东方电气研究 告：电力装备多电并举，电力服务后市场启动

1. 60 余年深耕发电设备业务结构优化开启新篇章

1.1 始于三线建设起于改革开放 60 余年专注发电设备制造

始于三线建设，起于改革开放，60 余年深耕发电设备。公司前身为德阳水力发电设备 厂，1958 年在四川动工建设。20 世纪 60 年代至 80 年代，受益于国家三线建设战略支持， 哈尔滨及上海各工厂采用“对口搬迁，一线工厂一分为二”的方式，支援建成了以东方锅 炉厂、东方汽轮机厂、东方电机厂三大主机厂为核心的中国第三个大型发电设备制造基地 ——四川东方发电设备制造基地。由此，我国形成了哈尔滨、上海、四川东方三大发电设 备制造基地。80 年代至 90 年代，国内多家电源设备厂商乘改革开放之风引入外商技术， 通过吸收、消化再创新与跨国人才交流等方式，奠定我国电气设备技术与管理基础。1984 年，东方电机厂、东方汽轮机厂、东方锅炉厂与后来成立的东风电机厂在成都组建东方电 站成套设备公司（1992 年更名为中国东方电气集团公司，2009 年更名为东方电气集团）。 中国东方电气集团公司旗下东方电机厂（即东方电气）分别先后在 1994 年 6 月、1995 年 7 月于港交所（1072.HK）、上交所（600875.SH）上市。

六电并举，五业协同，致力打造中国的 GE。公司为国内首个累计生产发电设备突破 6 亿千瓦的企业，是世界最大的成套发电设备供应商和电站工程总承包商，通过收购控股股 东核心资产不断优化业务结构：2007 年，收购控股股东旗下东方锅炉 68.05%股权及东方 汽轮机 100%股权；2009 年，收购控股股东旗下东方重机 27.3%股权；2018 年，收购控 股股东旗下东方财务等资产。至此，实现业务拓展和板块的重新划分，形成“六电并举” （水电、火电1、核电、气电、风电、太阳能）与“五业协同”（清洁高效能源装备、可再 生能源装备、工程与贸易、现代制造服务业、新兴成长产业）的多元化业务发展平台。

60 余年发电设备技术积淀，奠定多元化发电设备布局基础。公司 20 世纪 60 年代前后 进入水电设备领域，紧跟产业趋势扩展业务边界：1958 年，四川德阳水力发电设备厂破土 开工，进入水电业务；1964-1966 年，建设东方锅炉厂、东方汽轮机厂以及东风电机厂， 分别进入火电、气电及核电业务；2004 年进入风电业务，并于 2015 在四川省德阳市成立 年东方电气风电有限公司；2010 年，启动燃料电池研发工作，进入氢能业务。至此，公司 形成了水电、火电、气电、核电、风电和氢能多元化发展布局。

公司控股股东为国资委直属央企东方电气集团。截至公司 2021 年三季 ，东方电气集 团为公司第一大股东，持股比例 55.4%，实际控制人为国务院国资委。东方电气集团旗下 拥有多家子公司，经过多次资本运作，集团几乎将所有资产均注入东方电气。公司通过定 增、换股等方式先后收购大股东旗下东方锅炉、东方汽轮机、东方重机、东方财务、东方 国际、东方自控等资产，成为东方电气集团唯一上市平台。

1.2 业务结构持续优化新型电源设备与服务双轮驱动

公司业务结构持续优化，由“一火独大”向新能源转型，伴随现代制造服务业为主体的服务业收入占比持续提升，公司业绩企稳回升并保持高速增长。2014-2017 年，受下游 需求减少、宏观经济低迷等因素不同程度影响，公司营收持续下滑；其中 2016 年，受 1） 火电和水电行业需求减少，产品价格及销量下降；2）公司深化内部改革，销售费用与管理 费用增加；3）风电产品的质保费用计提比例从原来的 3%提高到 6%三方面因素影响，公 司亏损 17.84 亿。2017-2021 年上半年，公司实施“成本领先工程”，并积极调整业务结 构，形成六电并举格局，由“一火独大”的业务结构向新能源转型，并积极发展具有较高 毛利率的轻资产模式的以现代制造服务业为主体的服务业，使得公司营收规模逐步提升， 归母净利润扭亏为盈且增速维持高位。2020 年与 2021 年上半年，公司分别实现营收 372.83 亿元、227.37 亿元，同比分别增长 13.53%、28.07%；分别实现归母净利润 18.62 亿元、13.48 亿元，同比分别增长 45.73%、41.27%。

