东方电气研究报告：能源装备发展超预期，火电、抽蓄、氢能展宏图

（报告出品方/作者：申万宏源研究，查浩、莫龙庭、戴映炘）

1. 传统电源在电力系统起到的作用：不仅仅是电量

1.1 传统电源构成电力系统基本框架 负荷增长是传统电源的 底层驱动力

从电源与电网的并网形式出发，可以将电源分为两类：（1）传统电源：基本形式是原 动机带动交流发电机旋转，直接并入电网并向电网提供电能量或者无功，主要包括煤电、 气电、水电、核电、抽水蓄能等。（2）新能源：基本形式是产生的电能不能直接并入电网， 需要通过电力电子器件（逆变器、变流器等）转换为标准交流电，主要包括风电、光伏、 新型储能等。 特别的，一些新型的电源或储能形式，如果本质上还是机械能推动交流电机直接产生 标准交流电，那也可以归到传统电源类型中去。如压缩空气储能、光热发电等。

交流电动机是比例最高的负荷类型，现有电力系统的基本结构短时间内难以撼动。根 据德玛科技数据，电机占工业总能耗的 70%以上，占全社会用电量的 50%以上，是比例最 高的负荷类型，其中绝大多数为交流电机。交流电机在负荷中绝对领先的地位决定了交流 电网在未来很长一段时间内都难以被撼动，目前也尚未有一个独立电网能脱离传统电源而 存在。 新能源直接发出的电是直流电（光伏、电化学储能）或不规则交流电（风电），无法 直接并到交流电网，因此需要经过逆变器或变流器转换为交流电。而传统电源由于一次能 源相对稳定，可以直接通过控制转速发出标准交流电，可以直接并网，这也是现有电力系 统依赖传统电源支撑的主要原因，新能源无法脱离传统电源而存在。

新能源置信容量低难以满足电力平衡。新能源出力受天气影响较大，置信容量低，在 用电高峰时段难以提供顶峰供电能力，无法满足电力系统电力平衡的要求。 新能源存在季节性电量不平衡问题。新能源出力具有典型的季节性特征，通常来说风 电在冬季出力较高，而在夏季出力较低，光伏则正好相反，这导致了新能源季节性电量不平衡问题。目前任何储能均无法解决跨季节电量不平衡问题。传统能源（除水电）出力基 本不受自然条件影响，可持续发电（目前的储能装置只能持续 2-6h）满足电力电量平衡。

从 2020 年冬季湖南等地限电开始，我国先后在 2021 年二季度和三季度、2022 年夏 季、2023 年二季度发生了不同程度的限电现象。事实上，由于我国用电高峰通常出现在夏 季晚高峰时段，光伏此时几乎不能发电，风电保证容量系数也非常低，因此新能源顶峰供 电能力十分弱。特别是 2023 年二季度，我国新能源装机第一大省内蒙古自治区也出现了限 电，更加证明了上述结论。如果我们用夏季晚高峰的系统备用率来衡量我国顶峰供电能力， 即使考虑抽蓄超预期建设、需求响应能力达到国家规划，即使考虑 24 年到 26 年煤电每年 净增装机 65GW，在 27 年后依然无法阻止备用率进一步下滑，我国电力供需形势仍将恶化。

从电力平衡表中就可以看出，导致这一现象的本质原因是我国用电负荷仍在快速增加， 这是因为我国在开始新能源转型时面临的情况与德国等发达国家有本质不同。事实上，作 为新能源转型的标杆国家，德国将其新能源电量比例从 13%提升到近40%用了10 年时间， 但在此期间，德国用电量和最高负荷都维持相对比较稳定的水平，因此传统电源装机保持 在比较稳定水平。

从顶峰供电角度考虑，未来我国每年新增用电负荷大约在 70—80GW 左右的量级，而 需求响应最多只能解决 3%—5%，因此顶峰电源仍需要保持相应的体量才能保证我国电力 供需不出更严重问题，因此负荷增长（而非电量增长）才是传统电源需求的底层驱动力。 如果 2026 年以后煤电装机不再净增加，仅靠其余电源建设，我国电力缺口仍会进一步扩大， 如果要保持 2022 年的备用率，则 2030 年电力缺口可达 96GW。

1.2 气电：电力调峰压力催生气电需求

气电设备调峰能力强。根据中国能源报，单循环燃气轮机机组调峰能力可以达到 100%， 联合循环机组调峰能力可以达到 70-100%。与其他灵活性电源相比，水电站址选择受限， 煤电通过灵活性改造可以一定程度提升调节能力，但调峰能力、性能远不及燃机，气电调 峰调频性能突出、可靠性高、可规模发展，是未来电力系统调峰重要的选择之一。 截止 2022 年底，我国累计气电装机容量 11485 万千瓦，十三五期间累计新增 3199 万千瓦，年均约 640 万千瓦。 我国天然气发电比重较低。我国天然气发电量仅次于美国、俄罗斯、日本、伊朗位居 世界第五，但占本国发电量比重仅 3.2%，主要国家中仅高于法国，气电强大的调峰能力有 力支撑部分国家新能源转型。

