【长城证券】六电六业凸显国之重器，绿色转型体现时代担当.pdf

2024-03-26

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1 六十余载铸国之重器，锐意进取担制造强国

1.1 底蕴深厚，全球能源装备巨头

1.1.1 能源装备龙头企业，全球同行业中持续领先

全球最大的能源装备制造企业集团之一。东方电气是中国东方电气集团有限公司控股特大型央企，目前已经成为全球最大的发电设备供应商和电站工程总承包商之一，为我国提供了约三分之一的能源装备。公司的发电设备产量连续多年位居世界前列，业务分布在全球近 109 个国家和地区，电站装机总容量超过 8900 万千瓦，在全球同行业中保持领先地位。 1958 年成立于四川德阳，A 股+H 股共同上市。公司前身德阳水力于 1958 年成立，后更名为东方电机厂；1966 年建设东方锅炉厂和东方汽轮机厂；1984 年东方电机厂、东方汽轮机厂、东方锅炉和东风电机厂共同组建了“东方电站成套设备公司”；1986 年公司签订第一个电站工程总承包项目，从发电设备制造领域进入成套设备供货和电站工程总承包领域；1992 年正式更名为“中国东方电气集团公司”；1994 年东方电机在港交所和上交所上市；2007 年完成主营业务资产整体上市，“东方电气股份有限公司”股票在港交所和上交所上市；2009 年改为国有独资公司，更名为“中国东方电气集团有限公司”。

1.1.2 子公司业务协同发展，股权激励提高员工积极性

国资委持有控股，子公司业务协同发展。公司的实际控制人为国务院国资委，持有东方电气集团 100%的股权；公司的最大控股股东为东方电气集团，持有 A 股股份约 17.4 亿股，持股比例为 55.64%（截至 2024 年 1 月），香港结算公司作为第二大股东拥有 10.84%的股权。东方电气拥有东方电机、东方汽轮机、东方锅炉、东方重机、东方武核、东方风电、东方氢能等多家控股子公司，共同支撑公司的发电机、汽轮机、锅炉、核电、风电、氢能等多个核心业务，形成业务协同发展。

股权激励调动员工积极性，充分提高公司凝聚力。公司于 2019 年发布股票激励计划，计划授予 3000 万股限制性股票，约占激励计划公告时公司股本总额的 0.97%；首次授予人数为 780 人，主要包括公司的管理人员和一线骨干，本次激励计划进一步健全了公司中长期激励约束机制，实现对企业中高层管理人员和骨干人员的激励于约束，提升公司内部成长原动力。

1.1.3 “六电并举”+“六业协同”，公司业务全面开花

坚持“六电并举、六业协同”战略方向，多种业务全面开花。公司构建了“水电、火电、核电、风电、气电、太阳能光热发电”六电并举的发展局面，拥有开发、设计、制造、设备供应及电站工程总承包的能力；形成了“高端石化装备产业、节能环保产业、工程与国际贸易产业、现代制造服务业、电力电子与控制产业、新兴产业”六业协同的发展格局，使得公司作为发电设备制造商的产业体系更趋完善。

1.1.4 国内最早“走出去”的企业之一，踏入国际市场三十余年

积极整合国际市场资源，拥有国际市场持续开拓能力。公司积极响应国家“走出去” 战略，大力拓展海外市场，参与共建“一带一路”。自 1987 年承揽孟加拉吉大港电厂制氢站 EPC 项目至今，已踏入国际市场 36 年，截至 2024 年 1 月份，公司产品和服务已经出口美国、加拿大、印度、巴基斯坦、沙特、巴西等全球 109 个国家和地区，出口能源装备累计超过 8900 万千瓦，致力于提升全球影响力和竞争力。

1.2 强国使命，经济发展电力先行

电力需求侧：经济增长推动用电需求，预计 2024 年全国电力消费平稳增长。用电需求与经济增长高度相关，2023 年 GDP 为 126.06 万亿元，根据不变价计算，比上年增长 5.20%；国民经济回升向好拉动电力需求增速同比提高，根据中电联发布的《2023-2024 年度全国电力供需形式分析预测报告》，2023 年全国全社会用电量为 9.22 万亿千瓦时，人均用电量 6539 千瓦时，全社会用电量同比增长 6.7%，相较于 2022 年增速提高 3.1pct，并呈现持续增长趋势，预计 2024 年全年全社会用电量达到 9.8 万亿千瓦时，同比增长约 6%；全国统调最高用电负荷 14.5 亿千瓦，同比 2023 年增加约 1 亿千瓦。

电力供应侧：电力行业绿色低碳转型持续推进，预计 2024 年新增发电装机规模再超 3 亿千瓦。根据中电联数据，截至 2023 年底，全国发电装机累计容量为 29.2 亿千瓦时，同比增长 13.9%，人均发电装机容量 2023 年首次突破 2 千瓦/人。非化石能源发电装机在 2023 年首次超过火电装机规模，总容量比重超过 50%，而煤电装机占比首次降至 40%以下。中电联预计 2024 年底全国发电装机容量达到 32.5 亿千瓦时，同比增长 12%，新增装机发电再次突破 3 亿千瓦。

供需分析： 2023 年电力供需总体偏紧，预计 2024 年供需形势持续紧平衡。2023 年初，用电负荷增长叠加电煤供应紧张导致云南、贵州等少数省份在部分时段的电力供需形式偏紧，且冬季由于恶劣天气，全国近十个省份电网电力供需较为紧张。根据电力规划设计总院，综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计 2024 年至 2025 年全国电力供应保障压力仍然较大。社会用电量持续增长，供需关系有望加速电源投资。根据中电联数据，2023 年电源完成投资同比增长 30.1%，其中非化石能源发电投资同比增长 31.5%，占电源投资的比重达到 89.2%。太阳能发电、风电、核电、火电、水电投资分别同比增长 38.7%、 27.5%、20.8%、15.0%和 13.7%；电网工程建设完成投资同比增长 5.4%，电网企业进一步加强农网巩固提升配网投资建议。根据对于全国电力供需关系分析，未来偏紧的供需关系将有望进一步加速电源投资，提升电源供应能力，公司作为我国电源主机设备领军者，将充分受益于我国电力行业发展方向。

多项政策推动能源发展，加快能源转型步伐。根据国家的“十四五”规划和 2035 年远景目标，指明有关能源电力的 25 个发展方向及上百个重点项目，如大力提升风电、光伏发电规模、加快西南水电基地建设，指出需提高能源供给保障能力；同时，碳达峰碳中和“3060”目标指出我国的二氧化碳排放力争 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和，此目标也同样加速了我国推进能源转型发展，能源企业纷纷进军清洁能源领域，全力打造新能源、核电、水电等能源业务。

