2024能源装备行业转型与市场前景分析报告
1.全球能源装备核心企业，供应我国超三分之一电源设备
公司是中国东方电气集团核心上市平台，拥有几乎全部核心资产,60余年技术积淀奠定多元化发电设备布局,提供我国超三分之一电源设备。公司前身为德阳水力发电设备厂，于1958年建立，后更名为东方电机厂。20世纪80年代，经机械工业部批准，东方电机厂、东方汽轮机厂、东方锅炉厂和东风电机厂在成都共同组建成为东方电站成套设备公司，并于1992年正式更名为“中国东方电气集团公司”，2009年更名为东方电气集团。1994年-1995年，东方电机先后在港股和A股上市。
2007年起，公司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，成为东方电气集团核心上市平台。截至2024年一季度，东方电气集团为公司第一大股东，持股比例55.66%，实际控制人为国务院国资委。60余年来，公司发展始终紧紧围绕我国电力系统建设和能源结构转型：自20世纪60年代进入水电业务后，于1974年成功研制第一套200MW火力发电设备进入火电领域，随后研发制造燃气轮机、蒸汽发生器等核岛设备、风电机组等多种电源核心装备，均达到先进水平；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、太阳能、氢能多元化发展布局。市场方面，公司提供了我国超三分之一电源设备，其产品和服务遍及全球近80个国家和地区，在全球能源装备领域具有较强的竞争力和影响力。紧跟能源低碳转型趋势，构建“六电并举”、“六业协同”产业发展格局，盈利能力不断优化。
2011-2017年，受国内宏观经济放缓、用电量增速低于预期等影响，以及核电审批放缓等影响，公司营收有所下滑。2017年后，随着全球清洁能源转型加速，能源装备市场竞争愈发激烈，公司采取一系列措施：1)2017年，组建可再生能源事业部，大力发展风电业务，市场占有率持续提升，努力开拓抽蓄市场2）2018年，收购东方电气集团资产，并逐渐形成高端石化装备、节能环保、工程与国际贸易、现代制造服务、电力电子与控制、新兴产业六大板块。
多项改革和业务优化下，公司盈利能力持续提升。2022年与2023年分别实现总营收553.64亿元和606.77亿元，同比增长15.78%和9.6%；分别实现归母净利润28.58亿元和35.50亿元，同比增长24.85%和24.23%。分板块来看，公司收入分为可再生能源装备（风电、水电）、清洁高效能源装备（燃机、核电、火电）、工程与贸易、现代制造服务业（电站金融、金融服务）、新兴成长产业。过去，公司营收以火电装备为主，随着公司契合能源转型调整战略，一方面能源装备中火电占比下降、风电占比上升；另一方面工程与贸易、现代制造服务业、新兴成长产业等营收规模的上升，能源装备占比总体下滑，多元经营下盈利能力与抗风险能力有所加强。2023年,清洁高效能源装备营收205.9亿元，占比34%，可再生能源板块营收138.4亿元，占比23%。从盈利能力来看，现代制造服务业毛利率维持高位，清洁高效能源装备处于第二位；分电源类型来看，核电因具备较高壁垒，毛利率较高。
2. 高比例新能源加重顶峰保供问题传统电源向容量支撑保障和电量并重转型
截至2023年12月底，我国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，其中，太阳能发电装机容量约6.1亿千瓦，同比增长55.2%；风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%。太阳能与风电占总装机容量的比例达36%。根据国际能源署（IEA）研究报告，当新能源发电量占比超过40%，新能源对电力供应的影响将成为电力系统面临的最主要问题。