1.3 核电：清洁高效电源 缺电背景下基荷属性凸显

我国核电经历 2010-2011、2013-2016 两个投产高峰，截至 2022 年底，全国核电发 电容量 5553 万千瓦，同比增长 4.3%，新增核电 228 万千瓦，2022 年新核准 10 台机组。 核电输出稳定，几乎不受天气、昼夜、燃料运力等因素影响，平均利用小时数达 7000 小时以上，可作为基荷电源，远高于火电（4500 小时）、水电（3600 小时）、风电（2300 小时）、光伏（1300 小时）等电源。 当前用电需求持续回暖，沿海发达省份在环保压力+用电增长双重压力下，对核电需求 显著增强。近年来核电的利用小时数也逐年提升，2021 年核电平均利用小时数达 7802 小 时，为 2014 年以来的最高值，2022 年小幅回落至 7616 小时，但都接近 8760 小时的理 论极限，进一步增发空间不大。 在政府发布的“十四五规划和 2035 年远景目标纲要”中，提到了“积极有序推进沿海 三代核电建设”、“核电运行装机容量达到 7000 万千瓦”，未设核电在建目标，想象空间 巨大，十四五期间有望维持年开工 6-8 台的建设节奏。

天时、地利、人和已具备，核电重启势在必得。1）天时：三代核电技术趋于成熟，碳 达峰、碳中和的历史进程已滚滚而来，积极发展核电正当时，将有力支撑我国碳达峰、碳 中和承诺的兑现。2021 年 1 月，福清 5 号顺利商运，至此三门 1 号、台山 1 号、福清 5 号分别为 AP1000、EPR、华龙一号技术的全球首堆均已顺利投产，标志着我国已全面掌握 三代核电技术，且验证了三代核电技术的成熟可靠。2）地利：核电分布沿海地区，东部沿 海地区经济发达、人口密集、电力需求旺盛。电力供需总体向好，沿海区域在电力需求增 长+环保压力下，上马核电意愿强，核电沿海厂址储备也足够支撑十四五至十五五期间年开 工 6-8 台的建设节奏。3）人和：核能相关专业人才近 20 万人，已完全掌握三代核电的设 计、研发、装备制造、建设、运营，有能力支撑年开工 6-8 台机组的稳健发展节奏。核电 作为稳定高效、清洁低碳的基荷能源，可有力支撑我国碳达峰、碳中和承诺的兑现，可与 风电、光伏等清洁能源优势互补、协同发展，中央也深刻认识到这一点，因此适时提出了 积极有序发展核电。

1.4 水电：常规水电有望重回高峰 抽水蓄能核准爆发

1.4.1 常规水电：可靠清洁的可再生能源 有力支撑双碳转型

未来 2~3 年水电投产进入低谷。2020 年下半年-2022 年上半年我国迎来以乌东德、 白鹤滩、两河口、杨房沟为代表的新一轮投产高峰，此轮高峰结束之后，“十四五”期间 我国水电投产装机将出现低谷。但是我国目前仍有金沙江、澜沧江、雅鲁藏布江等地区水 电资源尚未开发。水电作为清洁、可靠的可再生能源，具备新能源的清洁属性，又具备新 能源所不具备的顶峰、调节属性，未来发展潜力仍不可小觑。

水电调峰功能占比有望迅速增加，助力解决新型电力系统消纳问题。由于启停迅速、 调峰过程无额外能量损失和零碳能源的特征，水电的灵活性与调峰能力有望进一步发挥， 成为整个电力系统的稳定器。拥有水库的水电具有天然的调节能力，通过在新能源出力较 大时刻蓄水减少发电量，新能源出力较小时放水增大发电量，可以有效调节新能源波动。水电爬坡能力强，调节效率更高，调节的容量更大，时间也更长，是非常优秀的调节电源。 但水电调节能力受来水、库容、航运、水利等因素限制，参与调节也有一定的缺陷。水电 灵活性价值将在电力体制改革中逐渐显现，但现阶段可以通过水风光多能互补方式提前体 现。且水电搭配新能源无需对水电站做额外的升级改造，成本方面也拥有巨大优势。

南方地区缺电格局或需要水电破局。南方地区主要包括广东、广西、云南、贵州、海 南 5 省。该地区新能源资源禀赋较差，除广东区域海上风电外，优质风光资源集中在云南 地区，但云南地区地形复杂开发难度高，且大力开发云南新能源进一步恶化云南可再生能 源消纳现状。此外，南方地区由南方电网负责供电，与国网区域相对独立。区外来电仅有 三峡 300 万千瓦，其余全部依赖云南及金沙江水电。去年下半年闽粤联网工程投产，预计 可以增加华东向南方地区外来电约 200 万千瓦。由于南方地区与三北地区距离甚远，通过 特高压输电成本、协调难度较高。而我国水电资源集中在西南地区，距离南方地区较近， 或许是南方地区缺电破局的关键。

十四五规划重点强调水电开发，水电开工建设有望重回高峰。《“十四五”可再生能 源发展规划》提出要科学有序推进大型水电基地建设。包括：实施雅鲁藏布江下游水电开发，推动金沙江岗托、奔子栏、龙盘，雅砻江牙根二级，大渡河丹巴等水电站前期工作、 推进金沙江拉哇、大渡河双江口等水电站建设。

1.4.2 抽水蓄能：两部制加持下行业迎来爆发

抽水蓄能利用水的重力势能储能，是技术最成熟、度电成本最低的储能形式。抽水蓄 能其原理为电网低谷时利用过剩电力将水从低标高的水库抽到高标高的水库，电网峰荷时 高标高水库中的水回流到下水库推动水轮机发电机发电，是目前存储大规模电力技术最成 熟的储能技术，占我国当前储能总量的 77%。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据， 截至 2022 年底，我国已投产的抽水蓄能电站总规模为 45.8GW，主要集中华东、华南地区。