1.3 提质增效，产业转型成果已显现

2015 年至 2022 年期间，公司营业收入和利润波动较大，营收于 2018 年形成明显谷底后逐渐回暖，以下分为两个阶段分析：（1）发电设备行业紧缩，结构调整带来亏损。2016 年正值中国经济增速换挡、新旧动能转换，宏观层面推动能源绿色转型。收入端，传统火电设备需求减少导致产能过剩，叠加产品价格下降，公司营业收入同比下降 7.59%；利润端，2016 年归母净利润亏损 17.84 亿元，同比大幅下降（-506.38%），主要系前一年的小基数叠加盈利能力较差的风电合同占比大幅增长。2017 年公司新能源板块收入大幅下降，导致营收同比持续下降，但公司积极从成本端发力，采取“成本领先工程”等多项措施，同时压低成本和费用；且完成非正常存货管控目标与采购管理体系梳理，提升存货周转率，实现归母净利润扭亏为盈，同比增长 137.72%。（2）重整业务营收转向，结构优化绝处逢生。2018 年至 2022 年，公司坚持“六电并举”，积极开拓市场，持续优化产业结构，逐步降低传统煤电设备比重，提高可再生能源装备、新兴成长行业营收占比。2018 年公司能源结构深度调整，煤炭比重大幅下降，风电产业振兴首战告捷，订单大幅增长实现扭亏，归母净利润同比增长 67.71%（调整前）；2021 年我国海上风电迎来“抢装潮”，公司紧跟市场潮流，风电板块收入同比增长 69.77%，总营收同比增长 28.26%；2022 年公司新增订单总量创新高，营业收入约 541.79 亿元，同比增长 15.88%，受益于费用管控和原材料降价，盈利能力有所增强，归母净利润同比增长 24.71%。

各业务毛利率保持基本稳定或有所回暖，营收结构相较 2022 年未产生较大变化。 2023 年上半年，工程及贸易及新兴成长产业毛利率有所回暖，其中工程及贸易产业毛利率相较于 2022 年上升约 7pct，上涨幅度较大，且营收方面占比增长，助力提升公司整体毛利；新兴成长产业毛利率小幅提升（约 1.34pct）；可再生能源装备和现代制造服务业略有下降，但相较于 2022 年基本持平；清洁高效能源设备产业的毛利率在 2023 年上半年略微下行，相较于 2022 年下降 3.53pct，从营收占比来看约占公司主营业务营收三分之一，预计毛利率的小幅下降不会较大程度影响整体利润。

毛利率小幅下降，净利率稳中有升，费用管控效果明显。2021 年开始公司毛利率呈现微下降趋势，主要系原材料及大宗材料价格上涨与人工成本上涨，毛利率同比降幅较明显，（约下降 3pct），且 2022 年毛利率持续下降至 16.49%；2023 年逐渐回暖，Q3 整体毛利率回升至 17.40%，预计随着公司的业务拓展及结构调整，毛利率或将进入上行通道。公司通过不断提升产出效率和业务“含金量”，全力做好成本压降，强化管控过程，实现成本费用率及期间费用率持续下降，净利率持续走高，2022 年净利率约 5.56%，2023Q3 进一步增长为 6.92%，达到近 5 年历史新高度。

研发费用持续增加，投入比例保持较高水平。公司大力推进研发创新，投入较高比例研发费用保证核心竞争力，进军火电、水电、核电、风电、太阳能发电、氢能等多个业务领域并在各领域均具备较强研究能力。2022 年底公司共拥有研发人员 4361 名，占员工总数 24.97%；研发费用持续增长，全年研发投入达 31.05 亿元，同比增长 14.06%，五年来 CAGR 约 16.44%；研发费用率维持高位稳定，2022 年约 4.11%，与前一年相差不大。2022 年公司斩获省部级以上奖励 40 项，参与 45 项国家标准以及 64 项行业标准的制定或修订，科技创新成果丰硕。经营效率稳步提升，多项指标改善明显。公司内部改革取得突破性成果，通过建立低效无效产能退出长效工作机制，有效盘活资产及生产场地，应收账款周转率维持稳定，存货周转率持续提升，其中 2022 年公司存货周转率为 2.41（2021 年度为 2.23），应收账款周转率 5.99（2021 年度为 6.04 次），资产流动性及偿债能力提升较多。

稳定分红凝聚信心，现金回馈增强信誉。持续分红时公司盈利能力的体现，印证公司较好的盈利能力以及稳定的财务状况。公司规定当年实现的归属于上市公司股东净利润为正数且当年末累计可分配利润为正数时，以现金方式分配股利。纵观近十年分红强度与公司发展历程，除 2016、2017 年在公司盈利情况走弱的情况下，均保持稳定分红； 2018 年公司在营收回暖时重新进行分红；2019 年股利支付率达 50.04%，位居历史第一，展现了回馈投资者的企业精神。此后三年公司股利支付稳步上行，与归母净利润增长趋势基本一致；2022 年，公司股利支付率达 36.60%，彰显公司对未来增长空间以及长期盈利能力的乐观预期。

1.4 做强做优，定增助力高质量发展

募资落实战略布局，定增计划进入新阶段。2023 年 7 月，公司新一轮定增计划通过上交所审核，拟向包括控股股东“东方电气集团”在内的不超过 35 名特定投资者发行不超过 2.73 亿股 A 股股票，募资总额不超过 50 亿元，分别用于收购子公司股权类项目、建设类项目以及补充流动资金，目前此次定增方案已进入证监会注册阶段。收购股权培育净利润增长动力，加速推动公司数字化制造。此次定增中公司将过半资金都用于收购股权，总收购金额达 25.26 亿元（占比 50.53%），通过收购子公司东方电机、东方汽轮机、东方锅炉和东方重机的股权，加强对相关经营情况及业绩良好的标的子公司的控制，提升对应持股比例，增强整体盈利能力，提升归母净利润。同时，公司加速实现公司战略规划，推进数字化转型，拟使用募集资金中的 11.95 亿元用于两个子公司的数字化车间建设以及燃机转子、抽水蓄能的研发制造能力的提升，有利于公司提高能效以及核心竞争力。

2 新型电力系统加速转型，各类能源装备协同并进

2.1 煤电：基础保障，适度增长，电力电量双主体

2.1.1 服务能源转型的主体电源

为能源安全兜底，为能源转型护航。《新型电力系统蓝皮书》指出当前煤电仍然是电力安全保障的“压舱石”，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动；煤电作为煤炭清洁高效利用的途径之一，仍是电力系统中的基础保障性电源。2021 年，煤电装机容量占比为 47%，但提供了全国六成的发电量，支撑超七成的电网高峰负荷，承担超八成的供热任务1；根据国家能源局统计数据，2023 年国内煤电装机占比首次降至 40% 以下，为 39.9%，但煤电发电量占总发电量比重仍接近六成。同时，在双碳战略目标下新能源已逐步成为发电量增量主体，低碳清洁是构建新型电力系统的核心目标，国家能源局预计 2024 年新能源累计装机规模将首次超过煤电装机，煤电加快清洁低碳化发展和灵活调节能力提升，逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

全国电力供需紧平衡，火电顶峰保供作用显著。2021-2022 年我国部分地区因极端天气等原因出现电力可靠供应难题，根据中电联《2023-2024 年度全国电力供需形势分析预测报告》预计 2024 年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。长期来看，我国电力需求仍维持稳步增长趋势，尖峰负荷特征日益凸显，规模持续增加，但累计时间短，出现频次低，所占电量小，增加了投资成本与保供难度。在此背景下，火电成为顶峰保供的关键，根据中电联数据，2023 年新增煤电 47.7GW，同比增长 69%，体现了能源转型“先立后破”的指导性原则。

