公司是中国东方电气集团有限公司控股特大型企业，历经 60 余年的发展，已成为全球最大 的发电设备供应商和电站工程总承包商之一，产品和服务遍及全球近 80 个国家和地区， 1994 年起连续入选 ENR 全球 250 家最大国际工程承包商之列，在能源装备领域具有较强 的竞争力和影响力。
能源装备龙头企业，产品服务遍布全球
公司成立于 1993 年，由东方电机厂作为唯一发起人设立，现为中国东方电气集团有限公司 控股企业。东方电机厂前身为德阳水力发电设备厂，于 1958 年成立于四川德阳。1984 年， 经机械工业部批准，东方电站成套设备公司于成都组建，成员企业含东方电机厂、东方汽 轮机厂、东方锅炉厂和东风电机厂，2007 年完成主营业务资产整体上市，2009 年改制为 国有独资公司，并更名为“中国东方电气集团有限公司”。1993 年经原国家国有资产管理 局及原国家经济体制改革委员会批准，东方电机厂作为唯一发起人于 1993 年 12 月 18 日 设立公司。随后，公司分别在 1994/1995 年于香港联交所/上海证券交易所上市。2005 年 东方电机厂与东方电气集团签订协议，将其持有的公司 2.20 亿股国有法人股无偿划转给东 方电气集团持有，东方电气集团成为公司第一大股东。2007 年公司收购东方锅炉及东方汽 轮机的股权实现集团主业资产整体上市以后，成为我国最大的发电设备制造商之一。
公司实控人为国资委，控股股东为东方电气集团。公司实际控制人为国务院国资委，持有 东方电气集团 100%的股权。控股股东为东方电气集团，持有公司股权比例为 55.66%；第 二大股东为香港结算公司，持有公司股权比例为 10.84%（截至 1Q24）。此外，公司拥有东 方锅炉、东方电机、东方汽轮机、东方重机、东方自控、东方风电、东方氢能等多家控股 子公司，实现业务协同发展。
“六电并举”&“六业协同”，积极开拓国外市场
公司坚持“六电并举”、“六业协同”的战略，多领域全面发展。公司构建了风电、太阳能 发电、水电、核电、气电、火电“六电并举”，以及高端石化装备、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“六业协同”产业发展格局。产业结构 多元完备，致力于为客户提供集能源装备、绿色低碳装备、高端智能装备于一体的综合能 源解决方案。
积极拓展国际市场，海外业务稳健发展。公司大力拓展海外市场，积极参与共建“一带一 路”，为全球 80 多个国家和地区提供成套设备和工程承包业务，主要市场涵盖东南亚、南 亚、中亚、中东、欧洲、非洲、南美洲等地区，出口能源装备规模超过 8900 万千瓦，从 1994 年起连续入选全球工程建设领域权威学术杂志 ENR 250 家最大国际工程承包商之列。 2020 年以来公司海外地区营收占比稳定在 10%左右，2023 年公司于中国境内、其它海外 地区分别实现营收 530.19/76.57 亿元，占比 87.4%/12.6%。
重创新、提质效、促转型，近年来业务发展势头持续向好
积极优化业务结构，2019 年以来营收及归母净利稳步增长。在我国电力需求下滑、发电设 备行业需求疲软等因素作用下，2014-2018 年公司营业收入持续下滑，且 2016 年因 1）历 史承接的风电合同产生较大亏损，2）加大内部深化改革力度，计提辞退福利同比增加 4.03 亿元，归母净利润亏损 17.84 亿。2017 年起，公司积极推行“成本领先工程”，狠抓降本 增效，加大应收账款催收力度，当年归母净利润实现扭亏。2018 年公司通过发行股份收购 集团资产，业务范围得到进一步拓展。2020、2021 年受益于风电“抢装潮”，公司实现营 业收入 372.83/478.19 亿元，同比+13.53%/+28.26%。多元完备的产业结构推动下，2022、 2023 年公司新增订单增长态势不改，2023 年新增订单同比增长超 30%，为营收及归母净 利的增长提供有力支撑。