抽水蓄能属于优先发展的储能类型，位居独立发展赛道。 抽水蓄能价格机制顺畅，建设积极性高。目前抽水蓄能度电成本最低，因此 2021 年 4 月能源局发文，明确抽水蓄能实行“两部制”电价，其中容量电价部分保证抽水蓄能项目 6.5%的资本金内部收益率。良好、顺畅的价格机制可以有效促进各投资主体的建设积极性。 “两部制”电价中的容量电价相当于买断了抽水蓄能的调节能力，由于抽水蓄能度电成本 最低，因此一般来说抽水蓄能也拥有优先调度的权力。 根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》，我国目标到 2025 年投产抽水 蓄能 62GW，到 2030 年投产 120GW。两部制电价解决了抽蓄收益机制不完善的缺陷，抽 蓄建设明显加速。2022 年，我国新核准抽蓄项目 48 个，总核准量达 68.9GW，是我国历 年来核准规模最大的一年，年度核准规模超过之前 50 年投产装机的总和，并使得我国在建 抽蓄装机超过 120GW。以目前的核准在建项目数量来看，2030 年抽水蓄能装机量有望超 过 150GW。

1.5 煤电：顶峰压力及老旧替代维持长期需求 灵活性改造有 较大潜力

在十二五装机高增速与用电低增速作用下，电力供给由缺转剩，利用小时数下滑至 4000 左右。为此，2017 年 8 月，16 部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革，防范化 解煤电产能过剩风险的意见》，要求十三五期间全国停建和缓建煤电产能 1.5 亿千瓦，淘 汰落后产能 0.2 亿千瓦以上。十三五期间煤电年均装机量仅 36GW，显著低于十二五的年 均 49GW 和十一五的年均 64GW。 双碳提出后煤电建设意愿进一步压制。2020 年提出碳中和后业界对煤电的预期转弱， 加上 2021 年煤价暴涨导致煤电项目大规模亏损，煤电建设意愿陷入低谷。2021 年煤电新 增装机仅 28GW，为 15 年以来的最低水平，2022 年新增装机进一步下降至 14.7GW。

按照目前主流观点，到 2030 年 96GW 的顶峰电源缺口基本只能由抽蓄和储能两种方 式解决。但是新能源除了日内不平衡外还有跨季节不平衡，而电化学储能的特性决定了其 不具备跨季节调节能力，煤电仍是可靠、经济的调节手段。此外，电力碳达峰只需要火电 发电量达峰即可，并不是煤电装机达峰。因此可以简单计算 2027—2030 年仍需保持每年 25GW 左右的煤电净增加规模。 在此假设下，2028 年我国煤电+气电发电量达到峰值，可以近似认为达到碳达峰。可 以看出煤电装机继续增加对碳达峰没有影响，新能源增量才是碳达峰的关键。但如此一来， 煤电的利用小时数可能大幅下降，从近 4700 小时下降至 3700 小时左右。

我国当前煤电调节能力较差，但具有很大的改造潜力。煤电比例高是我国电力系统调 节能力偏弱的主要原因之一，我国燃煤机组通常最低可以将出力压低至 40%~60%，因此 一定程度上限制了我国电力系统调节能力，但是煤电调节能力仍然具有很强的挖掘空间。 我们以德国为例：（1）德国 2021 年煤电利用小时数 3664 小时，其中硬煤 4980 小时， 褐煤 2346 小时，中国 2022 年利用小时数达到近 4700 小时，仍有进一步下降空间；（2） 以日内波动来看，2020 年 3 月 5 日晚间风电出力大幅增加，从午间约 7GW 大幅增加至晚 间超过 28GW，硬煤发电迅速从最高 10.7GW 调减至不足 3GW，日内压低负荷到 30%以 下。

电力体制改革推动煤电灵活性改造开展。2021 年 11 月，国家能源局发布《关于开展 全国煤电机组改造升级的通知》，提出十四五期间将完成：（1）存量煤电机组灵活性改造 应改尽改，完成改造 2 亿千瓦，增加系统调节性能力 3000—4000 万千瓦（相当于增加 15%~20%调节能力）；（2）实现灵活性制造规模 1.5 亿千瓦，新建机组纯凝工况调峰能 力达到 35%额定负荷，供热期达到 40%额定负荷。目前来看电力体制改革正在加速，电力 现货市场在各地陆续推进，新能源大发时期电力现货价格承压，煤电企业可通过灵活性改 造压低低电价时间段的出力以避免损失。 据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在 500-1500 元，则“十四 五”期间煤电灵活性改造投资额约为 150-600 亿元，平均约 400 亿元。新建机组可以在 设计之初就考虑灵活性能力，成本低于存量机组改造。总的来看目前煤电参与调节成本仍显著低于电化学储能。我国存量煤电机组约 11 亿千瓦，如果全部完成改造可增加调节能力 约 2 亿千瓦，完全可以支持 2030 年以前新能源充分并网消纳。

煤电设计寿命通常为 30 年，老旧机组替代仍会带来设备需求。我国火电建设从 1996 年开始加速，1996—2000 年年均新增火电设备约 15GW，2001—2005 年年均新增 29GW。 火电设计寿命通常为 30 年，到十五五将有大量老旧机组濒临退役，届时将有等容量替代或 延寿两条路线可走。 我国首台 60 万千瓦机组是 1996 年建成，而首台国产 60 万千瓦机组 2004 年才投运， 此前新建机组以 30 万千瓦及以下小型机组为主，煤耗、性能方面明显劣于大型机组，因此 从双碳转型的角度来看用大容量机组做等容量替代效果更好，加上煤电“上大压小”政策， 我们预计本轮火电建设高峰过后，即使净增归零，十五五期间依然有每年约 15GW 的火电 设备需求，十六五期间则可能达到 30GW。