一方面，公司电源结构持续优化，风电超越火电成为公司第一大电源设备业务。根据 公司公告，2018 年以前，清洁高效能源装备占公司营收主要比重（2017 年占比 67.38%）， 其中又以火力发电设备为主（2017 年火电设备占清洁高效发电设备营收比重 73.60%)， 2017-2020 年，火电营收占比由 49.59%下滑至 19.66%。2018 年至今，公司可再生能源 装备占比加速提升，至 2021 年上半年，首次超过清洁高效能源装备成为公司第一大营收板 块，其中风电快速增长贡献主要增量，受益于“双碳”政策，风电行业迎来爆发期，2020 年与 2021 年上半年，公司风电业务分别营收 74.32 亿元、63.96 亿元，同比分别增长 108.71%、267.62%，占公司营收比重分别为 19.94%、28.13%，超越火电成为第一大电 源业务。

另一方面，公司业务逐步由设备供应商转向设备+服务的全生命周期服务商。2018 年， 公司发行股份收购多项资产，并将业务分类调整为清洁高效能源装备、可再生能源装备、 工程与贸易、现代制造服务业、新兴成长产业六大板块，其中现代制造服务业板块包含电 站服务、金融服务和物流服务等，电站服务指的是对火电、水电、风电等发电设备的维修 改造运维等电站全生命周期服务。2018-2020 年，公司现代制造服务业板块占营收比重持 续小幅提升，由 11.09%上升至 13.17%；营收规模快速增长，由 34.04 亿元上升至 49.10 亿元，期间 CAGR 为 20.10%。

从盈利能力来看，受益于“三降两提高”与业务结构整合优化，公司整体盈利能力持续提升。公司自 2017 年推行“降存货、降应收账款、降成本以及提高采购集中度、提高资 金集中度”，期间费用率持续改善，2021 年上半年跌至 12.78%。2020 年与 2021 年上半 年，公司毛利率分别为 20.35%、18.02%，较 2016 年分别提升 8.31pct、5.98pct；净利 率分别为 5.29%、6.48%，较 2016 年分别提升 10.58pct、11.77pct。

分电源看，火电、水电毛利率稳中有升，风电毛利率趋于稳定。2019 年以来，火电与 水电毛利率呈上升趋势，其中 2019-2020 年火电毛利率稳定在 25%上下，水电毛利率提 升至 16.69%。气电、核电与风电下滑，其中风电业务受上游原材料价格上涨及售价价格下 滑等因素致使近两年毛利率呈下降趋势，未来有望企稳。

分产业看，现代服务制造服务业毛利率远高于其他业务，维持在 40%以上。 2018-2020H1，现代制造服务业毛利率从 55.45%下降至 41.81%，但仍远高于其他业务。 受益于高毛利率业务占比持续提升，公司整体毛利有所上行。

展望未来，公司有望继续获取现代制造服务业订单，持续成长。截至 2020 年，国内火 电、水电、风电分别累计装机 1245GW、370GW、72GW，存量机组运营期内运维需求规 模极大。公司于 20 世纪 60 年代前后分别进入水电、火电领域，21 世纪初进入风电领域， 为较早进入火电、水电与风电领域的发电设备企业，并在水电、火电领域长期维持 40%以 上市场份额，在风电领域累计出货量位居国内前五，我们认为公司作为电源设备全生命周 期服务商，将深度受益于存量机组维修改造需求，为公司提供持续性业绩增长动力。

1.3 注入资产拓展业务股权激励提升业绩确定性

控股股东注入优质核心资产拓宽公司业务范围，提升盈利能力。2018 年 3 月，控股股 东向上市公司注入优质资产，助推公司“十三五”战略发展规划的实施。本次资产注入为 公司新增电力电子与控制、金融、物流、贸易、新能源、工业智能装备、氢能汽车、液流 电池等业务。本次交易后，公司在产融结合、国际化经营方面得到有力提升。

