图1：近五年发电设备产量变化趋势图

（注：本报告发电设备产量指水电、火电、风电、核电设备机组的总和，不包含光伏设备，以下同）

2022年，随着百万千瓦级白鹤滩水电站全部机组投产发电，我国水电机组生产回归至2020年之前几年的低位水平，水电机组产量占发电设备总产量的比重（以下简称“占比”）较上年下降8.5个百分点；随着火电机组“三改联动”的实施以及支撑性、调节性、保障性火电项目的建设加速，火电机组产量占比增加7.4个百分点；随着分散式风电下乡、海上风电产业布局、以大代小、“沙戈荒”大基地等政策的实施，风电机组产量继续在高位基础上稳步增长，占比增加0.5个百分点；随着核电项目审批加速，核电设备产量迎来复苏拐点，占比增加0.6个百分点。

图2：近五年水、火、风、核电设备产量占比变化趋势图

2022年，全国水电机组产量881.5万千瓦，同比下降56.3%。其中单机容量10万千瓦及以上机组产量705.3万千瓦，占水电机组的80.0%；单机容量10万千瓦以下机组产量176.2万千瓦，占水电机组的20.0%。随着抽水蓄能项目核准及建设速度加快推进，国内企业完工了14套30万千瓦级抽水蓄能机组(文登3#4#5#6#、蟠龙1#2#、丰宁二期4#6# 、梅州4#、阜康1#2#3#、永泰3#4#)。抽水蓄能机组产量占水电机组总产量的47.6%，占比较上年增加14.9个百分点。

图3：近五年水电机组产量的构成变化趋势图

2022年，全国火电发电机产量6759.2万千瓦，同比增长18.5%。其中单机容量30万千瓦及以上火电发电机完成4880.4万千瓦，占火电机组的72.2%，占比较上年增加16.7个百分点；单机容量30万千瓦以下火电发电机完成1878.8万千瓦，占火电机组的27.8%。

2022年，全国火电汽轮机产量5878.4万千瓦，同比增长15.9%（含燃气轮机508万千瓦，同比增长15.8%），其中超临界、超超临界汽轮机完成3565.5万千瓦，占火电汽轮机的60.7%；全国电站锅炉产量6204.7万千瓦，同比增长12.7%，其中超临界、超超临界锅炉完成4192.4万千瓦，占电站锅炉的67.6%。

图4：近五年火电发电机、汽轮机、电站锅炉产量变化趋势图

2022年，全国风电机组产量5703.8万千瓦，同比增长1.9%。其中单机容量3-7MW（不含7MW）机组约占风电机组产量的85%。陆上风电机组大型化引领全球，6MW机组成为主流机型，并先后下线了8MW、9MW、10MW陆上机组；海上风电机组迭代速度加快，10MW机组成为主流机型，16MW机组下线，海上风电机组步入“超大”时代。

图5：近五年风电机组产量变化趋势图

2022年，国内企业生产完成核电发电机2台、核电汽轮机3台、反应堆压力容器4台、蒸汽发生器17台、稳压器1台、堆内构件3套、控制棒驱动机构1套、主泵14台、主管道2套、环形吊车5台、电气贯穿件3套、数字化仪控DCS 2套、低压加热器3台、汽水分离再热器2台、凝汽器4台等主设备。主要供应机组有“国和一号”石岛湾示范工程，“华龙一号”漳州一期、太平岭一期、防城港二期、昌江二期、三澳一期等。

图6：近五年核电机组产量变化趋势图

2.出口情况：出口规模呈较大比例下降，水电、火电设备出口占总出口产量的比例回落明显。

由于国际局势动荡，全球能源危机，疫情持续，发电设备生产组织困难，运输交付成本增高。2022年，全国出口发电机组842.3万千瓦，同比下降20.7%，占发电设备产量的6.2%，比上年减少1.7个百分点。其中出口水电机组112万千瓦，同比下降38.2%；火电机组536.9万千瓦，同比下降15.2%；风电机组193.4万千瓦，同比下降21.9%。主要出口地区为东南亚、中亚和南美洲。水电、火电机组出口产量占总出口产量的比例较上年回落11.9个百分点。