持续优化主营业务架构，多轮驱动公司发展。分业务来看，随公司推动业务结构变革，清 洁高效能源装备业务（主要指煤电、核电、燃机业务）占整体营收比例明显下滑，由 2018 年的 56%下降至 2023 年的 34%；可再生能源装备业务（主要指水电、风电业务）占整体 营收比例有所提升，由 2018 年的 13%提升至 2023 年的 23%；新兴成长产业及工程及服 务业务营收占比也有所提升；公司各项业务带来的营收贡献方差缩小，架构更为稳定。毛 利率方面，由于公司主要产品均采取建造合同，按投入百分比确认收入，风电、小型设备 等按履约时点确认收入，故部分业务毛利率将随当年设备履约情况变化有所波动。
狠抓成本管控，近年来各项费用率呈下降趋势，资产回报率不断提升。公司狠抓成本管控， 着力提压降两金，2018 年以来销售费用率及管理费用率整体呈现下降趋势，其中销售费用 率自 2018 年的 4.42%降至 2023 年的 2.62%，管控效果明显；应收账款周转率稳中略升； 存货周转率自 2018 年的 1.11 次提升至 2023 年的 1.65 次，资产流动性实现提升。费用率 的下降及周转率的提升为公司实现更高的资产回报率创造了有利环境，公司净资产回报率、 总资产回报率均实现明显回升。
1 年以上应收账款占比较高，主要系产品特性和业务模式所致。公司主要为发电企业提供煤 电机组、燃机机组、水轮发电机组、核电机组主设备、重型燃气轮机设备、风电设备等大 型发电设备，产品生产制造周期普遍较长。2018-2023 年，公司 1 年以上应收账款占比分 别为 61.29%/65.79%/58.68%/57.45%/51.34%/49.21%。与同行业可比公司上海电气进行 比较，可发现期末应收账款账龄 1 年以上占比较高的情况并不存在重大差异，为行业特性 所致。
围绕“技术领先”，持续强化创新驱动力。公司坚持“创新第一动力”，大力推进自主创新， 强化研发投入与关键技术攻关。2018 年以来公司研发费用逐年提升。2023 年公司研发经 费投入 33.86 亿元，占营业收入比重 5.68%，研发费用 27.50 亿元，同比增长 20.88%。新 增有效专利 545 件（其中发明专利 256 件），截至 2023 年底公司共拥有有效专利 3828 件 （其中发明专利 1548 件）。我们认为公司较强的研发能力及对研发的持续投入有助于其突 破重大装备制造领域“卡脖子”的技术问题，维持行业龙头企业的地位。
2020 年以来每股股利/分红比例稳步提升，彰显回馈投资者决心。梳理公司历史分红情况， 我们发现自 2016 年亏损后，公司 2018 年重新开始分红，随即于 2019 年以超 50%的分红 比例向投资者分红，且 2020 年以来，公司每股股利、现金分红总额及分红比例均逐年提升， 彰显了公司回馈投资者的意愿。据公司公告，2020-2023 年公司实现每股股利（税前） 0.18/0.23/0.34/0.47 元 ， 现 金 分 红 总 额 占 归 母 净 利 润 比 例 为 30.16%/31.34%/36.60%/41.71%。2023 年公司 A 股/H 股股息率分别为 3.25%/7.30%（股 息率=当年每股股利（税前）/年末收盘价），H 股股息率具备一定吸引力。未来随在手及新 增订单逐渐确认收入，公司分红潜力有望进一步提升。
公司坚持传统产业转型升级与战略性新兴产业加快发展两端发力，持续优化产业格局。一 方面着力巩固传统行业领先地位，紧跟煤电、气电、抽水蓄能、核电等市场需求，做优先 进煤电、加快燃机自主化系列化步伐、拓展核能领域、保持水电领先；另一方面加快发展 战略性新兴产业，聚力发展风电、做精做强节能环保产业、提升电力电子与控制产业化水 平、培育提升氢能产业核心能力、加快智能制造产业化进程。
巩固传统行业领先地位
煤电：兜底保供、系统调节、应急备用等多维价值持续显现，公司市占率居行业前列