考虑 25GW 的煤电净增需求以及 15GW 的老旧机组替换需求，十五五后期每年预计 仍将保持 40GW 的煤电设备需求。

2.新兴领域：老树新花 全面受益于双碳战略

2.1 光热发电：清洁可控的新能源 有效支撑三北风光消纳

光热发电除产热方式外，原理与煤电基本相同，是一种清洁可控的新能源。区别于光 伏发电基于半导体的光电效应，光热发电是通过反射镜将太阳光汇聚到吸热系统，利用太 阳能加热其中的传热介质（熔盐），再用熔盐这种高温高热的介质，去加热水至高温高压 蒸汽或过热蒸汽，蒸汽再去驱动汽轮机实现发电。可见除了产热方式不同外，光热发电和 煤电发电的原理相同，都需要配置常规岛。

光热可持续稳定发电，同时具备系统继续的转动惯量和无功支撑。与光伏发电、风电 具有显著的波动性和间歇性不同，光热发电可配置低成本的储能设施，不仅具有良好的可 持续电力输岀能力，同时可提供风电、光伏发电等波动性电源所不具备的转动惯量和无功 支撑。近年来中东、北非等太阳能资源丰富的地区开始将光热发电作为持续利用可再生能 源发电的解决方案，利用光热在夜间发电并在白天为光伏调峰。 光热发电可储可调，响应速度堪比燃气发电，有利于“三北”大型风光基地就地消纳 和外送消纳。光热发电储调能力强， 且提高储调能力的边际成本低，机组调峰深度最大可 达 80%，爬坡和启停速度优于燃煤机组，可与燃气发电相当。通过配备一定规模的光热发 电，可平滑新能源出力曲线，提升外送新能源中可再生能源的比例。此外，光热发电熔盐 储罐中带有电加热系统，可助力风电光伏消纳，减少弃风弃光现象。

相比其他储能，光热储能在区位及性能上能更好满足三北地区风光大基地储能。双碳 目标以后，我国三北地区建了很多 GW 级以上的光伏电站，亟需配套储能。常规储能受限 于地域（抽水蓄能，空气储能）、能量密度低（飞轮）、成本高且存在安全风险（电化学）等因素无法大规模推广，光热储能在性能及区位上可更好契合三北地区风光大基地储能需 求。光热电站建设要求大气透明度高，气候干燥少雨，日照时间长，年太阳能直射辐射（DNI） 量不宜低于 1600kWh/（m2∙a），厂址地势开阔，一般选择三北地区，与风光大基地较为 匹配。

2.2 压缩空气储能：一种先进的大规模、长时储能系统

压缩空气储能是一种介于抽蓄及锂电之间的大规模长时储能。相比电化学储能，压储 成本更低，安全性更高，容量更大，但爬坡及响应略慢，效率偏低。压缩空气储能与当前 应用最广的抽水蓄能在各方面性能最为接近，同时也是目前能够实现 100MW+功率等级应 用的主要技术。相比抽水蓄能 5-6 年的建设周期及地域条件的限制，压缩空气储能建设周 期短（2 年）、不明显受地域限制，但成本略高，效率略低。

产业化推进：技术领先+规模化降本。1）我国压储研发出先进的非补燃系统，转换效 率普遍达到 60%-70%，达到国际领先水平；2）首台套商业化陆续验证，未来规模放大到 300MW 叠加国产设备成熟助推成本下降，预计单位千瓦投资 6000 元； 政策东风：未来有望获得类似抽蓄的两部制电价政策支持，进一步推动行业爆发。2021 年 4 月《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》快速推动抽蓄发展，考虑到压储在规 模及性能上与抽水蓄能相近，功能相仿，未来压储有望享受类似电价政策支持。 参照抽蓄发展规模，压储有望迎来爆发式增长，2025 年开工超 10GW。参照抽水蓄 能发展规模（中国电建预计十四五目标开工 270GW），结合当前压储在建及筹建项目规模 （6.1GW），我们预计压储项目将在 2022-2023 年项目铺开，2024-2025 大规模开工， 考虑后续储能需求，2025 年起有望每年新开工超过 10GW。

2.3 氢能：全球能源转型的重要载体 我国能源体系的重要构 成

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球能源转型发 展的重要载体之一。2021 年 10 月，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念 做好碳达峰碳中和工作的意见》将氢能上升至国家层面的战略能源地位。2022 年 3 月，国 家发改委、能源局等联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，规划首次 明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。 氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，2050 年有望满足全球 18%能源需求， 帮助减碳 60 亿吨。通过加强绿氢供应，推动交通、工业等用能终端的能源消费转型和高耗 能、高排放行业绿色发展。根据 Hydrogen Council，2050 年氢能有望助力减碳 60 亿吨。

可再生能源比例逐步提高，未来长周期储能需求快速提升。根据美国国家可再生能源 实验室（NREL）研究，当可再生能源在电源结构中占到较高比重时，单纯依靠短周期（小 时级）储能将无法满足电力系统稳定运行需求。日间、月度乃至季节性储能将是实现高比 例可再生能源调峰的主要手段。NREL 预测到 2050 年，持续放电时间 12h 以上的长时储 能的装机容量将会显著增长，未来 30 年将装机 125-680GW 的长时储能。 氢储能调节周期长、储能容量大，在新能源消纳、电网调峰等场景前景广阔，国家氢 能规划提出积极开展氢储能领域示范应用，探索季节性储能和电网调峰。狭义氢储能为“电 -氢-电”的转换过程，综合效率约 35%，氢储能在长周期、跨季节、大规模和跨空间储存 方面优势明显，在新型电力系统中应用场景广阔（例如减少弃风弃光电、平抑波动和跟踪 出力；提供调峰辅助容量、缓解输配线路阻塞等）。国家氢能规划提出探索培育“风光发 电+ 氢储能”一体化应用新模式，逐步扩大示范规模，探索季节性储能和电网调峰。

