（报告出品方/分析师：开源证券 殷晟路 鞠爽）

1、东方电气：大国重器，有望充分受益电源侧投资加速

1.1、公司发展历史悠久，业务涵盖“六电”“六业”

公司发展至今已逾 64 年，是涉及国家安全与国民经济命脉的国有重要骨干企业之一。东方电气发展历史最早可以追溯到 1958 年的四川德阳水力发电设备厂。

1966年，在国家“三线建设”的大潮下，东方汽轮机厂、东方锅炉厂、东风电机厂分别在四川自贡、绵竹和乐山动工兴建。其中东方电机厂于 1966 年底基本建成，1971年东方锅炉厂建成投产，1974年东方汽轮机厂建设完成，这三大电力装备主机厂的建设完成标志着在四川建成了与哈尔滨和上海相媲美的大型电力装备工业体系。

1984年，东方电站成套设备公司在成都组建，成员企业包括东方电机厂、东方汽轮机厂、东方锅炉厂与东风电机厂。

1992年，东方电气集团公司在国家工商总局登记注册，集团公司财务上划为中央管辖。

1994年，东方电机正式于上交所与港交所上市。

1996年，东方锅炉于上交所上市。

2007年，东方电气股份有限公司正式于上交所与港交所上市。

2018年，集团将物资公司等承包业务和东方氢能等新兴产业注入上市公司。

经过 60 余年发展，公司已经成为了世界级的电力装备制造企业。

集团公司业务范围广泛，包括“六电”“六业”。

“六电”是指风电、水电、火电、核电、气电与太阳能发电。公司火电业务主要提供包括锅炉、汽轮机和发电机在内的火电主机设备，是国内三大火电设备制造商之一。

水电业务提供水轮发电机组。气电业务主要提供燃气轮机设备，核电业务则提供核岛与常规岛等核电设备。

在风电业务，公司既提供包括陆风和海风在内的风电机组，也创新性的开展风场建设和提供后期运维服务。而在太阳能业务方面，公司在光热发电设备领域市场地位卓越，拥有成熟的光热技术成套解决方案，能够提供包括镜场、聚光吸热系统、储换热系统、常规发电系统和控制系统等完整产品。

“六业”则是公司能够提供用于石化行业的高端石化装备，在环保行业方面可以提供整套的环保解决方案，在工程与国际贸易业务方面是承揽海外大型能源相关类工程项目。

在现代制造服务方面，公司既可以提供提效改造、远程诊断等电站运维业务，也可以为客户提供多方位的专业金融服务。

在电力电子与控制产业，则能够提供网络安全一体化防护解决方案。同时，公司大力发展新兴产业，在氢能、压缩空气储能、熔融盐储能、锂电储能等全新领域均有布局。

1.2、公司是国资委直属央企，管理层管理经验丰富

上市公司控股股东为中国东方电气集团有限公司，截至 2022Q3 持股比例为 55.4%。

公司控股股东是中国东方电气集团有限公司，属于国资委直属中央企业之一。

公司直接控股包括东方电机、东方汽轮机、东方锅炉、东方重机、东方风电、东方自控等在内的 15 家公司及其子企业，产业遍布全国多个省份和海外多个国家。

公司管理层多为能源装备相关专业出身且拥有多年能源装备领域从业经验。

公司管理层大多为国内知名院校能源相关专业毕业或在能源装备领域拥有多年从业经验。股权激励覆盖范围广泛。

作为央企股权激励代表企业之一，公司曾在 2019 年 11 月 22 日向包括两位副总裁、董事会秘书和 777 名中层管理人员及一线骨干在内的企业员工共授予 2798.87 万股限制性股票，将核心管理层利益与公司发展相统一。

同时，公司在旗下风电子公司实施员工持股，实现公司与员工风险共担、利益共享。

1.3、公司财务分析：2017 年来营业收入与净利润双双稳步提升

1.3.1、改革见成效，业绩自 2017 年来触底反弹

业务结构持续优化，公司业绩自 2016 年低谷期以来持续增长。

公司经营业绩可以划分为两个阶段，在 2018 年前，公司业务收入与利润主要以火电装备为主，因此其经营业绩很大程度上受火电建设周期的影响。

2018 年后随着公司业务结构的优化与集团资产的注入，公司业绩和盈利能力实现了较大幅度的改善。

在 2011 年营收与利润阶段性高峰之后，2012 年至 2016 年受火电建设需求减缓等因素的影响，公司营收与归母净利润总体上呈现下滑态势。公司在 2016 年出现了较大幅度的亏损，主要原因在于（1）公司水电和火电装备等受下游需求减少的影响，产品销量与价格均有所下滑；（2）公司对内部进行了一系列改制，辞退福利费较 2015 年增加了 5 亿元；（3）风电产品的质保费用计提比例从原来的 3%提高到 6%，增加了相应的销售费用。