电力安全保障的“压舱石”，仍为我国电力供应主力电源。由于发电方式受气象因素影响较 大，风电、光伏的出力曲线往往呈现较大的波动，电力系统不稳定性随之提升。而气候变 化导致的极端天气频发，不稳定的气象条件将会进一步加大风电、光伏出力的不稳定性。 与此同时，随着电力需求的不断增长，需求侧的负荷波动也可能进一步加剧供需不平衡的 风险。而煤电的调节作用能够避免电力供给波动。未来，煤电利用小时数下降可以推动电 力供应结构转型，加快煤电机组转为灵活电源、备份电源，继续保证电力系统安全运行。 产能过剩问题及双碳目标催化下，2017/2021 年煤电项目核准收紧。自 2014 年煤电项目审 批权下放到省级政府以来，煤电项目投资迅猛增长，随之带来了产能过剩问题。2017 年 16 部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，目标为“十 三五”期间，全国停建缓建煤电产能 1.5 亿千瓦，淘汰落后产能 0.2 亿千瓦以上，实施煤电 超低排放改造/节能改造/灵活性改造 4.2/3.4/2.2 亿千瓦，到 2020 年，全国煤电装机规模控 制在 11 亿千瓦以内。为实现“双碳”目标，2021 年 4 月，我国政府提出要严控煤电项目， 煤电新项目审批进一步收紧，叠加煤价高、能耗双控等因素，据中电联及电力信息共享平 台数据，2021 年全国新投产/新核准煤电装机 3050/1571 万千瓦，同比下降 20.76%/60.11%。
2021 年全国出现大范围“限电”，随后煤电核准再度放开。2021 年煤价高企叠加用电需求 猛增，电力供需紧张，多地出现“拉闸限电”的现象。面对我国电力供需严峻形势，政府 开始强调火电“压舱石”作用。2022 年 8 月，国家发改委、能源局对“十四五”火电建设 规划进行较大规模的调整，国家发改委连维良副主任提出了“三个八千万”计划，即 2022/2023 年每年开工煤电项目 8000 万千瓦，2024 年保障投运煤电机组 8000 万千瓦。 梳理 2017 年以来核准的煤电项目整体时间线，我们认为煤电项目自核准转化为主机设备订单 需耗时 0.5 年左右；若公司收入确认方式以设备交付为确认节点，则自核准至公司确认收入需 耗时 2.5 年。则对应“十三五”以来煤电核准变化，煤电主机设备企业新增订单应于 2019/2022 年左右处于相对低位，与哈尔滨电气正式合同签约额趋势相符；煤电主机设备企业收入及毛利 率应于 2020~2021 年左右处于低位，随后回升，与三大主机设备企业历史情况相符。
我们认为“三个八千万”计划煤电项目投产高峰期或在 2025~2026 年，2023 年公司煤电 市占率 38%（订单口径），有望充分受益。 1） 核 准 装 机 ： 据 电力信息共享平台 数 据 ， 2022/2023/1H24 我 国 核 准 煤 电 项 目 103/123/11GW；我们假设 2024~2030 年每年将新核准 35~40GW 煤电项目，以保障 我国电力供需平衡并满足部分调峰需求； 2） 收入：我们预计煤电项目自核准至设备交付需耗时 2.5 年左右，故 2022/2023 年核准的 大量煤电项目将于 2025~2026 年实现交付。考虑到公司主要产品采取建造合同，按投 入百分比确认收入，我们认为该部分煤电项目将为公司带来 2024~2026 年较为平稳的 收入贡献； 3） 毛利率：2021 年煤电项目核准放开后，2022 年煤电设备招标价格有所提升，考虑到煤 电项目自核准至确认为新增订单需耗时接近 1 年，我们预计高价订单将自 2024 年起贡 献收入，即公司煤电业务毛利率将实现同比提升。
气电：调峰需求提升促装机增长，2023 年公司市占率维持第一
双碳目标下，不稳定的新能源装机快速增长将提升调峰电源需求。随进口天然气价格见顶 回落，燃气发电有望加速发展。燃气电厂的调节能力远高于燃煤电厂，但是受制于 LNG 燃 料价格维持高位及进口比例大（2023 年进口 LNG 同比+13.5%至 994 亿方、占国内天然气 总供给的 25%），过往天燃气电厂的发展受限。2022 年末以来，进口天然气价格回落，24 年 2/3/4 月国内进口 LNG 均价同比-22%/-9%/-10%、环比-4%/-7%/-2%；自 23 年 4 月以来 LNG 均价同比持续回落，24 年 4 月均价 2.75 元/方，已进入 21 年 6 月以前的价格区间 （1.3~2.8 元/方）。24 年 2/3/4 月国内进口管道气均价同比-10%/-10%/-10%、环比 0%/+1%/-1%。为我国在有条件的省份推进布局燃气电厂提供了坚实基础。
