从供需两端看“碳中和”下建筑业的价值重估

1、前言随着宏观经济增速放缓，传统基建与房地产市场降温，固定资产投资对建筑行业增长的拉动效果边际递减，建筑行业必将走上需求与供给“双轮驱动”的发展道路。从能源安全、全球竞争、产业发展等多个角度出发，低碳发展将成为未来中国高确定性的政策导向。我们认为，“双碳目标”的提出正加速建筑业向新发展方向的转变，从需求端和供给端两个角度为建筑业带来新的增长动能。我们从“碳中和”政策的宏观意义出发，系统探析了低碳经济下建筑业的发展机遇与挑战，主要结论如下：从需求端看，在“房住不炒”政策长期持续化，大规模基建需求不再的背景下， 电力与其他能源投资作为具备长期增长潜力的板块，将成为拉动建筑行业增长的重要动力。“十四五

2、”期间，能源发电设施新装机规模达到 745GW，其中风电、光伏装机规模达到 551GW，占总装机规模的 74，电源工程总投资额为 5.64 万亿元，其中风电、光伏投资额 3.99 万亿元，占比 70.8 ，其中相关建安工程市场规模累计将达到 8687 亿元，年均建安工程市场规模达到 1738 亿元。煤电灵活性改造投资规模将达到 2000 亿元。 “十四五”期间计划完成抽水蓄能电站投资规模约 9000 亿元，相应建安工程投资额为 1350 亿元，平均每年投资额 270 亿元。从供给端看，建筑全过程碳排放占据社会总体碳排放的 51.3 ，建筑减碳成为实现碳中和目标的必由之路。从产业链上游建材角度看

3、，碳中和激活建材生产低碳改造进程，围绕“少用建材”“用好建材”的主题，城市迎来规划设计新周期。从产业链中游建筑施工角度看，采用装配式建筑可以有效减少施工阶段碳排放，政策催化下装配式建筑渗透速度加快，在保障房建设新阶段下，装配式建筑前景广阔，目标“十四五”时期装配式建筑占新建建筑比例达到 30以上，到 2035 年全面实现建筑工业化。从产业链下游建筑运行角度看，政策催化下绿色建筑将持续受益，光电建筑成为实现零能耗建筑的必由之路，有望成为新的蓝海赛道。预计光电建筑存量改造市场规模达到 7150 亿元，新建光电建筑每年市场规模达到 406 亿元。“双碳”目标下建筑行业迎来转型升级新机遇碳达峰与碳中和

4、： 中国未来发展方式的全面转型实现“双碳”目标是未来中国发展的重大战略任务。碳排放导致的气候问题日益 严峻，中国作为世界碳排放第一大国减碳压力巨大。2020 年，中国碳排放总量 99 亿吨，连续第 4 年保持增长，是全球少数几个增加的地区之一，2020 年中国碳排放在全球碳排放总量中的占比已达 31。在第 75 届联合国大会期间，中国提出将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。到 2030 年，中国单位国内生产总值碳排放将比2005 年下降65以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25 左右。图1：全球碳

5、排放量对比（单位：百万吨二氧化碳）图2：2020 年全球碳排放总量按地区构成（单位：）资料来源：英国石油公司，整理资料来源：英国石油公司，前瞻产业研究院，整理低碳发展关系国家能源安全问题。我国石油、天然气等传统化石能源储量匮乏， 对外依存度高，并呈现逐年抬升的趋势。2021 年，中国石油对外依存度达到 72.0， 天然气对外依存度达到 43.2。在进口来源方面，油气进口对东欧、中东地区的高政治风险国家依赖程度高。根 据海关总署统计，2020 年中国从阿拉伯地区进口原油 2.55 亿吨，占原油进口总量的 47.05，从俄罗斯进口原油 0.84 亿吨，占进口总量的 15.41。在进口通道方面，中国

6、 80的石油进口都依赖于途径马六甲海峡的海上运输通道， 美国凭借在“第一岛链”上布置的军事基地可对马六甲海峡施加重要军事影响， 一旦中美冲突升级，中国海上能源通道便面临阻断风险。因此，需要开发光伏、风电为核心的新能源生产体系，以提升国内能源生产能力，降低能源对外依存度， 保障国家能源安全。图3：中国石油、天然气对外依存度（单位： ）图4：2020 年中国能源进口来源结构（单位：）资料来源：国家统计局，中石化经研院，整理资料来源：中国海关总署，整理低碳发展创造新的竞争赛道，塑造全球新竞争格局。新的能源结构需要开发出与之相匹配的产业技术，由此产生全球范围内新的竞争赛道，为新兴经济体带来突破旧经济格

7、局，实现弯道超车的新机遇，例如在全球光伏组件和动力电池 Top10 企业榜单中，中国企业均已占据 7 席。表1：中国企业在全球动力电池市场占据优势排名企业国家装机量（GWh）1宁德时代中国23.542松下日本23.33比亚迪中国11.64LG 化学韩国7.55AESC中国3.76三星 SDI韩国3.57国轩高科中国38力神中国2.19孚能中国210比克中国1.8资料来源：起点研究院（SPIR），整理实现“ 双碳” 目标在能源角度下的两条逻辑主线在“双碳”目标要求下，电力作为效率高、品质好的终端能源品种将发挥核心作用。这意味着能源碳排放问题需要重点从电力供应清洁化和能源消费电气化两个角度解决。电

