東方電氣研究報告：能源裝備發展超預期，火電、抽蓄、氫能展宏圖

（報告出品方/作者：申萬宏源研究，查浩、莫龍庭、戴映炘）

1. 傳統電源在電力系統起到的作用：不僅僅是電量

1.1 傳統電源構成電力系統基本框架 負荷增長是傳統電源的 底層驅動力

從電源與電網的并網形式出發，可以將電源分為兩類：（1）傳統電源：基本形式是原 動機帶動交流發電機旋轉，直接并入電網并向電網提供電能量或者無功，主要包括煤電、 氣電、水電、核電、抽水蓄能等。（2）新能源：基本形式是產生的電能不能直接并入電網， 需要通過電力電子器件（逆變器、變流器等）轉換為標準交流電，主要包括風電、光伏、 新型儲能等。 特別的，一些新型的電源或儲能形式，如果本質上還是機械能推動交流電機直接產生 標準交流電，那也可以歸到傳統電源類型中去。如壓縮空氣儲能、光熱發電等。

交流電動機是比例最高的負荷類型，現有電力系統的基本結構短時間內難以撼動。根 據德瑪科技數據，電機占工業總能耗的 70%以上，占全社會用電量的 50%以上，是比例最 高的負荷類型，其中絕大多數為交流電機。交流電機在負荷中絕對領先的地位決定了交流 電網在未來很長一段時間內都難以被撼動，目前也尚未有一個獨立電網能脫離傳統電源而 存在。 新能源直接發出的電是直流電（光伏、電化學儲能）或不規則交流電（風電），無法 直接并到交流電網，因此需要經過逆變器或變流器轉換為交流電。而傳統電源由于一次能 源相對穩定，可以直接通過控制轉速發出標準交流電，可以直接并網，這也是現有電力系 統依賴傳統電源支撐的主要原因，新能源無法脫離傳統電源而存在。

新能源置信容量低難以滿足電力平衡。新能源出力受天氣影響較大，置信容量低，在 用電高峰時段難以提供頂峰供電能力，無法滿足電力系統電力平衡的要求。 新能源存在季節性電量不平衡問題。新能源出力具有典型的季節性特征，通常來說風 電在冬季出力較高，而在夏季出力較低，光伏則正好相反，這導致了新能源季節性電量不平衡問題。目前任何儲能均無法解決跨季節電量不平衡問題。傳統能源（除水電）出力基 本不受自然條件影響，可持續發電（目前的儲能裝置只能持續 2-6h）滿足電力電量平衡。

從 2020 年冬季湖南等地限電開始，我國先后在 2021 年二季度和三季度、2022 年夏 季、2023 年二季度發生了不同程度的限電現象。事實上，由于我國用電高峰通常出現在夏 季晚高峰時段，光伏此時幾乎不能發電，風電保證容量系數也非常低，因此新能源頂峰供 電能力十分弱。特別是 2023 年二季度，我國新能源裝機第一大省內蒙古自治區也出現了限 電，更加證明了上述結論。如果我們用夏季晚高峰的系統備用率來衡量我國頂峰供電能力， 即使考慮抽蓄超預期建設、需求響應能力達到國家規劃，即使考慮 24 年到 26 年煤電每年 凈增裝機 65GW，在 27 年后依然無法阻止備用率進一步下滑，我國電力供需形勢仍將惡化。

從電力平衡表中就可以看出，導致這一現象的本質原因是我國用電負荷仍在快速增加， 這是因為我國在開始新能源轉型時面臨的情況與德國等發達國家有本質不同。事實上，作 為新能源轉型的標桿國家，德國將其新能源電量比例從 13%提升到近40%用了10 年時間， 但在此期間，德國用電量和最高負荷都維持相對比較穩定的水平，因此傳統電源裝機保持 在比較穩定水平。

從頂峰供電角度考慮，未來我國每年新增用電負荷大約在 70—80GW 左右的量級，而 需求響應最多只能解決 3%—5%，因此頂峰電源仍需要保持相應的體量才能保證我國電力 供需不出更嚴重問題，因此負荷增長（而非電量增長）才是傳統電源需求的底層驅動力。 如果 2026 年以后煤電裝機不再凈增加，僅靠其余電源建設，我國電力缺口仍會進一步擴大， 如果要保持 2022 年的備用率，則 2030 年電力缺口可達 96GW。

1.2 氣電：電力調峰壓力催生氣電需求

氣電設備調峰能力強。根據中國能源報，單循環燃氣輪機機組調峰能力可以達到 100%， 聯合循環機組調峰能力可以達到 70-100%。與其他靈活性電源相比，水電站址選擇受限， 煤電通過靈活性改造可以一定程度提升調節能力，但調峰能力、性能遠不及燃機，氣電調 峰調頻性能突出、可靠性高、可規模發展，是未來電力系統調峰重要的選擇之一。 截止 2022 年底，我國累計氣電裝機容量 11485 萬千瓦，十三五期間累計新增 3199 萬千瓦，年均約 640 萬千瓦。 我國天然氣發電比重較低。我國天然氣發電量僅次于美國、俄羅斯、日本、伊朗位居 世界第五，但占本國發電量比重僅 3.2%，主要國家中僅高于法國，氣電強大的調峰能力有 力支撐部分國家新能源轉型。