注入核心技术提升创新能力。除注入股权外，公司还注入了资产价值 6500 万元的 833 项设备资产及 472 项无形资产。知识产权等无形资产大幅提升公司核心及新兴技术自主创 新能力，助力公司“传统主业+新兴产业”双轮驱动发展战略，开拓潜在利润增量空间。

2. 新型电力系统建设需多电源配合公司业务全方位受益

2.1 新能源成为出力主体新型电力系统建设迫在眉睫

与此前国家能源局提及的构建适应高比例可再生能 源发展的新型电力系统相比，此次提法明确将新能源作为未来电力系统的出力主体。与传 统基荷电源相比，风电、光伏发电具有间歇性、不稳定性和低转动惯量，大规模接入电网将给电力系统的安全稳定运行带来严峻挑战：一方面，新能源发电随机性强，难以预测出 力曲线，“源随荷动”的传统运行方式难以为继；另一方面，风电“弱转动惯量”和光伏 “零转动惯量”的特性使得电力系统等值转动惯量降低，电网抗扰动能力下降。

除电源端不稳定性增大以外，负荷端用电需求将快速增加，单纯依靠电网难以保障系统安全稳定。碳中和背景下化石能源需全面退出燃料领域，其核心在于能源生产侧实现清 洁替代，能源消费侧实现电能替代，电能占终端能源利用的比例将趋近 100%。这意味着 以电制热（冷）技术、电动汽车、电化学技术为代表的电能替代持续扩展用电领域，最大 负荷将保持较快增长，温升型、冲击型负荷将大量涌现。源、荷两侧波动性均有所加大， 单纯依靠电网调度难以保障电力系统运行稳定，传统电力系统难以支撑。

因此，适应新能源出力特性的新型电力系统亟待建立，源网荷储要共同转型。为适应 新能源出力的随机性和不可控，电力系统各环节灵活性都要充分挖掘，并同时配套市场机 制改革，促进电力系统在结构形态、运行控制方式和规划建设与管理等各方面全面变革， 进而形成以新能源电力生产、传输、消费为主体的新一代电力系统。

在电源侧，风电、光伏等新能源发电将逐步成为供应和责任主体，预计到 2030 年新能 源装机将超过 12 亿千瓦，成为电源结构的装机主体；到 2040 年，新能源发电量占比过半， 成为电力系统的电量主体。与此同时，电源侧灵活性资源需得到充分挖掘，火电灵活性改 造能将机组最小出力由传统的 60%降至 30%，提高调峰效率，燃气机组启停快、运行灵活， 可为清洁能源与负荷波动提供灵活调节，两者挖掘调峰潜力最具现实可行性。

在电网侧，为解决能源资源与负荷中心逆向分布的特点，电网侧将逐步形成交直流大 电网，加强柔性互联，发展特高压输电技术、电网的智能调度控制与安全防御技术，保障 电网的安全稳定运行。同时电网调度利用抽水蓄能及氢储能参与调峰，提高电网消纳能力。

在负荷侧，“双碳”背景下，为应对供给端和负荷端的双重随机性，分布式电源与可 调节负荷需大量接入，提高电力系统中“产销者”比例，充分挖掘负荷侧灵活性资源价值。

2.2 电力系统全面转型公司各领域充分受益

新型电力系统的构建需电力系统全面转型，公司各领域将充分受益。新型电力系统的 构建在电源、电网均提出了相应需求与发展机遇。1）电源侧：新能源（风电、光伏）作为 主力能源，装机高速增长；火电与气电调峰能力突出，火电灵活性改造将再提高调峰效率； 核电作为清洁能源，审批有望加速；2）电网侧（储能侧）：抽水蓄能经济性最好，电网侧 调度保障系统最优化；氢能具有跨季节、长时间的储能特性，参与电网调峰调频辅助服务 可提高电力系统安全性、可靠性、灵活性，实现能源跨地域和跨季节的能源优化配置。