2.1.2 战略定位调整打开窗口期

基础保障性和系统调节性并重，能源转型和新型电力系统建设的棋眼。煤电要积极转变角色，由传统提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变，积极参与调峰、调频、调压、备用等辅助服务，提升电力系统对新能源发电的消纳能力，将更多的电量市场让给低碳电力。在煤电战略定位调整之际，煤电建设的重要性得到提升，迎来新一轮发展窗口期； 2022-2023 年煤电项目核准大幅增长，连续两年超 1 亿千瓦；截止 2023 年末已核准的项目中 1.6 亿千瓦已完成主机招标，暂未核准处于前期工作中的项目高达 2.5 亿千瓦。

需求确定性高，带动煤电主辅设备量价齐升。“十二五”期间，煤电年均新增装机 45.6GW；“十三五”期间，煤电年均新增装机 35.4GW，下降 22.4%。根据 2022-2023 年煤电项目核准情况，我们认为 2024-2025 年将迎来煤电新增装机高峰，“十四五”期间煤电年均新增装机有望超过 50GW，同比“十三五”期间提升约 45%，未来两年新增装机均值可能约为 70GW。参考《火电工程限额设计参考造价指标（2022 年水平）》以及《中国电力发展报告 2023》，2022 年造价指标有所提升，主要因素是设备购置费有较为明显的上涨。660MW 机组主辅机设备（锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器和高低除）约为 6.2-8.1 亿/套；1000MW 机组主辅机设备（锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器和高低除）约为 9.4-11.1 亿/套；未来两年每年带动的主辅机设备市场约为 800 亿。

改造升级助力新型电力系统构建，推动存量煤电高质量运营。根据《全国煤电机组改造升级实施方案（发改运行[2021]1519 号）》，到 2025 年全国火电平均供电煤耗降至 300g 标准煤每千瓦时以下。改造升级包括：节能降耗改造，对供电煤耗率超过 300g 标准煤的煤电机组，“十四五”期间改造规模不低于 3.5 亿千瓦；供热改造，鼓励现有燃煤发电机组替代供热，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造，“十四五”期间改造规模力争达到 5000 万千瓦；灵活性改造，存量煤电机组应改尽改，“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦，促进清洁能源消纳。存量煤电机组的改造升级需求也为煤电主机设备厂家创造了市场需求增量。

2.1.3 公司煤电主机三分之一强，预计走出营收盈利低谷

煤电主设备市场寡头垄断竞争格局较为稳定。国内煤电项目主要由三大动力设备制造厂供应主机设备：东方电气、上海电气和哈尔滨电气。公司各产品 2019-2022 年市占率均处于三分之一及以上，略占市场相对强势地位。

设备可靠性整体较好，细分各有所长。根据能源局和中电联联合发布的《2022 年全国电力可靠性年度报告》来看，三大动力厂家的三大主机设备可靠性整体优异；以 2022 年统计数据为例，从各类型设备相对排名来看，公司产品整体可靠性处于中等偏上水平。

定增募投汽轮机和锅炉数字化建设项目，智能化转型提升综合竞争力。能源装备制造行业加快绿色低碳转型势在必行，公司把握数字化转型趋势，提高智能化水平，为实现高质量发展，可持续发展打好基础。2023 年公司进行定增募集，部分资金用于建设东汽数字化车间建设和东锅数字化建设（分别为 4.1 亿元和 2.5 亿元），有助于持续提升公司产品质量、缩短产品交付周期、降低产品成本，不断推动企业生产方式和发展模式变革，提高公司核心竞争力。公司煤电主机装备销售有望保持量增利升态势。2030 年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。根据电规总院《火电工程限额设计参考造价指标（2022 年水平）》，新建煤电机组建设工期约为 24-29 个月，扩建煤电机组建设工期约为 22-27 个月。我们认为在当前新型电力系统加速推进和全国电力供需紧平衡的背景下，煤电项目建设将加速；我们推测煤电主机装备需求提升约提前年度新增装机 1-1.5 年，未来两年新增装机均值可能约为 70GW ，有望显著拉动公司 2023-2024 年主机装备销售容量；同时 660MW 和 1000MW 机型在 2022 年设备购置费同比 2021 年增长 10.0%和 11.3%，由于装备实际销售晚于中标，我们推测公司该业务盈利能力有望在 2023 年下半年开始改善。

2.2 气电：灵活资源，重要补充，国产替代享市场

2.2.1 排放低响应快的优质调节电源

污染物排放低，调峰性能好，双碳战略下挑战与机遇并存。燃气发电污染物排放明显低于煤电，碳排放强度仅为煤电的约 50%，但本质上还是属于化石能源，我国燃气发电的建设发展还长期受制于天然气对外依存度高；因此在双碳战略目标下，气电成为我国主体电源的可能性已被排除在外。但在电力系统中，灵活调峰电源至少要达到总装机的 10%-15%3，燃气轮机具有启停速度快、升降负荷能力强、建设周期短和选址灵活等特点，不仅可以对天然气供应网进行季节性调峰，而且可以与储能、抽水蓄能、灵活性改造后的煤电共同为电网提供调峰、调频、调相、系统备用和黑启动等辅助服务。

解决我国电力系统稳定性和灵活性问题的重要角色。国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书》将新型电力系统建设分为三个阶段，在 2030 年之前的加速转型期，主要矛盾是新能源集中建设区域与电力负荷中心在空间上错位、新能源出力特点与负荷在时间上错配，电源侧“新能源+新型储能”的安全性、经济性及长时间尺度调峰问题持续存在，叠加电网与电源建设不协调，致使局部区域弃风、弃光率趋高，仍然需要传统火电发挥灵活调节和支撑作用5。中国工程院舒印彪院士在《构建以新能源为主体的新型电力系统框架研究》中提出，有序发展天然气调峰电源，充分发挥启停耗时短、功率调节快的优势，重点在新能源发电渗透率较高、电网灵活性较低的区域开展建设。

燃氢燃气轮机，深度减碳的未来碳中和技术。基于燃气轮机的燃气蒸汽联合循环是目前最清洁的燃用化石燃料的热力循环发电形式6；可再生气体（如绿氢、沼气、合成气）与天然气混合可以进一步减少二氧化碳的排放；工业界致力于到 2030 年使燃气轮机完全使用可再生气体燃料，从而具备 100%碳中和的燃气发电的能力。燃氢燃气轮机将协助能源行业长期深度减碳，同时整合更多的可再生能源，燃气轮机装备在碳中和能源场景中的作用有望将被重新定义。

2.2.2 弥补缺口装机加速趋势已开启

装机占比保持平稳，历史目标未完成，近年加速明显。我国天然气发展仍然受到“气源”和“气价”两个关键因素的制约，导致“十三五”天然气发电的总规模没有实现规划目标。《能源发展“十三五”规划》中 2020 年气电装机规模规划达到 1.1 亿千瓦，实际 2020 年末气电累计装机为 0.98 亿千瓦。气电装机规模一直保持在总发电装机规模 4.5%的水平，且大多位于经济发展较好，对高电价有良好承受能力的东部沿海省份， 2023 年广东、江苏、浙江、北京、上海五省市总装机容量为 9264 万千瓦，占全国总装机容量的 72.4%；进入“十四五”后气电年度装机规模有较为明显的提升，2021-2022 年夏冬两季部分地区出现电力紧张对加速气电装机有一定的助推作用，2023 年新增气电装机约 1308 万千瓦，总装机规模约 1.3 亿千瓦。