气电（燃机）项目时间线与煤电项目相近，历史年份核准规模波动较大，但中枢有所提升。 若不考虑排产节奏，气电项目与煤电项目自核准到投产的时间线基本类似。回顾历史年份 行业核准装机量，我们可以发现年度核准项目装机容量波动较大，据电力信息共享平台数 据，2022 年我国核准气电项目装机量为 32.83GW，高于 2021/2023 年核准量之和；但趋 势上来看，近几年的核准量中枢较 2017-2019 年有较为明显的提升。
同三菱重工合作起家，目前公司已完整掌握燃机研发技术。2003 年，公司与三菱重工合作， 开始引进重型燃气轮机技术。并于同年取得国家第一捆打捆招标 10 台 M701F3 机组订单。 通过这次合作，公司获得了三菱燃机制造技术的许可证，并开始对第一台燃机机组进行国 产化研制。2023 年 3 月，首台我国自主研制的 F 级 50 兆瓦重型燃气轮机发电机组 G50 正 式投入商运，实现了国产燃机从无到有的突破，G50 也被誉为中国“争气机”，分别于 2020 年和 2022 年两次入选国资委评选的“央企十大国之重器”。此外，2024 年 7 月，公司自主 燃机系列化研制的第二个型号产品—15 兆瓦重型燃气轮机（G15）也迎来总装下线。历经 多年发展，东方汽轮机已搭建起自主 F 级燃机设计体系，具备了燃机全部部件的制造能力。 随着电网对灵活性资源的需求增长，未来气电机组需求将明显提升，2023 年公司气电市占 率保持第一，未来有望充分受益。 1） 核准装机：据电力信息共享平台数据，2022/2023/1H24 我国核准气电项目 33/10/2GW； 考虑到 1H24 核准量同比下降明显（1H23 核准 5GW），及未来我国传统能源有望贡献 持续性新增装机，我们假设 2024/2025 年及以后我国气电行业核准量为 6/15GW。 2） 收入：我们预计气电项目自核准至设备交付需耗时 3.5 年左右，考虑到公司小型设备按 履约时点确认收入，我们预计 2022 年核准的大量气电项目将于 2025~2026 年实现交 付，支撑公司业绩增长；另一方面，未来持续核准的气电项目将为市占率居行业第一的 公司带来较为确定的收入贡献。 3） 毛利率：公司气电业务 2022 年毛利率为负主要为一次性事件影响，考虑到 2017-2020 年公司气电业务稳定在 15%以上，且近年来公司狠抓成本管控，我们认为公司气电业 务毛利率将实现提升。
水电：抽水蓄能将迎来新一轮开工潮，公司水轮机技术成熟或将直接受益
行业利好政策频出，支持抽水蓄能产业发展。加快发展抽水蓄能电站对保障我国电力系统 安全稳定经济运行，增加新能源电力消纳，促进能源结构调整，实现可持续发展意义重大， 近年来国家发布一系列政策支持其发展。
抽水蓄能投产规模加速，带来抽蓄装备需求增长。据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期 发展规划（2021-2035 年）》，目标到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右。根据国家能源局 2023 年 2 月的新闻发布会，2022 年全国新核准抽水蓄能项目 48 个、装机 6890 万千瓦，已超过“十三五”时期全部核准规 模，全年新投产 880 万千瓦创历史新高；截至 2022 年底，可再生能源装机达到 12.13 亿千 瓦，其中抽水蓄能 0.45 亿千瓦。为实现 2030 年碳达峰目标，预计“十四五”和“十五五” 期间我国抽水蓄能电站将加快发展，抽水蓄能电站的加速发展将使得抽蓄装备也迎来快速 发展新局面，抽蓄装备市场需求将显著增加。