氢能产业包括“制、储、运、用”四大环节，预计 2025 年产值将达万亿元。中国氢 能联盟数据显示，到 2025 年我国氢能产业产值将达 1 万亿元，氢气需求量将接近 6000 万吨，实现二氧化碳减排约 7 亿吨。电解槽、储氢瓶、燃料电池为氢能产业链关键设备， 亦为未来各环节降本关键。制氢：可再生能源制氢可参与电力负荷调节，制氢-燃氢电站将 是未来电网平衡的稳定器。储运：多线并举，关键依托储氢瓶，根据 GGII 预测，2030 年 我国储氢瓶需求量为 224 万支，2021~2030 年 CAGR 为 61%。燃料电池：以交通运输应 用为主，2030 年对应市场空间超 600 亿。

2.4 调相机：最传统但也是难以替代的无功补偿装置

新能源比例快速提升使得电力系统无功平衡问题凸显。无功是电力系统中的一个特殊 概念，要理解新能源比例快速提升带来的无功平衡问题，只需要理解： 什么是无功功率——我们通常熟知的电能量即为有功功率，而无功功率指为了维持电 力系统电磁场所需要的功率。或者说，有功（电能量）的传输是建立在无功功率之上的， 电力系统无功功率也需要保持平衡。 谁发出无功，谁消耗无功——传统发电机发出无功，电网和电动机消耗无功。 新能源比例提升对无功平衡的影响——（1）新能源基本无法提供无功，比例提高后电 力系统无功缺失加剧；（2）新能源大多位于三北地区，需要特高压直流输送，直流输电需 要吸收大量无功。

除传统电源外还有谁可以提供无功功率——同步调相机，SVC（静止无功补偿器）， SVG（静止无功发生器）。（1）调相机：与发电机结构相同，在系统需要时向系统快速提 供或吸收无功功率，；（2）SVC：采用晶闸管控制电容电抗的投切改变无功特性；（3） SVG：采用 IGBT 或 GTO 组成电压源型换流器，将直流电压变换为交流电压，控制电力电 子器件关断角为系统注入容性或感性无功。

特高压直流后续以输送新能源为主，大型调相机可以有效支撑特高压无功需求。送端 新能源比例提升以及受端电网动态无功不足，国网 2017 年开始启动直流输电加装调相机项 目。截止目前，国网已在 21 个换流站或变电站招标 47 台 300Mvar 调相机，随着风光大 基地陆续开发，特高压直流建设有望持续放量，由此将带来调相机需求持续增长。 分布式调相机是最传统的无功补偿装置，在现阶段依然具有无可替代的优势。国网 2018 年开工建设青海至河南特高压直流工程，通过在送端配置 21 台 50Mvar 分布式调相 机，解决了新能源间歇性、随机性和波动性问题，保证了新能源特高压直流输电工程安全 稳定运行。 目前部分非特高压新能源项目也开始配置分布式调相机。从青海海南州应用后，分布 式调相机在新能源场站中的使用逐渐丰富，根据目前招标采购项目来看，主要位于内蒙古 等高比例新能源地区。2021 年 7 月国网提出要积极推广“新能源+储能+调相机”发展模 式，提升新能源发电机组的出力可控性和支撑能力，分布式调相机有望和储能一样成为新 能源场站标配。

3.公司技术领先护城河宽广 后续竞争格局有望优 化

本章分析前文所述行业的竞争格局，已经接近全面商业化的光热发电、压缩空气储能， 距离商业化尚需时间但潜力无限的氢能，以及与新能源装机规模直接相关的无功补偿装置 调相机等均受益于双碳转型，行业空间逐渐打开。而总体来看，与电化学储能、光伏、风 电等竞争极其激烈行业不同，本章所讨论的领域由于底层技术原理和长时间产业积累的原 因，东方电气已经提前锁定了行业份额。

3.1 传统电源装备技术原理具有相通性 寡头垄断格局稳固

传统电源设备技术上基本从煤电三大主机设备衍生而来，原理具有一定相通性。传统 电源设备主要由三大公司生产：东方电气、哈尔滨电气、上海电气。三大公司的核心传统 电源设备厂分别是锅炉厂、汽轮机厂和电机厂，最初主要生产火电和水电设备。 锅炉厂：锅炉本质上是高温高压燃烧室，由此衍生出：余热锅炉（燃机）、集热系统 （光热）、反应堆压力容器（核电）、储气罐（压缩空气储能）、储氢罐（氢能） 汽轮机厂：本质上是工质推动叶片高速旋转，由此衍生出：燃气轮机（燃机）、汽轮 机（核电、光热）、透平膨胀机（压储）等 电机厂：本质上是机械能->磁能->电能转换装置，包括各种传统电源的交流发电机以 及只做无功调节的调相机等。

东方电气和哈尔滨电气同属央企，也是国内为数不多的电力设备制造央企之一，上海 电气则集中了上海最主要的机器工业。我国大型电源设备设计制造能力整体上落后于欧美 发达国家厂家如西门子、GE、阿尔斯通等，但通过联合中标以及技术引进，陆续掌握了百 万千瓦级煤电设备、重型燃气轮机、最新一代核电设备、大型抽蓄水轮机等设备的生产制 造能力。经过半个世纪的技术沉淀积累，技术实力遥遥领先，其余国内厂商几乎没有追上 的可能性，竞争格局十分稳定，整体呈寡头垄断格局。