多省出台能源规划，天然气发电装机有望加速。广东省作为我国气电装机第一大省，其规划在“十四五”期间新增气电装机 3600 万千瓦。四川在经历了电力供应阶段性偏紧后，正加快推进天然气发电项目建设，增强电力顶峰能力；四川拟利用本身天然气资源优势保障气电发展，2022 年以来在建和拟建天然气发电项目规模达 1200 万千瓦，是其现有在运装机规模的 12 倍。《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》提出，适度发展气电，增强电力系统的灵活性并实现电力多元化供应，气电定位以调峰为主，预计 2030 年、2060 年装机容量分别为 2.2 亿千瓦和 4 亿千瓦。

高端装备供给不足，长期依赖国外品牌技术。燃气轮机根据功率大小，可分为大中型、小型和微型；根据内部结构，可分为重型、轻型和微型；根据透平转子进口温度，可分为 E 级、F 级、G 级和 H/J 级。H/J 级燃气轮机透平入口燃气温度超过 1600℃，联合循环输出功率最高达 880MW，联合循环净效率高达 64%，其研发制造核心技术和全球市场份额主要由 Mitsubishi、Siemens、GE 和 Ansaldo 掌握。我国目前在运在建 H/J 级燃气发电项目也主要由这四家国际品牌提供燃气轮机；根据国家统计局的数据，对比我国燃气轮机进出口数量、进出口金额、进出口均价，可发现国内先进高等级燃机装备供给尚不能满足国内市场的需求。

2.2.3 公司燃机自主优势明显，市占率高引领市场

摘取制造业“皇冠上的明珠”，“争气机”解决“卡脖子”，M701J 确立行业领先。重型燃气轮机被誉为工业装备制造业“皇冠上的明珠”，是一个国家科技水平和综合国力的象征，是涉及国家能源安全的战略性装备，也是发达国家实施严格技术封锁的关键设备。2023 年 3 月，国内首台国产 F 级 50 兆瓦重型燃气轮机正式投入商业运行（华电清远），填补了我国自主燃气轮机应用领域空白，解决了多项“卡脖子”关键核心技术难题，分别于 2020 年、2022 年两次获评“央企十大国之重器”，被人民日报、新华社等中央媒体誉为中国“争气机”。2023 年 12 月，广发珠江项目 M701J 双机双投，全面进入商运阶段，标志着公司掌握了 J 型重型燃气轮机制造技术，实现了我国 J 型燃气轮机商业应用和国产化率提升双突破。

巩固行业领先优势，市占率高在手订单充足。公司掌握了包括 H 级、F 级、H100、G50 等机型最为丰富的燃气轮机的设计制造技术，不断巩固在国内燃气轮机行业的领先优势。截至 2021 年末和 2022 年末，东方汽轮机重型燃气轮机在手订单为 17.77 亿元和 70.85 亿元；截止 2024 年 1 月，共获得燃气轮机订单超过 140 台，累计市场占有率超过 45%，近两年 F 级及以上燃机市场占有率超过 60%，其中 2023 年获得的燃机订单占有率进一步提高到 70%以上。公司在手订单金额及市占率增长迅猛。根据 2022 年 8 月全球燃机发电峰会，预计到 2025 年中国燃气发电装机规模将达到 1.5 亿千瓦左右，即 2024-2025 年有约 20GW 的市场空间；公司作为行业领先的龙头企业，有望明显受益。

定增募投燃机核心零部件产能，弥补高端新产品生产能力。燃气轮机转子是重型燃气轮机的核心零部件，目前公司燃机转子自身产能无法满足未来订单需求，通过募投建设项目的实施，能够有效支撑燃机产品交付需求，用于后续 F 型和 H 型重型燃气的生产；同时，将有助于公司完善核心部件制造手段，打造燃机研发、制造、服务产业体系，不断提升公司研发实力、提高核心竞争力。募投项目“东汽数字化车间建设”项目，也涉及到提升燃机相关重要零部件的产能提升，包括“F 级压气机叶片”、“J 型压气机叶片”、 “燃机排气缸焊接”和“焊接转子”等。这些募投建设项目既体现了公司对后续燃机市场的看好和信心，又直接反映出公司市场竞争力的不断加强。公司于 2024 年 1 月完成第 100 台燃机的完工发运，标志着东方电气成为国内行业首家燃机产出达到百台的企业，已成为国内产品类型最全、国产化率最高、性能指标最优、市场认可度最高的燃气轮机制造商。

2.3 核电：稳定基荷，有序发展，核准提速开新篇

2.3.1 行稳致远的未来基荷能源

核电是电力系统“双碳”转型的重要基荷电源，有效支撑电力系统稳定运行。核能也称原子能，是原子核结构发生变化时释放出来的巨大能量，整个过程的能量转换是由核能转换为热能，热能转换为机械能，机械能再转换为电能。在我国能源转型和双碳目标的大背景下，风电、光伏等新能源迎来快速增长，由于风电、光伏具有强随机性和波动性，传统电力系统的“源随荷动”调节模式难以为继。另一方面，随着交通、工业的电气化进程不断推进，负荷侧的用电量也在不断攀升，且负荷呈现出多样性、随机性的特征，电力系统供需平衡将面临巨大挑战，像核电这样稳定的基荷电源对于电源系统的稳定、电力调峰、调度都是必要的。尽管我国光伏、风电装机量不断提高，但由于其不稳定性导致无法保证稳定承担基本负荷，还需要配套相应储能系统来提高利用率，很多地区存在弃风弃光的现象，对发电量贡献较为有限。根据国家能源局数据，2023 年光伏、风电装机容量分别占我国电力装机容量中的 21%、15%；但实际贡献发电量仅为 5%、 9%，而核电装机容量占比为 2%，贡献发电量占比达到了 5%，超过了光伏发电实际贡献的电量。

核电发电成本低，经济性高。根据 IEA2020 年发布的《发电成本测算》，7%的折现率下，核电度电成本与风光发电成本接近，而长期运行下的核电度电成本低于其它所有发电方式。

核电利用小时数维持 7000 小时以上，明显高于其他类型的电源。2018 年之后全国核电平均利用小时数维持在 7000 小时以上，高于传统的火电、水电，也远高于风电，发电能力优势显著，能独自承担基本负荷的责任。2023 年我国核电设备利用小时数为 7670 小时，分别是火电/水电/风电的 1.7/2.4/3.4 倍。

2.3.2 政策支持加大新项目加速

政策支撑加速转型，安全有序发展核电。“十四五”相关规划提出，要提升核电运行安全水平，完善联防联控机制。要在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目。开展核能综合利用示范，积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，推动核能在清洁供暖、工业供热、海水淡化等领域的综合利用。切实做好核电厂址资源保护。2023 年我国核电装机容量为 5691 万千瓦，同比增长 2.4%；发电量为 4332.5 亿千瓦时，同比增长 3.71%。2023 新增装机容量为 139 万千瓦，近 10 年来年新增装机容量最高的年份为 2018 年的 884 万千瓦。