3. 新型电力系统下公司传统电源业务迎来新需求

3.1 火电：装机规模稳定电站服务延长设备商生命周期

国内火电装机规模增速放缓，短期内规模或已触底。受下游需求与火电供给侧改革影 响，2015-2019 年，国内年度新增装机规模持续下滑，2020 年国内电力需求回暖推动火 电新增装机提升，火电累计装机量达 1245GW。考虑到火电在我国电力能源的主体地位， 我们认为未来几年火电新增装机规模将保持稳定或小幅上涨，但是其电源定位将逐渐从基 荷电源转向调节性电源。

火电灵活性改造能将机组最小出力由传统的 60%降至 30%，提高调峰效率。为进一步 挖掘电源端灵活性资源，常规水电、燃气燃氢发电等调节电源需求预计将持续增加，煤电 陆续自然减退即可满足碳中和要求，但其定位将逐步由基荷电源转向调节性电源。目前我 国煤电最小出力保持在 50-60%之间，冬季供热期仅能低至 75-85%，严重限制了火电机组 的调峰能力，通过对火电机组进行灵活性改造能够降低其最小出力、快速启停、快速升降 负荷，实现大规模调峰作用。

新型电力系统目标下，火电灵活性改造亟待提速。根据我国“双碳”政策，到 2030 年碳达峰之前，非化石能源占一次能源的消费比重达到 25%。相较于新能源出力的波动性、 随机性，火力发电受季节、气候影响的影响较小，新能源短期内取代煤炭成为基础能源的难度较大，煤炭发展的客观条件依然存在；且基于我国火电存量设备基数大的特点，提升 燃煤电厂的运行灵活性，增强机组调峰能力，成为较为可行的方案。2021 年 10 月底国家 发改委与能源局共同发布《国家发展改革委国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的 通知》，要求“十四五”期间节煤降耗改造 300 克/千瓦时以上的煤电机组改造规模不低于 3.5 亿千瓦，到 2025 年全国煤电平均供电煤耗降至 300 克标准煤/千瓦时以下；灵活性改 造完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦：实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。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3。

公司作为火电设备的龙头企业，有望率先受益行业发展。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。

我们认为，公司作为火电主机的主要提供商，将充分受益于三重行业趋势：1）根据 2021 年 12 月中央经济会议的表态，预计“十四五”期间我国仍将新增约 150GW 的火电 装机；2）“十四五”期间，约 2 亿千瓦的火电机组将进行火电灵活性改造，由于市场格局稳定，我们认为公司有望在火电灵活性改造上获取相同份额，或至少获取存量设备的改造订单；3）除火电灵活性改造外，火电机组在运营过程中的维修、改造（煤耗改造、环保改造）也成为各大电厂未来考虑的重要因素，公司作为行业龙头，预计也将持续受益。

火电作为我国重要发电能源与调峰手段，一方面装机装模有望稳定提升，另一方面随着存量机组提升，维修改造及运维规模有望逐步提升，公司作为国内主要大型火力发电设备生厂商，将充分受益于行业趋势，火电业务由提供设备为主体转为改造+运维服务占主体。

3.2 气电：调峰能力强大“十四五”发展提速

气电设备启停迅速，运行灵活，100%全负荷启动只需 9-10min4，是优质的调峰电源。 气电设备调峰能力强，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，水电站址资源有限，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。

2010-2020 年我国气电设备装机规模增速回落，复合年均增长率为 13.90%。我国天 然气存在对外依存度高，受政策影响大等特点，2010-2020 年期间，累计装机规模增速由 2011-2014 年的 22-30%逐步回落至 2016-2020 年的 6-10%，未来考虑到气电强大的调 峰能力与新型电力系统的调峰需求，我们认为“十四五”期间气电设备新增装机中枢有望 提高。

公司作为气电设备领域龙头企业，有望率先受益。我国天然气发电设备市场为寡头垄 断，主要参与者为东方电气与哈尔滨电气。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。2018 年以来受益于市场景气度提升，公司燃机设备销售额快速增长，2020 年公司燃机设备营收 20.19 亿元，同比增长 8.79%。