3.1.1 气电：公司燃机市占率处于领先位置

我国通过合资及打捆招标等方式基本消化燃气轮机技术。燃气轮机可分为轻型与重型 两类，其中重型燃气轮机为迄今为止效率最高的热-功转换类发电设备。而国内重型燃机在 压气机、燃烧室、高温透平叶片等需要定期更换的三大核心部件长期受制于国外厂商，极 大制约了我国重型燃机的可靠性和经济性。2003 年至 2013 年，通过三次打捆招标以及后 续招标，东方、哈尔滨、南京、上海等动力设备制造企业分别引进三菱、GE、西门子公司 的 F/E 级重型燃机部分制造技术，进行本地化制造，经过国产化四个阶段和合资热部件企 业，完成重型燃机的整机生产。 东方电气燃机市占率处于领先位置。根据公司公告，公司气电业务 2017-2018 年连续 两年市场占有率超过 40%，在 2018 年定标的 6 个燃机项目中中标 4 个，国内市场占有率 位居第一，2022 年市占率进一步提升至 63%。公司在气电市场占有率具有明显优势，完 成首台全国产化 F 级 50 兆瓦重型燃气轮机完工发运、并网发电，标志国产重型燃机自主研 制迈出关键一步，并持续拓展 H 级燃机市场。此外随着“源网荷储”概念的进一步拓展， 分布式燃机的经济性有望进一步提高，并开拓更为广阔的市场。

3.1.2 核电：市场高度集中 公司全面覆盖核电技术

核电设备分为核岛设备、常规岛设备以及辅助设备，根据江苏神通招股说明书，各自 价值占核电设备比重分别为 40%、30%、30%。公司产品覆盖核岛与常规岛设备，主要生 产反应堆压力容器、蒸汽发生器、堆内构件、汽轮机、发电机等设备。根据公司公告，2019 年，东方电气核电设备市占率 35%以上；2018 年，东方电气核岛市场占有率达到 65.9%， 常规岛 44.9%。

公司在核电设备领域技术领先，行业地位稳定。公司核电业务提供核岛、常规岛设备， 产品几乎涵盖所有核岛主设备及常规岛汽轮发电机组等，具备批量生产百万千万级 （1000MW-1800MW）核电机组设备的能力，覆盖目前国内所有核电技术，包括二代改 进型、三代（EPR、AP1000），自主三代（CAP1400、华龙一号），并正在积极参与新一 代核电设备的开发，如钠冷快堆、钍基熔盐堆、聚变堆等新一代核电技术的研发。 公司自主研制的“华龙一号”全球首套汽轮发电机组核蒸汽冲转成功，全面具备“华 龙一号”、“国和一号”核岛、常规岛主设备研制能力，主要性能指标达到世界领先水平。 承制世界最大单机容量 1750 兆瓦三代核电机组主设备，在台山核电站投入商业运行。先后 获得全国首张核蒸汽供应系统设备制造许可证、装备制造企业首张核 1 级设备（蒸汽发生 器）设计许可证，核设计能力取得长足进步，正在推进第四代钠冷快堆、模块化小堆主设 备研制。2022 年，公司核电市场实现高温气冷堆设备订单突破。

3.1.3 水电：双寡头格局 抽蓄技术含量更高

公司水轮发电机组产品包括常规水轮发电机组及抽水蓄能式水轮机组，关键技术全国 领先。水轮发电机组包括常规水电发电机及抽水蓄能发电机，公司水电产品以上两者均有 覆盖。公司前身为 1958 年开建的德阳水电厂，至今已深耕水电行业 63 年，行业经验丰富， 关键技术行业领先。1970 年代末至 1980 年代初，公司相继为葛洲坝提供 2 台 170MW 轴 流转浆式水轮发电机组，创造了世界上转轮直径最大的低水头轴流转浆式水轮发电机组记 录（转轮直径达到 11.3m），并于 1985 年获得国家科技进步特等奖；2007 年，三峡右岸 电站 18 号机组的顺利投产，标志着东方电机已具备了独立设计、制造 700MW 水电机组 的实力，解决了左岸国外机组存在的电磁振动噪声和水力稳定性问题，跻身于世界水电设 备制造业先进行列。2017 年公司中标国内第一超高水头长龙山抽水蓄能机组，并研制出首 台超高水头、大直径长龙山抽蓄球阀，创造了抽蓄机组主进水球阀试验“四零泄漏”的行 业最好记录。

公司水电业务收入保持稳定，毛利率则稳步提升。从 2017 年至今，公司水电板块基本 保持 22~28 亿元左右收入水平，毛利率 2019 年仅 5.7%但随后逐年稳步提升，到 2022 年毛利率已突破 20%达到 21.5%。

抽蓄水轮机技术含量高，竞争格局稳定，随着需求大幅提高供应商受益。公司水电产 品整体位居国内前列，根据公开数据，哈尔滨电气 2021 年底参与 79 台套抽蓄水轮机研发 制造，市占率超过 40%。东方电气截止 2022 年 8 月参与 75 台套抽蓄水轮机研发和制造， 由此计算东方电气抽蓄水轮机市占率也接近 40%。两家公司合计市占率接近 80%，是典型 双寡头格局。 抽蓄水轮机技术含量高，行业门槛高。抽水蓄能是设计和制造难度最高的电气设备之 一，我国第一批和第二批抽水蓄能电站（广蓄、天荒坪、泰安、宜兴等）均为国际采购。 直到河南宝泉、广东惠州和湖北白莲河共计 16 台抽水蓄能机组招标采用阿尔斯通中标、哈 电和东电承担分包和技术引进后才逐步实现国产化。因此新晋厂商很难进入该领域。