多方面的共同影响使得公司在 2016 年当年亏损 17.84 亿元。

公司归母净利润自 2017 年至 2022 年前三季度实现了稳步增长。

在 2016 年一系列不利影响有所淡化后，随着公司新能源装备业务收入占比的提升与 2018 年集团将盈利能力较好的服务类业务与新兴成长业务注入上市平台之中，公司经营业绩持续向好，抗周期波动能力实现了显著提升。

公司自 2017 年-2021 年归母净利润由 6.73 亿元上升至 22.89 亿元，年化复合增速高达 35.8%。在 2022 年前三季度，公司实现营业收入 405.5 亿元，同比增长 21.3%，实现归母净利润 25 亿元，同比增长33.96%。

1.3.2、费用管控优秀，净利率持续提升

公司自 2017 年来净利率实现稳步提升，毛利率受多因素影响有所下降。

受益于业务结构的变化和火电行业回暖，公司毛利率自 2016 开始逐年上升，并于 2019 年毛利率达到了阶段性高点 21.5%。

不过随着公司毛利率相对更低的风电业务收入占比提升和原材料端大宗商品价格的上涨，公司毛利率自 2020 年来开始有所下降，到 2022 年前三季度公司毛利率下降到了 16.2%。不过预计随着大宗商品价格的下降、风电业务模式的创新和产品结构的改善叠加公司传统能源设备业务回暖，公司毛利率有望实现逐步提升。

2017年来受益于“三降两提高”工作开展和营业收入规模扩大所带来的规模效应，公司费用率显著下降净利率稳步提升。

2017年以来，公司持续推行“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”的“三降两提高”方案，销售费用率与管理费用率自 2017 年来总体上呈现了稳步下滑的态势。

到 2022 年前三季度公司管理费用率已经下降到了 4.8%，销售费用率下降到了 3.6%，总体 的期间费用率也下降到了 10.5%。

在良好的费用管控与收入规模扩大的情况下，公司净利率实现了稳步提升，从 2017 年的 2.2%逐步上升至 2022 年前三季度的 6.6%。同时随着公司进一步扩大收入规模，其净利率有望进一步提升。

1.3.3、新能源业务与新兴成长业务收入占比呈稳步上升趋势

新能源收入总体呈上升态势，服务业务托底公司毛利率。

分业务收入来看，在 2017-2022H1 之间公司新能源业务与新兴产业业务收入占比总体上呈现稳步上升趋势，到 2021 年公司新能源业务收入占比达到了 31.7%，新兴成长产业收入占比达到 了 17.1%。

新能源业务与新兴产业等成长属性产业收入占比的提升对公司的经营稳定性和持续性提供了支撑。

在毛利率方面，因为公司成长类业务的市场竞争相对较为激烈，所以公司新能源业务与新兴成长业务毛利率水平相对呈现下滑趋势。

同时在近年来全球通胀和大宗商品价格持续上涨的大背景下，公司能源装备类业务近几年的毛利率也相对承压。

不过公司现代制造服务业的高毛利率水平有效的对公司整体的盈利能力形成了一定支撑，使得公司整体的盈利能力能够保持在相对合理的水平。

风电收入占比持续提升，传统电源设备周期性较为明显。

就不同电源设备的收入情况来看，公司风电业务收入持续提升，其收入规模从 2017 年的 10.83 亿元提升至 2021 年的 126.2 亿元，年化复合增速高达 84.7%，占公司电源设备的收入比重由 2017 年的 4.4%上升到了 2021 年的 45.3%。

不过竞争相对激烈的风电市场使得公司风电业务板块的毛利率相比传统电源设备而言处于比较低的水平。

在火电业务板块，公司 2021 年的收入较以往年份实现了一定程度的回升。

公司 2021 年火电业务实现收入 88.23 亿元，同比增长 20.4%，毛利率因为大宗商品价格的上涨在 2021 年同比小幅下降。在核电、燃机、水电等业务板块，公司的收入规模与毛利率水平在过去相对而言较为平稳。

2、“先立后改”，传统电源投资有望复苏

2.1、电源侧投资将承担重要的逆周期调节作用

逆周期调节的政策安排与预见的用电量需求增长有望加速国内电力工程项目投资建设。

2022 年 1-11 月份全国完成电源与电网投资合计约 9734 亿元，同比增长 15.8%，为近 10 年来最高，在宏观经济相对承压的大背景下，适度的超前进行电源侧与电网侧投资既可以实现逆周期调节，同时也可以为经济复苏后快速增长的用电量需求提供支撑。