1.3 核電：清潔高效電源 缺電背景下基荷屬性凸顯

我國核電經歷 2010-2011、2013-2016 兩個投產高峰，截至 2022 年底，全國核電發 電容量 5553 萬千瓦，同比增長 4.3%，新增核電 228 萬千瓦，2022 年新核準 10 臺機組。 核電輸出穩定，幾乎不受天氣、晝夜、燃料運力等因素影響，平均利用小時數達 7000 小時以上，可作為基荷電源，遠高于火電（4500 小時）、水電（3600 小時）、風電（2300 小時）、光伏（1300 小時）等電源。 當前用電需求持續回暖，沿海發達省份在環保壓力+用電增長雙重壓力下，對核電需求 顯著增強。近年來核電的利用小時數也逐年提升，2021 年核電平均利用小時數達 7802 小 時，為 2014 年以來的最高值，2022 年小幅回落至 7616 小時，但都接近 8760 小時的理 論極限，進一步增發空間不大。 在政府發布的“十四五規劃和 2035 年遠景目標綱要”中，提到了“積極有序推進沿海 三代核電建設”、“核電運行裝機容量達到 7000 萬千瓦”，未設核電在建目標，想象空間 巨大，十四五期間有望維持年開工 6-8 臺的建設節奏。

天時、地利、人和已具備，核電重啟勢在必得。1）天時：三代核電技術趨于成熟，碳 達峰、碳中和的歷史進程已滾滾而來，積極發展核電正當時，將有力支撐我國碳達峰、碳 中和承諾的兌現。2021 年 1 月，福清 5 號順利商運，至此三門 1 號、臺山 1 號、福清 5 號分別為 AP1000、EPR、華龍一號技術的全球首堆均已順利投產，標志著我國已全面掌握 三代核電技術，且驗證了三代核電技術的成熟可靠。2）地利：核電分布沿海地區，東部沿 海地區經濟發達、人口密集、電力需求旺盛。電力供需總體向好，沿海區域在電力需求增 長+環保壓力下，上馬核電意愿強，核電沿海廠址儲備也足夠支撐十四五至十五五期間年開 工 6-8 臺的建設節奏。3）人和：核能相關專業人才近 20 萬人，已完全掌握三代核電的設 計、研發、裝備制造、建設、運營，有能力支撐年開工 6-8 臺機組的穩健發展節奏。核電 作為穩定高效、清潔低碳的基荷能源，可有力支撐我國碳達峰、碳中和承諾的兌現，可與 風電、光伏等清潔能源優勢互補、協同發展，中央也深刻認識到這一點，因此適時提出了 積極有序發展核電。

1.4 水電：常規水電有望重回高峰 抽水蓄能核準爆發

1.4.1 常規水電：可靠清潔的可再生能源 有力支撐雙碳轉型

未來 2~3 年水電投產進入低谷。2020 年下半年-2022 年上半年我國迎來以烏東德、 白鶴灘、兩河口、楊房溝為代表的新一輪投產高峰，此輪高峰結束之后，“十四五”期間 我國水電投產裝機將出現低谷。但是我國目前仍有金沙江、瀾滄江、雅魯藏布江等地區水 電資源尚未開發。水電作為清潔、可靠的可再生能源，具備新能源的清潔屬性，又具備新 能源所不具備的頂峰、調節屬性，未來發展潛力仍不可小覷。

水電調峰功能占比有望迅速增加，助力解決新型電力系統消納問題。由于啟停迅速、 調峰過程無額外能量損失和零碳能源的特征，水電的靈活性與調峰能力有望進一步發揮， 成為整個電力系統的穩定器。擁有水庫的水電具有天然的調節能力，通過在新能源出力較 大時刻蓄水減少發電量，新能源出力較小時放水增大發電量，可以有效調節新能源波動。水電爬坡能力強，調節效率更高，調節的容量更大，時間也更長，是非常優秀的調節電源。 但水電調節能力受來水、庫容、航運、水利等因素限制，參與調節也有一定的缺陷。水電 靈活性價值將在電力體制改革中逐漸顯現，但現階段可以通過水風光多能互補方式提前體 現。且水電搭配新能源無需對水電站做額外的升級改造，成本方面也擁有巨大優勢。

南方地區缺電格局或需要水電破局。南方地區主要包括廣東、廣西、云南、貴州、海 南 5 省。該地區新能源資源稟賦較差，除廣東區域海上風電外，優質風光資源集中在云南 地區，但云南地區地形復雜開發難度高，且大力開發云南新能源進一步惡化云南可再生能 源消納現狀。此外，南方地區由南方電網負責供電，與國網區域相對獨立。區外來電僅有 三峽 300 萬千瓦，其余全部依賴云南及金沙江水電。去年下半年閩粵聯網工程投產，預計 可以增加華東向南方地區外來電約 200 萬千瓦。由于南方地區與三北地區距離甚遠，通過 特高壓輸電成本、協調難度較高。而我國水電資源集中在西南地區，距離南方地區較近， 或許是南方地區缺電破局的關鍵。

十四五規劃重點強調水電開發，水電開工建設有望重回高峰。《“十四五”可再生能 源發展規劃》提出要科學有序推進大型水電基地建設。包括：實施雅魯藏布江下游水電開發，推動金沙江崗托、奔子欄、龍盤，雅礱江牙根二級，大渡河丹巴等水電站前期工作、 推進金沙江拉哇、大渡河雙江口等水電站建設。

1.4.2 抽水蓄能：兩部制加持下行業迎來爆發

抽水蓄能利用水的重力勢能儲能，是技術最成熟、度電成本最低的儲能形式。抽水蓄 能其原理為電網低谷時利用過剩電力將水從低標高的水庫抽到高標高的水庫，電網峰荷時 高標高水庫中的水回流到下水庫推動水輪機發電機發電，是目前存儲大規模電力技術最成 熟的儲能技術，占我國當前儲能總量的 77%。根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)數據， 截至 2022 年底，我國已投產的抽水蓄能電站總規模為 45.8GW，主要集中華東、華南地區。