3.1.4 煤电：三大主机厂三分天下

煤电三大主机为锅炉、汽轮机、发电机，我国煤电主机厂为寡头垄断市场。火力发电 厂三大主机为锅炉、汽轮机、发电机，我国火力发电主机厂为寡头垄断市场，公司自 20 世 纪 60 年代进入火电设备市场，并与哈尔滨电气、上海电气为我国前三大火力发电设备生厂 商，且公司产品为出力大、调峰性能优越的大型火电机组，长期保持 40%左右市场份额， 根据公司公告，2018 年，公司 200MW 及以上等级火电机组市场占有率 46.3%。我们认 为公司借助市占率及产品优势，将充分享受火电行业稳定增长的红利。

3.2 新兴领域原理类似 竞争格局已提前锁定

3.2.1 光热发电：除镜场外设备类似燃煤发电

格局同样类似 多能互补模式下光热电站（100MW）总投资额下降至 17 亿元，2025 年光热发电空 间约 510 亿元，2030 年空间约 1020 亿元。传统独立光热电站（100MW）总投资在 25~30 亿元之间，目前在“多能互补”一体化项目中，伴随镜场投资额大幅降低，100MW 光热 电站总投资额下降至月 17 亿。参照能源局规模每年开工 3GW，同时考虑据 IEA《光热发 电技术路线图》预测，中国光热发电装机 2030 年将达到 29GW。光热发电由于不需要燃 料，核心设备价值量高，其中核心装备投资占比约 80%，镜场以外设备占核心装备 70%。

光热发电常规岛部分与传统煤电机组相似，东方电气在内三大主机厂商纷纷加大光热 发电核心产业布局。 公司拥有光热技术成套解决方案，自供核心装备的哈密 50MW 项目已满负荷运行。由 东方电气提供核心系统与设备的哈密 50MW 光热发电项目是新疆首个太阳能热发电项目， 于 2021 年 9 月实现满负荷运行，东方电气旗下东方锅炉为哈密项目研发了聚光集热系统 技术，东方汽轮机研制超高压双缸一次再热凝汽式直接空冷汽轮机，东方自控提供了全套 汽轮机控制监视保护系统等。

3.2.2 压缩空气储能：技术源自燃气轮机 公司已提前布局

压缩空气储能系统主要通过电能-机械能-电能实现能量转换，技术原理源自燃气轮机。 通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电，其技术原 理源自燃气轮机。 压储系统关键设备主要包括压缩机、储热系统、换热系统和透平膨胀机，除压缩机外 均为主机厂商供货。 1）换热器：是将热流体的部分热量传递给冷流体的设备，换热系统参数对系统的储能 效率影响较大，国内主要供应商包括化工及动力设备配套厂家。 2）透平膨胀机与三大主机厂商的汽轮机（蒸汽透平机）同属透平（turbine）装置。 透平膨胀机进气压力最大可达数十兆帕，进气温度最高可达 300℃。针对空气的热力特性 开发新型高效的空气透平，是提高膨胀发电系统效率的关键，国内空气透平生产厂家主要 为三大汽轮机厂。 预计 2025 年开工超 10GW，压储单位 GW 核心设备投资约 20 亿，预计 2025 年设 备市场空间约 200 亿元，三大主机厂商有望优先受益。不同技术路线的装备价值差别较大， 一般对于以盐穴及洞库为储气库的项目而言，压储单位 GW 设备投资约 20 亿，其中压缩 机占比约 25-30%，透平膨胀机占比约 15-20%，换热系统 15-20%，储热系统占比约 15-20%。按照开工 10GW 计算，2025 年设备空间约 200 亿元。

压缩空气储能核心设备由三大主机厂提供，显示出传统电源设备商在此领域的技术优 势。金坛项目核心设备蓄热换热设备、透平机组、大功率电机分别由三大主机厂提供，其 中东方电气的透平机组已应用于金坛 60MW 项目，同时中标应城 300MW 项目。公司自 主研制的世界首个非补燃压缩空气储能电站透平机组，在江苏金坛盐穴压缩空气储能国家 试验示范项目成功并网并稳定运行。2022 年 11 月，东方汽轮机厂中标了湖北应城 300MW 压缩空气储能项目的空气透平及配套装置。

3.2.3 氢能：三位一体布局 中上游行业领先

氢能产业链分为上游制氢、储运氢、加氢，中游燃料电池系统及下游应用端，公司“三 位一体”布局上游及中游。公司构建了具有完全自主知识产权的燃料电池产品体系，形成 了氢获取、氢储存、氢加注、氢使用全环节整体解决方案。公司氢能业务分为两部分：1） 上游制氢、储运氢、加氢，由东方锅炉负责；2）中游燃料电池的研发制造和销售，由东方 氢能负责。形成了“三位一体”的发展战略，其中“三位”为氢能上游制氢、储运氢与加 氢，“一体”为氢能中游游燃料电池。 十年研发积累造就领先技术，以燃料电池为核心打通产业链上中游，并积极建立下游 客户合作关系。公司于 2010 年启动燃料电池研发技术，通过购买与氢燃料电池业务相关的 设备和无形资产，形成独立的知识产权体系和完整的资产结构，进一步增强公司整体氢能 技术实力。并与阜阳、苏州、郫都等多个市级政府签订战略合作协议。氢能业务进展方面， 2020 年 2 月，自主研制的燃料发动机交付百台，为国内少数配套百台级氢能汽车的燃料电 池企业；2021 年 6 月，公司参与投建的西部高原首座标准化固定式加氢站正式投运；2021 年 7 月，公司与成都市合作的氢能产业园正式开工。