电源侧投资率先发力，投资力度持续加大。电源侧投资往往需要提前电网侧投资开展。

根据国家能源局统计，2022 年 1-11 月全国完成电源侧投资 5525 亿元，同比增长 28%，在 2020 年和 2021 年国内存在陆上风电和海上风电抢装的大背景下仍然实现了较大幅度的增长，电源侧投资增长趋势明显。

2021 年用电量净增加 8203 亿千瓦时，超发电量净增加值。

在 2018-2021 年间全国发电量增速总体上小于当年的用电量增速。

2021 年全国疫情相对缓解的情况下，全国用电量净增加 8203 亿千瓦时，为 2006-2021 年间的最高水平，而当年的发电量受煤炭价格高企与各地方对煤电的强审查，其净增加值显著小于用电量净增加值。

这直接导致 2021 年电力供需整体偏紧，多个省份采取了有序用电的措施。

预计 2022-2024 年间全国电力供需整体将呈现紧平衡状态，电力保供压力较大。

根据电规总院发布的《未来三年电力供需形势分析》当中预测 2022-2024 年全国电力供需将整体上呈现出紧平衡的状态，预计 2023 年将有 6 个区域电力供需紧张，17 个区域电力供需偏紧。2024 年将有 7 个区域电力供需紧张，10 个区域电力供需偏紧。

截至 2022 年 12 月，根据全国电力实际运行情况可以看出电力供需情况实际上存在很大的不确定性，包括极端天气影响也会导致原本预期电力供需相对不紧张的四川省在夏季出现用电紧张的状况。

随着国内生产经济活动的有序复苏，预计 2023 年的全国用电量将持续增长，电力保供压力凸显，电源侧投资强度有望持续加大。

2.2、“先立后改”，火电仍是我国电力结构中的“压舱石”

2.2.1、火电仍是确保电力供应稳定的主力电源

能源安全是当前国家能源工作的核心要点，火电作为基石电力其重要性不容忽视。

2021年底，火电占我国电力装机的比重为 54.6%，在我国发电量来源中的比重为 67.4%，以煤炭为主要能源来源的火电仍是我国当下最主要的电力来源。

在俄乌冲突导致欧洲能源危机的大背景下，我国实现“双碳”目标也需要立足于煤炭作为我国主体能源来源的现实情况，在保障能源安全和电力供应稳定的大背景下推进“双碳”目标。

同时考虑各个地方的资源禀赋和实际情况，火电仍是我国电力系统当中不可或缺的重要组成部分。火电与新能源在实现“碳达峰”的目标当中更多是互补而非互斥的关系。

新能源电源当前存在一定缺陷，短期内无法对保障电力供应稳定形成支撑。

以新能源为主体的新型电力系统具有“两高”和“三性”的特点。新型电力系统的“两高”是指高比例的新能源接入与高比例电力电子设备应用，“三性”则是指新能源电力具有的随机性、波动性和间歇性特点。因此单纯的建设新能源电源无法对电力稳定供应形成有效的支撑。

配套新能源电力的新型储能利用系数较低。当下尚无成型商业模式叠加建设成本高昂使得新型储能缺乏大规模运用的经济性基础。新能源电力大规模并网后的灵活性不足是限制新能源成为能源保供主力的重要原因。

建设周期短、利用小时数长的综合优势是火电相比其他常规电源的优势所在。

火电机组从开工到建成投产往往 3 年之间，相比水电的 5-10 年和核电的 5 年左右建设周期相对更短。同时在利用小时数方面，火电的利用小时数仅次于核电，相比水电、风电、太阳能电等可再生能源利用小时数更长。

综合这两方面的特点，以煤电为主的火电仍然是当前实现电力保供的主力电源。

2.2.2、2022 年开始煤电建设迈入加速通道

预计 2022-2024 年煤电装机量保底达 140GW，电力保障基础尚不牢靠。

在 2006-2010 年“十一五”期间全国煤电年均新增装机量为 64GW，2011-2015 年“十二五”期间全国煤电新增装机量为 49GW，2016-2020 年“十三五”期间全国煤电新增装机量为仅为 36GW。

2021年受到煤炭价格上涨与能耗双控影响，全国煤电新增装机仅为 28GW。煤电建设积极性不足，电力供应保障基础薄弱。

根据此前的尚未落地的煤电项目规划，2022-2024 年分别需要完成煤电新增装机 40、50 与 50GW，不过三年 140GW 的累计煤电装机量预计仍然不能满足用电需求。