随着电网对调节性电源的需求增长，未来抽水蓄能项目需求将明显提升。 1） 核准装机：据储能头条公众号数据， 2022/2023/1H24 我国核准抽水蓄能项目 68/50/10GW；我们假设 2024/2025 年起我国抽蓄行业核准量为 25/35GW，按照时间 轴推演，则至 2030 年我国抽水蓄能将累计投产 135GW，与国家能源局发展规划相符； 常规水电方面，我们假设 2024 年起每年新核准 3GW 项目； 2） 收入：我们预计水电项目自核准至设备交付需耗时 6.5 年左右，考虑到公司主要产品采 取建造合同，按投入百分比确认收入，我们预计 2022/2023 年核准的大量水电项目将 于 2028~2030 年实现交付，并为公司带来 2024~2030 年较为平稳的收入贡献；另一方 面，我们认为未来政府将在较长的一段时间内持续核准水电项目，将为公司带来较为确 定的收入贡献； 3） 毛利率：我们认为水电设备业务毛利率波动较大与项目收入确认方式及项目自身特性有 关。若项目采用完工百分比法确认收入，则当年毛利率将受正在推进的设备零部件毛利 率影响。若项目技术难度较大，则业主方或愿意接受更高的投标价格以保证设备质量及 交付及时性。
核电：审批常态化下行业装机成长性可观，公司为“华龙一号”机组的主设备核心供应商
作为低碳高效的大型基荷电源，核电清洁性、必要性与稳定性优势突出。清洁性方面，核 电为低碳清洁能源，可减少温室气体排放。与使用煤炭或天然气的发电站不同，核电站不 会污染空气或直接排放二氧化硫、氮氧化物或温室气体。据人民日报 2021 年报道，国际机 构研究表明，在过去的半个世纪里，核电帮助降低了二氧化碳的长期排放增加速度。以“华 龙一号”为例，每台“华龙一号”机组装机容量 116 万千瓦，每年清洁发电近 100 亿千瓦 时，相当于减少标准煤消耗 312 万吨，减少二氧化碳排放 816 万吨。 必要性方面，沿海核电有助于减小沿海省份用电缺口，改善结构性缺电。我国大部分沿海 省份均存在用电缺口，主要通过特高压从其他省份输送缓解。而我国大部分核电机组均布 局于沿海省份，项目选址靠近电力负荷中心，发电量可直接供项目所在地使用，可一定程 度的缓解沿海省份用电问题。就地建设就地利用，既减少了电力长距离传输过程中的损耗， 也减少了运输成本与外送依赖。
审批正常化后行业迎来发展机遇期。自 2011 年福岛事故以来，我国核电审批进展缓慢， 2016-2018 年审批停滞，直到 2019 年三代核电落地我国才重启审批。在“双碳”目标及核 技术进步的背景下，核电是电力清洁、低碳、稳定“不可能三角”目前看来最有效的解决 方式。2021 年政府工作报告中首次用“积极”来形容核电的发展。2022/2023 年，国务院 均共核准 10 台核电机组，创下近十年来核电审批最快速度。《“十四五”现代能源体系规划》 指出要积极安全有序发展核电，到 2025 年，核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右。“十 四五”及中长期，核能在我国清洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用将更加凸显， 核电行业政策利好将带动核电装备市场的不断发展。
公司具有核电设备批量化成套供货能力，2023 年市占率 40%（订单口径），未来有望充分 受益于核电审批常态化。 1） 核准装机：截至 8 月 22 日，2024 年国务院新核准 11 台核电机组，合计装机容量 1292 万千瓦，我们取该值为 2024 年预计核准装机量；并假设 2025-2030 年核准 10 台新核 电机组，装机容量为 120 万千瓦，即未来每年新核准 1200 万千瓦核电项目； 2） 收入：我们预计核电项目自核准至设备交付需耗时 3.5 年左右，考虑到公司主要产品采 取建造合同，按投入百分比确认收入，我们预计 2022/2023 年核准的大量核电项目将 于 2025~2027 年实现交付，并为公司带来 2024~2027 年较为平稳的收入贡献；另一方 面，我们认为核电审批常态化的状态短期内不会发生改变，每年核准 10 台新的核电机 组，将为公司带来较为确定的持续收入贡献； 3） 毛利率：与水电设备类似，我们认为核电设备业务毛利率波动较大与项目收入确认方式 有关，若项目采用完工百分比法确认收入，则当年毛利率将受正在推进的设备零部件毛 利率影响。