8、力供应清洁化，集中体现在能源生产端，加快推动非化石能源发电深度替代化石能源发电，扭转煤电为主的能源供给结构，如限制增加煤电产能，建设更多的风力电站、光伏电站。根据全球能源互联网发展合作组织预测，中国一次能源消费将在 2035 年左右实现达峰，峰值约 61 亿吨标准煤，在结构上，可再生能源占比在 2030 年达到 29左右，在 2060 年达到 90左右。能源消费电气化，集中体现在能源消费端，用电力消费替代其他化石能源消费， 减少终端碳排放，把能源消费集中在一次能源生产环节，在能源消费前端集中解决碳排放问题，如用电动汽车代替燃油车，用电磁炉代替燃气灶。根据国网能源研究院预测，2025 年、203

9、5 年、2050 年全国用电量将从 2018 年的 6.9 万亿千瓦时，分别增长至约 9.4 万亿-9.8 万亿、11.5 万亿-12.5 万亿、12.4 万亿-13.9 万亿千瓦时。2050 年，我国人均用电量将达到约 8800-10000 千瓦时。图5：中国一次能源消费结构预测（单位：亿吨标准煤， ）图6：中国电源装机结构变化预测（单位：亿千瓦）资料来源：全球能源互联网发展合作组织，整理资料来源：全球能源互联网发展合作组织，整理建筑行业围绕“ 低碳” 转型升级成为发力重点在建筑业需求端，新能源设施建设带来发展新机遇。2021 年 12 月，中央经济工作会议提出继续实施积极的货币政策，适度超

10、前开展基础设施投资，同时再次强调要坚定推进碳达峰碳中和，狠抓绿色低碳技术攻关，深入推动能源革命，加快建设能源强国。基于 2008 年以来历次稳增长政策的分析，在经济下行时期，基建投资往往作为重要的稳增长手段。同时，在“房住不炒”政策长期持续化，大规模传统基建需求不再的背景下，电力及其他能源领域的投资成为未来具备长期增长潜力的板块，将作为拉动建筑行业增长的重要动能。图7：稳增长政策提出往往带来基建投资增长（单位： ）图8：基建、房地产、电热投资增长率对比（单位： ）资料来源：同花顺 iFinD，国家统计局，整理资料来源：同花顺iFinD，国家统计局，整理在建筑业供给端，低碳发展成为建筑业供给结构

11、升级的关键抓手。长期以来建筑行业增长模式高度依赖投资拉动，自身缺乏创新性，在宏观经济增速放缓的大背景下，供需错位局面开始显现，一方面低端低效产能严重过剩，另一方面高品质供给严重不足。建筑业工程结算收入在 20 年间增长了 22 倍，而工程结算利润率从 2000 年的 8.6大幅减少到 2020 年的 3.4。站在当前的时点上，仅依靠大规模投资拉动建筑业增长已经不符合实际情况，需要把眼光投入到供给端，着力优化建筑产业结构，提升服务质量，通过重塑品牌价值提升报价，进而提高行业利润率与进入门槛。在这样的背景下，低碳发展成为建筑业供给侧改革的关键抓手。建筑全过程碳排放量巨大，需要依靠技术创新推动建筑产

12、品绿色化低碳化发展， 通过建筑全过程减碳，提升建筑产品供给质量和效率，以实现高质量发展。图9：建筑业工程结算收入与利润率变化（单位：亿元， ）图10：建筑央企净资产收益率持续下降（单位：）资料来源：国家统计局，整理资料来源：同花顺iFinD，国家统计局，整理建筑业需求端 从能源基建角度看行业机会新能源基建激活相关建筑安装市场非化石能源投资持续加码，新能源装机高歌猛进新能源热度不减，政策导向确定性高。根据国务院发布的2030 年碳达峰行动方案，中国将争取时间实现新能源的逐渐替代，推动能源低碳转型平稳过渡，到2025 年，非化石能源消费比重达到 20左右，到 2030 年非化石能源消费比重达到25

13、 左右，到 2060 年非化石能源消费比重超 80。投资规模方面，根据国家能源局数据，2021 年全国电源工程建设完成投资 5530亿元，同比增长 4.5。其中，水电、火电、核电合计投资额占比 39.7，连续两年低于 40，风光发电完成投资额合计占比达到 60.3，同比提升 2.3pct，风电、光伏成为电源工程投资的主体，投资额占比有望持续提升。图11：中国电源工程单月投资完成额（单位：亿元）资料来源：中国电力企业联合会，整理装机规模方面，“十四五”期间预计新能源发电装机规模将快速增长，利用率持 续提升。根据全球能源互联网发展合作组织预测，“十四五”期间风电、光伏新增装机规模将分别达到 254

14、.5GW 和 256.9GW，装机量复合增速分别为 13.75和16.74 。“十四五”期间，存量电源出力时间结构将持续调整，新能源利用率显著提升。预计煤电、核电年利用小时数分别下降 184 小时和 251 小时，风力、光伏年利用小时数分别提升 244 小时和 515 小时。表2：“十四五”期间，非化石能源将成为能源消费增量的主体类别/时间2020 年2025 年发电类型累计装机（GW发电量（亿累计装机（GW发电量（亿装机复合增速 平均年利用小时数增加（h）KWh）KWh）燃煤1079.9463201101452000.39%-184水力370.213550392148001.15%115风力

15、281.546705361020013.75%244光伏254.12610551850016.74%515燃气98249015259009.18%1341核电49.936607251007.61%-251生物质及其他67.222950142280016.13%-2417资料来源：全球能源互联网发展合作组织，整理图12：“十四五”期间各发电类型新装机规模（单位：GW）图13：“十四五”期间各发电类型年利用小时数净增长（单位：h）资料来源：全球能源互联网发展合作组织，整理资料来源：全球能源互联网发展合作组织，整理资金支持方面，2021 年 10-12 月，专项债累计发行规模分别同比增长 1.02、