我国核电量占比偏低，存在长期发展空间。2022 年全球主要核电国家发电量占比超过了 20%，而国内 2023 年核电发电量占比仅为 5%，显著低于全球较高水平国家。据中国核能行业协会预计，到 2035 年我国核能发电量在总发电量中的占比将达到 10%，相比 2023 年翻倍。我们认为在新型电力系统建设中，年等效利用小时数很高的核电将是稳定基础电源的重要组成部分。

近两年核电核准提速，到 2030 年每年平均新增市场超 1200 亿。2023 年 12 月 29 日，国常会决定核准广东太平岭、浙江金七门核电项目共 4 台核电机组，至此 2023 年全年核电机组达 10 台，维持了 2022 年 10 台核电机组的高核准量。自从 2019 年核电机组核准恢复常态化后，2019-2021 年，我国每年核准 4-5 台核电机组。自 2022 年俄乌冲突爆发以来，化石能源库存紧张，价格不断攀升，越来越多国家开始拥抱或者重启核电发展，我国核电审批也开始提速。“十四五”现代能源体系规划中提出要积极有序推动沿海核电项目建设，行业重回景气周期。中国核能行业协会预计 2030 年，我国核电在运装机容量达到 1.2 亿千瓦，按每台机组 120 万千瓦测算，从 2024 年起，每年有约 8 台机组投运，对应每年新增投资额超 1200 亿。

石岛湾核电站正式投产，全球首座第四代商运核电站意义重大。根据第四代核能系统国际论坛(GIF),六种四代先进堆型分别为钠冷快堆、超高温气冷堆、铅冷快堆、熔盐堆、超临界水冷堆和气冷快堆。第四代核能系统的目标是使核电具有更好的经济竞争性、安全和可靠性，要求燃料利用率高、废物产生量小，以及拥有防扩散和外部侵犯的能力，是全球核能产业下一步发展的方向。2023 年 12 月，石岛湾高温气冷堆核电站（2012 年底开工建设，装机容量 20 万千瓦）完成 168 小时连续运行考验，正式投入商业运行。石岛湾高温气冷堆是我国具有完全自主知识产权的国家重大科技专项标志性成果，也是全球首座商运第四代核电站，代表着中国在第四代核电技术领域达到先进水平。我国核能发展已具备技术提速基础。

2.3.3 公司打造中国核电名片，核电强国一路同行

公司是核电国产化的领军者，技术研发领先，具有批量化制造供货能力。国内三代核电技术包括华龙一号和 VVER1200，技术路线以华龙一号为主。公司承担并完成了世界首台“华龙一号”、“国和一号”及 600 兆瓦快堆等国家示范项目的设备研制任务，是中国核电制造的原始基因。在国内率先进入百万千瓦等级大型核电领域，2019 年获得全国首张核蒸汽供应系统设备制造许可证，获得国家核安全局颁发的核 1 级设备（蒸汽发生器）设计许可证，成为国内首家具备该项资质的装备制造企业，具备批量化制造核电站核岛主设备和常规岛汽轮发电机组的成套供货能力。主要核电产品包括压力容器、蒸汽发生器、稳压器、主泵等核岛和常规岛汽轮机等主设备，覆盖二代加、引进三代（EPR、AP1000）、自主三代（“华龙一号”、国和一号）、四代核电（钠冷快堆、高温气冷堆）、海上浮动平台模块化小堆等国内所有技术路线。公司全面推进核电设备国产化，实现了大部分核岛设备及常规岛汽轮发电机组设备和材料的国产化。2017 年实现了中国核电设备出口欧洲零的突破，打造中国核电名片。

占据投运设备半壁江山，有望凭技术保持领先身位。截至 2022 年 8 月，国内已投运的 44 台百万千瓦级核电机组中，有 28 台机组采用了东方电气供货的核岛设备，有 26 台机组采用了东方电气供货的汽轮发电机组设备，运行情况良好。在 2023 年 7 月核准的山东石岛湾、福建宁德、辽宁徐大堡三个核电项目，6 台机组中，公司承接了多个主设备研制任务，包括 5 台蒸汽发生器、3 台稳压器和 12 台主泵等核岛主设备，以及 6 台机组全部汽轮发电机组。2023 年 12 月 29 日，经国务院常务会议审议决定，核准广东太平岭、浙江金七门核电项目都将采用“华龙一号”路线，公司作为“华龙一号”机组的主设备核心供应商，有望持续获得订单，保障市场份额。

联合参与可控核聚变项目，攻克磁体支撑关键技术。2023 年 11 月，由东方电气承制的全球最大“人造太阳”国际热核聚变实验堆（ITER）项目的 18 套极向场线圈 PFCS 3-4 在广州交付，标志着我国独立承担制造的磁体支撑系统全面交付，为实现该项目第一次等离子体放电奠定了坚实的基础。公司在此项目中承担关键产品包层屏蔽模块和磁体支撑的研制任务，携手中核集团研究院通过 10 余年摸索、创新和改进，突破了磁体支撑研制的关键核心技术，解决了超厚超低碳控氮不锈钢锻件焊接变形控制、低温力学性能、受限空间螺纹孔加工等多个技术难题，全面掌握了该产品的制造技术。过往营收平稳，毛利率在合理范围。2023 H1 公司核电板块营收为 12.06 亿元，同比增长 10.62%，占公司营收比重为 4%；毛利率为 15.67%. 公司自 2018 年以来，核电板块的营收大部分时候在 20 亿的量级，毛利率约在 20%左右。公司核电板块运转平稳，随着我国核电行业的有序发展，持续将订单转换为营收，为公司成长贡献利润。

2.4 抽蓄：储能主体，安全经济，规模跃升大发展

2.4.1 目前最成熟实用的规模储能

既是电源又是负荷，成熟可靠低碳灵活，十分契合目前新型电力系统建设的迫切需要。抽水蓄能作为一种具备储能功能的电源形式，其出力不仅可以降为零，甚至还可以继续降为负数，也就是从电源变身为负荷。可见，抽水蓄能的灵活性调节能力明显优于常规电源，更加适合新型能源体系和新型电力系统。且其储能形式在技术上更加成熟、运行更加稳定，同时还具有规模优势。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节资源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好；加快发展抽水蓄能，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障7。

电力储能的绝对主体。截止 2022 年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模为 237.2GW，其中抽水蓄能占比为 79.3%，为 188.1GW；中国已投运电力储能项目累计装机规模达 59.8GW，其中抽水蓄能累计装机规模达 46.1GW，占比为 77.1%。