公司产品覆盖国内所有技术路线，技术优势将有效保障订单获取能力。2019 年公司获得全 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。至此公司已具备核 1/2/3 级 设备完整设计资质，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，产品覆盖二代加、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。
加快发展战略性新兴产业
风电：多线并进，2023 年市占率实现进一步提升
公司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。2023 年，在风电市场 竞争不断加剧的情况下，公司狠抓降成本、拓市场、争资源等重点工作，努力夯实风电产 业发展基础。据公司披露，2023 年陆上风电市占率稳步提升，海上风电市占率排名已上升 到第二位。在成本控制方面，公司深入推进全价值链成本管控，在研发、采购、生产等十 大环节深挖降本潜力，我们认为风电业务未来有望实现减亏甚至扭亏。
氢能：布局全产业链，2023 年中标国内最大绿电制氢储氢发电商用项目
公司大力发展氢能产业，在氢制取、氢储运、氢加注及氢应用等全产业链领域开展布局， 可提供以氢能为核心的能源综合解决方案。目前公司氢能业务营收主要源自燃料电池产品， 电池功率等级涵盖 40kW 到 270kW，已成功应用于交通运输及热电联产等领域。2023 年， 公司氢能产业取得多项重要成果，研制成功国内首个离网 MW 级 PEM 电解水制氢系统、 国内最大功率的 270kW 燃料电池系统，实现批量交付氢能重卡，并中标 70 辆氢能物流车 示范项目、国内最大绿电制氢储氢发电商用项目。氢能应用方面，公司认为在未来一段时 期，氢能产业将迎来商业化的重要窗口期。我们认为在此背景下，公司氢能业务有望迎来 一定增长。
随新能源占比提升，电力市场须灵活性调节能力&可靠备用率并重
随着可再生能源在电量/装机中的比例不断增长，一方面，电力系统对灵活性的需求随之提 升；另一方面，为保障电力安全，我们需要重视基荷电源的发展。
抽蓄、气电：灵活性电源需求已至，发展空间广阔
双碳目标下，不稳定的新能源装机快速增长将提升调峰电源需求，抽水蓄能、燃气发电有 望加速发展。随着以新能源为主体的新型电力系统建设，我们预计 2023-2030 年风电/光伏 装机容量 CAGR 为 13%/25%，至 2030 年，风电/光伏发电量占我国总发电量的比例或将由 2022 年的 9%/5%提升至 15%/18%。不稳定的新能源发电量在电力系统中占比提升对电网 调峰电力提出更高要求，我们认为调峰电源如燃气、抽水蓄能装机容量将迎来加速发展。 抽水蓄能电站系重要的调峰调频电源之一，且在各灵活储能方式中具有较大优势。2021 年 8 月 10 日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能 力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138 号），鼓励多渠道增加调峰资源，其中就 包括抽水蓄能。此外，在我国现有主要储能手段中，抽蓄储能具有技术成熟、容量大、应用广、 成本低等优势。据国际水力协会统计，全球范围内抽水储能占总储能量比例高达 94%以上。文 贤馗等著《大容量电力储能调峰调频性能综述》（2018 年 12 月 31 日）中指出目前火电一次 调频性能受锅炉蓄热等问题限制，且电力清洁化要求控制火电厂体量，限制了火电改造的收益； 同时，新型灵活性提供方法手段大部分尚未成熟，超导储能等高新方案甚至尚处于示范阶段。 在新型储能完成实用性突破前，抽水蓄能仍将是灵活性资源的主要来源（更详尽的内容见 2022/7/8 华泰公用事业《关注水电业绩增长，重视抽蓄高规划》）。
截至 2023 年底，我国燃气装机容量/发电量占火电装机容量/发电量的 18%/5%。2011-2023 年，我国燃气装机容量/发电量 CAGR 为 14%/12%，显著高于煤电的 5%/4%。但每年燃气 装机同比增速和发电量同比增速之间呈现出较大差异，如 2018-2023 年，燃气装机容量同 比增速为 10%/9%/11%/9%/6%/9%，但发电量同比增速为 5%/9%/9%/14%/-4%/9%。我们 认为主要系燃气机组调峰能力强，根据电力供需情况，利用小时数波动较大。
