座抽水蓄能电站..........................................................................................................15图表26：全球电化学储能市场累计装机规模..................................................................................................15图表27：中国电化学储能市场累计装机规模..................................................................................................15图表28：各地出台的储能配套性政策..............................................................................................................16图表29：中国电化学储能累计投入规模预测（保守场景）...........................................................................17图表30：中国电化学储能累计投入规模预测（理想场景）...........................................................................17图表31：氢能源产业链......................................................................................................................................17图表32：鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程...................................................................................182建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表33：河北张北国家风光储输示范工程......................................................................................................18图表34：公司估值表..........................................................................................................................................183建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明1.新能源大势所趋，储能必不可少双碳背景下，风光发电将成为未来主要能源形式。2020年9月，国家主席习近平宣布，中国将力争于2030年之前达到碳排放峰值，努力争取2060年前实现碳中和。紧接着在12月，我国宣布2030年前为实现碳达峰的具体排放目标，进一步落实减排承诺。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。图表1：风光累计装机量占比不断提高资料来源：Wind，中信建投图表2：未来国内光伏新增装机规模预测图表3：未来国内风电新增装机规模预测资料来源：Wind，中信建投电新，中信建投资料来源：Wind，中信建投电新，中信建投0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2018201920202021M10风电累计装机量光伏累计装机量其他发电形式装机量010020030040050060020202021E2022E2023E2024E2025E2030E2040E2050E国内光伏新增装机规模（GW）05010015020025020202021E2022E2023E2024E2025E2030E2040E2050E国内风电装机新增装机规模（GW）4建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表4：未来国内风光发电量占比预测资料来源：Wind，中信建投电新，中信建投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%）、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。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20202021E2022E2023E2024E2025E2030E2040E2050E光伏发电量占比风电发电量占比其他形式发电量占比5建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表5：可再生能源的不稳定性图示资料来源：绿色和平，中信建投图表6：截至2020年末各地区累计光伏装机量（万千瓦）图表7：截至2020年末各地区累计弃光情况（亿千瓦时）资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中信建投资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中信建投6建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表8：截至2020年末各地区累计风电装机量（万千瓦）图表9：截至2020年末各地区累计弃风情况（亿千瓦时）资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中信建投资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中信建投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，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。图表10：灵活性资源对比资料来源：绿色和平，中信建投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7建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明储能（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。