保供问题：新能源出力曲线决定了其有效容量远低于常规电源，顶峰缺口问题要求电力系统必须有充足的备用容量。与常规气电、煤电、核电等相比，风电、光伏出力具有波动性与不确定性，与负荷特征匹配性差。随着占比不断提升，新能源小发期间电力供应不足和大发期间消纳困难的矛盾将反复交替出现。特别是负荷顶峰期间，新能源保证容量远小于其装机容量。从负荷顶峰缺口角度来看，我国用电高峰通常出现在夏季晚高峰时段，此时光伏和风电几乎无法服务于顶峰供电，保证容量系数较低。然而，2022年和2023年夏季最大负荷分别增长8.23%和3.84%，我国电力负荷仍保持较高增速，在此趋势下，如果要使实际备用率保持在稳定水平，便必须由常规气电、煤电、水电、核电等提供充足的备用容量。因此，从能源安全的角度而言，传统电源的容量支撑保障价值将进一步凸显。
政策面业正在重塑其价值定位。例如，两部制电价的出台，一方面实现了对电源品种电能量价值和容量价值的区分，另一方面也将推动煤电加快向容量支撑保障和电量并重转型。海外经验来看，即使负荷保持在相对稳定，也必须为系统留下充足的兜底容量。以德国为例，根据德国联邦网络局公布的数据，截至2023年底，德国新能源装机占比高达59.8%，光伏与风电发电量占比高达42.6%。尽管德国电力负荷相对稳定，但新能源出力波动性依然会对顶峰用电造成冲击。因此，一方面德国依赖邻国电力支撑，同周边9个国家之间输电容量接近2000万千瓦，占全年最大负荷的近30%；另一方面，德国仍将保留一定常规电源发电容量，根据《德国2035电网发展规划》预测，虽然到2035年德国风电、光伏发电装机容量占比将达到75%左右，但仍有接近25%的燃气、水电等常规机组用以保证系统平衡。
消纳问题：从新能源发电高峰的消纳角度来看，需要充分挖掘新能源以外其他电源的灵活性资源。目前，气电是调峰调频性能突出、可靠性高、可规模发展的调峰电源，是未来电力系统调峰的主要选择；通过灵活性改造，煤电最小出力水平由传统的60%进一步降至30%；此外，通过抽水蓄能、氢能等储能方式提供调峰灵活性资源，也是当前电力系统发展的重中之重。系统稳定性问题：此外，高比例新能源将显著影响电力系统的稳定性，调相机等装备需求有望持续增长。相较于传统电源形式的旋转机械接口，风电、光伏等主要通过变流器等电力电子接口并网，导致电力系统转动惯量降低，影响电力系统的稳定性。对此，可通过在电网侧的变电站以及电源侧的新能源电厂加装调相机等方式维持惯量水平。
3. 变革存量、做优增量，高端能源装备支撑新型电力系统可靠性与灵活性
新型电力系统下，公司传统业务中的煤电、气电、水电的容量支撑价值将持续凸显，以两部制电价为代表的市场机制正在重塑其在电力系统中的价值定位，可靠性与灵活性兼具的特征将确保其仍会得到进一步的发展；核电作为基荷能源，核准维持高峰已证明其稳定性价值；风电跟随清洁能源转型，维持原有增长趋势。新兴成长业务中，储能、氢能作为新型调节性电源和消纳设备，有望随行业进步迎来快速发展。
3.1 煤电：备用率将成核心约束市场严重低估煤电建设需求
自我国2020年提出双碳战略以来，新能源装机量节节攀高，电力中清洁能源比例继续提升已成为行业共识。但对于煤电的建设前景出现过两次明显的变化：（1）在双碳战略提出之时：市场普遍认为，在当时风光已经平价并有进一步大幅度降本可能的情况下，煤电在电价以及碳排放两方面都不具备优势，将被快速淘汰；（2）2021年起，我国部分地区开始出现限电情况，2021年尚有人认为是煤炭供应问题导致，但2022年川渝、江浙等地的大范围限电，则彻底将新能源供电不稳定的缺点暴露，故我国火电建设在2022年大规模重启，煤电装机量开始回升。
站在2024年的当口来看，2022、2023年开工的煤电大多数都将在2026年前投产。后续煤电如何发展市场已陷入迷茫和分歧，主要来自于两个核心担心问题：（1）利用小时数下滑：随着新能源大规模投产，煤电利用小时数下滑趋势较为确定，过去市场常用此指标衡量煤电建设需求；（2）碳达峰目标：煤电作为最大的碳排放用户，削减其排放是重中之重，煤电建设将因此受损。我们首先给出结论：（1）利用小时数指标已经失效，备用率将成为核心指标，利用小时数下滑并不意味着煤电过剩；（2）27年后需要每年继续投产50GW以上煤电才能保证缺电形势不会进一步恶化。（3）电力行业碳达峰不等于煤电装机量达峰，核心指标是煤电发电量是否达峰；本文将就这三个结论进行系统性分析。
