2024年东方电气研究报告：高端能源装备核心供应商，六电并举受益能源转型

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；

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）：

（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

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。

从行业数据来看，抽蓄核准数量创新高。根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发 展规划(2021-2035 年)》，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿 千瓦。从实际核准量来看，截至 2023 年 6 月，随着广东岑田、山西蒲县和江苏连云港三 座抽水蓄能电站同日核准，我国“十四五”期间抽水蓄能核准规模累计超过 1 亿千瓦。具 体来看，根据中国能源报，2022 年全国新核准抽蓄电站 48 座，核准总装机规模 6890 万 千瓦，年度核准规模超过之前 50 年投产总规模。2023 年，各省上报国家能源局的抽蓄项目共 219 个、合计 2.7 亿千瓦，目前大部分项目前期工作处于预可研和可研阶段。从行业 规模增长和政策支持力度均可预期，抽蓄将迎来一轮开工潮，行业上游直接受益。 公司水轮机技术成熟，直接受益于抽蓄装机提升，海外市场将继续贡献水电收入。公 司成立之初便从事水电业务，拥有成套 5-100 万千瓦等级水力发电机组。抽蓄方面，2017 年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。市场方面，2022 年的中标老挝东萨宏等常规水电项目和磐安、哈密等抽水蓄能项目，发展态势积极。

3.4 核电：核准数量维持高峰，稳定性价值得到充分体现

核电基荷能源价值凸显，核准进入快车道，待建机组数高于以往。核电平均利用小时 数常年保持在 7000 小时以上，出力稳定，是最优质的基荷能源。然而，对比拥有核电的欧 美等发达国家，我国核电发电量占比仍有差距。站在能源安全的角度，各国对核电保持积 极态度。我国“十四五”规划中明确提出积极有序的发展沿海三代核电建设；2022 年发布 的《“十四五”现代能源体系规划》中再次提到积极安全有序发展核电，要求到 2025 年核 电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右，相比 2022 年末的 5563 万千瓦增长 25.8%。从核 准步伐来看，随着福岛影响渐渐消除，2018 年后我国核电核准进度明显加快，2019 年至 2021 年，国内分别核准了四台、四台、五台。2022 年和 2023 年核准数量均为 10 台，是 2008 年以后的最高峰。根据《中国核能年度发展与展望(2020)》中预测，到 2035 年在运 和在建核电装机容量合计将达到 2 亿千瓦。按照每台核电机组 120 万千瓦装机容量测算， 预计 2024-2035 年间每年核准机组将维持在 10 台左右。

公司具备核岛、常规岛核心设备研发制造能力，市占率高，核电设备业务迎来新一轮 高峰。公司具备 100 万-175 万千瓦等级核能发电机组装备产品的研发、设计、制造能力，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。从市占率来看， 2018 年公司核岛市场占有率达到 65.9%，常规岛 44.9%，鉴于核电设备门槛较高，市占 率相对稳定。随着核准项目陆续开工，公司核电设备营收将进一步增长。

3.5 清洁能源转型任重道远，公司风电业务空间广阔

双碳目标下，我国可再生能源装机维持较高增速。2023 年，我国风/光分别新增装机 75.9GW/216.88GW，累计装机增速达到 20.77%/55.24%。双碳目标下，风电有望继续维 持高增速。 国内风机技术引领全球，风机大型化趋势明确。2020 年，我国陆上/海上风电新增装 机平均单机容量约 2.6MW/4.9MW。2023 年，10MW 陆上风电机型投入使用，15MW 海 上风电机组实现并网发电，18MW 海上风电机组已正式下线。

风电升级和退役政策发布，打开“以大代小、以新换旧”市场。2023 年 6 月国家能源 局正式印发《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过 15 年或单台机组容量 小于 1.5 兆瓦的风电场开展改造升级。鉴于早期风电抢占优质“三北”地区等风资源丰富 的地区，但限于当时风机技术水平影响，存在风能利用率低、发电利用小时数少的问题。 根据 CWEA 测算，若考虑风机 2023 年退役机组达到 980 台，装机容量为 54.6 万千瓦； 到 2025 年将达到 1800 多台，装机容量为 125 万千瓦；到 2030 年将超过 3.4 万台，装机 容量约 4500 万千瓦。 国管海域开发提速，深远海风电开发打开空间。据水规总院统计，近海海域剩余技术 可开发量已不足 100GW，而专属经济区及领海外其他海域的深远海海域具技术可开发量达 到 300GW。2023 年，广东开放国管海域的项目竞配，江苏、广西、山东、辽宁、上海等 省份相继启动深远海项目的前期工作招标。 公司大风机技术领先，受益于行业高增速。技术方面，公司自主研发国内首台 10 兆瓦 海上风电机组顺利安装并成功并网发电，将中国风电单机容量推进“两位数时代”。2022 年，亚洲地区单机容量最大、叶轮直径最大的 13MW 风电机组成功下线。从市场占有率来 看，2019 年，市场占有率由 2018 年的 3%提升至 10%，全球业绩超过 10000 台风电机 组。行业高增速下，公司凭借领先技术，营收预计将进一步增长。