图表11：储能的应用场景及价值资料来源：世界资源研究所，中信建投图表12：各项储能技术参数对比类别名称2020年技术成本（USD/kwh）比能量/（Wh·kg-1）典型额定功率（MW）放电时间能量转换效率（%）循环次数/服役年限安全性响应速度其他应用范围物理储能抽水蓄能210.5-1.5100-50004-20h75-80>50年高秒级技术成熟大电网调峰；系统备用；频率控制压缩空气储能5330-6010-3001-20h7530-50年差分钟级综合利用效率高大规模；电力调峰和系统备用飞轮储能30005-1300.005-1.530s-15min>95百万次差毫秒噪音大电网调峰调频、电能质量保障8建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明级（蓄电池系统补充）电磁储能超导储能3200.5-50.01-12s-5min90%-95%≥100000次—毫秒级维护困难输配电网稳定、电能质量控制、不间断电源设备（UPS）超级电容器储能＞300—0.01-11-30s0.95≥50000次一般毫秒级维护困难；续航能力差短时间、大功率的负载平滑和电能质量峰值电化学储能锂离子电池300-350;下降速度快150-250<1000.5-8h90-95150003000-次高7百毫秒级放电时间长；无记忆电能质量、备用电源、UPS、便携式移动设备铅酸电池12430-50<1001min-3h0.75500-1200次差百毫秒级无记忆；回收性好电能质量、频率控制、可再生储能、电动汽车能源液流电池高40-130＜1001-20h75-8510000-15000次较高百毫秒级储能密度高电能质量、备用电源、可再生储能钠硫电池304150-2400.1-1000.7-8h80-904500次百毫秒级材料要求高负荷调频、调峰、改善电能质量资料来源：世界资源研究所，中信建投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，二者的累计装机规模分别为31.79GW和3.27GW，合计占比接近99%。9建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表13：全球储能市场装机规模拆分图表14：中国储能市场装机规模拆分资料来源：CNESA，中信建投资料来源：CNESA，中信建投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。图表15：储能利好政策密集发布（以中央层面为例）发布时间政策内容和意义2021年7月《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（2025年装机规模达3000万千瓦以上），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2021年6月《新型储能项目管理规范（暂行）（征求意见稿）》明确了储能从项目准入、备案、建设、并网、运行、退役等全流程的管理规范，明确项目管理职责，破解储能管理困局2021年8月《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》确立了储能电站全生命周期的安全管理体系，针对消防安全明确各环节管理要求与责任2021年5月《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》在中央文件中首次明确了建立新型储能价格机制2021年4月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》为制定新型储能电价机制给予了有益指导2021年8月《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》对储能在用户侧发展营造了良好的电价政策环境2021年5月《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》首次将新型储能作为市场化落实并网条件之一2021年8月《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》首次从国家层面明确了保障性并网以外的可再生能源配置储能的比例，通过市场化的方式推动调峰资源的合理配置，为新型储能与抽水蓄能、火电灵活性机组、气电、光热电站等灵活性调节资源建立合理的布局空间2021年10月《并网调度协议（示范文本）（征求意见稿）》《新能源场站并网调度协议（示范文本）（征求意见稿）》《购售电合同（示范文本）（征求意见稿）》《电化学储能电站并网调度协议（示范文本）（征求意见稿）》电化学储能正式纳入电网调度范畴资料来源：CNESA，中信建投90.3%0.2%1.8%7.5%0.2%抽水蓄能压缩空气储能熔融盐储热电化学储能飞轮储能89.26%0.03%1.50%9.20%0.01%抽水蓄能压缩空气储能熔融盐储热电化学储能飞轮储能10建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明3.抽水蓄能百亿行业增量明确，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。图表16：我国抽水蓄能装机量占比资料来源：世界资源研究所，中电联，中信建投商业模型不清晰、经济性效益问题使得抽水蓄能过往发展低于预期。《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。0.00%0.20%0.40%0.60%0.80%1.00%1.20%1.40%1.60%1.80%2.00%201020152020抽水蓄能装机占比11建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表17：抽水蓄能相关利益方和结算机制一览资料来源：世界资源研究所，中信建投重要政策出台，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。图表18：《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》主要要点与内容主要要点主要内容坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策以竞争性方式形成电量电价，完善容量电价核定机制健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式建立容量电费纳入输配电价回收的机制、完善容量电费在多个省级电网的分摊方式、建立相关收12建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明益分享机制、完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式强化抽水蓄能电站建设运行管理加强抽水蓄能电站建设管理、强化抽水蓄能电站运行管理、保障非电网投资抽水蓄能电站平稳运行、推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场、健全对抽水蓄能电站电价执行情况的监管资料来源：国家发改委，中信建投价格机制确定下，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。图表19：蒙西抽水蓄能利益相关方和价格机制情况资料来源：世界资源研究所，中信建投13建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表20：抽水蓄能（两部制电价）敏感性分析资料来源：世界资源研究所，中信建投政策推动下，抽水蓄能将出现跨越式发展。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1200万千瓦。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。