3.1.1充裕度和经济性是煤电规划的两大核心指标我国煤电经历十二五期间大发展，其中2015年煤电装机净增加达5402万千瓦，但彼时我国面临用电量增速放缓、电力供需宽松、规划建设超出实际需求等背景，因此2016年3月，发改委、能源局发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》（发改能源【2016】565号），提出要建立煤电规划建设风险预警机制。同年发布2019年煤电规划风险预警，此预警至2020年发布最后一版，此后再未更新。根据此预警机制，煤电建设风险预警主要由三个指标决定：（1）充裕度指标：主要评价各省的系统备用率，即高峰时段现有装机规模能否保证供电安全，如果备用率过高则意味着高峰期装机充裕，无需多建煤电。不同的电源类型其保证高峰期供电能力也不同，煤电、气电、核电等可以在高峰期保证充足的功率输出，而风电、太阳能由于受自然条件影响难以保证。水电的保证能力低于煤电、气电但远高于新能源。而我国用电负荷普遍出现在午高峰或晚高峰，季度来看一般出现在7、8月。对于夏季晚高峰这种全年用电需求最旺盛的时段，光伏、风电的供给非常有限。因此充裕度指标主要由两个变量决定：最高用电负荷以及非新能源装机。（2）经济性指标：主要根据各省用电需求以及装机规模，计算煤电项目的预期投资回报率，回报率低于当期中长期国债利率则为红色预警。煤电的投资回报率与上网电价、煤价、利用小时数等因素相关。（3）资源约束指标：主要与各省大气污染排放物、水资源、煤炭消费量等因素相关。
3.1.2 双碳前利用小时数同时与充裕度和经济性挂钩双碳后开始脱钩过去市场普遍多用煤电利用小时数来衡量煤电的建设是超前还是滞后，核心是过去利用小时数可以直接反应经济性指标。这种思路在双碳目标提出之前并没有什么大问题，原因在于：（1）过去煤电电价基本不变而煤炭价格具有不确定性，因此煤电利用小时数很大程度上决定了经济性指标的好坏；（2）我国工业用电占比高，而工业用电负荷较为稳定，这导致我国一直以来总用电负荷波动较小。这种情况下，经济性指标和充裕度指标实际上较为重合。
因此，在新能源装机量大幅提升、新能源发电量也大幅增加的情况下，煤电的利用小时数呈下降趋势，故市场认为煤电建设将放缓，2022年起的煤电回暖仅仅是新能源装机量尚未达到高点时的应急之策。但在双碳战略提出后，以煤电利用小时数作为单一指标衡量煤电的建设需求已经失效。原因就在于：（1）新能源无法满足高峰期的供电需求，新能源出力不稳定性使得煤电出力波动加大，煤电利用小时数与系统备用率关联度降低；（2）煤电已从单一制电价改为两部制电价，且容量电价的比重还将进一步上升，煤电利用小时数与经济性指标的关联度降低。
3.1.3 备用率将成煤电规划核心指标停建煤电将加重缺电现象为判断煤电的后续需求，还是应该回到煤电预警机制的底层原理来。在三大指标中，系统备用率是衡量高峰时段装机量能否满足需求的重要指标。由于不同电源可靠性不同，我们需要用保证容量系数来加以区分，然后定义系统备用率=Σ（各电源保证容量系数×各电源装机量）/最高用电负荷-1。煤电建设预警机制中对于备用率有明确的指标，合理备用率一般为13%~15%。但系统备用率实际计算较为复杂，需要考虑不同省份间的输送能力、电网架构、部分电源的阻塞出力等情况。我们用全国的装机量测算出的系统备用率，会与合理备用率有较大差别，但可以认为其变化趋势是有意义的。
由此得到2010—2030E我国历年的实际系统备用率如下（假设2024年最高负荷增加1亿千瓦，此后年均复合增长率为5%，煤电装机在2026年达到峰值13.45亿千瓦）：从此图可得出结论：（1）我国2013—2016年系统备用率持续增长且位居高位，当时处于煤电供给过剩的状态，随后煤电供给侧改革，系统备用率便开始逐年下滑。（2）2022年较2021年有较大幅度下滑，与当年缺电事件吻合。（3）2024—2026年，随着2022年开始核准的煤电装机大规模投产，系统备用率开始回升但回升不显著。（4）如果2027年开始煤电停建，则系统备用率将加速下滑。究其根本原意，其一在于我国2023年最高用电负荷基数已高达13.4亿千瓦，虽然后续增速可能放缓但绝对值依然显著；其二在于可靠性电源中的水电、核电、气电受制于各种因素增量均有限且难以匹配每年超过6000万千瓦的负荷增长。