公司燃机技术领先行业，自主研制出首台国产 F 级 50 兆重型燃机，技术落地带动订单增长，市场份额有望进一步提升。公司气电业务产品覆盖燃气轮机、蒸汽轮机、余热锅炉， 是国内领先的重型燃气机装备和燃气发电整体解决方案供应商，具备燃气-蒸汽联合循环 （GTCC）发电设备成套设计、制造、安装、调试和售后服务能力。燃机国产化率超过 80%。 根据公司公告，截止 2019 年底，公司 F 级燃机市场占有率接近 40%。2020 年 9 月，自 主研制国产首台 F 级 50 兆瓦重型燃机实现满负荷运行，标志着我国初步具备完整的 F 级重 型燃机设计、制造和试验验证的能力，成功填补了国内重型燃机技术体系的空白。我们认 为，随着公司技术落地，市占率有望进一步提升。

我们认为，气电作为最优质的的调峰能源，新型电力系统下装机增速中枢有望提升。公司作为气电设备龙头，且技术领先，将充分受益于行业发展，气电业务营收与市占率有望提升。

3.3 核电：“双碳”下审批有望加速核电龙头深度受益

预计“十四五”期间至少年均核准 7-8 台核电机组，较“十三五”年均核准数量翻倍，审批加速。“十三五”期间仅核准 17 台核电机组，年均 3.4 台。根据上文《中国核能发展 告（2020）》，2020-2035 年，国内在建及投运核电装机共 2 亿千瓦，扣除 2020 年底 在建与开工 19 台，按照华龙一号每台机组装机容量 115-118 万千瓦测算，还需要 108-111 台，即 2021-2035 年年均核准 7-8 台核电机组5，较“十三五”期间核准数量翻倍。

公司为国内核电设备龙头，有望深度受益核电审批加速。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，自 1996 年以来，公司先后承接了 38 台百 万千瓦级核电汽轮发电机组供货合同，其中已有 20 台机组投入运行，机组性能指标均优于 合同保证值。根据公司公告，2019 年，公司核电设备市占率 35%以上；2018 年，公司核 岛市场占有率达到 65.9%，常规岛 44.9%。公司作为行业龙头，有望深度受益于核电审批 加速。

公司在核电设备领域技术领先，行业龙头地位稳定。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。

我们认为，“双碳”政策下，国内核电审批有望加速，核电建设进入密集期。公司作为核电常规岛、核岛主机设备龙头，自主研制“华龙

4. 水电：水电龙头抽水蓄能打开业绩天花板

4.1 水电设备行业龙头占据近半市场

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，行业经验极其 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。

国内水轮机设备龙头，市占率约 50%。公司水电业务营收及水轮发电机产量随行业波 动，2020 年水电营收 24.81 亿元，同比增长 10.04%；2020 年水轮发电机销量 5.6GW， 同比增长 226.76%。根据公司 2018 年年 ，公司巩固传统水电市场，抓住抽水蓄能发展 契机，形成领先优势，市场占有率从 2016 年的 10.4%提升至 2018 年的 47.2%，销量占 国内装机量比重从 2017 年的 11.43%提升到 2020 年的 42.36%并保持稳定。

由于水电资源有限，“十四五”期间常规水电装机预计增长缓慢。根据建设进度，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”期间我国仅有托巴电站有望投产，装机增速较“十 三五”小幅下降。

4.2 新型电力系统下抽水蓄能带来第二成长曲线

抽水蓄能电站水轮机双向可逆，相较于常规水电站水轮机功能更多技术更复杂。抽水 蓄能电站水轮机与常规水电站水轮机同属于水轮机，存在异同。抽水蓄能电站与常规水电 站水轮机都有上水库，上水库水流向下方的水轮发电机，推动水轮发电机发电；不同的是， 抽水蓄能电站使用的水轮机是双向可逆的，既可作为水轮机使用也可作为水泵使用，又称 之为水泵水轮机，相较于常规水电站水轮机功能更多更复杂。抽水蓄能电站推动水轮发电 机发电后的水储存在下水库，将下水库的水泵到上水库，水流双向运行。

抽水蓄能既可直接寻找合适厂址建设，也可由常规水电改造而成，我国水能资源非常 丰富，水电装机是全世界第一，大部分梯级开发的水电站都可以进行加泵和扩机，经过改 造后很多常规水电都可以变成抽水蓄能。