根据界面新闻报道，国家发改委召开了煤炭保供会议，煤电项目开工指标层层递增，预计 2022-2024 年每年新开工的煤电项目将不低于 80GW。

2022 年火电投资额增长迅速，核准煤电装机量自 2021Q4 以来显著提升。

2022 年 1-11 月国内实现火电投资 736 亿元，同比增长 38.3%。

在核准装机量方面，受 2021Q3 多地区缺电限电影响，煤电核准装机量自 2021Q4 快速增长，当季煤电装机高达 11GW。

进入 2022 年，煤电核准装机量进一步提升，截至 2022 年 11 月，在“五大六小”等主力发电企业尚未开始大规模项目核准与招标工作的情况下，2022 年全国煤电核准装机量已经达到了 72GW，其中业主多以地方发电公司和煤电联产企业为主。

2.3、煤电设备龙头，有望充分受益行业复苏

2.3.1、煤电主机设备包括锅炉、汽轮机和汽轮发电机

煤电机组设备主要包括三大主机锅炉、汽轮机和汽轮发电机，此外还有热力系统、燃料供应系统、除灰系统、水处理系统、供水系统、电气系统、系统二次、热工控制系统、附属生产工程等。2×1000MW 煤电机组当中锅炉、汽轮机和汽轮发电机的价值量占比分别为 31%、13%与 9%。

根据《火电工程限额设计参考造价指标（2021 年水平）》数据，2×1000MW 火电机组新建单位造价为 3373 元/kW，扩建单位造价为 3083 元/kW。

按照设备购置费用 40.3%进行计算，新建单位造价的设备购置费用为 13.6 亿元 /1000MW。其中单台 1000MW 的锅炉、汽轮机和汽轮发电机根据 2021 年的造价标准分别为 4.2、1.8 与 1.2 亿元。

2×660MW 煤电机组当中锅炉、汽轮机和汽轮发电机的价值量占比分别为 26%、15%与 7%。

根据《火电工程限额设计参考造价指标（2021 年水平）》数据，2×660MW 火电机组新建单位造价为 3700 元/kW，扩建单位造价为 3161 元/kW。

按照设备购置费用 39.8%进行计算，新建单位造价的设备购置费用为 9.7 亿元/660MW。其中单台 660MW 的锅炉、汽轮机和汽轮发电机根据 2021 年的造价标准分别为 2.6、1.4 与 0.7 亿元。

2.3.2、煤电设备竞争格局稳定，三大主机厂市场地位稳固

煤电设备竞争格局稳定呈现寡头垄断局面，上海电气、东方电气与哈尔滨电气 CR3 占比高达 85%以上。

根据公司公告信息，2021 年东方锅炉产品在三大主机厂的市占率处于领先地位，市场占有率高达 66%。汽轮机往往与汽轮发电机捆绑进行销售，东方电气在 2021 的年市占率为 51.7%。公司 2021 年三大主机设备因非常规因素市占率有所上升，就过往煤电设备市场格局而言，该市场整体呈现出三分天下的格局。

在设备可靠性方面各家企业均有自身优势的产品类型。

根据《2020 年全国电力可靠性年度报告》对各大主机厂的汽轮机、发电机和锅炉统计的产能性能可以看出，行业三大主机厂在不同功率大小的机组方面均有自己的优势机型所在，其中东方电气具有优势的产品主要在 1000MW 发电机、600MW 发电机与锅炉方面。

火电设备业务有望随新一轮建设周期回暖。

公司 2021 年火电业务板块实现营业收入 88 亿元，同比增长 20.4%，毛利率因为当年大宗商品价格的上涨有所下降到了 21.2%。

我们预计随着新一轮煤电项目投产，公司设备业务有望持续回暖，假定 2022-2024 年每年火电新增装机 80GW，单位主机设备造价 7.2 亿元/GW，公司市占率为 35%，预计公司火电设备业务有望实现超过 200 亿元的收入，考虑到火电订单交付周期在 1 年到 1 年半左右的水平，预计公司火电设备业务将在 2023-2024 年间逐步体现在报表收入端。

3、灵活性资源是新型电力系统的建设重点

可再生能源装机占比持续提升，灵活性资源将是新型电力系统的建设重点。

随着光伏、风电建设成本的下降和政策的支持，我国电力装机结构中风电与光伏的占比持续提升，到 2021 年风光合计的装机量已经占我国电力装机的 27%。

可再生能源发电的间歇性和波动性要求以新能源为主的新型电力系统必须具备一定的应变和 响应能力即电力系统的灵活性。

在可再生能源装机渗透率持续提升的情况下，灵活性不足导致的减出力和切负荷会对可再生能源项目的收益率产生负面影响。

同时，新能源电力电子接入的特点对电力系统频率影响较大，新型电力系统电网具备低惯量特点。

大规模电力电子电源与负荷接入电网导致的最突出的问题就是频率稳定问题。电力电子电源相比传统轮机类电源，会使得转子提供的旋转机械惯量和频率阻尼作用逐渐降低，调速器对频率的调节效应变弱。一旦电网频率受到扰动后其波动更大，更加难以恢复，如果电网频率超过安全范围，会造成大面积停电。