抽水蓄能屬于優先發展的儲能類型，位居獨立發展賽道。 抽水蓄能價格機制順暢，建設積極性高。目前抽水蓄能度電成本最低，因此 2021 年 4 月能源局發文，明確抽水蓄能實行“兩部制”電價，其中容量電價部分保證抽水蓄能項目 6.5%的資本金內部收益率。良好、順暢的價格機制可以有效促進各投資主體的建設積極性。 “兩部制”電價中的容量電價相當于買斷了抽水蓄能的調節能力，由于抽水蓄能度電成本 最低，因此一般來說抽水蓄能也擁有優先調度的權力。 根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035 年）》，我國目標到 2025 年投產抽水 蓄能 62GW，到 2030 年投產 120GW。兩部制電價解決了抽蓄收益機制不完善的缺陷，抽 蓄建設明顯加速。2022 年，我國新核準抽蓄項目 48 個，總核準量達 68.9GW，是我國歷 年來核準規模最大的一年，年度核準規模超過之前 50 年投產裝機的總和，并使得我國在建 抽蓄裝機超過 120GW。以目前的核準在建項目數量來看，2030 年抽水蓄能裝機量有望超 過 150GW。

1.5 煤電：頂峰壓力及老舊替代維持長期需求 靈活性改造有 較大潛力

在十二五裝機高增速與用電低增速作用下，電力供給由缺轉剩，利用小時數下滑至 4000 左右。為此，2017 年 8 月，16 部委聯合印發《關于推進供給側結構性改革，防范化 解煤電產能過剩風險的意見》，要求十三五期間全國停建和緩建煤電產能 1.5 億千瓦，淘 汰落后產能 0.2 億千瓦以上。十三五期間煤電年均裝機量僅 36GW，顯著低于十二五的年 均 49GW 和十一五的年均 64GW。 雙碳提出后煤電建設意愿進一步壓制。2020 年提出碳中和后業界對煤電的預期轉弱， 加上 2021 年煤價暴漲導致煤電項目大規模虧損，煤電建設意愿陷入低谷。2021 年煤電新 增裝機僅 28GW，為 15 年以來的最低水平，2022 年新增裝機進一步下降至 14.7GW。

按照目前主流觀點，到 2030 年 96GW 的頂峰電源缺口基本只能由抽蓄和儲能兩種方 式解決。但是新能源除了日內不平衡外還有跨季節不平衡，而電化學儲能的特性決定了其 不具備跨季節調節能力，煤電仍是可靠、經濟的調節手段。此外，電力碳達峰只需要火電 發電量達峰即可，并不是煤電裝機達峰。因此可以簡單計算 2027—2030 年仍需保持每年 25GW 左右的煤電凈增加規模。 在此假設下，2028 年我國煤電+氣電發電量達到峰值，可以近似認為達到碳達峰。可 以看出煤電裝機繼續增加對碳達峰沒有影響，新能源增量才是碳達峰的關鍵。但如此一來， 煤電的利用小時數可能大幅下降，從近 4700 小時下降至 3700 小時左右。

我國當前煤電調節能力較差，但具有很大的改造潛力。煤電比例高是我國電力系統調 節能力偏弱的主要原因之一，我國燃煤機組通常最低可以將出力壓低至 40%~60%，因此 一定程度上限制了我國電力系統調節能力，但是煤電調節能力仍然具有很強的挖掘空間。 我們以德國為例：（1）德國 2021 年煤電利用小時數 3664 小時，其中硬煤 4980 小時， 褐煤 2346 小時，中國 2022 年利用小時數達到近 4700 小時，仍有進一步下降空間；（2） 以日內波動來看，2020 年 3 月 5 日晚間風電出力大幅增加，從午間約 7GW 大幅增加至晚 間超過 28GW，硬煤發電迅速從最高 10.7GW 調減至不足 3GW，日內壓低負荷到 30%以 下。

電力體制改革推動煤電靈活性改造開展。2021 年 11 月，國家能源局發布《關于開展 全國煤電機組改造升級的通知》，提出十四五期間將完成：（1）存量煤電機組靈活性改造 應改盡改，完成改造 2 億千瓦，增加系統調節性能力 3000—4000 萬千瓦（相當于增加 15%~20%調節能力）；（2）實現靈活性制造規模 1.5 億千瓦，新建機組純凝工況調峰能 力達到 35%額定負荷，供熱期達到 40%額定負荷。目前來看電力體制改革正在加速，電力 現貨市場在各地陸續推進，新能源大發時期電力現貨價格承壓，煤電企業可通過靈活性改 造壓低低電價時間段的出力以避免損失。 據中電聯統計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在 500-1500 元，則“十四 五”期間煤電靈活性改造投資額約為 150-600 億元，平均約 400 億元。新建機組可以在 設計之初就考慮靈活性能力，成本低于存量機組改造。總的來看目前煤電參與調節成本仍顯著低于電化學儲能。我國存量煤電機組約 11 億千瓦，如果全部完成改造可增加調節能力 約 2 億千瓦，完全可以支持 2030 年以前新能源充分并網消納。

煤電設計壽命通常為 30 年，老舊機組替代仍會帶來設備需求。我國火電建設從 1996 年開始加速，1996—2000 年年均新增火電設備約 15GW，2001—2005 年年均新增 29GW。 火電設計壽命通常為 30 年，到十五五將有大量老舊機組瀕臨退役，屆時將有等容量替代或 延壽兩條路線可走。 我國首臺 60 萬千瓦機組是 1996 年建成，而首臺國產 60 萬千瓦機組 2004 年才投運， 此前新建機組以 30 萬千瓦及以下小型機組為主，煤耗、性能方面明顯劣于大型機組，因此 從雙碳轉型的角度來看用大容量機組做等容量替代效果更好，加上煤電“上大壓小”政策， 我們預計本輪火電建設高峰過后，即使凈增歸零，十五五期間依然有每年約 15GW 的火電 設備需求，十六五期間則可能達到 30GW。