东方电气大力发展氢能产业，全面布局氢制取、氢储运、氢加注及氢应用全产业链领 域，可提供以氢能为核心的综合解决方案。百台装配自主知识产权氢燃料电池的公交车于 截止 2022 年 3 月累计载客运营里程突破 1300 万公里，百公里平均氢耗低于 3.4kg，各项 指标达到业内先进水平。拥有适应高海拔、多山地、大温差等特性的氢燃料电池发动机研 发设计能力。与车企联合完成物流车、清扫车、城际客车、8.5m 公交车、49t 牵引车、31t 渣土车 10.5 米公交车等新车型开发。 参与“成渝氢走廊”建设，“氢”装上阵构筑产业链高地。四川省和重庆市于 2021 年 11 月 30 日同时启动“成渝氢走廊”建设，两地规划于 2025 年前投入约 1000 辆氢燃 料物流车，并配套建设加氢站。为积极助力“成渝氢走廊”建设，东方电气作为成渝氢能 产业重要企业，积极加强与产业链上下游企业的协同创新及资源整合，与中国汽研、成都 城投能源共同构建成渝地区氢能产业大数据平台，与四川能投、华气厚普、四川金星等十 五家企业组建“成渝氢走廊”技术创新生态圈联盟，携手中国物流、氢运氢能开展“成渝 氢走廊”首期三条重卡线路示范，对燃料电池在中远途、中重载、坡道、短倒运输等不同 场景的应用展开验证，以期形成“以示范促应用、以应用促发展”的良好局面。

3.2.4 调相机：特殊的大型发电机 公司市占率位居前列

调相机本质为特殊的大型发电机，三大主机厂绝对优势。目前国网在换流站和变电站 中共安装了 47 台 300Mvar 大型调相机，均为上海电气、东方电气和哈尔滨电气中标，分 别中标 21 台、14 台和 12 台，中标率分别为 45%、30%、25%。此外，东方电气还陆续 供货了海南州千万千瓦级新能源基地、华润元宝山风电场、中广核兴安盟风电场等新能源 项目的分布式调相机。总的来看，由于调相机本身为一种特殊的大型发电机，三大主机厂 在此领域优势明显，基本垄断了国内市场。

3.3 公司所处行业整体稳步增长 水电占比提升格局进一步优 化

前面我们重点分析了煤电、气电、核电、水电等常规电源行业以及光热、压缩空气储 能、氢能、调相机等行业的发展空间和竞争格局。 煤电板块：从整个行业发展层面来看，煤电十四五后期和十五五初期装机量会迎来大 幅增长，用以弥补我国电力供应短缺问题，从十五五初期开始行业开始下滑。但是由于预 计我国 2030 年以前平均每年用电负荷增长绝对值仍保持在 70—80GW 的水平，因此煤电 下滑部分仍然需要其它可靠性电源补足。 其它电源板块：其中气电、核电等稳步增长，水电特别是抽水蓄能有望在十五五迎来 爆发式增长。光热发电、压缩空气储能等即将迈入商业化门槛，有望实现从零到一的大跨 越发展。氢能作为想象空间最大的领域之一，目前行业增长尚未完全打开，但后续增长潜 力可能远超其余板块。

调相机、煤电灵活性改造：分别从无功和调峰角度支撑新能源转型，也是受益于新能 源转型的方向，有望贡献锦上添花的功能。 从设备单位价值量角度：光热发电没有燃料消耗，且其顶峰、调节能力在电力市场化 加速背景下有望凸显，后续单位价值量可能会逐渐下滑但预计仍将大幅高于煤电等板块， 未来传统电源板块单 GW 价值量呈上升趋势。 行业整体空间：据我们测算，传统电源设备板块市场空间随着煤电行业大爆发，有望 在 2024 年提高至约 1228 亿元，并随后保持稳定增长，2030 年有望达到近 1800 亿元量 级，十五五期间行业整体空间并不会出现下滑。

从竞争格局角度：除水电外其余板块竞争格局类似，东方电气、哈尔滨电气、上海电 气各有优劣但整体还是呈现三分天下格局，但水电板块东方电气和哈尔滨电气优势明显。 后续水电板块增速加快，东方电气整体格局会进一步优化。

4.盈利预测

由于本篇报告主要探讨公司所处行业远期发展前景和竞争格局，因此我们维持对公司 2023 年—2025 年的盈利预测。我们预计公司 2023 年至 2025 年实现营业总收入 656.5 亿元、819.6 亿元、901.7 亿元，同比增长 18.6%、24.8%、10.0%。实现归母净利润 38.6 亿元、53.1 亿元、61.4 亿元，同比增长 35.1%、37.5%、15.7%。 （1） 燃煤机组：根据未来行业发展情况，预计 2023-2025 年营收增速分别为 7.8%、 80.5%、0%。 （2） 燃机机组：根据未来行业发展情况，考虑去年燃机核准装机高速增长，预计 2023-2025 年营收增速分别为 150%、0%、0%。 （3） 核电机组：根据未来行业发展情况，预计 2023-2025 年营收增速分别为 25%、 20%、10%。 （4） 可再生能源装备：综合水电和风电行业发展情况，预计 2023-2025 年营收增 速分别为 9.2%、9.1%、19.3%。 （5） 新兴成长产业：预计 2023-2025 年增速分别为 15%、15.5%、16%。 （6） 工程及服务：预计 2023-2025 年增速分别为 15%、15%、15%。 （7） 现代制造服务业：预计 2023-2025 年营收增速分别为 12%、24.5%、0.5%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）