电源侧灵活性资源包括深度调峰改造后的煤电、气电、水电与电源侧的新型储能系统。

（1）燃煤机组通过热电解耦与低压稳燃等级技术改造，可以将煤电机组的最小出力降低至额定出力的 20-30%，提升电力系统的灵活性；

（2）气电相比燃煤机组启停速度更快，供电效率更高，影响速度快，能够适应不同的用电端负荷特点，从调节特性来看是非常理想的调峰电源。

（3）抽蓄电站具备开停机快速、功率调节速度快的特点，是非常优质的调峰电源，但是建设相对受限于地理环境的限制；

（4）电源侧的新型储能，新型储能响应速度同样十分快速，但是新型储能仍然属于电力电子接入方式，相对以上三种调节方式无法提供转动惯量支撑。

3.1、灵活性改造后的煤电机组是最经济的灵活性电源

对传统煤电机组进行灵活性改造是当前电力系统获取灵活性最经济的方式。

当下火电灵活性改造的核心目标是充分响应新型电力系统的波动性特点，实现调峰、快速启停以及快速升降负荷这三大功能。其中调峰是当前火电灵活性改造最主要的目的。

根据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》中对不同调峰方式成本的测算，煤电深度调峰增加的发电成本仅为 0.05 元/度，相对抽水蓄能、燃机和核电调峰其调峰成本最低，经济性最好。同时，政策端也在持续鼓励支持火电灵活性改造，通过这种方式建设新型电力系统的灵活性资源，增加新能源的消纳能力。

“十四五”期间火电灵活性改造市场空间约为 240 亿元。

根据国家能源局与国家发改委联合发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》要求，在“十四五”期间我国需要完成 200GW 存量煤电机组灵活性改造，同时根据《高比例可再生能源电 力系统关键技术及发展挑战》中提到的煤电灵活性改造的成本约为 60-180 元/kW，分别取灵活性改造成本为 60、120 与 180 元/kW 进行计算，“十四五”期间国内火电灵活性的改造的市场空间将在 120-360 亿元之间，中值为 240 亿元。

3.2、火电灵活性改造多需要“一厂一策”，玩家仍以三大主机厂为主

火电灵活性改造涉及具体火电厂，需要“一厂一策”独立进行改造，改造主体也多为初始机组供应商。

实现火电机组不同程度的改造往往需要对不同的控制系统与设备进行相应的改造。

对于常规火电机组的改造，包括对主机设备锅炉、汽轮机的改造，也包括对控制系统、燃料供应系统、水循环系统等辅机设备的改造，因此不同机组之间的改造差异较大，各家销售的火电机组往往由出厂企业采取“一厂一策”的方式自主进行相应的灵活性改造。

因此，在国内的存量灵活性改造市场玩家也主要以东方电气、上海电气和哈尔滨电气三家为主，部分辅机供应商为辅。

3.3、燃气发电将在能源保供与灵活性调节两方面发挥作用

3.3.1、气电环保和调峰性能好，是部分地区电力保供的装机首选

燃气发电的单位碳排放更低，效率更高。相比煤电机组，建设燃气电厂无需输煤、制粉和除灰设备，相比燃煤电厂占地面积更小。

同时天然气作为燃料的燃气轮机其碳排放量往往只有同等煤电的 50-60%之间，其单位热耗与效率性能也要好于一般的燃煤机组，综合其调峰性能优势，燃气发电也是部分地区保障自身电力供应稳定的首选。

资源禀赋与地方经济差异使中国气电装机区域性较为明显，部分天然气资源较为丰富的地区和用电负荷中心在气电发展规划更加快速。

目前包括广东、浙江、山东、上海等沿海较为发达的省份均出台了“十四五”期间的气电装机规划，其中广东计划到 2025 年完成气电新增装机 36GW，上海计划到 2025 年完成气电累计装机 12.5GW，在工业发达的省份安装气电机组一方面是对当地的电力供应提供保障，另一方面则是作为灵活性电源在负荷中心发挥调峰作用。

而在四川等地因为 2022 年夏季的极端天气情况影响，使该地区对自身的电力结构规划进行了一系列调整，规划了气电作为其重要的电力来源保障当地的供电安全和稳定。

气电核准量持续提升，市场发展快速。

2021Q4 以来全国气电核准装机量快速提升，其中单 2022Q1 核准装机就达到了 9.78GW。截至 2022 年 11 月份，全国气电核准装机量已经达到了 24.77GW。在地方能源保供压力和调峰需求的刺激下，预计气电核准装机量还会进一步增长。