图7：近五年发电设备出口产量变化趋势图

3.经济运行：发电设备行业运营压力较大，但主要经济指标相比上半年趋势向好。

2022年，受疫情持续反复、地缘冲突及全球通胀加剧等因素影响，发电设备行业上游原材料价格普遍在高位运行，行业整体运营压力较大。

纳入机械工业发电设备中心统计范围的国内49家重点发电设备主机企业工业总产值完成2234.5亿元，同比下降11.7%。其中哈尔滨电气、东方电气、上海电气三大集团能源板块完成工业总产值1014.1亿元，同比下降2.4%。发电设备主机企业出口交货值完成90.7亿元，同比下降7.3%。哈尔滨电气、东方电气、上海电气三大集团能源板块实现营业收入1360亿元，同比下降0.7%；实现利润总额27.8亿元，同比扭亏为盈。

水电设备行业方面，东方电气、哈尔滨电气等头部企业凭借制造能力和水平上的优势,承接了大部分抽水蓄能及常规水电设备订单，水电业务经营情况相对稳定；中小水电设备企业大多订单不足，且由于发电设备上游原材料价格长时间保持高位运行，部分设备订单出现亏损，经营情况普遍困难。2022年主要发电企业电源工程完成水电投资863亿元，同比下降26.5%。常规水电市场需求低迷，抽水蓄能产业进入高速增长期，设备需求旺盛，2022年新增投产抽水蓄能电站880万千瓦，新核准项目48个、总规模6890万千瓦。

火电设备行业方面，新建火电机组主要为清洁高效大容量机组，头部企业竞争优势明显，三大集团市场占有率超过80%，火电设备业务经营情况良好。多数中小火电设备企业由于技术实力、制造水平等原因无法承接大型火电项目，市场订单不足，利润同比有较大幅度下降或者亏损，部分面临破产重组。全国电力供需整体呈现紧平衡状态，电力保供压力较大，国家加快推动支撑性、保障性电源布局。2022年主要发电企业电源工程完成火电投资909亿元，同比增长28.4%。2022年煤电设备累计招标金额830.3亿元，同比增长190%。火电建设行业投资复苏，有利于低碳环保火电设备企业运营企稳回升。

风电设备行业方面，风电整机市场竞争依旧激烈，中标价格屡破新低，叠加原材料价格高位运行，企业盈利能力下降。整机企业业绩表现不一，风机塔筒、铸锻件、齿轮箱等企业业绩普遍承压。近年风电投资规模处于历史高位，2022年风电投资下滑，但仍高于“十三五”时期平均投资额。2022年主要发电企业电源工程完成风电投资1960亿元，同比下降24.3%。2022年风电整机市场中标容量约8690万千瓦,同比增长138.5%，远景能源、金风科技、明阳智能中标5100万千瓦，市场占有率约58.7%，行业集中度进一步提升。

随着“双碳”战略目标的推进，我国核电项目审批提速，2022年核电机组核准数量达到10台。核电项目开工和设备招标明显提速。核电设备制造企业新接订单增加，企业产能得到释放，经营压力有所缓解，经营质量效益稳步提升。多数核电设备企业营业收入、净利润实现双增长，核电行业景气度向好。2022年主要发电企业电源工程完成核电投资677亿元，同比增长25.7%，创近10年新高。

4.科技创新和高质量发展：科技创新步伐加快，高质量发展迈上新台阶。

2022年，发电设备行业加大关键核心技术攻关力度，产业链数字化智能化升级深入推进，科技创新步伐加快，高质量发展迈上新台阶。

哈尔滨电气集团建设的世界唯一达到超超临界参数的安全阀试验平台顺利通过现场试验见证；成功研制出具有完全自主知识产权世界最大容量、最高参数的5Mwe超临界二氧化碳锅炉；自主研发的国内首台全功率变速恒频抽水蓄能机组变速抽水成功；自主研制的世界首台145MW高效超临界汽轮机一次启机成功；研发的发夹式换热器突破多项技术壁垒，助力世界首个非补燃压缩空气储能电站--金坛盐储能国家试验示范项目试运行；研制的巴基斯坦SK水电站3号机组转子成功吊装，为全球在建单机容量最大的冲击式水轮发电机组转子；全球最大第三代核电装备首批反应堆冷却剂屏蔽电机主泵顺利交付。