16、15.19 、18.90 。2021 年 12 月 16 日，财政部下达了 2022 年新增专项债务限额1.46 万亿元，明确提出专项债发行将重点支持以交通基础设施和能源为代表的九大方向。2022 年 1 月，新增专项债 4843.8 亿元，同比大幅增长 223.8，可以看出，新增专项债发行加快，发行规模重新进入增长通道，预计未来对基建投资的支持力度不断提升。图14：专项债发行额累计同比（单位： ）资料来源：财政部，整理光伏、风电是最具成长潜力的细分赛道在发电成本方面，随着技术日趋成熟，风光发电成本已进入传统发电成本区间。根据 IRENA 发布报告，2020 年太阳能光伏、陆上风电的加权平均度

17、电成本分别下降至 0.359 元/kWh 和 0.221 元/kWh ， 相对于传统化石能源发电成本区间0.315-0.945 元/kWh，成本竞争力显著提升；同时，太阳能光热和海上风电度电成本快速下降，2020 年加权平均度电成本分别为 0.680 元/kWh 和 0.529 元/kWh， 均已进入化石能源发电成本区间。图15：2010-2020 年全球可再生能源发电度电成本与相应装机规模（单位：USD/kWh，MW）图16：2020 年全球可再生能源总装机成本与累计开发量（单位：USD/kWh，MW）资料来源：国际可再生能源署（IRENA），整理资料来源：国际可再生能源署（IRENA），整

18、理在装机成本方面，传统发电装机成本仍然更低，风光装机成本仍具备下降潜力。当前传统的燃气发电和煤电单位装机成本仍然具有优势，分别为 2723 元/kW 和3384 元/kW。2010 年至 2020 年，太阳能光伏装机成本从 29812 元/kW 下降到 5248元/kW，下降 85；陆上风电装机成本从 12417 元/kW 下降到 8537 元/kW，下降 31；海上风电装机成本从 29648 元/kW 下降到 20066 元/kW，下降 32，未来仍然具备持续下降的潜力。表3：不同发电技术单位投资和运营维护成本参考值/KW）（%）比例（%）燃气发电2,723.001.000.2500.350

19、3.7040煤电3,384.000.500.2100.3501.8040分布式光伏6,606.005.000.3200.4001.0020集中式光伏7,258.005.000.3000.3501.0030陆上风电7,719.002.500.2210.3502.9020生物质发电11,186.001.000.6110.6502.0020水电11,360.00-0.100.3150.3500.9050海上风电16,233.003.000.5290.8504.0020核电16,720.000.800.3820.4302.7040发电技术类型单位投资成本（元单位投资年下降率度电成本（元/KWh）上网电

20、价（元/kWh）运维成本占投资成本 平均设计年限（年）资料来源：IEA，清华大学气候变化与可持续发展研究院，Energy Intelligence，整理在使用寿命方面，新能源发电设施使用寿命有很大提升空间。目前光伏、风电、生物质的使用寿命相对偏短，设计使用年限普遍在 20 年左右，燃气发电、煤电、核电的设计年限约为 40 年，水力发电设计年限多为 50 年以上。为了估算目前各发电类型的投资吸引力，我们采用情景分析，设定博弈情景、基准情景、积极情景，对应不同的发电量变化率增速和度电成本增速。在博弈情景下，全社会未统一减碳思想，新旧能源行业、企业均以自身利益最大化为出发点， 传统能源企业抗拒转型，

21、阻碍低碳技术发展。在基准情景下，相关政策将按照当前的节奏与力度有序推进，能源行业低碳转型稳中求进。在积极情景下，全社会对减碳目标高度认可，新旧能源行业、企业充分合作，低碳技术快速发展，能源转型加速实现。表4：情景分析下对中长期发电量变化率和度电成本变化率的假设发电技术类型博弈情景基准情景积极情景中长期发电量变化率中长期度电成本变化中长期发电量变化率中长期度电成本变化中长期发电量变化率中长期度电成本变化率率率燃气发电-1%-1%-3%6%-5%9.00%煤电-1.0%1.0%-3.0%4.0%-5.0%7.0%分布式光伏4.00%-4%7%-7%10%-10%集中式光伏2.0%-3.0%5.0%

22、-6.0%8.0%-9.0%陆上风电2.0%-4.0%4.0%-8.0%6.0%-12.0%海上风电4.0%-3.0%8.0%-6.0%12.0%-9.0%水电0.0%0.1%1.0%0.0%2.0%-1.0%生物质发电-5.0%-3.0%1.0%-4.0%7.0%-5.0%核电-0.5%-1.0%0.0%-3.0%1.0%-5.0%资料来源：国际可再生能源署（IRENA），IEA，整理基于以上假设，我们在三种情景下对不同发电技术类型单位装机规模的内部收益率进行估算，根据估算结果显示，在博弈情景下，燃气发电、煤电等传统发电类型具备较强投资吸引力，风电、光伏收益率较低，但在基准情景和积极情景下其

23、 收益率发生反转，传统能源发电成本环保成本提高、产能受限，风电光伏成本持 续下降，其投资吸引力凸显。煤电在博弈情景、基准情景、积极情景的内部收益率分别为 4.74、-1.59 、-6.16 ；集中式光伏和海上风电在三种情景下的内部收益率分别为 3.16、6.10 、8.73 和 3.72、6.96 、9.92 。表5：不同发电技术单位投资单位装机规模内部收益率测算发电技术类型博弈情形基准情形积极情形燃气发电15.71%4.62%0.96%煤电4.74%-1.59%-6.16%分布式光伏3.10%5.64%7.98%集中式光伏3.16%6.10%8.73%陆上风电1.85%3.85%5.58%海