图表21：未来抽水蓄能空间将会得到极大扩张资料来源：中电联，国家能源局，中信建投0200400600800100012001400单年新增抽水蓄能装机容量（万千瓦）14建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明建筑公司布局抽水蓄能情况一览中国电建：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%。”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将起到较强的支撑作用。图表22：中国电建工程业务收入拆分（亿元）201820192020水利水电工程承包650.94678.73670.25其他电力工程承包255.05277.56387.36基础设施工程承包1,390.261,742.032,130.14建筑工程承包合计2,296.252,698.323,187.74资料来源：Wind，中信建投中国能建：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。图表23：深圳抽水蓄能电站图表24：长龙山抽水蓄能电站资料来源：CRIC，统计局，中信建投资料来源：CRIC，中信建投粤水电：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。15建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表25：公司参建的6座抽水蓄能电站序号抽水蓄能电站名称装机容量（万千瓦）年发电量/亿千瓦时1广东惠州抽水蓄能电站24045.632深圳抽水蓄能电站12015.113清远抽水蓄能电站12823.324海南琼中抽水蓄能电站6010.025阳江抽水蓄能电站240126肇庆抽水蓄能电站12016合计908122.08资料来源：公司公告，新华社，央广网，中信建投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。图表26：全球电化学储能市场累计装机规模图表27：中国电化学储能市场累计装机规模资料来源：CNESA，中信建投资料来源：CNESA，中信建投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。16建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表28：各地出台的储能配套性政策省市具体政策要求贵州省为了提升新建风电、光伏发电项目电力消纳能力，需要合理规划建设适当规模新型储能设施，新型储能设施的建设管理要坚持安全第一，原则上不得新建大型动力电池梯级利用储能项目甘肃省储能配置要求，河西地区(酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威)最低按电站装机容量的10%配置，其他地区最低按电站装机容量的5%配置，储能设施连续储能时长均不低于2小时，储能电池等设备满足行业相关标准。在满足储能配置最低比例基础上，配套储能规模比例、储能时长较高者得分高湖北省湖北省将优先支持风光火互补项目、风光储项目。源网荷储和多能互补项目申报规模要不低于1GW，风光火补基地按照煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目，风光水(抽水蓄能)基地按照抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源规模，对于可配置规模小于基地规模(1GW)的按照容量的10%、2小时以上配置储能天津市单体项目规模最大的分别为天津华电海晶“盐光互补”1GW光伏发电项目、天津国电电力海晶盐1GW光互补项目以及天津滨海新区龙源海晶盐600MW光互补项目，上述项目储能配比皆为10%，其余单体项目规模则主要集中在50～100MW范围内河北省在光伏保障性项目竞争配置方面，储能配置方面占比10%，组件与逆变器的技术先进性占比10%山东省分布式光伏发电项目由电网企业保障并网接入，在确保安全的前提下，鼓励有条件的分布式光伏发电项目配置储能设施，提升就地消纳能力新疆科学稳妥的科学确定2021年首批新增风电或光伏发电项目消纳空间。积极推动“源网荷储一体化”和“风光储一体化"协同发展山西省大同、朔州、忻州、阳泉四市，建议项目在安全前提下配置10%及以上的储能设施。文件强调了推进户用光伏发电建设，在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能内蒙古在光伏竞争性配置方案中，评分标准包括前期工作深度、储能配置、技术方案以及对自治区经济社会高质量发展的贡献四项。储能配置方面要求电化学储能配置不低于项目装机容量15%(2小时)吉林省鼓励“源网荷储一体化和多能互补”项目开发建设;鼓励与风电、光伏发电、储能、氢能等配套上下游产业链相结合安徽省对于配储方面，安徽省市场化项目并网条件要求申报项目承诺配置电化学储能装机容量占申报项目装机容量的一定比例，且得分为45分。企业可自建、合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能，电化学储能电站按照国家有关规范和省能源局要求建设;自建储能电站须不迟于发电项目投运。合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能的按照省能源局关于集中式储能建设有关要求执行;储能电站连续储能时长1小时，循环次数不低于6000次，系统容量10年衰减不超过20%;不得采用动力电池梯级利用方式新建储能项目资料来源：中国能源网，中信建投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。17建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明图表29：中国电化学储能累计投入规模预测（保守场景）图表30：中国电化学储能累计投入规模预测（理想场景）资料来源：CNESA，中信建投资料来源：CNESA，中信建投氢能政策密集出台，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。根据央视财经报道，中国是世界第一氢气生产大国，目前年产氢气3300万吨。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。图表31：氢能源产业链资料来源：北极星氢能网，中信建投建筑公司布局电化学储能情况一览中国能建：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。18建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明展望未来，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“30·60”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、电网、用户端相融合的储能系统解决方案。图表32：鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程图表33：河北张北国家风光储输示范工程资料来源：中国能建微信公众号，中信建投资料来源：中国能建微信公众号，中信建投中国电建：作为与中国能建齐名的我国两大电力工程承包商之一，中国电建在电化学储能业务的储备不亚于中国能建。