2.4.2 已进入高速发展的全新时代

“十三五”进展缓慢，“十四五”规模跃升。抽水蓄能在我国起步较晚，且一度增长比较缓慢，截至 2020 年底，全国在运抽水蓄能电站仅有 32 座，总装机容量 31.5GW，甚至未能完成“十三五”期间规划的装机目标8。2023 年 3 月底，我国抽水蓄能电站已建/在建装机规模分别达到 47GW/132GW。根据华东勘测设计研究院数据，2021 年 7 月至 2023 年 3 月底，不到两年的时间，已建/在建装机规模分别新增 14.5GW/77GW。截至 2024 年 2 月，我国在运抽水蓄能装机容量已超 50GW，核准在建抽水蓄能装机容量超 158GW。2021 年 9 月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》，提出到 2025 年和 2030 年，全国抽水蓄能投产总规模分别达到 6200 万千瓦以上和 1.2 亿千瓦左右，到 2035 年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。 2022 年政府工作报告明确提出，要加强抽水蓄能电站建设。

宝贵的灵活调节资源，弥补我国源网侧调节能力。抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能等多种功能，启停灵活、反应迅速、调峰能力强，是建设新型能源体系和实现 3060 目标的重要支撑。从装机比重来看，我国抽水蓄能发展水平明显偏低，仅占电源总装机的 1.8%，低于世界平均水平；日本、奥地利抽水蓄能装机占比约为 8%，在意大利、英国、韩国、澳大利亚和德国装机占比约为 3%，美国虽然抽水蓄能装机占比较低，但其拥有丰富的最高占比的气电灵活调节电源。因此，在我国充分利用抽蓄资源更加重要。

项目集中核准，释放机电设备需求。根据水电水利规划设计总院《抽水蓄能产业发展报告 2022》，2022 年核准的抽水蓄能电站平均静态投资为 5492 元/kW，其中机电设备及安装工程占比约为 23.45%，约为 1288 元/kW。2022 年全国核准 48 个抽蓄电站，总规模达 6890 万千瓦，超过之前投产总规模；2023 年全国核准 35 个抽蓄电站，总规模达 4560 万千瓦；两年创造了约 1475 亿元的机电设备及安装工程需求，而《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》则为行业长期发展提供了稳定有效的指引。

2.4.3 公司水轮机占近半壁江山，充分受益抽蓄大发展

代表水轮机国内领先、世界一流水平。60 余年来，东方电气自主研制供货了全国 40% 的水电机组，覆盖国内 30 个省份；是国内首个同时具备抽水蓄能机组研制和调试能力的发电设备制造企业，也是抽水蓄能行业研发技术水平最高、加工制造能力最强的企业之一，目前东方电机水轮机组整体研制水平已经达到国内领先、世界一流水平。白鹤滩，世界水电巅峰之作，东方电气攻克百万核心。白鹤滩水电站为世界第二大水电站，总容量 1600 万千瓦，左右两岸分别安装 8 台 100 万千瓦水轮发电机组，是世界首批百万千瓦水电机组，属于超巨型混流式水轮发电机组，可谓世界水电巅峰之作。东方电气研制攻克了百万千瓦水轮发电机组，具有 100%自主知识产权，实现了 100%国产化，所有产出重大部件和投运机组精品率 100%。2021 年 6 月 28 日，白鹤滩水电站首批机组投产发电，习近平总书记发来贺信指出“全球单机容量最大功率百万千瓦水轮发电机组，实现了我国高端装备制造的重大突破”。长龙山，抽水蓄能行业标杆，东方电气打造电力粮仓。长龙山抽水蓄能电站机组拥有国内最高、世界第二高水头，机组最高水头/扬程达到 756 米，额定转速 500 转每分钟，单机容量 350 兆瓦。机组安全性、可靠性、稳定性、效率和均衡性要求高，具有超高水头、超高转速、超大容量、超高难度、超高品质的特点，设计开发难度高。长龙山机组的成功研制，树立了抽水蓄能行业标杆。

在手订单充足，定增募投扩产迎接市场需求爆发。东方电气能够设计制造覆盖从 50m 到 850m 水头，容量从 10MW 到 450MW 等级的抽水蓄能机组产品，截止 2020 年末、 2021 年末和 2022 年末，抽水蓄能水轮机组的在手订单为 48.94 亿元、55.27 亿元和 53.94 亿元，公司在手订单充足，下游客户需求充分。2022 年和 2023 年抽蓄电站项目的集中核准以及《抽水蓄能中长期发展规划》表明行业的欣欣向荣已近在眼前。公司定增募投建设类项目“抽水蓄能研制能力提升项目”用于优化工艺布局、新增关键加工设备，提升抽蓄产品研制能力和生产能力，预计新增年产能 25 台套。项目周期较长，公司销售短期回落后有望重回增长。“十三五”期间我国抽蓄装机增长缓慢，其中 2018 年和 2019 年无新增装机，公司水轮发电机组主要用于大型水电站工程，其中白鹤滩等大型水电项目集中在 2021 年完工交付，因此 2021 年产量、销量同比增长；2021 年的水轮发电机组生量及销量基数较高，造成 2022 年水轮发电机组产量及销量同比下降。抽水蓄能电站建设周期通常为 6-8 年，其中主体施工期约为 3-5 年，对应主设备订单确认周期我们预计为 3-4 年，即公司有望在 2025 年后水轮发电机组业务受到抽蓄行业规模跃升大发展的显著提振。

2.5 风电：绿电主体，重回增长，扬帆远航向海洋

2.5.1 碳排放低经济性优的绿能

清洁低碳是构建新型电力系统的核心目标，我国风电发电量增长显著。根据《新型电力系统发展蓝皮书》的描绘，新型电力系统中，非化石能源发电将逐步转变为装机主体和电量主体，核、水、风、光、储等多种清洁能源协同互补发展，化石能源发电装机及发电量占比下降的同时，在新型低碳零碳负碳技术的引领下，电力系统碳排放总量逐步达到“双碳”目标要求。根据新型电力系统建设“三步走”发展路径，当前到 2030 年为“加速转型期”，新能源逐步成为发电量增量主体。近年来，我国风力发电量增长较为明显，在总发电量中的比重持续增加，由 2016 年的 3.57%增长到 2023 年的 9.08%；太阳能发电量占比由 2016 年的 0.67%增长到 2023 年的 3.30%；水电发电量占比由 17.79%下降到 12.81%；可再生能源总发电量占比由 22.03%增长到 25.19%。

全生命周期碳排放最低，经济性最优之一。根据联合国政府间气候变化专门委员会报告，陆上风电和海上风电全生命周期每千瓦时发电二氧化碳排放中值分别为 11g 和 12g，在各种形式发电中碳排放最低。根据 IRENA 资料，陆上风电和海上风电的平准化度电成本在 2010-2021 年间分别下降了 68%和 60%，陆上风电度电成本已低至 0.033 美元 /度电，已成为最具经济性的清洁能源发电之一。

2.5.2 抢装潮后回归增长新周期

抢装潮创造历史，短暂蛰伏再创新高。受国家补贴政策退出的影响，我国陆上风电和海上风电分别于 2020 年和 2021 年出现“抢装潮”。根据国家能源局数据，2020 年我国新增陆上风电并网达 68.3GW，同比 2019 年增长 193.6%，风电总新增并网也达到了创纪录的 72.1GW；2021 年我国新增海上风电并网达 16.9GW ，同比 2020 年增长 339%。随着风电进入无补贴平价时代，以及受到疫情影响，2021 年-2022 年风电项目建设明显回落，年度新增装机处于相对低位，但 2023 年 Q3 开始新项目建设明显加快，全年新增风电并网容量再创新高，达到了 75.9GW。