24、上风电3.72%6.93%9.92%水电-6.29%-3.06%2.55%生物质发电-4.40%0.02%4.32%核电4.64%6.65%8.37%资料来源：国际可再生能源署（IRENA），IEA，整理总体而言，在中国“碳中和”平稳推进的情况下，风电、光伏等清洁能源的投资 回报率较之于传统化石能源已不存在劣势。未来随着储能和特高压电网技术的发展，新能源发电的消纳成本有望持续下降，其相对于传统煤电的成本优势将更加明显。预计“十四五”能源发电设施装机达到 745GW，电源工程市场规模超 5.6 万亿根据 IEA 和全球互联网预测各发电技术装机成本和成本降低速度，测算出“十四五”期初各发电技术平均

25、装机成本。燃煤发电、燃气发电装机成本仍然较低，分别为 3350 元/kW 和 2669 元/kW。海上风电、核电装机成本相对较高，分别为 15288元/kW 和 16455 元/kW。预计光伏发电和陆上风电的装机成本区间为 5000 元/kW至 8000 元/kW。表6：不同发电技术装机成本预测发电技术类型单位装机成本（元/KW）单位投资年下降率（%）“十四五”平均装机成本(元/KW)燃气发电2,72312,669煤电3,3840.53,350分布式光伏6,60655,978集中式光伏7,25856,568陆上风电7,7192.57,343生物质发电11,186110,965水电11,360-

26、0.111,383海上风电16,233315,288核电16,7200.816,455资料来源：IEA，全球互联网能源发展组织，整理根据全球互联网能源发展组织预测，“十四五”期间能源发电设施新装机规模达到 745GW，其中风电、光伏装机规模达到 551GW，占总装机规模的 74，燃煤发电、燃气发电新装机规模仅 75GW，占总装机规模的 10。测算得到“十四五”期间电源工程总投资额为 5.64 万亿元，其中风电、光伏投资额 3.99 万亿元，占比 70.8。表7：“十四五”电源工程新装机规模与投资额测算发电技术类型新装机规模（GW）电源工程投资额(亿元）燃煤21.10706.92水力21.802

27、,481.44集中式光伏178.1411,699.51分布式光伏118.767,099.01陆上风电223.9616,444.44海上风电30.544,668.90燃气54.001,441.30核电22.103,636.47生物质及其他74.788,199.26合计745.1856,377.24资料来源：全球互联网能源发展组织，整理图17：“十四五”期间电力新装机规模预测（单位：GW）图18：“十四五”期间电源工程投资额预测（单位：亿元）资料来源：全球互联网能源发展组织，整理资料来源：全球互联网能源发展组织，整理对风电、光伏装机建设带来的建筑工程机会进行分析，根据 KE 科日光伏网和北极星网装

28、机成本结构数据，假设集中式光伏、分布式光伏、陆上风电、海上风电建安成本占比分别为 19、30 、15 、40 。测算得到“十四五”期间风光发电投资达到近 4 万亿元，其中相关建安工程市场规模累计将达到 8687 亿元，年均建安工程市场规模达到 1738 亿元。“十四五”期间，集中式光伏/分布式光伏/陆上风电/海上风电对应的建安工程市场规模分别为 2223 亿元/2130 亿元/2467 亿元/1868 亿元。图19：集中式光伏电站初始投资构成（单位：）图20：分布式光伏电站初始投资构成（单位：）资料来源：KE 科日光伏网，整理资料来源：北极星太阳能光伏网，整理图21：陆上风电站初始投资构成（单

29、位：）图22：海上风电站初始投资构成（单位：）资料来源：北极星风力发电网，整理资料来源：北极星风力发电网，整理表8：风光发电投资额与建安工程市场规模测算发电技术类型新装机规模（GW）总投资额(亿元）建安工程市场规模（亿建安成本占比元）集中式光伏178.1411,699.5119%2,222.91分布式光伏118.767,099.0130%2,129.70陆上风电223.9616,444.4415%2,466.67海上风电30.544,668.9040%1,867.56合计551.439911.86-8,686.84资料来源：全球互联网能源发展组织，整理图23：“十四五”光伏、风电新装机规模预测

30、（单位：GW）图24：“十四五”风光发电市场规模预测（单位：亿元）资料来源：全球互联网能源发展组织，整理资料来源：全球互联网能源发展组织，整理调峰与储能工程大有可为能源结构加快转型激发消纳需求相比传统依靠热能的发电方式（煤电、气电、核电），大多数可再生能源发电（风 电、光电等）没有内含的能源存储能力，导致输入电网的电量波动性提高，给电网造成安全性隐患，因此需要持续增强新能源发电消纳能力，匹配快速增长的新能源装机规模。目前来看，增强新能源消纳能力主要有两条路径：其一，推进传统煤电灵活性改造。2021 年 11 月 16 日印发的深入开展公共机构绿色低碳引领行动促进碳达峰实施方案提出了推动煤电向基

31、础保障性和系统调节性电源并重转型。通过对传统煤电进行灵活性改造，降低其最小出力比例，为风电光伏让位出一部分发展空间，同时在高负荷、风光发电不足时起到调峰作用。其二，推进储能设施建设。发展储能系统，可以稳定传输与配电网络，拉平能源需求波动，提高新能源发电效率，进一步助力新能源取代传统化石能源。根据CNESA 统计，截至 2020 年底，中国已投运储能项目累计装机规模为 35.6GW，占全球市场总规模的 18.6，同比增长 9.8，涨幅比 2019 年同期增长 6.2 个百分点。煤电定位转变稳中求进，改造需求加速释放中国属于富煤、贫油、少气的国家，煤电仍然在电源结构中占据核心地位。而煤 电作为高碳