东方电气集团研发的国内首台完全自主知识产权的F级50兆瓦重型燃气轮机正式完工发运，实现了我国在自主重型燃气轮机领域从“0”到“1”的突破；建成了全球首个“二氧化碳+飞轮”储能示范项目；提供透平发电机组的世界首个非补燃60兆瓦压缩空气储能电站投入商运；打造了国内首个叶片加工无人车间及首条黑灯产线；自主设计制造的全国首个油气开采伴生地热发电项目成功投运；联合中核集团核工业西南物理研究所先后承担了全球最大“人造太阳”国际热核聚变实验堆（ITER）磁体支撑悬挂梁、包层屏蔽模块和第一壁等部件的研制任务，目前已开始包层屏蔽模块批量化制造，取得第一壁研制阶段性成果。

上海电气集团提供主机设备解决方案的全球综合参数最高垃圾焚烧发电项目顺利实现运行；参与研发的全球首台H级燃气--蒸汽联合循环机组顺利吊装；自主研制的首台标准化、模块化“3060混塔”型风电机组卓刻平台WH6.25N-182完成吊装；聚焦规模化低成本制氢装备和“绿氢+碳捕集”合成甲醇及加氢合成氨等规模化用氢装备领域，助力加快形成“可再生能源制氢+二氧化碳捕集绿色化工”的规模化低成本氢能产业发展闭环。

一重集团成功制造了世界最大异形加氢筒，创造了世界异形加氢筒类锻件单体重量、直径及壁厚最大的三项纪录；首套风电叶片验收成功，标志着其具备了从叶片成型到后处理整体生产制造的能力。国机重装二重装备自主研制的国内首台国产化飞轮储能不间断电源车研制成功；完成了国内首套新型1000MW核电高压外缸铸件热处理工序；自主研制的国产化首件1000MW超超临界机组FB2转子成功发运；自主研制的国内首件大型水电无磁护环验证件顺利交付，为保障国家能源装备产业链、供应链安全提供了有力支撑。

金风科技与三峡集团合作研发的GWH252-16MW海上风电机组成功下线，刷新全球最大单机容量、全球最大叶轮直径、单位兆瓦最轻重量纪录。明阳智能研制的全球规模最大最长的海上抗台风型叶片（MySE260）正式下线；自主研制的MySE7.15-216陆上超大型风电整机正式下线，为当前全球范围内已下线叶轮直径最大的陆上风电机组。运达股份研发的全球首台套风电场频率电压快速控制装置完成全部现场测试。

西子洁能承建的国内最大规模的熔岩储能项目正式运行，为浙江省乃至全国高耗能产业的清洁用能替代提供了全新的解决方案。

(二)行业发展存在的主要问题

1.原材料价格高位运行，关键进口资源影响企业生产。2022年，发电设备行业生产所需的大宗原材料价格整体高位运行，加剧了企业资金紧张状况以及生产组织难度。产品毛利率下降，进一步压缩利润空间，企业成本压力较大。同时受国际动荡形势影响，部分进口原材料存在价格、交货双重风险，如高温材料锻件，国内制造企业向欧洲采购价格涨幅高达70%-80%，且进口物料交货严重拖期，产品成本和生产周期受到很大影响。

2.人才队伍建设速度与转型发展脱节。我国发电设备制造业正在向高端化、绿色化、智能化转型，行业人才队伍建设与转型发展需求存在脱节现象。整体来看，发电设备制造业目前人才储备不够，企业科研队伍缺乏技术带头人，与科研院校沟通联动不足；技能队伍缺乏一线操作人员，且由于传统装备制造业在就业市场的影响力及待遇有限，对于青年的吸引力和留存率不足，存在青黄不接情况。

