建筑工程业：新赛道系列7-抽水蓄能产业链/竞争格局/盈利模式，中国电建具一体化优势

抽水蓄能目前装机36GW/2030年规划120GW，技术成熟/安全性高/成本低。1）新能源发电装机上升拉动储能需求，2021年中国抽水蓄能已建36GW/在建62GW，均位世界首位。至21年底我国已纳入规划的抽水蓄能约814GW，其中98GW项目已实施。2022年年初至9月，已核准电站12个，装机规模合计1670万千瓦，投资金额超1100亿元。2）根据国家规划，到2025年，抽水蓄能投产总规模达到62GW以上（+ CAGR14%）； 到2030年，抽水蓄能投产总规模达到120GW左右（+ CAGR14%）。3）抽水蓄能技术成熟、安全性高，度电成本相比电化学储能优势明显。 容量电价保障经营期40年的资本金内部收益率6.5%，电量电价分享峰谷电价差收益的20%未来盈利空间大。1）2021年4月30日国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确抽水蓄能电站执行两部制电价。2）新建项目电站经营期按40年核定，经营期内资本金IRR按6.5%核定。3）鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，在监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享。4）2021年核准抽水蓄能电站平均单位动态成本6480元/kW，成本占比机电安装/建筑工程占26%/25%。 抽水蓄能产业链共涉及设备/总承包/运营三个大环节。1）上游设备商主要包括东方电气/哈尔滨电气/国电南瑞。东方电气具有完全自主知识产权的抽水蓄能机组关键技术研发/设计/生产/安装/服务/成套/调试/改造体系，整体水平达世界一流。哈尔滨电气大型水电产品市场占有率行业领先，2021年哈电集团研制的荒沟抽水蓄能机组为我国首台采用四支路技术的抽水蓄能机组。2）中游承包商以中国电建/中国能建/粤水电为主，行业集中度较高。中国电建具一体化竞争优势。3）下游运营商包括国家电网/南方电网（文山电力）/中国电建等。文山电力资产置换完成，主要业务转变为抽水蓄能/调峰水电和电网侧独立储能业务的开发/投资/建设/运营。 中国电建抽水蓄能设计约90%/建设约80%份额，中国能建上半年抽蓄新签同增144倍。1）中国电建占国内抽水蓄能设计约90%/建设约80%份额。上半年新签抽水蓄能129亿，占新签能源电力合同6%。上半年批准成立项目公司开展前期工作的抽水蓄能项目22个，批复开展投资建设和前期工作项目装机23GW。2）中国能建先后承建了江苏宜兴、内蒙古呼和浩特、山西西龙池、河北丰宁、山东文登、江苏句容抽水蓄能电站等项目。上半年先后中标九个抽水蓄能项目投资建设合作协议，新签同增144倍。3）粤水电参与广东惠州抽水蓄能电站等6个抽水蓄能电站建设。 风险提示：宏观政策超预期紧缩、疫情反复、业绩增速不及预期。 1.新能源发电装机上升拉动储能需求，抽水蓄能技术 成熟经济性好占比最高 1.1.新能源发电装机容量占比上升出力波动性大，储能降低电网输出波动提升能源利用效率 2022年7月，全国风电、太阳能累计装机容量分别占发电总装机容量的14%，近年来占比持续上升。根据国家能源局数据，2017年风电装机占比9.2%、太阳能占比7.3%，2022年7月，全国风电、太阳能累计装机容量分别占发电总装机容量的14%，占比持续上升。截至2021年底，全国可再生能源发电累计装机容量10.63亿千瓦，同比增长约13.8%，占全部电力装机的44.8%；其中，水电装机3.91亿千瓦、风电装机3.28亿千瓦、光伏发电装机3.06亿千瓦。2017年至2021年风电累计装机容量年复合增长率19%，太阳能累计装机量年复合增长率23.9%。 新能源出力波动大、波动持续时间长，存在季节性偏差、年/月不稳定性强。根据国家电网的相关研究，风电发电量主要集中在春冬两季（约占60%），光伏发电量主要集中在夏秋两季（约占60%）；大小风年的风电利用小时数相差超过20%、光伏利用小时数相差约10%。长时间尺度的平衡难度大、保供压力大。根据国家电网预测，2030年新能源出力占系统总负荷之比为5%~51%、2060年占16%~142%，新能源出力大波动使得电力供应紧张和弃风弃光问题并存，在新能源低出力时段，电力系统需要高可靠出力电源来实现平衡；在新能源高出力时段，则会对系统消纳、安全和储能技术带来挑战。 图1：2022年7月风电、太阳能累计装机容量各占14% 图2：2022年1-7月全国弃风率3.9%，弃光率2.1% 可再生能源出力的波动性与不确定性造成了多个时间尺度上的电力、电量不平衡，为电力系统供需平衡带来了挑战。短期体现为电力不平衡，长期体现为电量的不平衡。应对这一挑战的根本方法是提高系统的灵活性，使系统出力可调节以适应净负荷曲线的变化。 储能技术被广泛应用于提升电网输出与负荷匹配度，降低电网输出波动，减少电能损耗，以提升能源利用效率，为支持可再生能源大规模发展提供保障。其主要作用包括：1）平滑可再生能源功率输出波动，减少随机性、提高可调度性，从而降低可再生能源对电力系统的冲击力度，提高跟踪计划出力的能力。2）电网级的储能应用可增强电网对可再生能源发电的适应性，提高可再生能源的接入能力。3）对于高比例新能源发电电网，为冗余的新能源发电提供了其他能源形式转移的途径，同时在长时间尺度，为广域能源互联网的运行提供支持。 储能技术能够提高能源互联网的灵活性和稳定性。1）储能技术有利于电网调峰调频。在提升电网调峰能力方面，根据电源和负荷的动态变化情况，储能系统可以及时可靠地响应调度指令，并根据指令改变其出力水平；在提高电网调频能力方面，可以减小因频繁切换而造成传统调频电源的损耗。2）储能技术能够改善供电质量和可靠性。当电网出现故障时，储能系统可以作为备用电源持续为用户供电，以提高电网的供电可靠性； 储能系统还可作为可控电源对电网的电能质量进行治理，消除电压暂降、谐波等问题。3）储能技术可以提高社会应急能力。储能技术的应用能够对电网的电能质量做出快速的判断和处理。 1.2.储能分为抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等，抽水蓄能技术成熟经济性好 抽蓄电站的度电成本约0.93元/(kW·h)最低，锂离子电池约2.04元/(kW·h)。