32、、高污染的发电方式，其生产单位能量产生的碳排放量约为石油的 1.5倍，天然气的 2.2 倍。2021 年 11 月 16 日，国管局、国家发展改革委、财政部、生态环境部印发的深入开展公共机构绿色低碳引领行动促进碳达峰实施方案提出了 2025 年实现煤炭消费占能源消费总量比例下降至 13以下，严格控制新增煤电项目，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2021 年 12 月中央经济工作会议提出要坚持“先立后破”，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用。我们认为，煤炭至少在中短期内仍会作为主要的一次能源，煤电工程新建市场萎缩，但同时改造需求将加速释放。图25：中国与全球能源结构对比

33、（单位： ）资料来源：国家统计局，全球能源互联网发展合作组织，整理煤电灵活性改造的主要目标是通过改造使机组能够适应出力的大幅波动，提升机组的快速启停能力、增强机组爬坡能力，最终实现深度调峰。在我国，未进行灵活性改造的纯凝煤电机组的最低技术出力为机组容量的 50，进行灵活性改造后，纯凝煤电机组的最低出力可为机组容量的 20。图26：火电机组调峰过程示意图资料来源：促进风电消纳的火电灵活性改造深度及经济效益研究（付蔷，2018），整理煤电灵活性改造补偿机制不完善，整体推进进度滞后。2016 年，国家能源局正式启动煤电灵活性改造试点工作，全国多数试点保证了持续盈利，且有效为新能源发电让出发展空间。然

34、而，根据国网经济技术研究院数据，截止 2019 年我国共完成煤电灵活性改造容量 5775kW，仅为“十四五”2.2 亿千瓦改造目标的 25左右。究其原因，主要是由于辅助服务市场机制不完善，在原有的辅助服务市场机制里， 在改造规模扩大的同时，辅助服务补偿费用规模增长滞后，市场报价降低，最终导致电厂投资意愿下行。图27：2017 年四季度各区域电力辅助服务补偿费用情况（单位：亿元，）图28：2017 年四季度各类型机组电力辅助服务补偿费用（单位：亿元）资料来源：前瞻产业研究院，整理资料来源：前瞻产业研究院，整理新能源发电装机规模快速扩张，消纳压力持续增加。根据国家电网预测，2035 年前风电、光伏

35、装机规模将分别达到 7 亿千瓦和 6.5 亿千瓦，相应的最大功率波动将达到 1.56 亿千瓦和 4.16 亿千瓦，大大超过电源调节能力，煤电灵活性改造必须加速推进，否则将面临较为严重的弃风弃光压力。表9：2017 年与 2035 年风电、光伏最大波动率对比（单位：万千瓦）2017 年2035 年5 分最大波15 分最大波 1 小时最大 日最大波动 5 分最大波15 分最大波 1 小时最大 日最大波动动动波动动动波动风电818778944317930242876348911750光伏34754718004920243738471265934600资料来源：国家电网，整理政策激励性有望增强，煤电灵

36、活性改造再启航。2021 年 10 月底，能源局、发改委印发全国煤电机组改造升级实施方案，再次提出煤电灵活性改造目标，“十 四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 千瓦，同时强调完善相关支持政策，提高企业改造积极性。根据全国能源信息平台，煤电灵活性改造的调峰容量成本约为 5001500 元/千瓦，按照 1000 元/千瓦的改造成本测算，“十四五”期间煤电灵活性改造投资规模将达到 2000 亿元。指标挂钩护航新能源发展，灵活性改造商业化有望加速推进。根据内蒙古自治区能源局下发的关于实施火电灵活性改造促进新能源消纳工作的通知，按照不低于改造后增加的调峰空间 50的比例配置

37、给开展灵活性改造的企业，通过新能 源发电补偿改造成本、给予合理收益。这种将新能源发电建设指标和灵活性改造指标挂钩的方案有望达到较好的实施效果，并推广到全国更多地区。两大阻碍有望理顺，抽水蓄能建设进入快车道抽水蓄能是目前储能的主流模式，技术成熟度高，应用广泛。抽水蓄能是全球储能的主要力量，装机规模占比近 90，IHA 预测，到 2030 年，全球抽水储能装机容量将增长 78GW。相对于煤电的单向调峰，抽水蓄能还可以在低负荷、风光发电过剩的情况下把过剩的电能储存起来，实现双向调控。图29：2020 年中国储能市场累计装机规模构成（单位：）资料来源：CNESA，前瞻产业研究院，整理煤电调峰和电价机制

38、双重挤压下，抽水蓄能电站建设严重滞后。“十二五”总开工规模预计 2395 万千瓦，仅完成“十二五”规划目标的 60，“十三五”期间，新开工规模约 3300 万千瓦，仅实现规划目标的 55，建设进度远远滞后。其原因在于：一方面，在新能源发电建设初期，煤电调峰可以在很大程度上替代抽水蓄能的调峰作用；另一方面，抽水蓄能成本传导困难，盈利空间小，在投资端遇冷。 未来随着可再生能源发电装机规模不断增加，煤电从主导作用到调峰作用再到逐步退出是必然的趋势，在中长期新能源发电的消纳必须依靠储能设施。抽水蓄能电价制度长期不完善，建设成本难传导。在发改委 2014 年发布关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的