3.3.2、气电核心设备为燃气轮机，东方电气是行业龙头

2×400MW 燃气机组当中燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机和发电机组的价值量占比分别为 40%、18%、14%与 12%。

根据《火电工程限额设计参考造价指标（2021年水平）》数据，2×400MW 等级燃气机组（9F 级纯凝）新建单位造价为 2025 元/kW，扩建单位造价为 1965 元/kW。

按照设备购置费用 55.1%进行计算，新建单位造价的设备购置费用为 4.5 亿元/400MW，对应 1130 元/kW 的设备投资额。

其中单台 400MW 的燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机和发电机组的造价分别为 1.8、0.8、0.6 与 0.5 亿元。

F 型燃机是在役主流机型，东方电气是燃机国产化先锋。

按照投运的初燃温度进行划分，可以将燃机分为 E 级（燃气初温 1150℃-1250℃）、F 级（燃气初温 1300℃ -1450℃）、G/H 级（燃气初温 1500℃-1600℃）、J 级（燃气初温 1600℃以上），其中 F 级是目前在役的主流机型。

公司自 2009 年开始 50MW 重型燃机自主研发以来，经多年耕耘掌握了完整的设计、制造、试验体系，成功实现重型燃气轮机的国产化。

公司技术实力获国内业主认可，市场地位行业领先。燃机行业总体上属于寡头垄断格局，除部分海外企业外，国内玩家仍以东方电气、上海电气、哈尔滨电气三家为主。

2022 年上半年，在国内 F 级以上重型燃机中标项目数量上，东方电气市占率高达 40%，位居行业第一。假定未来每年 20GW 的核准量，单位设备投资成本为 1.13 元/W，公司市占率维持 40%，其订单量为每年 90 亿元。

3.4、新型电力系统刚需推动抽蓄建设放量

3.4.1、抽蓄是当下最成熟的储能技术

抽水蓄能电站将电能与重力势能相互转换实现调峰功能，是当下最成熟的储能技术。

抽蓄的工作原理是在区域用电负荷较低的时候，将多余的电能转化为水的重力势能，在区域用电负荷较高的时候将水从高处释放，推动水轮机旋转发电。

通过电能与重力势能的相关转化实现调峰功能。抽水蓄能相比锂电池储能、液流电池等储能技术，也是当前商业化程度最高的储能技术。

截至 2021 年底，抽水蓄能占全球储能累计装机量的比重为 86.2%。

抽水蓄能电站商业模式成型，中长期规划保障长期装机。

2021 年 4 月国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》推出新的“两部制电价”，进一步梳理了抽蓄电站建设成本分摊和盈利机制，保证建设抽水蓄能电站的经济性。

同时根据 2021 年 9 月国家能源局出台的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035 年) 要求 2025 年全国抽蓄投产总规模达到 62GW 以上，到 2030 年全国抽蓄投产总规模达到 120GW 以上，预计到 2035 年全国抽蓄总装机量将达 300GW。

同时，包括陕西、山西、浙江、福建等多个省市均出台了相关的“十四五”抽蓄装机规划。

规划量充足，在建已建项目累计量距远期规划仍存差距。

根据抽水蓄能行业分会统计，全国纳入规划的抽蓄站点总量高达 814GW。截至 2021 年底，全国建成抽蓄电站总量为 36.39GW，在建项目总量为 61.53GW，合计为 97.92GW。考虑到抽蓄长达 6-8 年的建设周期，到 2035 年完成抽水蓄能累计装机量达到 300GW 的目标，未来相关抽蓄项目的核准与开工建设将加速进行。

2022 年抽蓄核准项目总量相较 2021 年显著加速。

根据抽水蓄能行业分会的不完全统计，2021 年 Q1-Q3 累计的核准量仅为 2.5GW。在 2021 年 9 月的《中长期规划》出台后抽蓄核准量显著提升，单 2021Q4 季度抽蓄核准装机量就达到了 11.3GW。2022 年全国抽蓄核准装机进一步加速，截至 2022 年 11 月 15 日，当年抽蓄核准装机量高达 43.3GW。

3.4.2、东方电气：水轮机起家，有望充分受益抽蓄市场放量

抽水蓄能工程中水电设备及安装工程投资价值量约为 1400 元/kW。根据水电总院、抽水蓄能分会数据显示，2021 年核准抽蓄电站的单位静态投资成本约为 5367 元/kW，其中占比最高的机电设备及安装工程占比约为 26.1%，其单位投资成本约为 1400 元/kW。