3.6 新型储能、氢能紧密契合电力系统发展

在电力系统灵活性资源方面，公司传统电源设备（气电、水电/抽蓄、煤电）可提供充 足的调峰能力，同时，公司新兴成长业务板块积极培育新型储能、氢能等装备，作为日内调峰、跨季节电量平衡支撑新型电力系统的稳定运行，同时氢能作为重要的二次能源，未 来有潜力成为新能源消纳主力。 储能方面，压缩空气储能独具优势，发展正当时。从技术对比的角度来看，压缩空气 储能比当下流行的电化学储能对电网更加友好，因为电化学储能和新能源电力均是通过电 力电子设备并网，会导致低惯量、低阻尼、弱电压支撑等问题。但压缩空气储能除了具备 长时储能特性，其机械旋转特性也有助于其与电力系统特性进行更好的匹配。从技术原理 来看，公司过去在燃气轮机方面的技术积累，为发展压缩空气储能奠定坚实基础，除了压 缩机以外，公司可提供压缩空气储能需要的储热系统、换热系统和透平膨胀机。 公司技术成功迁移至压缩空气储能等领域，装备制造与项目建设取得突破。2022 年， 公司建成全球首个“二氧化碳+飞轮”储能示范项目，同时公司提供透平发电机组的世界首 个非补燃 60MW 压缩空气储能电站（金坛项目）投入商运。此外，2022 年 11 月，东方 电气成功中标湖北应城 300 兆瓦级压缩空气储能电站示范工程主设备，其中，东方电机提 供空气透平发电机及其附属设备，东方汽轮机提供世界首台容量最大、性能最优的非补燃 式压缩空气透平设备。随着市场加大对压缩空气储能项目投资，公司作为核心设备供应商 将受益于行业规模扩张。

氢能作为清洁高效安全的二次能源，应用领域广泛，政策加持下有望加快发展。当前 氢能发展主要受限于产业链成本问题，因此政策目标主要在于引导氢气制储运用各环节提高其经济性。从下游来看，当前氢气需求主要来源于化工领域，为发挥产业规模效应，拓 展交通领域氢能应用是主要方向。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》， 我国“十四五”时期的发展目标是：燃料电池车辆保有量约 5 万辆，部署建设一批加氢站， 可再生能源制氢量达到 10 万—20 万吨/年。此外，上游制氢成本下降亦有利于下游大规模 应用。传统氢气主要来源于煤制氢、天然气制氢、工业副产氢等，在新能源装机比例不断 提高、绿电价格走低的情况下，以光伏、风电等开展电解水制取绿氢的经济性持续提升， 在碳市场扩容、定价机制愈发完善趋势下，绿氢实现平价、替代存量氢源的时间节点越来 越近。 公司全面布局氢能全产业链领域，在下游燃料电池车领域推进较快。公司业务布局涉 及氢制取、氢储运、氢加注及氢应用等各个环节，可提供以氢能为核心的综合解决方案。 在氢燃料电池方面，已开发出具备自主知识产权的燃料电池膜电极、高功率密度电堆及测 试设备，构建了具有完全自主知识产权的燃料电池产品体系，截至 2022 年 3 月搭载东方 电气燃料电池发动机的百辆氢燃料公交车运营累计 1300 万公里。百公里平均氢耗低于 3.4kg，各项指标达到业内先进水平。拥有适应高海拔、多山地、大温差等特性的氢燃料电 池发动机研发设计能力。与车企联合完成物流车、清扫车、城际客车、8.5m 公交车、49t 牵引车、31t 渣土车 10.5 米公交车等新车型开发。随着产业链技术进步和政策支持带动氢 应用成本下降，我们预期公司氢能业务有望随行业爆发成长为重要的营收支柱。

（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。）