39、通知（以下简称通知）之前，抽蓄电站基本由电网投资建设，其建设成本全部纳入电网运行费用。在通知发布后，“两部制电价”确立，抽蓄电站的电价拆分为容量电价和电量电价两部分， 其中容量电价是体现抽蓄调频、调压等辅助功能，电量电价体现抽蓄电站发电功能，容量电价纳入当地电网运行费用统一核算，电量电价按照当地煤电上网电价执行。在这样的背景下，抽蓄电站的建设成本计入电网运行费用通过上调销售电价进行疏导，由电网和用户承担，一方面缺少对抽蓄创造价值的明确考核细则， 另一方面受益的电源方也并未充分承担调峰成本。图30：抽水蓄能电站电价模式示意图资料来源：发改委，整理新规下成本传导机制理顺，价格机制完善重新激发投资动

40、力。2021 年 5 月发改委发布关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见，要求坚持以两部制电价为主体，进一步完善抽水蓄能价格的形成机制，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。在容量电价方面，按照 40 年经营期，6.5 的资本金收益率核定容量电价，大大增强了抽蓄电站投资建设回报的可预期性。在电量电价方面，以竞争性方式形成电量电价，即在风光发电过剩的时段，风光发电厂出售电力时将向下竞价，抽蓄电站吸收的电力成本将会更低，其抽放电价之差的利润空间将得到释放。随着后续配套措施的出台，抽水电站成本传导机制将有望持续改善，抽水蓄能电站投资价值将逐步回归。图31：销售电价结构（单位： ）资

41、料来源：智汇光伏，整理表10：抽水蓄能电价与投资相关文件发布时间发布单位政策名称相关内容抽水蓄能电站主要服务于电网，为了充分发挥其作用和效益，抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，2004发改委关于抽水蓄能电站建设 具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格管理有关问题的通知审批，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。发电企业投资建设的抽水蓄能电站，要服从于电力发展 规划，作为独立电厂参与电力市场竞争。电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。电价 按照合理成本加准许收益的原则核定。其中，成本包括2014发改委关于完善抽水蓄能电站 建设成本和运行成本;准许收益按无风险收益率(

42、长期国价格形成机制有关问题的 债利率)加 1%-3%的风险收益率核定。电力市场化前，通知抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网(或区域电网)运行费用统一核算，并作为销售电价调整因 素统筹考虑。2019发改委、能源局 输配电定价成本监审办 抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上2019国家电网2021发改委法国家电网有限公司关于进一步严格控制电网投资的通知关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。要坚持投资必须有效益，以产出定投入，以利润定投资 不再安排抽水蓄能新开工项目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

43、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。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。资料来源：发改委，北极星电力网，整理“十四五”规划出炉，抽水蓄能有望持续释放增长潜能。此次国家能源局发布抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年新增抽水蓄能装机量超出市场预期，且详细列举了规划项目，可执行度和可追踪性高，“十四五”抽水蓄能建设目标有望加速推进落实。根据抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年，“十四五” 期间抽水蓄能电站投资规模约为 9000 亿元，开工 180GW，2025 年投产总规模

44、62GW。根据典型的抽水蓄能电站机电安装项目成本构成测算，抽水蓄能电站安装施工阶段成本占比约为 15，“十四五”期间，抽水蓄能电站建安工程投资额为 1350 亿元，平均每年投资额 270 亿元。图32：中国抽水蓄能累计装机规模及增速（单位：GW，）图33：典型的抽水蓄能电站项目成本构成（单位：）资料来源：CNESA，前瞻产业研究院，整理资料来源：X 抽水蓄能电站机电安装项目成本控制影响因素分析（董妍，2020），整理新型储能设施成长空间广阔未来的储能是多种储能方式的结合，新型储能模式进入成长快车道。新型储能项目是除抽水蓄能外的以输出电力为主要形式的储能项目，截止 2020 年底，中国新型储能装

45、机累计达到 381 万千瓦，占储能设施总装机量的 10.7。国务院印发的2030 年前碳达峰行动方案提出，到 2025 年，新型储能装机容量达到 3000 万千瓦以上，根据全球能源互联网发展合作组织中国 2030 年能源电力发展规划研究及 2060 年展望，2060 年，预计我国储能规模将达到 7.5 亿千瓦，非抽水蓄能将达到 5.7 亿千瓦。图34：中国储能设施累计装机容量（单位：GW，）资料来源：前瞻产业研究院，CNESA，整理电化学储能有望成为储能的中坚力量。在各类储能技术中，电化学储能尤其是锂电池的发展潜能最好。在原料方面，中国锂矿资源储量位居世界第一；在技术方面，宁德时代、比亚迪等储

46、能技术公司已经走在世界前沿，为锂电池储能成本进一步降低提供保障。氢储能或成为未来最理想的储能方式。氢储能是最环保、潜力最大的储能方式， 目前氢储能由于成本高、易泄漏、易爆炸等因素应用范围较窄，但随着未来技术不断成熟，甲醇储氢成本下降，氢储能可能成为减碳价值最高的储能方式。压缩空气和飞轮储能受限因素较多。压缩空气储能技术仍未突破选址限制，主要是地下盐穴/洞穴压缩空气储能；飞轮储能仍然处于研发和示范阶段，材料、轴承等技术问题尚待解决。表11：各类储能模式技术特性技术类型描述成熟度效率优势劣势抽水蓄能将水从低处抽到可以用于生产水电的高处水库成熟7585大规模、高效率有限的选址、低能量密度压缩空气空气