可再生能源关键十年，持续增长确定性强。2023 年 11 月，中美两国发表关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明，共同表示在 21 世纪 20 年代这关键十年，两国支持二十国集团领导人宣言所述努力争取到 2030 年全球可再生能源装机增至三倍，并计划从现在到 2030 年在 2020 年水平上充分加快两国可再生能源部署，以加快煤油气发电替代，从而可预期电力行业排放在达峰后实现有意义的绝对减少。中电联《2023-2024 年度全国电力供需形势分析预测报告》预测，2024 年全国新增发电装机将再次突破 3 亿千瓦，新增规模与 2023 年基本相当，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模；其中，并网风电 5.3 亿千瓦、并网太阳能发电 7.8 亿千瓦，即 2024 年新增并网风电容量有望达 89GW，同比 2023 年增长 17.3%。

海上风电发展契合我国双碳战略目标、海洋强国战略，支撑东部沿海省份区域经济高质量发展。沿海省份是我国经济最发达和最活跃地区，电力消费大、占比高，为完成消纳责任权重指标，对绿色清洁电力具有较大需求。海上风电距离沿海省份电力负荷中心近，消纳空间足，海上风电有望成为沿海地区新型能源体系建设的重要支撑。结合海上风电分布优势，支撑环渤海经济区、长三角一体化、粤港澳大湾区等国家级重大区域发展战略。发展海上风电，还将促进海洋经济发展、提高海洋科技自主创新水平、扩大海洋权益空间、做好海洋生态协调。我国海上风电可开发潜力巨大，未来尚有 98%以上的海风资源待开发，根据国家气候中心测算结果显示，在离岸 10-200km，水深 100m 以内的近海及深远海区域，海上风电技术可开发量约为 2750GW。根据沿海各省“十四五”规划，我国海上风电新增装机总规模超 50GW，到 2025 年累计装机并网容量将超过 65GW；即 2024-2025 年平均每年有望新增并网装机约 15GW。山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、海南等省 2024 年政府工作报告均表示推动海上风电发展，并纳入重点投资项目。

立足产业链优势，中国风机国际市场广阔。我国作为全球最大的清洁能源市场和装备制造国，深入推进清洁能源产业贸易合作，风电关键零部件产量占全球市场 70%以上，成为稳定全球清洁能源产业链供应链的重要力量。根据 CWEA 的统计，截止 2022 年底，包括东方电气在内的 18 家风电整机设备企业，累计出口风电机组 4224 台，容量 11929MW，较 2021 年增长 23.7%。相比陆上风电，海上风电机组供应链更为集中，中国是全球最大的海上风电机组制造中心，产能高达 16GW；亚太除中国以外的地区产能为 1.9GW；欧洲产能为 9.5-11.5GW。除中国以外市场，全球其它区域目前产能不足以支持未来需求。中国整机厂商利用产业链优势、成本优势等瞄准海外市场，根据彭博新能源财经的分析，中国向海外销售的风机价格比欧洲和美国同行的价格低 20%。

2.5.3 公司风机业务稳步增长，海风大兆瓦领跑者

年度十大“大国重器”，18MW 直驱海风机组率先下线。东方电气与中国华能联合研制，拥有自主知识产权的 18MW 海上直驱风电机组于 2023 年 11 月成功下线，创造了已下线全球单机容量最大、叶轮直径最大的记录；入选“2023 年度央企十大国之重器”，国家能源局“2023 年度能源行业十大科技创新成果”，同时被全球权威杂志 Windpower Monthly 评选为“全球最佳海上风电机组”，标志着东方电气整机自主研发设计能力充分走向世界、跻身行业前列。东方电气作为我国大兆瓦海上风电机组领跑者，曾在 2019 年携亚洲首台 10MW 海风机组问世，将中国风电代入“两位数”时代；2022 年亚洲首台 13MW 海上风机研制成功；在全国已投运 10MW 及以上大容量海上风电机组中，东方电气已占据三分之一以上。

市占率翻倍阶跃，海风中标收获颇丰。根据彭博新能源财经的统计，2023 年东方电气新增吊装容量 5.78GW，是 2022 年新增吊装容量 1.83GW 的三倍以上，市占率也由 2022 年的 4%倍增到 2023 年的 8%。东方电气在 2023 年海上风电招标中收获颇丰，根据风芒能源的统计，东方电气海上风电中标容量由 2022 年的 662MW 增长到 2023 年的 1638MW，中标份额由 4.2%行业排名第 6 提升到 21.5%行业排名第 2。中标容量额提升将对 2024-2025 年风电业务营收产生积极影响，中标份额和排名的显著提升预示着公司行业地位和影响力的增长。

风电业务稳步增长，抢装潮后规模不减。公司抓住风电抢装潮机遇，2020 年风电整机销售容量同比增长 201%；此后在行业新增吊装并网容量回落的情况下，依然保持了销售容量稳步增长，表明公司订单取得也是稳步增长的。2023 年末，东方电气海上风电市场再获突破，成功中标中国电建中南院万宁海上漂浮式项目。该项目是全球最大商业化漂浮式海上风电项目，是海南省海上风电“十四五”重点实施工程。双碳目标和新型电力系统建设为公司风电业务的发展提供了充足空间，尤其是海上风电市场需求广阔，公司作为海风大兆瓦领跑者，有望充分受益于沿海各省海风发展规划。

2.6 其它：新兴业务，氢能当先，蓄力把握增长极

2.6.1 最具发展潜力的二次能源

氢能赋能可再生能源的规模利用，成为达成碳中和的关键路径。风光等可再生能源具有天然的波动性，易导致电力供应与负荷需求失衡，而氢能是一种可以长期储存和运输，且能够用于再发电的能源载体，可以有效缓解其电力供需不匹配的情况。根据 BCG 统计数据，预计在 2050 年净零排放的情境下，氢能在全球最终能源消费占比将达到 10%-15%。多项政策统筹推进氢能发展，中国成为全球最大的产氢国和消费国。多项政策提出要统筹推进氢能“制储输用”全链条发展，加快氢能技术研发和示范应用，加强氢能产业布局，明确氢能战略定位，预计氢能产业将迎来商业化的重要窗口期。

供给端：自 2020 年提出“双碳”目标后，国内氢能产业进入快车道，中国目前是世界上最大的产氢国。根据中商产业研究院数据，2023 年中国氢气产量为 4380 万吨，始终保持稳定增长趋势。随着可再生能源技术的突破和制氢成本的降低，国内氢产量将进一步提升，预计 2024 年将达到 5073 万吨。需求端：我国也是全球最大的氢气消费国，根据中国氢能联盟预测，到 2030 年我国氢气的年需求量将达到 3715 万吨，约占比终端能源消费的 5%；2060 年比例会提升至 20%，年需求量达到 1.3 亿吨。

2.6.2 前景广阔亟待打通产业链

氢能全产业链可分为“制-储-输-加-用”五大环节。制氢环节，电解水制氢由于其可再生性、可持续性，成为未来主要发展路线，其装备的市场空间比较广阔；加氢和储氢环节，加氢站的建设和储氢装备的需求有望大幅提升；输氢环节，能够大规模长距离的输送的输氢管道为未来主要的运输方式，国家积极推进输氢管道建设；用氢环节，“十四五”期间我国燃料电池汽车将主要应用于重卡、物流、公交等交通领域。