公司水轮机销量稳步增长，市场地位保持稳定。

公司水轮机销量增速迅速，其销量由 2017 年的 1471MW 增长到 2021 年的 11957MW，年化复合增长高达 69%。

在市场地位方面，国内主要水轮机厂商主要以哈尔滨电气和东方电气为主，其中东方电气在 2021 年的市占率约为 40%。

考虑到抽蓄 5-8 年的建设周期，如果要在 2035 年实现 300GW 的累计装机目标，预计未来 8 年每年还需要核准 20GW 抽蓄项目，假定单位设备投资成本为 1.4 元/W，公司市占率为 40%对应的每年订单量为 112 亿元，考虑到抽蓄订单确认周期在 3 年以上，其业绩将在 2025 年开始兑现。

4、核电装机核准创新高，设备龙头地位稳固

4.1、2022 年核电核准量创新高，核电行业有望保持平稳增长

核电新增核准装机创近 7 年来的新高达到了 10 个。

2021 年全国核电投资总额达到了 538 亿元，同比增长 42.3%。

进入 2022 年，国内核电投资再进一步，2022 年 1-11 月全国核电投资额达到了 533 亿元，同比增长 23.7%。

在核电核准项目方面，截至 2022 年 12 月，全国核电核准项目总量达到了 10 个，创近 7 年最高水平。

同时根据《中国核能发展报告（2021）》预测，我国自主三代核电不考虑特殊情况下将以每年 6-8 台套节奏发展，按照每台套 1.2GW 的容量，预计此后每年新增核电核准装机量将在 7.2-9.6GW 之间。

4.2、核电设备商有望平稳获益

核电设备当中核岛、常规岛与辅助系统的成本占比分别为 52%、28%与 20%。

根据中国核能行业协会数据，第三代核电首堆静态投资额在 18000 元/kW 左右，考虑到此后部分设备国产化的因素，预计初始静态投资总成本将控制在 15000 元/kW 左右，其中设备投资成本占比约为 61%，设备投资成本约为 9000 元/kW。

其中核岛、常规岛、辅助系统对应的成本分别为 4680 元/kW、2520 元/kW、1800 元/kW。

核电设备以三大能源设备商为主，东方电气核电设备市占率在 35%以上。

目前我国主要核岛与常规岛设备主要以上海电气、东方电气、哈尔滨电气、中国一重供应为主，其中根据东方电气公告披露，其核电设备市占率在 35%以上。

5、风电业务持续成长，公司地位稳中有升

5.1、跨出阶段性低谷，风电行业有望加速成长

多重因素影响，2022年风电并网装机略不及预期。

根据国家能源局统计，2022 年 1-11 月国内新增风电并网装机量为 22.5GW，同比减少8.8%，不及预期。

主要原因在于当年第二季度江浙沪地区的疫情影响使得齿轮箱、轴承等关键零部件缺货比较严重，对风机的排产和交付产生了比较严重的影响。同时第三季度因为西北地区疫情的影响使得当地众多风电项目无法按期进行并网交付。

综合以上多种因素影响，使得 2022 年的并网口径装机量增长不及预期。

2022 年风电招标量超预期，2023 年将是风机交付与并网的大年。根据中国招投标公共服务平台的不完全统计，截至 2022 年 11 月，2022 年风电累计招标量已经达到了 106.7GW。按照以往招标量年内与下年 3:7 的装机比例，其中有 70%招标的风机将于 2023 年交付与并网，2023 年将是风机交付与并网的大年。

大型化降本驱动风电行业成本持续下降，风电行业成长性凸显。

据 CWEA 数据，国内风电机组的大型化进程持续推进，2021 年海风与陆风的机组平均容量分别达到了 5.6MW 与 3.1MW，相较此前年份的平均容量有了大幅度的提升。风机大型化趋势，风电投标价格持续下降，终端业主经济性持续提升，装机需求持续提升。

海风平价已至，成长属性凸显。

2021 年是海上风电补贴的最后一年，当时出于对海风何时平价的担忧使得 2021 年海风招标量相对较少。随着 2022 年海风大型化的推进，多个海风项目已经成功实现了平价，因此 2022 年海风招标量同比实现了大幅增长。

截至 2022 年 11 月，海风招标量已经达到了 25GW（含国电投 10.5GW 海上风机招标框架），2023 年海风交付与并网装机将实现大幅增长。

各省“十四五”海风规划新增装机合计超50GW。海风因为其风资源更好同时更靠近消纳中心的缘故，是当前沿海省份的建设重点，包括山东、浙江、广东等地均出台了针对海风的省补，同时从沿海各省份“十四五”规划看，其中海风规划新增装机合计约 50GW。各省海风规划不仅为“十四五”期间海风装机奠定基础，也在预示“十五五”海风将持续高增长。

5.2、东方电气：行业地位稳步提升，多方式提升盈利能力

东方电气市场地位稳中有升。2021 年，东方电气风机销量市占率为 5.9%，排名行业第六，而在海上风电业务方面 2021 年公司海上风机市占率为 7%，位居行业第五。