源网荷储四种方式中，储能是唯一可以实现“填谷”和能源空间转移的方式，发挥能 量调节功能，实现低密度、波动性能源的高密度、可控性利用，达到“类常规电源”的效 果。在储能的各类形式中，抽水蓄能经济性最佳。根据《储能的度电成本和里程成本》， 假设抽水蓄能电站使用寿命 50 年，每天抽放一次，系统能量成本在 120-170 万元/MW·h， 电站运维成本约 120 万元/MW·h，其他成本 20 万元/MW·h，系统能量效率 76%，年运行比 例约为 1 年的 90%，则测算可得抽水蓄能的度电成本为 0.21-0.25 元/kW·h，远低于电化学 储能的 0.6-0.8 元/kW·h。

目前我国抽水蓄能电站均由电网进行统一调度，电网作为我国电力系统的调度主体， 对抽蓄进行统一调度能够避免功能发挥相互冲突而带来的评价难题，引导调度的合理调用， 最大化发挥抽水蓄能能力。在调度主体和功能定位明确之后，抽蓄费用即能进入容量市场， 按照容量电费机制获取收益。

两部制电价保障盈利水平，打开抽水蓄能发展空间。2021 年 4 月，发改委发文进一步 完善抽水蓄能价格形成机制，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。容量电价按照偏计划的方式定价，容量电价电网支付并纳入输配电价回收（实际等 于是由下游电力用户共同负担）；电量电价按照偏市场化的方式定价，未来抽水蓄能电站 将成为现货市场、辅助服务市场的重要参与者。我们判断，输配电价回收政策理顺抽蓄行 业成本传导机制，并为企业合理利润兜底，这种相对稳健的类固收模式对外部资本具备一 定吸引力，有望打开抽蓄行业发展空间。

随着需求快速释放和盈利模式逐步清晰，抽水蓄能出货量有望迎来快速增长，预计 2021-2030 年新增装机 90GW，为目前装机规模的 3 倍。根据国际可再生能源机构数据， 截至 2020 年底，我国已投运储能项目累计装机规模为 35.6GW，其中抽水蓄能为 31.79GW，占我国储能总量 89.30%。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，预计我国 2025 年累计装机 62GW，较 2020 年翻一番；2030 年累 计装机 120GW，较 2025 年再翻一番。2021-2030 年新增装机 90GW，为目前装机规模 32GW 约 3 倍。

公司作为国内水轮发电机组龙头，已在水电业务积累深厚技术基础，有望乘行业之风打开业绩天花板。受益于公司在水轮发电机组的领先优势，公司抽水蓄能业务方面已获得 多项订单，形成领先优势：2016 年 12 月，国网新源浙江仙居抽水蓄能电站全面投产，公 司为其制造 4 台 375MW 抽水蓄能发电机组，为当时国内单机容量最大的抽水蓄能电站。 2017-2018 年公司先后获得长龙山、丰宁、沂蒙、永泰、蟠龙等订单，其中长龙山最高水 头为国内最高，世界第二。高挑战订单意味着公司在抽水蓄能领域已完成多项核心技术突 破，并受到客户认可。我们认为公司在水电业务多年的技术积累与口碑，有望为其赢得后 期抽水蓄能订单；2020 年我国常规水电站累计装机 338GW，公司在常规水电站市场份额 超过 40%，将深度受益于存量常规水电改造，公司将乘行业之风打开业绩天花板。

国家 2021-2030 年规划新增装机 90GW 的抽水蓄能，按造价 5500-7000 元/千瓦6， 建设周期 5-6 年计算，抽水蓄能投资规模将达 4950-6300 亿元。按照水轮机投资额占抽水 蓄能电站投资 15%计算，即 743-945 亿元。考虑到公司抽水蓄能式水轮发电机技术全国领 先，保守下预期公司保持 40%的市占率，则 2021-2030 年公司抽水蓄能能够获得 297-378 亿元订单，“十四五”期间获得超百亿订单，助力公司打开业绩天花板。

我们认为，未来十年，常规水电装机规模增长放缓，而“双碳”政策下，抽水蓄能作为经济性最佳的储能方式，有望迎来爆发式增长。公司作为国内抽水蓄能发电机龙头，龙头优势有望延续至抽水蓄能业务，在新增抽水蓄能与常规水电改造中深度受益，公司水电业务将乘行业之风打开业绩天花板。