（1）制氢环节

灰氢为主、蓝氢为辅，绿氢占比逐步提升。从制氢结构来看，化石燃料制氢（灰氢）以及工业副产氢（蓝氢）技术已经成熟，但灰氢会存在较大的碳排放，背离国家能源发展方向；工业副产氢的产能有限，所以电解水制氢（绿氢）仍为“制氢终极路线”。 2022 年化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢的产值规模分别为 3271 亿元、1120 亿元、435 亿元，占比分别为 68%、23%、9%，预计中短期仍将延续化石燃料制氢为主、工业副产氢为辅，电解水之情占比逐年增长的发展路线；到 2050 年达到可再生能源绿氢占 70%、化石能源制氢占 20%、生物制氢占 10%。制氢产值规模稳定增长，预计 2026 年突破 7800 亿元。从制氢规模来看，2022 年我国化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢的产值规模总额为 4833 亿元，预计随着国家不断推进制氢产业发展，2026 年我国制氢产值规模将达到 7825 亿元。西北和华北地区是主要制氢区域，其中内蒙和山东产量超 400 万吨；新疆、陕西和山西产量超 300 万吨；长三角、珠三角制氢产量较少。

可再生氢项目同比增长较快，碱性电解槽为主要发展路线。从项目和设备招投标来看，截至 2023 年底，我国共建成运营可再生氢项目 58 个，合计规模达到 654MW，同比增长 26.3%。据不完全统计，2023 年我国累计电解槽招中标项目为 36 个，制氢装机总规模突破 1587.92 MW；中标电解槽类型包括碱性、PEM、AEM 以及 SOEC 四种，其中 30 个项目为碱性电解槽路线，其仍为中国市场电解水制氢主要技术路线。

（2）储运环节

高压气态和高压液态氢储运技术相对成熟，是现阶段主要的储运方式。氢气单位质量的能量密度极高，单位体积的能量密度又较低，且有易燃、易爆、易泄露等特点，所以在储运时需要对氢气进行压缩、液化或转化才能实现规模化、安全的储运。气态储运的成本底、充放氢速度快，是目前储运氢的主流方式，目前以 IV 型储氢瓶为主，随着安瑞科、京城股份、国富氢能等多家企业投资布局，加速 IV 型储氢瓶国产化，产能规划超 30 万只；低温液态储运氢方面，海外技术已经相对成熟且进入规模化应用阶段，我国目前主要应用于航天领域，装备仍存在一定差距；固态金属氢化物储运氢方面，由于其安全性、稳定性的优点将成为未来发展重点，但目前仍处于起步阶段。输氢管道具备发展潜力，国内管线长度超 2000km。管道输氢被视为未来氢气运输的主要方式，主要面向大规模长距离的输送，且具有寿命长、运营成本低的优点，但目前国内的建设仍受制于其较高的建设成本和安全维护要求。根据势银（TrendBank）调研数据，截至 2023 年 8 月，我国输氢管线长度已超 2000km（包括已建成、在建及规划中的管线），纯氢管线共有 14 条、掺氢管道 8 条，其中包含 2 个掺氢测试平台。

（3）加氢环节

交通联动工业推动加氢基础设施建设，“氢能走廊”初现雏形。作为氢能基础建设的重点，中国的加氢站数量位居全球首位，各地依托不同产业基础布局制氢加氢一体站。根据氢界大数据平台数据，2023 年我国已建成并运营的加氢站总数达到 428 座，同比增加 70 座；其中有 274 座处于运营状态，占比约 64%，累计供给能力达到 20.8 万千克。目前加氢站数量稳步提升，部分加油站已经开始布局加氢业务，国内“氢能走廊”已经初见雏形。根据国富氢能招股说明书以及车百智库数据，2025 年我国加氢站数量有望突破 1000 座，市场规模超 100 亿元。

（4）用氢环节

下游应用场景拓宽，或将提振氢能需求。从应用端看，交通领域为氢能的重要应用方向之一，氢燃料电池车保有量的增加促进了氢气制备、储存、运输等环节的发展，主要应用于重卡、中轻卡、客车和乘用车四类，其中重卡为主要应用方向，2023 年占全国 FCV 保有量的 47%。近年来我国 FCV 产销数量呈现波动式增长，2019 年我国燃料电池车销量为 2737 辆，2020 年受疫情影响，销量大幅下滑至 1182 辆，随着疫情有效控制和技术发展，2023 年氢燃料电池车产销量分别为 5309 辆和 5843 辆，分别同比增长 46.33%和 72.00%。

2.6.3 公司深耕氢能领域十余年，打造首座氢能产业园

东方电气是央企氢能全产业的领军企业。公司全面布局燃料电池、制取、氢储运、氢加注和氢应用全产业链领域，掌握氢能及燃料电池领域核心部件设计与集成技术，主要产品包括膜电极、电堆、动力系统、热电联供系统等，并提供技术开发及运维服务，已研发出具备自主知识产权的燃料电池膜电极、高密度电堆及测试设备、燃料电池发电机等产品且具备批量制造能力，目前公司的氢能产业营收主要来自燃料电池产品，氢能业务成为新的经济增长极。

以里程碑为计量，国家能源安全的征程与共、一路同行。子公司东方锅炉、东方氢能深耕氢能全产业技术和应用十余年，自 2010 年公司开始自主研发燃料电池，不断实现技术和项目上的突破，2023 年是氢能业务快速发展的一年，全年氢能产业的经营业绩创新高，根据东方氢能公众号，公司 2023 年涉氢装备合同同比增长超 400%，涉氢装备营收同比增长超 200%，在重卡和工程车等领域实现市场突破。

技术研究能力超前，产出多项亮眼成果。在技术研究领域，公司拥有适应高海拔、多山地、大温差等特性的氢燃料电池发动机设计能力；拥有长寿命燃料电池四川省重点实验室、燃料电池四川省工程技术研究中心等国际一流水平的前沿性技术研发实验室；拥有中国西部唯一省级燃料电池重点实验室和首条自动化生产线；具备多项亮眼的研究成果，如推出单槽规模行业最大的兆瓦级质子交换膜电解水制氢系统、国内功率最大的 270kW 燃料电池系统、国内首套兆瓦级“制氢-储氢-发电-供热-制冷”五联供综合供能系统等。 2023 年氢能产业喜讯不断，下游应用进入全新赛道。2023 年公司完成全球首次风电无淡化海水直接电解制氢海试成功、中国首座中欧合作氢能产业园建成开园、签约国内首个且容量功率最大的绿电制氢储氢发电商业应用项目、在四川首次实现氢能重卡批量生产和交付、提供关键技术及系统的电氢智慧能源站实现国内首次固态氢能并网发电等多个项目。同时，由子公司东方氢能自主研发的船用燃料电池发电系统获得中国船级社型式认可证书，成为中国西部首家获得中国船级社船用燃料电池发电系统认可证书的企业，标志着燃料电池已经从陆地交通拓展到海上交通，进入全新应用赛道。

（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。）