根据公司公告信息显示，截至 2022Q3 公司市占率持续提升，风机中标容量创历史同期最好水平，成功跻身行业前五。

公司风电业务收入增长迅速，风电是公司把握“双碳”机遇的重要举措。

公司风机销量从 2017 年的 573MW 持续增长到 2021 年的 3362MW，年化复合增长率高达 55.6%。风电业务是公司总体营收能够淡化传统电源性影响，实现快速成长的重要因素。

创新商业模式，高零部件自制比例提升盈利能力。

公司风电业务毛利率在 2020-2021 年相对承压，一方面是因为风机持续大型化和行业竞争加速使得销售价格出现较大幅度的下滑，另一方面是因为在此期间大宗商品价格的上涨对公司成本造成了较大的压力。不过展望未来公司有望通过商业模式的创新和较高的零部件自制比例，在交付大年实现较好的盈利水平。

6、开拓新兴业务，奠基长期增长动力

6.1、抢先布局氢能产业，全产业链条覆盖抢占先机

公司全面布局氢制取、氢储运、氢加注及氢应用全产业链领域。

公司自 2010 年起就正式组建团队研发氢燃料电池，经过数十年的研发突破，能够提供包括膜电极、电堆、燃料电池发动机系统、供氢系统等在内的产品，实现了氢能产业链的全覆盖。

根据公司公告，公司 2021 年氢能业务实现营业收入 1.01 亿元，同比增长 52%，毛利率为 46.58%。

当前具备年产 1000 套燃料电池发动机、3000 ㎡膜电极生 产能力，掌握了包括膜电极、双极板、燃料电池堆及发动机系统匹配技术在内的多 项氢能核心技术。

6.2、新兴产业全面覆盖，增加成长动力

公司新兴产业业务还包括节能环保、新材料、工业透平等业务。

公司其新兴业务方面还积极拓展包括节能环保、能源工控安全、智能制造与 5G 技术等等新兴业务。

在压缩空气储能方面，公司可以提供 10MW-300MW 系列化压缩空气膨胀透平产品。具备储罐、压缩机、换热器等配套系统设备的生产制造及总成能力。多项新兴业务的前瞻性布局为公司的长期成长能力奠定基础。

公司新兴成长产业业务在2018-2021年间实现了 44%的年化复合增速。

公司新兴成长产业收入由 2018 年的 27.34 亿元上升到 2021 年的 81.72 亿元，年化复合增速高达 44%。

未来随着各项新兴业务市场的持续增长，公司新兴业务将为公司后续的长期成长提供持续动力。

7、盈利预测与估值

7.1、关键假设

1、高效清洁发电业务：考虑公司火电、燃气设备业务有望进入上行周期，同时核电业务保持平稳。考虑到火电业务存在一定的订单交付周期，预计公司高效清洁发电业务在2023-2024年将实现量价齐升。预计公司高效清洁发电业务2022-2024年营业收入分别为180.4/224.3/341.8亿元，毛利率为19%/20.4%/20.5%。

2、新能源业务：考虑到公司水电业务中的抽水蓄能市场将实现快速增长同时风电业务将持续作为公司成长的最大动力。预计公司新能源业务2022-2024年营业收入分别为148.5/175.9/231.4亿元，毛利率为13%/13.1%/13.1%。

3、工程及贸易：我们预计公司工程及贸易业务2022-2024年营业收入分别为66.6/70.0/73.5 亿元，毛利率为16.4%/21.4%/21.4%。

4、新兴成长产业：我们预计公司新兴成长产业业务2022-2024年营业收入分别为106.2/138.1/165.7亿元，毛利率为15%/15%/15%。

5、现代制造服务业：我们预计公司现代制造服务业务2022-2024年营业收入分别为45.4/50.8/56.9亿元，毛利率为42.5%/41.6%/40.7%。

7.2、估值分析

考虑到国内经济有望复苏用电需求将快速增长的情况下，国内电源侧投资有望迎来新一轮高峰。

公司作为国内大型能源装备龙头企业，在煤电业务复苏，燃机业务放量，抽蓄市场兴起，风电业务持续成长和其他业务平稳增长的情况下，预计公司将实现业绩的稳步增长。

我们预计公司 2022-2024 年营业收入为 547.1、659.1、869.2 亿元，归母净利润为 30.4、41.8、52.8 亿元。

对应当前股价 PE 为 19.6、14.2、11.3 倍，对应当前股价 PB 为 1.7、1.5、1.4。

我们选取大型装备制造企业陕鼓动力，电站锅炉企业西子洁能，风电主机企业金风科技作为同类公司进行横向比较。

8、风险提示

原材料价格上涨；火电设备招标不及预期；抽蓄设备招标不及预期；宏观经济下行风险。

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