5 风电：新型电力系统主力能源凭借技术优势享受 行业 beta 与公司 alpha

5.1 行业：“双碳”下装机高速增长风机大型化趋势清晰

“双碳”战略下，未来十年风电装机规模增长超 2 倍。双碳战略下新能源将迎来快速增 长，我们预测到 2025 年风电累计装机将达到 5.07 亿千瓦，到 2030 年累计装机将达到 8.87 亿千瓦，未来 5 年、10 年装机复合增长率分别为 12.45%，12.14%；未来 5 年、10 年新 增装机分别为 2.25 亿千瓦（225GW）、6.05 亿千瓦（605GW）。

除新增风电场外，风电场改造升级相关政策颁布，未来十年或将再增 6000 万千瓦风电装机。风电机组使用寿命在 20-25 年，随着寿命接近，部分机组已老化；且早期安装的 单机容量低，据 CWEA，2010 年我国新增装机的风电机组平均单机容量仅 1.48MW，远 低于 2020 年的 2.67MW；早期安装的风电机组所在风电场资源好等问题使得早期风电机 组经济性问题凸显，改造紧迫性强。2021 年 12 月，国家能源局发布《风电场改造升级和 退役管理办法（征求意见稿）》，鼓励并网运行超过 15 年的风电场开展改造升级和退役。

据《我国风电机组退役改造置换的需求分析和政策建议》，预计“十四五”期间累计 退役机组容量将超过 120 万千瓦，全国改造置换机组需求将超过 2000 万千瓦，1.5MW 以 下机组和 1.5MW 机组约各占一半；“十五五”期间风电机组退役改造置换规模约 4000 万 千瓦，以 1.5MW 机组为主。

从技术趋势来看，国内风机技术快速发展，风机大型化趋势明确。“十三五”期间国 内风机大型化趋势明确，根据 CWEA 统计，我国风电新增装机平均功率在 2019-2020 年 加速提升，2020 年达 2.67MW，相较于 2010 年 1.48MW 提升 80.76%。2020 年新增装 机中，3.0-3.9MW 单机容量的机组占比达 27.8%。

多家整机厂商推出 4.0MW 及以上风电机组，国内风电机组大型化趋势路径清晰。2021 年度北京国际风能大会暨展览会上，远景能源、明阳智能、中国海装等 12 家整机商在展台 或创新剧场发布了新型号风电机组。此次风能展中，整机商新推出的绝大部分风电机组均 在 4.0MW 及以上。单机规模方面，金风科技、明阳智能、电气风电、运达风电、东方风 电和中国海装分别推出了 10MW 以上的风电机组。

我国风电机组技术快速发展，国产化率快速提升。我国风电机组市场在 2005 年前由海 外企业占据主导地位，2005 年风机制造商 GAMESA 市占率第一达到 35.7%；2005-2010 年国内风电整机厂起步，通过引入技术、吸收消化再创新，至 2010 年基本实现国产化，国 产占比达到 90%；2010 至今，国内风电整机厂技术快速进步，已成为市场上的领先企业。 2021 年明阳智能推出 MySE 16.0-242 海上风电机组，额定功率达 16MW，为全球最大功 率海上风电机组，单机容量超过维斯塔斯 V236-15.0MW、西门子歌美飒 14MW-222DD、 GE Haliade X 14MW-220。

国内竞争格局较为稳固，但竞争不止、龙头份额呈下滑趋势。我国风电整机厂市场为 完全竞争市场，竞争格局较为稳定，形成了以金风科技、远景能源、明阳智能为龙头，上 海电气、运达股份、中车风电、东方电气、三一重能等公司加速追赶的格局，2018-2020 年国内风电格局 CR3 逐步降低，CR10 有所提升的趋势。根据 CWEA 的数据，2020 年国 内风电整机厂装机量前三分别为金风科技（22.6%）、远景能源（16.8%）以及明阳智能 （10.1%），公司排名第七，市占率为 5.7%。