考慮 25GW 的煤電凈增需求以及 15GW 的老舊機組替換需求，十五五后期每年預計 仍將保持 40GW 的煤電設備需求。

2.新興領域：老樹新花 全面受益于雙碳戰略

2.1 光熱發電：清潔可控的新能源 有效支撐三北風光消納

光熱發電除產熱方式外，原理與煤電基本相同，是一種清潔可控的新能源。區別于光 伏發電基于半導體的光電效應，光熱發電是通過反射鏡將太陽光匯聚到吸熱系統，利用太 陽能加熱其中的傳熱介質（熔鹽），再用熔鹽這種高溫高熱的介質，去加熱水至高溫高壓 蒸汽或過熱蒸汽，蒸汽再去驅動汽輪機實現發電。可見除了產熱方式不同外，光熱發電和 煤電發電的原理相同，都需要配置常規島。

光熱可持續穩定發電，同時具備系統繼續的轉動慣量和無功支撐。與光伏發電、風電 具有顯著的波動性和間歇性不同，光熱發電可配置低成本的儲能設施，不僅具有良好的可 持續電力輸岀能力，同時可提供風電、光伏發電等波動性電源所不具備的轉動慣量和無功 支撐。近年來中東、北非等太陽能資源豐富的地區開始將光熱發電作為持續利用可再生能 源發電的解決方案，利用光熱在夜間發電并在白天為光伏調峰。 光熱發電可儲可調，響應速度堪比燃氣發電，有利于“三北”大型風光基地就地消納 和外送消納。光熱發電儲調能力強， 且提高儲調能力的邊際成本低，機組調峰深度最大可 達 80%，爬坡和啟停速度優于燃煤機組，可與燃氣發電相當。通過配備一定規模的光熱發 電，可平滑新能源出力曲線，提升外送新能源中可再生能源的比例。此外，光熱發電熔鹽 儲罐中帶有電加熱系統，可助力風電光伏消納，減少棄風棄光現象。

相比其他儲能，光熱儲能在區位及性能上能更好滿足三北地區風光大基地儲能。雙碳 目標以后，我國三北地區建了很多 GW 級以上的光伏電站，亟需配套儲能。常規儲能受限 于地域（抽水蓄能，空氣儲能）、能量密度低（飛輪）、成本高且存在安全風險（電化學）等因素無法大規模推廣，光熱儲能在性能及區位上可更好契合三北地區風光大基地儲能需 求。光熱電站建設要求大氣透明度高，氣候干燥少雨，日照時間長，年太陽能直射輻射（DNI） 量不宜低于 1600kWh/（m2?a），廠址地勢開闊，一般選擇三北地區，與風光大基地較為 匹配。

2.2 壓縮空氣儲能：一種先進的大規模、長時儲能系統

壓縮空氣儲能是一種介于抽蓄及鋰電之間的大規模長時儲能。相比電化學儲能，壓儲 成本更低，安全性更高，容量更大，但爬坡及響應略慢，效率偏低。壓縮空氣儲能與當前 應用最廣的抽水蓄能在各方面性能最為接近，同時也是目前能夠實現 100MW+功率等級應 用的主要技術。相比抽水蓄能 5-6 年的建設周期及地域條件的限制，壓縮空氣儲能建設周 期短（2 年）、不明顯受地域限制，但成本略高，效率略低。

產業化推進：技術領先+規模化降本。1）我國壓儲研發出先進的非補燃系統，轉換效 率普遍達到 60%-70%，達到國際領先水平；2）首臺套商業化陸續驗證，未來規模放大到 300MW 疊加國產設備成熟助推成本下降，預計單位千瓦投資 6000 元； 政策東風：未來有望獲得類似抽蓄的兩部制電價政策支持，進一步推動行業爆發。2021 年 4 月《進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》快速推動抽蓄發展，考慮到壓儲在規 模及性能上與抽水蓄能相近，功能相仿，未來壓儲有望享受類似電價政策支持。 參照抽蓄發展規模，壓儲有望迎來爆發式增長，2025 年開工超 10GW。參照抽水蓄 能發展規模（中國電建預計十四五目標開工 270GW），結合當前壓儲在建及籌建項目規模 （6.1GW），我們預計壓儲項目將在 2022-2023 年項目鋪開，2024-2025 大規模開工， 考慮后續儲能需求，2025 年起有望每年新開工超過 10GW。

2.3 氫能：全球能源轉型的重要載體 我國能源體系的重要構 成

氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應用廣泛的二次能源，正逐步成為全球能源轉型發 展的重要載體之一。2021 年 10 月，《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念 做好碳達峰碳中和工作的意見》將氫能上升至國家層面的戰略能源地位。2022 年 3 月，國 家發改委、能源局等聯合印發《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）》，規劃首次 明確氫能是未來國家能源體系的重要組成部分。 氫能是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體，2050 年有望滿足全球 18%能源需求， 幫助減碳 60 億噸。通過加強綠氫供應，推動交通、工業等用能終端的能源消費轉型和高耗 能、高排放行業綠色發展。根據 Hydrogen Council，2050 年氫能有望助力減碳 60 億噸。

可再生能源比例逐步提高，未來長周期儲能需求快速提升。根據美國國家可再生能源 實驗室（NREL）研究，當可再生能源在電源結構中占到較高比重時，單純依靠短周期（小 時級）儲能將無法滿足電力系統穩定運行需求。日間、月度乃至季節性儲能將是實現高比 例可再生能源調峰的主要手段。NREL 預測到 2050 年，持續放電時間 12h 以上的長時儲 能的裝機容量將會顯著增長，未來 30 年將裝機 125-680GW 的長時儲能。 氫儲能調節周期長、儲能容量大，在新能源消納、電網調峰等場景前景廣闊，國家氫 能規劃提出積極開展氫儲能領域示范應用，探索季節性儲能和電網調峰。狹義氫儲能為“電 -氫-電”的轉換過程，綜合效率約 35%，氫儲能在長周期、跨季節、大規模和跨空間儲存 方面優勢明顯，在新型電力系統中應用場景廣闊（例如減少棄風棄光電、平抑波動和跟蹤 出力；提供調峰輔助容量、緩解輸配線路阻塞等）。國家氫能規劃提出探索培育“風光發 電+ 氫儲能”一體化應用新模式，逐步擴大示范規模，探索季節性儲能和電網調峰。