47、被压缩并储存在封闭空间，随后流过燃成熟7089大规模、低成本、规模弹有限的选址、低能量密度气轮机将风电效率提高约 300%飞轮储能通过连接到电动机的大型快速离心器存储和释放能源性早期9395高效率、稳定高成本、低能量密度锂电池传统电化学储能方式商业化8595高效率、高能量密度高成本、安全性问题（过热、起火）钠硫电池高温电化学储能方式商业化8090高效率、高能量密度安全性问题，必须保持高温铅蓄电池传统电化学储能方式商业化8090规模弹性、低成本低能量密度，25 摄氏度以上功能降低液流电池使用外部容器存储电解液材料的电化学存储方式超级电容在两个金属板之间或一个线圈电场中存储电磁能高成本（比其他电池

48、更复商业化早期 7585可扩展性杂）开发中9095高效率、高能量密度低能量密度、高成本氢储能通过电解水生产氢的化学存储方式示范3555高能量密度低效率、高成本、安全性问题（爆炸）熔融盐储热以熔融盐为电解质的高温电池成熟8090低成本、高能量密度、安受热不均堵管等技术问全性好题资料来源：Ecofys，SBC，世界能源理事会，整理总体而言，电力与其他能源投资作为具备长期增长潜力的板块，将成为拉动建筑行业增长的重要动力，我们在建筑业需求端角度的主要观点如下：新能源投资持续加码，风电和光伏是最有潜力的细分赛道。随着“双碳”目标的提出，中国将争取时间实现新能源的逐渐替代，推动能源低碳转型平稳过渡， 风电

49、和光伏装机与发电成本持续降低，应用潜力最为广阔。“十四五”期间能源发电设施新装机规模达到 745GW，其中风电、光伏装机规模达到 551GW，占总装机规模的 74测算得到“十四五”期间电源工程总投资额为 5.64 万亿元， 其中风电、光伏投资额 3.99 万亿元，占比 70.8，其中相关建安工程市场规模累计将达到 8687 亿元，年均建安工程市场规模达到 1738 亿元。调峰与储能设施大有可为，煤电灵活性改造与抽水蓄能建设需求加速释放。“十 四五”期间计划完成煤电灵活性改造 2 亿千瓦，按照 1000 元/千瓦的改造成本测算，“十四五”期间煤电灵活性改造投资规模将达到 2000 亿元。计划“十

50、四五”期间计划完成抽水蓄能电站投资规模约 9000 亿元，相应建安工程投资额为 1350 亿元，平均每年投资额 270 亿元。建筑业供给端从建筑全过程减碳角度看行业机会建筑全过程碳排放量占比高， 面临较大减碳压力建筑全过程包括建筑材料生产运输、建筑施工（含拆除）、建筑运行三个阶段， 对应到建筑工程环节主要涉及建材生产线的绿色化改造、绿色施工、低碳建筑设计施工等领域。图35：建筑全过程碳排放定义方法资料来源：中国建筑节能协会，整理建筑全过程碳排放占据社会总体碳排放的比重大，建筑减碳成为实现碳中和目标的必由之路。根据中国建筑节能协会统计，2018 年全国建筑全过程碳排放总量为49.3 亿吨 CO2

51、，占全国碳排放的比重为 51.3 。从碳排放结构来看，建筑全过程碳排放呈现出“两头大，中间小”的结构，建材生产阶段碳排放 27.2 亿吨 CO2， 占全国碳排放的比重为 28.3；建筑施工阶段碳排放 1 亿吨 CO2，占全国碳排放的比重为 1；建筑运行阶段碳排放 21.1 亿吨 CO2，占全国碳排放的比重为 21.9。图36：2018 年全国碳排放结构（单位：）资料来源：中国建筑节能协会，整理上游建筑材料角度： 建材低碳改造加速， 城市迎来规划设计新周期从建材生产环节来看，碳中和激活建材生产低碳改造进程。水泥、钢材、铝材是建材碳排放的主要部分，从结构上来看，钢材生产运输碳排放占比 48；水泥生

52、产运输产生碳排放 11.1 亿吨CO2，占比 41，铝材生产运输产生碳排放占比 10。因此，在“双碳”背景下，钢材和水泥是建筑材料环节减碳的重点。图37：主要建材碳排放占比（单位：）图38：过去二十年水泥钢材产量快速增长（单位：万吨）资料来源：中国建筑节能协会，整理资料来源：国家统计局，整理钢材方面，减碳目标叠加废钢周期，电炉钢优势有望释放。目前全球的钢材生产工艺路线主要有两类，一类是基于铁矿石氧化还原冶炼粗钢的高炉-转炉法，另一类是将废钢重新冶炼成为粗钢的电弧炉冶炼法。中国钢铁行业长期以来均由成本更具优势的高炉-转炉工艺主导，相应的电炉工艺发展缓慢。从碳排放的角度看， 高炉钢每吨碳排放 2.