调峰需求助推气电装机增长，部分省份天然气装机有望于“十四五”期间实现 0 的突破。 根据中电联数据，2011-22 年我国年均新增燃机 741 万千瓦。双碳目标下，不稳定的新能 源装机快速增长将提升调峰电源需求，燃气发电有望加速发展。分省来看，广东省仍是新 增量的主力军，山东/吉林/青海等有望实现燃机零的突破。根据各省“十四五”发展规划报 告，我们统计了其燃气发电新增装机计划，其中广东以 3600 万千瓦新增装机容量领先于全 国其他省份，新增装机容量在 400-1000 万千瓦的省份包括山东/浙江/重庆/四川/吉林 （800/700/500/455/413 万千瓦），在 80-300 万之间的省份为青海/海南/贵州/福建/上海/天 津/广西（300/283/213/200/160/134.6/80 万千瓦）。所有省份可统计的“十四五”新增燃气 发电装机容量为 7838.6 万千瓦。山东/吉林/青海等省份 2020 年燃气发电装机容量仍为 0， “十四五”期间有望实现突破。
核电、煤电：提供可靠备用率，需求具有可持续性
作为低碳高效的大型基荷电源，核电清洁性、必要性与稳定性优势突出。清洁性方面，核 电为低碳清洁能源，可减少温室气体排放。必要性方面，沿海核电有助于减小沿海省份用 电缺口，改善结构性缺电。在“双碳”目标及核技术进步的背景下，核电是电力清洁、低 碳、稳定“不可能三角”目前看来最有效的解决方式。2022/2023 年，国务院均共核准 10 台核电机组，创下近十年来核电审批最快速度。截至 2024 年 8 月 22 日，国务院已核准 11 台核电机组。我们认为未来核电建设有望按照每年 10 台机组的速度稳步推进。
煤电装机建设速度仍有提升潜力，维持合理备用率最关键的一环。“十三五”我国煤电年均 新增装机 36GW，显著低于“十二五”的 46GW，2021 年新增煤电 28GW，为过去 15 年 历史最低。根据中电联 2021 年底发布的《能源转型中的电力燃料供需格局研究》预计，“十 四五”、“十五五”期间，全国煤电装机新增 1.5 亿千瓦、0.3 亿千瓦，2025 年、2030 年全 国煤电装机分别达到 12.3 亿千瓦、12.6 亿千瓦，那就意味着 2025 年备用率（备用率=可 用装机/最大负荷-1）下降至 15%以下，2030 备用率为负数。考虑到受阻比例较低的核电/ 水电建设周期往往在 4-5 年以上，短期内我国电力保障基础仍不牢固，电力供需紧张的地 区未来三年不断增多，可见我国当前火电装机建设速度仍有提升潜力。
打好能源安全保供“持久战”，火水核等传统电源相关设备空间广阔
2024-2027 年火电新增核准或将在 41~57GW 左右，以保障 2027-2030 年备用率重回 15%
2022 年缺电的核心因素是来水偏枯，虽然水电一般情况下被认为在汛期有 90%的出力系数， 实际我们考虑极端气候条件下的缺电可能性，给予水电的等效系数为 2022 年 8 月的水电利 用小时对应的实际最大出力 48%，据此我们得到降雨程度类似 2022 年夏天时的可控装机。 根据我们的测算，2022 年是“十四五”备用率首次下降至 20%以下，在极端气候前提下我 国发生了严重缺电事故，2023-24 备用率还在持续下降，但得益于气候状态并不严峻，电力 供需形势相对温和。根据我们的测算，2025-26 年备用率会下降至 15%以下，缺电风险依 然在累积，所以不能因为 2023-24 的夏季并没有严重的缺电事故就认为火电的新增节奏可 以明显放缓。我们预测 2024-2027 年水电/核电新增核准将在 38/12GW 左右，2024-2027 年火电的新增核准依然会维持在 41~57GW 的水平，其中煤电 35~42GW，气电 6~15GW， 以保障 2027-2030 年的备用率回到 15%左右的水平。
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