根据西北电力设计院研究，当储能电站的储能利用小时数达到1000h时，抽蓄电站储能度电成本约0.93元/(kW·h)，压缩空气储能度电成本约1.85元/(kW·h)，电池类储能度电成本由低到高依次为锂离子电池、液流电池、钠硫电池和铅酸电池，锂离子电池储能度电成本约2.04元/(kW·h)，液流电池储能度电成本约6.97元/(kW·h)，钠硫电池储能度电成本约8.89元/(kW·h)，铅酸电池储能度电成本约10.25元/(kW·h)。 抽水蓄能技术成熟、安全性高、经济性好，适用于大电网的输配电环节。 压缩空气储能适用于一次调频、离网储能等，飞轮储能适用于二次调频，电化学储能适用于电能质量、频率控制、可再生储能、电动汽车能源。 表1：储能按技术原理要求划分为抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等 表2：储能按应用场景要求划分为发电测、电网测、用户侧等 1.3.截至2021年底中国投运储能46.1GW占全球22%，其中抽水蓄能39.8GW占储能的86% 截至2021年底中国投运储能46.1GW占全球22%，其中抽水蓄能39.8GW增25%。根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%。2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW。 图3：2021年中国抽蓄39.8GW同增25% 截至2021年，中国电力储能市场累计装机规模中抽水蓄能占比86.3%。 此外，新型储能占比12.5%。在新型储能中，锂离子电池储能占比89.7%，铅蓄电池储能占比5.9%，压缩空气储能占比3.2%。 图4：中国电力储能市场累计装机规模中抽水蓄能占比86.3% 2.收益与成本：电量电价分享峰谷电价差的20%未 来盈利空间大，2021年平均单位动态投资6480元 /kW 2.1.收益：容量电价保障经营期40年的资本金内部收益率6.5%，电量电价分享峰谷电价差的20%未来盈利空间大 2.1.1.国家发改委明确抽水蓄能电站执行两部制电价，鼓励了抽水蓄能电站参与辅助服务 2021年4月30日国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确抽水蓄能电站执行两部制电价，保证经营期40年的资本金内部收益率6.5%；以竞争性方式形成电量电价。所有抽水蓄能电站，在2023年将全部按意见规定电价机制执行。该文件明确了抽水蓄能电站保证了抽水蓄能电站建设的基础收益率，提高了社会投资主体参与抽水蓄能电站建设的积极性；鼓励了抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制。 表3：抽水蓄能电站两部制电价政策对比 2022年8月31日山东省印发《关于促进山东省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，推动新型储能市场化发展。(1)新型储能示范项目进入电力现货市场后，作为独立市场主体参与市场交易，充电时为市场用户，从电力现货市场中直接购电；放电时为发电企业，在电力现货市场进行售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。(2)对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿。补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。 2.1.2.容量电价政策新建项目经营期按40年核定，经营期内资本金IRR按6.5%核定 政策引导并鼓励抽蓄电站参与电力现货市场交易并提供辅助服务。国家于2021年4月、7月和12月先后出台抽水蓄能、分时电价和辅助服务市场机制，保证从2023年起全国所有抽蓄电站统一纳入两部制电价，明确容量电价和电量电价分别提供不同方面的价值，其中容量电价纳入输配电价回收的机制，完善在不同省级电网以及特定电源和电力系统的机组容量分摊比例。 容量电价新建项目电站经营期按40年核定，经营期内资本金IRR按6.5%核定，为电站容量成本提供兜底。容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。新建项目电站经营期按40年核定，经营期内资本金IRR按6.5%核定。对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。 意见鼓励抽蓄电站将尽可能多的机组容量参与整体电力市场。还新提出了适应电力市场建设发展进程和产业发展实际需要，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例的办法，以推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益，促进抽水蓄能电站健康有序发展。 表4：主要电网区域容量电价预测 意见提出建立容量电费纳入输配电价回收的机制。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。 与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。 完善容量电费在多个省级电网和的在特定电源和电力系统间的分摊方式。根据功能和服务情况，抽水蓄能电站容量电费需要在多个省级电网分摊的，由发改委组织相关省区协商确定分摊比例，或参照《区域电网输电价格定价办法》明确的区域电网容量电费分摊比例合理确定；根据项目核准文件，抽水蓄能电站明确同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量分摊比例，容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊。特定电源应分摊的容量电费由相关受益主体承担，并在核定抽水蓄能电站容量电价时相应扣减。 2.1.3.抽水蓄能电站分享抽水电价、上网电价形成收益的20%，电量电价政策提供盈利弹性 2021年国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》