氫能產業包括“制、儲、運、用”四大環節，預計 2025 年產值將達萬億元。中國氫 能聯盟數據顯示，到 2025 年我國氫能產業產值將達 1 萬億元，氫氣需求量將接近 6000 萬噸，實現二氧化碳減排約 7 億噸。電解槽、儲氫瓶、燃料電池為氫能產業鏈關鍵設備， 亦為未來各環節降本關鍵。制氫：可再生能源制氫可參與電力負荷調節，制氫-燃氫電站將 是未來電網平衡的穩定器。儲運：多線并舉，關鍵依托儲氫瓶，根據 GGII 預測，2030 年 我國儲氫瓶需求量為 224 萬支，2021~2030 年 CAGR 為 61%。燃料電池：以交通運輸應 用為主，2030 年對應市場空間超 600 億。

2.4 調相機：最傳統但也是難以替代的無功補償裝置

新能源比例快速提升使得電力系統無功平衡問題凸顯。無功是電力系統中的一個特殊 概念，要理解新能源比例快速提升帶來的無功平衡問題，只需要理解： 什么是無功功率——我們通常熟知的電能量即為有功功率，而無功功率指為了維持電 力系統電磁場所需要的功率。或者說，有功（電能量）的傳輸是建立在無功功率之上的， 電力系統無功功率也需要保持平衡。 誰發出無功，誰消耗無功——傳統發電機發出無功，電網和電動機消耗無功。 新能源比例提升對無功平衡的影響——（1）新能源基本無法提供無功，比例提高后電 力系統無功缺失加劇；（2）新能源大多位于三北地區，需要特高壓直流輸送，直流輸電需 要吸收大量無功。

除傳統電源外還有誰可以提供無功功率——同步調相機，SVC（靜止無功補償器）， SVG（靜止無功發生器）。（1）調相機：與發電機結構相同，在系統需要時向系統快速提 供或吸收無功功率，；（2）SVC：采用晶閘管控制電容電抗的投切改變無功特性；（3） SVG：采用 IGBT 或 GTO 組成電壓源型換流器，將直流電壓變換為交流電壓，控制電力電 子器件關斷角為系統注入容性或感性無功。

特高壓直流后續以輸送新能源為主，大型調相機可以有效支撐特高壓無功需求。送端 新能源比例提升以及受端電網動態無功不足，國網 2017 年開始啟動直流輸電加裝調相機項 目。截止目前，國網已在 21 個換流站或變電站招標 47 臺 300Mvar 調相機，隨著風光大 基地陸續開發，特高壓直流建設有望持續放量，由此將帶來調相機需求持續增長。 分布式調相機是最傳統的無功補償裝置，在現階段依然具有無可替代的優勢。國網 2018 年開工建設青海至河南特高壓直流工程，通過在送端配置 21 臺 50Mvar 分布式調相 機，解決了新能源間歇性、隨機性和波動性問題，保證了新能源特高壓直流輸電工程安全 穩定運行。 目前部分非特高壓新能源項目也開始配置分布式調相機。從青海海南州應用后，分布 式調相機在新能源場站中的使用逐漸豐富，根據目前招標采購項目來看，主要位于內蒙古 等高比例新能源地區。2021 年 7 月國網提出要積極推廣“新能源+儲能+調相機”發展模 式，提升新能源發電機組的出力可控性和支撐能力，分布式調相機有望和儲能一樣成為新 能源場站標配。

3.公司技術領先護城河寬廣 后續競爭格局有望優 化

本章分析前文所述行業的競爭格局，已經接近全面商業化的光熱發電、壓縮空氣儲能， 距離商業化尚需時間但潛力無限的氫能，以及與新能源裝機規模直接相關的無功補償裝置 調相機等均受益于雙碳轉型，行業空間逐漸打開。而總體來看，與電化學儲能、光伏、風 電等競爭極其激烈行業不同，本章所討論的領域由于底層技術原理和長時間產業積累的原 因，東方電氣已經提前鎖定了行業份額。

3.1 傳統電源裝備技術原理具有相通性 寡頭壟斷格局穩固

傳統電源設備技術上基本從煤電三大主機設備衍生而來，原理具有一定相通性。傳統 電源設備主要由三大公司生產：東方電氣、哈爾濱電氣、上海電氣。三大公司的核心傳統 電源設備廠分別是鍋爐廠、汽輪機廠和電機廠，最初主要生產火電和水電設備。 鍋爐廠：鍋爐本質上是高溫高壓燃燒室，由此衍生出：余熱鍋爐（燃機）、集熱系統 （光熱）、反應堆壓力容器（核電）、儲氣罐（壓縮空氣儲能）、儲氫罐（氫能） 汽輪機廠：本質上是工質推動葉片高速旋轉，由此衍生出：燃氣輪機（燃機）、汽輪 機（核電、光熱）、透平膨脹機（壓儲）等 電機廠：本質上是機械能->磁能->電能轉換裝置，包括各種傳統電源的交流發電機以 及只做無功調節的調相機等。

東方電氣和哈爾濱電氣同屬央企，也是國內為數不多的電力設備制造央企之一，上海 電氣則集中了上海最主要的機器工業。我國大型電源設備設計制造能力整體上落后于歐美 發達國家廠家如西門子、GE、阿爾斯通等，但通過聯合中標以及技術引進，陸續掌握了百 萬千瓦級煤電設備、重型燃氣輪機、最新一代核電設備、大型抽蓄水輪機等設備的生產制 造能力。經過半個世紀的技術沉淀積累，技術實力遙遙領先，其余國內廠商幾乎沒有追上 的可能性，競爭格局十分穩定，整體呈寡頭壟斷格局。