5.2 公司：海风大风机技术领先订单落地业绩更上一层楼

行业进入爆发期，公司显著受益。2017-2020 年公司风电机组销量增速持续提升，2020 年公司出货量 2.9GW，同比增长 201%，实现营收 74.32 亿元，同比增长 109%。市占率 方面，公司为较早进入风电行业的企业，2011-2020 年公司市占率维持在 5%水平，稳定 在行业前十。2018-2020 年，受益于公司技术突破，市占率有所提升，2020 年公司新增 装机市占率为 5.7%，排名第七。公司全球业绩已超过 10000 台风电机组，国内累计出货 量排名前五。

公司为国内首家批量生产 10MW 海上风电机组企业，技术领先优势明显。公司作为较 早进入风电设备领域的企业，技术成熟度高：2021 年，公司自主研发的亚太地区单机容量 最大、叶轮直径最长，国内首台 10 兆瓦海上风电机组顺利安装并成功并网发电，历史性地 将中国风电单机容量推进“两位数时代”。

我们认为，随着风电大型化趋势的逐步推进，公司将凭借现有的技术储备率先受益。 截至目前，公司已中标中国华电 2021 年风电机组第一标段等百万千瓦级重磅订单。随着 10MW 海上风电机组等新产品订单陆续落地，公司业绩有望进一步增长。

我们认为，“双碳”时代，公司将在行业及技术优势上享受双重红利。1）“双碳”战略下，未来十年风电行业维持高速增长，公司将享受行业 beta；2）公司技术领先，在大型风机趋势下，率先推出 10MW 海上风电机组并批量生产交付，有望提升公司市占率，享受 alpha 收益。双重红利叠加下，公司风电业务增速有望超过行业增速迎来更快的发展。

6 氢能：“三位一体”战略布局“双碳”目标下未来可期

6.1 行业：“双碳”目标下氢能产业有望加速发展

氢能为清洁高效能源，优势明显，在“双碳”目标中发挥重要作用。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》提出 将氢能上升至国家层面的战略能源地位，有序推进充电桩、配套电网、加注（气）站、加 氢站等基础设施建设，提升城市公共交通基础设施水平。氢能的优势主要包括：1）无碳排、 无污染，氢气燃烧过程无碳排放、无污染物产生；2）热值高，氢气是常见燃料中热值最高 的（143kJ/g），是石油的约 3 倍，煤炭的 4.5 倍；3）安全性好，氢气在发生泄露后极易 扩散，爆炸下限浓度，高于汽油和天然气。在此优势下，氢能应用场景丰富，可应用在交 通运输、建筑、储能及工业领域。据国际氢能委员会，2050 年 43.2%的氢气将被用于交通 领域，27.3%的氢气用于工业，其余 9.8%和 16.7%的氢气将被运用于发电（储能）和热力。

四大应用场景中交通运输领域发展最快，仍处于示范期，伴随配套政策逐步落地，氢燃料电池有望进入快速导入期。2020 年 11 月国务院颁布的《新能源汽车产业发展规划 （2021—2035 年）》对我国新能源汽车的发展要求深化“三纵三横”研发布局，其中三 纵指混合动力汽车、纯电动汽车、燃料电池汽车三条路线并行发展。2021 年 8 月，国家发 改委等正式印发《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》，宣告京津冀、上海和广 东为国内三大氢燃料电池示范城市群，示范期为 4 年。氢燃料电池有望在政策的持续扶持 下，吸引更多资本、技术、人才，推动产业快速发展。2016-2020 年，我国氢燃料电池汽 车保有量从 629 台提升至 7352 台，增长十倍以上，产销量取得重大突破。根据《节能与 新能源汽车技术路线图 2.0》，2025 年将实现 10 万辆规模，2030 年达百万辆，行业或将 开启快速增长时代。

6.2 公司：十年技术积累打通产业链随行业爆发进入新起点

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。

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。公司积极加强与产业链上下游企业的协同创新及 资源整合，共同构建成渝地区氢能产业大数据平台，组建“成渝氢走廊”技术创新生 态圈联盟，共同开展“成渝氢走廊”首期三条重卡线路示范，将在氢能领域成为一流 的核心装备研制及综合解决方案提供商，打造氢能产业链整合高地。

氢能产业目前仍处于示范性阶段，我们认为，公司提前布局、打通产业链，凭借与多个政府及企业签订的战略合作协议、建立客户资源等方式形成先发优势，有望随行业进入爆发期进入新起点。