53、2 吨 CO2，远高于电炉钢的每吨碳排放 0.3 吨 CO2。随着我国钢铁产量触顶，废钢供需关系有望扭转，随着废钢价格下挫，电炉钢成本优势显现，钢材生产结构改变将产生新的建设机会。2021 年 10 月，发改委牵头印发“十四五”全国清洁生产推行方案重点行业清洁低碳改造方案，提出大力推进非高炉炼钢技术示范，推进全废钢电炉工艺，完成 5.3 亿吨钢铁产能超低排放改造、4.6 亿吨焦化产能清洁生产改造。图39：粗钢产量见顶后废钢库存攀升（单位：万吨）资料来源：国家统计局，同花顺金融，整理水泥方面，技改和替代燃料是基础，碳捕集技术是未来。水泥生产过程包括采取矿石原料，磨碎，水泥窑高温烧制等主要步骤，纵

54、观这一生产过程，石灰石高温分解和燃料高温燃烧是水泥生产排放二氧化碳的主要来源，分别占总碳排放量的约 60和 30。根据华新水泥分析，替代燃料（使用生物质燃料）、提高熟料利用率、开发碳捕集技术是最具潜力的减排技术路径。目前替代燃料应用和利用混合材料提升熟料利用率是发展时间较长、基础较好的技术路径，随着碳捕集相关技 术进步，其成本有望持续下降，经济性与有效性有望显现。图40：水泥生产碳排放示意图资料来源：华新水泥股份有限公司低碳发展白皮书，整理从建材使用角度来看，围绕“少用”“用好”，城市迎来规划设计新周期。参考海外成熟市场发展经验，城镇化率接近 70时各个国家都需要从增量型转向存量型，即从原来大

55、规模增量型外延式发展为主，转向存量提质和增量结构调整并重的发展方式。借鉴邻国发展经验，日本依据“土地区划整理法”对存量土地进行重新规划，将公共设施面积占比从整理前的 9.0提升至整理后的 29.3。在新的城乡建设格局下，不仅需要对既有建成环境进行整体低碳化提升，还要权衡降低居住区密度， 改善居住环境的目标与缩短出行距离，推进绿色出行方式的目标的矛盾。我们认为，在城市存量发展阶段下，需要以“双碳”视角重新审视城市形态，城市规划 设计的重要性与不可替代性将持续提升，城市规划设计行业将迎来新的发展机 遇。图41：1980-1984 年日本土地区划整理前后公共设施率对比（单位：）资料来源：土地区划整理

56、日本的城市规划之母（1994，徐波），整理中游建筑施工角度： 建筑施工碳排放集中， 装配式建筑受益建筑施工阶段碳排放集中，具有减碳价值。根据中国建筑节能协会中国建筑能耗研究报告(2020)，2018 年中国建筑施工阶段碳排放总量为 0.95 亿吨 CO2，占当年全国碳排放比重为 1.0。但施工阶段在全生命周期中所占的时间要远远小于使用阶段，我国建筑设计使用年限一般为 50 年，而施工阶段时间仅 1-2 年甚至几个月，建筑施工阶段的单位时间内的碳排放量更高，这类集中式的碳排放也更具容易控制。建筑施工阶段碳排放管理粗放，具有减碳潜力。目前建筑施工环减碳方式仅限于安全文明施工、绿色施工等措施，缺乏施

57、工碳排放标准、定额和相关约束机制， 施工碳排放管理相对粗放，具备减排潜力。根据某典型住宅楼工程碳排放统计数据，混凝土及钢筋混凝土工程和土石方工程是建筑施工阶段碳排放的主要环节。混凝土及钢筋混凝土工程单位建筑面积碳排放 4.58kg/m2，碳排放占比 46.45， 土石方工程单位建筑面积碳排放 3.74kg/m2，碳排放占比 37.98。图42：某典型住宅楼工程碳排放结构（单位： ）资料来源：建筑施工低碳化研究（王婉莹，2013），整理装配式建筑是目前实现建筑施工阶段减碳的最有效方式。装配式建筑是指将构件预先在工厂进行生产，之后运输至施工现场，通过吊装、连接、现浇等方式进行装配形成的建筑。相较于

58、传统建造方式，装配式建筑在工期、人工、能源消耗方面具有明显优势。与现浇式钢筋混凝土建筑相比，装配式 PC 建筑在生产、运输、施工三个阶段碳排放量总计可减少 3.737kg/m2，合计减碳 15.7。从我国当前装配式建筑结构类型分类，预制混凝土（PC）装配式建筑占比约 65，钢结构装配式建筑占比约 30，木结构装配式建筑占比约 5 。表12：装配式 PC 建筑与现浇式建筑单位面积碳排放对比碳排放阶段装配式单位面积碳排放（kg/m2）（kg/m2差值（kg/m ）预制构件生产1.0201.02运输3.111.731.38施工16.0122.147-6.137合计20.1423.877-3.737现

59、浇式单位面积碳排放2）资料来源：混凝土装配式与现浇住宅建筑碳排放分析与研究（曹静等，2020），整理政策催化下装配式建筑渗透速度加快，行业维持高景气度。2020 年，全国新开工装配式建筑 6.3 亿平方米，同比增长 50 ；装配式结构渗透率提升至 20.5 ，比2019 年增加 7.1，超额完成“十三五”既定 15渗透率目标。2022 年 1 月，住建部印发的“十四五”建筑业发展规划中提出“十四五”时期装配式建筑占新建建筑比例达到 30以上，促进装配式装修与装配式建筑深度融合，培育一批装配式建筑生产基地，到 2035 年全面实现建筑工业化。多地“十四五”规划建议中均提出推动装配式建筑发展，且明

60、确规定新建装配式建筑占比目标，要求政府投 资建设项目优先采用装配式建筑。表13：各地“十四五”关于装配式建筑的规划（部分）地区时间文件内容2022 年实现装配式建筑占新建建筑面积比例达 40%以上;2025 年实现装配式建筑占新建建筑比例达到 55%;北京2021 年 8 月上海2021 年 11 月济南2021 年 12 月江苏2021 年 8 月湖北2021 年 11 月江西2021 年 12 月关于进一步发展装配式建筑的实施意见(征求意见稿)上海市装配式建筑“十四五” 规划济南市“十四五”绿色建筑高质量发展规划江苏省建筑业“十四五”发展规划湖北省城镇住房发展“十四五”规划江西省“十四五”