3.1.1 氣電：公司燃機市占率處于領先位置

我國通過合資及打捆招標等方式基本消化燃氣輪機技術。燃氣輪機可分為輕型與重型 兩類，其中重型燃氣輪機為迄今為止效率最高的熱-功轉換類發電設備。而國內重型燃機在 壓氣機、燃燒室、高溫透平葉片等需要定期更換的三大核心部件長期受制于國外廠商，極 大制約了我國重型燃機的可靠性和經濟性。2003 年至 2013 年，通過三次打捆招標以及后 續招標，東方、哈爾濱、南京、上海等動力設備制造企業分別引進三菱、GE、西門子公司 的 F/E 級重型燃機部分制造技術，進行本地化制造，經過國產化四個階段和合資熱部件企 業，完成重型燃機的整機生產。 東方電氣燃機市占率處于領先位置。根據公司公告，公司氣電業務 2017-2018 年連續 兩年市場占有率超過 40%，在 2018 年定標的 6 個燃機項目中中標 4 個，國內市場占有率 位居第一，2022 年市占率進一步提升至 63%。公司在氣電市場占有率具有明顯優勢，完 成首臺全國產化 F 級 50 兆瓦重型燃氣輪機完工發運、并網發電，標志國產重型燃機自主研 制邁出關鍵一步，并持續拓展 H 級燃機市場。此外隨著“源網荷儲”概念的進一步拓展， 分布式燃機的經濟性有望進一步提高，并開拓更為廣闊的市場。

3.1.2 核電：市場高度集中 公司全面覆蓋核電技術

核電設備分為核島設備、常規島設備以及輔助設備，根據江蘇神通招股說明書，各自 價值占核電設備比重分別為 40%、30%、30%。公司產品覆蓋核島與常規島設備，主要生 產反應堆壓力容器、蒸汽發生器、堆內構件、汽輪機、發電機等設備。根據公司公告，2019 年，東方電氣核電設備市占率 35%以上；2018 年，東方電氣核島市場占有率達到 65.9%， 常規島 44.9%。

公司在核電設備領域技術領先，行業地位穩定。公司核電業務提供核島、常規島設備， 產品幾乎涵蓋所有核島主設備及常規島汽輪發電機組等，具備批量生產百萬千萬級 （1000MW-1800MW）核電機組設備的能力，覆蓋目前國內所有核電技術，包括二代改 進型、三代（EPR、AP1000），自主三代（CAP1400、華龍一號），并正在積極參與新一 代核電設備的開發，如鈉冷快堆、釷基熔鹽堆、聚變堆等新一代核電技術的研發。 公司自主研制的“華龍一號”全球首套汽輪發電機組核蒸汽沖轉成功，全面具備“華 龍一號”、“國和一號”核島、常規島主設備研制能力，主要性能指標達到世界領先水平。 承制世界最大單機容量 1750 兆瓦三代核電機組主設備，在臺山核電站投入商業運行。先后 獲得全國首張核蒸汽供應系統設備制造許可證、裝備制造企業首張核 1 級設備（蒸汽發生 器）設計許可證，核設計能力取得長足進步，正在推進第四代鈉冷快堆、模塊化小堆主設 備研制。2022 年，公司核電市場實現高溫氣冷堆設備訂單突破。

3.1.3 水電：雙寡頭格局 抽蓄技術含量更高

公司水輪發電機組產品包括常規水輪發電機組及抽水蓄能式水輪機組，關鍵技術全國 領先。水輪發電機組包括常規水電發電機及抽水蓄能發電機，公司水電產品以上兩者均有 覆蓋。公司前身為 1958 年開建的德陽水電廠，至今已深耕水電行業 63 年，行業經驗豐富， 關鍵技術行業領先。1970 年代末至 1980 年代初，公司相繼為葛洲壩提供 2 臺 170MW 軸 流轉漿式水輪發電機組，創造了世界上轉輪直徑最大的低水頭軸流轉漿式水輪發電機組記 錄（轉輪直徑達到 11.3m），并于 1985 年獲得國家科技進步特等獎；2007 年，三峽右岸 電站 18 號機組的順利投產，標志著東方電機已具備了獨立設計、制造 700MW 水電機組 的實力，解決了左岸國外機組存在的電磁振動噪聲和水力穩定性問題，躋身于世界水電設 備制造業先進行列。2017 年公司中標國內第一超高水頭長龍山抽水蓄能機組，并研制出首 臺超高水頭、大直徑長龍山抽蓄球閥，創造了抽蓄機組主進水球閥試驗“四零泄漏”的行 業最好記錄。

公司水電業務收入保持穩定，毛利率則穩步提升。從 2017 年至今，公司水電板塊基本 保持 22~28 億元左右收入水平，毛利率 2019 年僅 5.7%但隨后逐年穩步提升，到 2022 年毛利率已突破 20%達到 21.5%。

抽蓄水輪機技術含量高，競爭格局穩定，隨著需求大幅提高供應商受益。公司水電產 品整體位居國內前列，根據公開數據，哈爾濱電氣 2021 年底參與 79 臺套抽蓄水輪機研發 制造，市占率超過 40%。東方電氣截止 2022 年 8 月參與 75 臺套抽蓄水輪機研發和制造， 由此計算東方電氣抽蓄水輪機市占率也接近 40%。兩家公司合計市占率接近 80%，是典型 雙寡頭格局。 抽蓄水輪機技術含量高，行業門檻高。抽水蓄能是設計和制造難度最高的電氣設備之 一，我國第一批和第二批抽水蓄能電站（廣蓄、天荒坪、泰安、宜興等）均為國際采購。 直到河南寶泉、廣東惠州和湖北白蓮河共計 16 臺抽水蓄能機組招標采用阿爾斯通中標、哈 電和東電承擔分包和技術引進后才逐步實現國產化。因此新晉廠商很難進入該領域。