3.1.4 煤电装机量不影响碳达峰目标27年后煤电每年需新增50GW以上我们计算在不同的最高负荷复合增长率和年均煤电装机增长的情况下，2030年的目标备用率情况如下：可见在5%的负荷增长率假设下，27—30年分别需要年增加52GW和82GW才能达到2022年和2021年备用率水平。在4.5%负荷增长率假设下则分别需要年增加32GW和62GW。至于对于煤电装机量预期的另一个担忧碳达峰目标，我们观点很明确：对于电力行业来说，碳达峰的核心指标是煤电发电量而非装机量，而煤电可以通过降低利用小时数来降低发电量，技术上可以通过灵活性改造完成，经济性上国家以通过电力市场化及容量电价政策加以支持。公司火电技术积累深厚、市占率高，受益于三改联动。公司于1974年便成功研制第一套200MW火电发电设备，在火电领域与哈尔滨电气、上海电气分庭抗礼，可批量研制135万千瓦等级超超临界火电机组，火电产品100万千瓦等级空冷机组、大型循环流化床锅炉等多方面处于行业领先地位。
3.2 气电：具备快速升降负荷能力的低碳电源
天然气发电是当前及中长期解决新能源调峰问题的重要途径之一。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%。并且，由于燃机是依靠直接调节燃料来进行调峰响应，具备快速升降负荷能力，因此是最优质的调峰电源。从环保角度来看，气电环保效果在火力发电中颇为显著。气电采用新型低氮燃烧器和脱硝后，NOx排放浓度可以稳定在15毫克/立方米以下，我国个别先进燃气电厂已达到10毫克/立方米以下。公司燃机技术领先，具有明显的市场占有率优势。2022年，公司研制的首台全国产化F级50兆瓦重型燃气轮机完工发运、并网发电，该燃机被誉为新一代中国“争气机“，标志着我国在自主重型燃气轮机领域完成了从“0”到“1”的突破，研发过程中，控股子公司东方汽轮机获得授权发明专利136项，形成燃机设计/制造标准超1000项。2017-2018年，东方电气气电连续两年市场占有率超过40%，2018年在定标的6个燃机项目中，中标4个，国内市场占有率位居第一。2019年-2022年，公司在保持F级市场领先的同时，持续拓展H级燃机市场。2022年和2023年，燃机业务营收分别为18.31亿元和37.89亿元，增速分别为5.60%和106.95%。
3.3 水电：政策支持下抽蓄与混合抽蓄稳健发展
两部制电价完善收益机制，抽水蓄能核准与建设加速。2022年，全国抽水蓄能装机容量4579万千瓦，同比增长25.8%。由于新型电力系统建设对灵活性资源需求不断增加，作为最具经济性的调峰电源，政策支持正在加速抽水蓄能发展。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。此外，为了体现抽水蓄能电站容量价值，2021年国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了对抽水蓄能电站实行“成本+收益”的两部制电价机制，保障项目具有合理收益率。水电开发放缓，关注混合抽蓄电站机会。中国水能资源技术可开发装机容量约为6.87亿kW，截至2023年12月底，我国水电装机容量达到4.22亿kW。根据我国《“十四五”可再生能源发展规划》，要科学有序推进大型水电基地建设。从数据来看，十四五以来，水电装机逐渐放缓。然而，在电力系统对灵活性资源需求愈发迫切、电力市场对辅助服务等定价机制愈发完善的情况下，现有水电站或可经加泵改造为混合式抽水蓄能电站，以此增加整体效益。自2022年以来，混合式抽水蓄能发展迅速，全国已经有5个混合式抽水蓄能电站获得核准，核准数量和装机容量创下新高，另有4个混合式抽水蓄能电站项目正在开展可行性研究工作。
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