2021年10月，在阿联酋迪拜举行的全球数字能源峰会上，华为与山东电建（隶属于中国电建）成功签约沙特阿拉伯红海新城储能项目，山东电建承担EPC总承包任务。红海新城储能项目位于沙特红海海岸，是世界上最大的电池储蓄设施，储电量高达1300兆瓦时，可供红海旅游区完全依靠再生能源供电，实现完全清洁能源离网供电。中国电建的项目实力可见一斑。苏文电能：公司是以用户侧配网和智能用电服务为主要核心业务，紧抓用户侧资源，因此顺势延伸至分布式光伏和用户侧储能。相比其他民营企业，公司在电力行业深耕多年，坚持优化EPCO一站式综合服务能力，培养自有技术团队，注重创新研发投入，能够满足客户特点需求定制化和项目实施过程标准化的双重要求。通过承接大量具有代表性的用户侧EPCO电力项目，公司从设计、施工到运维管理都具备充足的经验和完善的能力，在项目前期根据客户的行业和生产特点，个性化定制初期方案，并进一步提供经济可靠的后期运维运营、用电储能等建议，不仅满足了客户不同的电力需求，也与客户展开了长期的业务往来。在项目安装建设过程中，公司则秉承着实施过程的标准化要求，实现项目工作的有机衔接，有效减少施工成本的同时，提高项目交付效率和质量，进一步突出公司EPCO一站式电能服务模式的核心优势。图表34：公司估值表公司代码公司简称市值（亿元）EPS（元）PEPEG20202021E2022E2023E20202021E2022E2023E2022E601868.SH中国能建1,1170.160.190.220.2716.8614.2511.959.940.60601669.SH中国电建1,2070.520.640.820.9415.1112.409.628.410.45300982.SZ苏文电能992.262.413.524.4041.4929.1419.9315.950.57002060.SZ粤水电600.220.260.300.3422.6319.0916.5114.721.19资料来源：Wind，中信建投19建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明风险提示：政策推进不及预期；技术发展不及预期。20建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明分析师介绍竺劲：房地产和建筑行业首席分析师，北京大学国家发展研究院金融学硕士，专注于房地产、物业管理等行业研究，10年证券从业经验。连续三年（2018-2020）荣获最佳行业金牛分析师奖（房地产行业），获得2020年新财富最佳分析师（房地产行业）入围奖，2020年机构投资者·财新资本市场分析师成就奖（房地产行业）大陆区入围奖，2020年卖方分析师水晶球奖（房地产行业）第5名。刘瑞宇：建筑组研究助理，主要研究领域为新能源建筑/装配式建筑/建筑新产业链等。上海财经大学经济学学士，香港大学经济学硕士。2019年新财富最佳分析师（建筑）第四名团队成员，2020年新财富最佳分析师（建筑）第三名团队成员。21建筑装饰行业深度研究报告请参阅最后一页的重要声明评级说明投资评级标准评级说明报告中投资建议涉及的评级标准为报告发布日后6个月内的相对市场表现，也即报告发布日后的6个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。A股市场以沪深300指数作为基准；新三板市场以三板成指为基准；香港市场以恒生指数作为基准；美国市场以标普500指数为基准。股票评级买入相对涨幅15％以上增持相对涨幅5%—15％中性相对涨幅-5%—5％之间减持相对跌幅5%—15％卖出相对跌幅15％以上行业评级强于大市相对涨幅10%以上中性相对涨幅-10-10%之间弱于大市相对跌幅10%以上分析师声明本报告署名分析师在此声明：（i）以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告,结论不受任何第三方的授意或影响。（ii）本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。法律主体说明本报告由中信建投证券股份有限公司及/或其附属机构（以下合称“中信建投”）制作，由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供。中信建投证券股份有限公司具有中国证监会许可的投资咨询业务资格，本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格证书编号已披露在报告首页。本报告由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。本报告作者所持香港证监会牌照的中央编号已披露在报告首页。一般性声明本报告由中信建投制作。发送本报告不构成任何合同或承诺的基础，不因接收者收到本报告而视其为中信建投客户。本报告的信息均来源于中信建投认为可靠的公开资料，但中信建投对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载观点、评估和预测仅反映本报告出具日该分析师的判断，该等观点、评估和预测可能在不发出通知的情况下有所变更，亦有可能因使用不同假设和标准或者采用不同分析方法而与中信建投其他部门、人员口头或书面表达的意见不同或相反。本报告所引证券或其他金融工具的过往业绩不代表其未来表现。报告中所含任何具有预测性质的内容皆基于相应的假设条件，而任何假设条件都可能随时发生变化并影响实际投资收益。中信建投不承诺、不保证本报告所含具有预测性质的内容必然得以实现。本报告内容的全部或部分均不构成投资建议。本报告所包含的观点、建议并未考虑报告接收人在财务状况、投资目的、风险偏好等方面的具体情况，报告接收者应当独立评估本报告所含信息，基于自身投资目标、需求、市场机会、风险及其他因素自主做出决策并自行承担投资风险。中信建投建议所有投资者应就任何潜在投资向其税务、会计或法律顾问咨询。不论报告接收者是否根据本报告做出投资决策，中信建投都不对该等投资决策提供任何形式的担保，亦不以任何形式分享投资收益或者分担投资损失。中信建投不对使用本报告所产生的任何直接或间接损失承担责任。在法律法规及监管规定允许的范围内，中信建投可能持有并交易本报告中所提公司的股份或其他财产权益，也可能在过去12个月、目前或者将来为本报告中所提公司提供或者争取为其提供投资银行、做市交易、财务顾问或其他金融服务。本报告内容真实、准确、完整地反映了署名分析师的观点，分析师的薪酬无论过去、现在或未来都不会直接或间接与其所撰写报告中的具体观点相联系，分析师亦不会因撰写本报告而获取不当利益。本报告为中信建投所有。未经中信建投事先书面许可，任何机构和/或个人不得以任何形式转发、翻版、复制、发布或引用本报告全部或部分内容，亦不得从未经中信建投书面授权的任何机构、个人或其运营的媒体平台接收、翻版、复制或引用本报告全部或部分内容。版权所有，违者必究。中信建投证券研究发展部中信建投（国际）北京上海深圳香港东城区朝内大街2号凯恒中心B座12层上海浦东新区浦东南路528号南塔2106室福田区益田路6003号荣超商务中心B座22层中环交易广场2期18楼电话：（8610）8513-0588电话：（8621）6882-1600电话：（86755）8252-1369电话：（852）3465-5600联系人：李祉瑶联系人：翁起帆联系人：曹莹联系人：刘泓麟邮箱：lizhiyao@csc.com.cn邮箱：wengqifan@csc.com.cn邮箱：caoying@csc.com.cn邮箱：charleneliu@csci.hk