3.1.4 煤電：三大主機廠三分天下

煤電三大主機為鍋爐、汽輪機、發電機，我國煤電主機廠為寡頭壟斷市場。火力發電 廠三大主機為鍋爐、汽輪機、發電機，我國火力發電主機廠為寡頭壟斷市場，公司自 20 世 紀 60 年代進入火電設備市場，并與哈爾濱電氣、上海電氣為我國前三大火力發電設備生廠 商，且公司產品為出力大、調峰性能優越的大型火電機組，長期保持 40%左右市場份額， 根據公司公告，2018 年，公司 200MW 及以上等級火電機組市場占有率 46.3%。我們認 為公司借助市占率及產品優勢，將充分享受火電行業穩定增長的紅利。

3.2 新興領域原理類似 競爭格局已提前鎖定

3.2.1 光熱發電：除鏡場外設備類似燃煤發電

格局同樣類似 多能互補模式下光熱電站（100MW）總投資額下降至 17 億元，2025 年光熱發電空 間約 510 億元，2030 年空間約 1020 億元。傳統獨立光熱電站（100MW）總投資在 25~30 億元之間，目前在“多能互補”一體化項目中，伴隨鏡場投資額大幅降低，100MW 光熱 電站總投資額下降至月 17 億。參照能源局規模每年開工 3GW，同時考慮據 IEA《光熱發 電技術路線圖》預測，中國光熱發電裝機 2030 年將達到 29GW。光熱發電由于不需要燃 料，核心設備價值量高，其中核心裝備投資占比約 80%，鏡場以外設備占核心裝備 70%。

光熱發電常規島部分與傳統煤電機組相似，東方電氣在內三大主機廠商紛紛加大光熱 發電核心產業布局。 公司擁有光熱技術成套解決方案，自供核心裝備的哈密 50MW 項目已滿負荷運行。由 東方電氣提供核心系統與設備的哈密 50MW 光熱發電項目是新疆首個太陽能熱發電項目， 于 2021 年 9 月實現滿負荷運行，東方電氣旗下東方鍋爐為哈密項目研發了聚光集熱系統 技術，東方汽輪機研制超高壓雙缸一次再熱凝汽式直接空冷汽輪機，東方自控提供了全套 汽輪機控制監視保護系統等。

3.2.2 壓縮空氣儲能：技術源自燃氣輪機 公司已提前布局

壓縮空氣儲能系統主要通過電能-機械能-電能實現能量轉換，技術原理源自燃氣輪機。 通過壓縮空氣存儲多余的電能，在需要時，將高壓氣體釋放到膨脹機做功發電，其技術原 理源自燃氣輪機。 壓儲系統關鍵設備主要包括壓縮機、儲熱系統、換熱系統和透平膨脹機，除壓縮機外 均為主機廠商供貨。 1）換熱器：是將熱流體的部分熱量傳遞給冷流體的設備，換熱系統參數對系統的儲能 效率影響較大，國內主要供應商包括化工及動力設備配套廠家。 2）透平膨脹機與三大主機廠商的汽輪機（蒸汽透平機）同屬透平（turbine）裝置。 透平膨脹機進氣壓力最大可達數十兆帕，進氣溫度最高可達 300℃。針對空氣的熱力特性 開發新型高效的空氣透平，是提高膨脹發電系統效率的關鍵，國內空氣透平生產廠家主要 為三大汽輪機廠。 預計 2025 年開工超 10GW，壓儲單位 GW 核心設備投資約 20 億，預計 2025 年設 備市場空間約 200 億元，三大主機廠商有望優先受益。不同技術路線的裝備價值差別較大， 一般對于以鹽穴及洞庫為儲氣庫的項目而言，壓儲單位 GW 設備投資約 20 億，其中壓縮 機占比約 25-30%，透平膨脹機占比約 15-20%，換熱系統 15-20%，儲熱系統占比約 15-20%。按照開工 10GW 計算，2025 年設備空間約 200 億元。

壓縮空氣儲能核心設備由三大主機廠提供，顯示出傳統電源設備商在此領域的技術優 勢。金壇項目核心設備蓄熱換熱設備、透平機組、大功率電機分別由三大主機廠提供，其 中東方電氣的透平機組已應用于金壇 60MW 項目，同時中標應城 300MW 項目。公司自 主研制的世界首個非補燃壓縮空氣儲能電站透平機組，在江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能國家 試驗示范項目成功并網并穩定運行。2022 年 11 月，東方汽輪機廠中標了湖北應城 300MW 壓縮空氣儲能項目的空氣透平及配套裝置。

3.2.3 氫能：三位一體布局 中上游行業領先

氫能產業鏈分為上游制氫、儲運氫、加氫，中游燃料電池系統及下游應用端，公司“三 位一體”布局上游及中游。公司構建了具有完全自主知識產權的燃料電池產品體系，形成 了氫獲取、氫儲存、氫加注、氫使用全環節整體解決方案。公司氫能業務分為兩部分：1） 上游制氫、儲運氫、加氫，由東方鍋爐負責；2）中游燃料電池的研發制造和銷售，由東方 氫能負責。形成了“三位一體”的發展戰略，其中“三位”為氫能上游制氫、儲運氫與加 氫，“一體”為氫能中游游燃料電池。 十年研發積累造就領先技術，以燃料電池為核心打通產業鏈上中游，并積極建立下游 客戶合作關系。公司于 2010 年啟動燃料電池研發技術，通過購買與氫燃料電池業務相關的 設備和無形資產，形成獨立的知識產權體系和完整的資產結構，進一步增強公司整體氫能 技術實力。并與阜陽、蘇州、郫都等多個市級政府簽訂戰略合作協議。氫能業務進展方面， 2020 年 2 月，自主研制的燃料發動機交付百臺，為國內少數配套百臺級氫能汽車的燃料電 池企業；2021 年 6 月，公司參與投建的西部高原首座標準化固定式加氫站正式投運；2021 年 7 月，公司與成都市合作的氫能產業園正式開工。

東方電氣大力發展氫能產業，全面布局氫制取、氫儲運、氫加注及氫應用全產業鏈領 域，可提供以氫能為核心的綜合解決方案。百臺裝配自主知識產權氫燃料電池的公交車于 截止 2022 年 3 月累計載客運營里程突破 1300 萬公里，百公里平均氫耗低于 3.4kg，各項 指標達到業內先進水平。擁有適應高海拔、多山地、大溫差等特性的氫燃料電池發動機研 發設計能力。與車企聯合完成物流車、清掃車、城際客車、8.5m 公交車、49t 牽引車、31t 渣土車 10.5 米公交車等新車型開發。 參與“成渝氫走廊”建設，“氫”裝上陣構筑產業鏈高地。四川省和重慶市于 2021 年 11 月 30 日同時啟動“成渝氫走廊”建設，兩地規劃于 2025 年前投入約 1000 輛氫燃 料物流車，并配套建設加氫站。為積極助力“成渝氫走廊”建設，東方電氣作為成渝氫能 產業重要企業，積極加強與產業鏈上下游企業的協同創新及資源整合，與中國汽研、成都 城投能源共同構建成渝地區氫能產業大數據平臺，與四川能投、華氣厚普、四川金星等十 五家企業組建“成渝氫走廊”技術創新生態圈聯盟，攜手中國物流、氫運氫能開展“成渝 氫走廊”首期三條重卡線路示范，對燃料電池在中遠途、中重載、坡道、短倒運輸等不同 場景的應用展開驗證，以期形成“以示范促應用、以應用促發展”的良好局面。

3.2.4 調相機：特殊的大型發電機 公司市占率位居前列

調相機本質為特殊的大型發電機，三大主機廠絕對優勢。目前國網在換流站和變電站 中共安裝了 47 臺 300Mvar 大型調相機，均為上海電氣、東方電氣和哈爾濱電氣中標，分 別中標 21 臺、14 臺和 12 臺，中標率分別為 45%、30%、25%。此外，東方電氣還陸續 供貨了海南州千萬千瓦級新能源基地、華潤元寶山風電場、中廣核興安盟風電場等新能源 項目的分布式調相機。總的來看，由于調相機本身為一種特殊的大型發電機，三大主機廠 在此領域優勢明顯，基本壟斷了國內市場。

3.3 公司所處行業整體穩步增長 水電占比提升格局進一步優 化

前面我們重點分析了煤電、氣電、核電、水電等常規電源行業以及光熱、壓縮空氣儲 能、氫能、調相機等行業的發展空間和競爭格局。 煤電板塊：從整個行業發展層面來看，煤電十四五后期和十五五初期裝機量會迎來大 幅增長，用以彌補我國電力供應短缺問題，從十五五初期開始行業開始下滑。但是由于預 計我國 2030 年以前平均每年用電負荷增長絕對值仍保持在 70—80GW 的水平，因此煤電 下滑部分仍然需要其它可靠性電源補足。 其它電源板塊：其中氣電、核電等穩步增長，水電特別是抽水蓄能有望在十五五迎來 爆發式增長。光熱發電、壓縮空氣儲能等即將邁入商業化門檻，有望實現從零到一的大跨 越發展。氫能作為想象空間最大的領域之一，目前行業增長尚未完全打開，但后續增長潛 力可能遠超其余板塊。

調相機、煤電靈活性改造：分別從無功和調峰角度支撐新能源轉型，也是受益于新能 源轉型的方向，有望貢獻錦上添花的功能。 從設備單位價值量角度：光熱發電沒有燃料消耗，且其頂峰、調節能力在電力市場化 加速背景下有望凸顯，后續單位價值量可能會逐漸下滑但預計仍將大幅高于煤電等板塊， 未來傳統電源板塊單 GW 價值量呈上升趨勢。 行業整體空間：據我們測算，傳統電源設備板塊市場空間隨著煤電行業大爆發，有望 在 2024 年提高至約 1228 億元，并隨后保持穩定增長，2030 年有望達到近 1800 億元量 級，十五五期間行業整體空間并不會出現下滑。

從競爭格局角度：除水電外其余板塊競爭格局類似，東方電氣、哈爾濱電氣、上海電 氣各有優劣但整體還是呈現三分天下格局，但水電板塊東方電氣和哈爾濱電氣優勢明顯。 后續水電板塊增速加快，東方電氣整體格局會進一步優化。

4.盈利預測

由于本篇報告主要探討公司所處行業遠期發展前景和競爭格局，因此我們維持對公司 2023 年—2025 年的盈利預測。我們預計公司 2023 年至 2025 年實現營業總收入 656.5 億元、819.6 億元、901.7 億元，同比增長 18.6%、24.8%、10.0%。實現歸母凈利潤 38.6 億元、53.1 億元、61.4 億元，同比增長 35.1%、37.5%、15.7%。 （1） 燃煤機組：根據未來行業發展情況，預計 2023-2025 年營收增速分別為 7.8%、 80.5%、0%。 （2） 燃機機組：根據未來行業發展情況，考慮去年燃機核準裝機高速增長，預計 2023-2025 年營收增速分別為 150%、0%、0%。 （3） 核電機組：根據未來行業發展情況，預計 2023-2025 年營收增速分別為 25%、 20%、10%。 （4） 可再生能源裝備：綜合水電和風電行業發展情況，預計 2023-2025 年營收增 速分別為 9.2%、9.1%、19.3%。 （5） 新興成長產業：預計 2023-2025 年增速分別為 15%、15.5%、16%。 （6） 工程及服務：預計 2023-2025 年增速分別為 15%、15%、15%。 （7） 現代制造服務業：預計 2023-2025 年營收增速分別為 12%、24.5%、0.5%。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）