3.产业链供应链存在风险，国产化推进困难。基础能力薄弱是制约我国先进电力装备技术自主化发展的最大短板。受制于国内技术能力和工艺制造水平，一些技术含量高、工艺难度大的关键设备或核心零部件的设计制造技术仍未完全掌握。如可变速抽水蓄能机组、重型燃机热部件、漂浮式海上风电机组、可替代新材料、自主知识产权软件、国产控制器等领域需加强科技攻关，把握发展的主动权。

同时，部分已经国产化的设备难以在工程实践中推广应用，如超超临界火电机组用P92钢管在四大管道的应用仍有很大阻力；风电大功率主轴轴承，目前主要由德国、日本、瑞典等国家把控，国内只有新强联、洛轴、瓦轴等实现小批量生产，且市场占有率较低。

4.电力项目激增，项目执行风险较大。能源保供叠加支撑性需求增长，新增煤电项目核准速度加快，煤电建设迎来阶段性需求高峰。受前期煤电政策影响，国内煤电设备制造企业产能有所压缩，随着煤电项目的激增，短期内将给设备制造企业的生产交货带来巨大挑战。同时，产品交付的压力可能会影响到产品质量的稳定性，且部分市场订单可能会流失到海外企业。

5.煤电与新能源协调性不足，新型能源体系建设任重道远。目前电力系统中以风光为代表的新能源比重快速提升，系统可调节裕度不足问题加剧。同时，近年煤价大幅上扬并维持高位运行，煤电企业产销成本严重倒挂，全行业陷入“成本倒挂发电、全线亏损”的状态，缺煤停机、亏钱发电现象普遍存在。煤电企业难以从辅助服务机制中得到补偿，对煤电机组改造的积极性不高。虽然电力源网荷储一体化和多能互补发展在加快推进，但煤电尚未完全实现与新能源发展的优势互补，基础保障作用无法充分发挥。

(三)相关措施及政策建议

1.政府与企业合力做好保供稳价工作 。建议政府层面继续做好保供稳价工作，建立重点原材料价格部门联动监测机制，做好市场预警，引导原材料价格回稳，同时出台针对性措施帮助企业应对成本上升压力。企业层面可挖掘自身潜力，降本增效，优化生产工艺和产品结构，建立灵活的产品价格策略，充分利用期货、期权等市场的套期保值功能，减少因原材料价格波动造成的产品成本波动，保证产品毛利的相对稳定。

2.建立发电设备行业人才数据平台，构建企校联动机制。建议政府层面组织开展对发电设备制造行业人才就业及流动情况的调查统计，通过基础数据收集、大数据分析，建立分析模型，掌握发电设备制造行业人才在地域、行业、薪酬等方面的动态变化情况。企业层面可密切联系理工科专业实力强的知名院校，成立联合实验室，以课题研究促人才培养；搭建应届毕业生招聘服务平台，精准对接人才需求。

3.加大核心关键技术攻关，提升产业链自主可控水平。建议政府层面加大科研投入，提高发电设备设计、制造、检验、研究能力，对于尚未实现自主化的设备或零部件，在专项攻关基础上，不断加强央企与高校院所资源共享，促进国企民企优势互补，提升产业链自主可控水平。不过如果产业链体系只有一家，价格会被垄断，成本会被提高，技术提高的动力也会不足，只有形成合理的市场竞争格局，才能促进整个产业链体系的良性有序发展。依托示范项目积极推动已实现自主化设备的国产化应用，加大对首台套产品的应用支持力度，招标文件中不提出市场占有率、使用业绩等要求。

4.合理把控电力项目建设节奏，保持行业稳定可持续发展。建议政府综合考虑电力项目建设需求和国内设备制造企业产能，合理把控新增电站项目建设和投产规模，避免项目短期内集中交付。企业层面在支持国家政策走向的同时，做好政策解读和市场信息收集，对项目可行性进行全面评估，持续提升自身管理水平，做好年度生产计划，掌握建设节奏，在确保项目交货的同时严把质量关。

5.统筹短期实际与长期需要，提升新型电力系统调节能力。对进行灵活性改造的企业予以合理补偿来引导投资，短期内可从新能源建设指标入手，合理设置新能源竞争配置方案。长期需要运用电力市场或政策工具，在提高灵活性电源辅助服务收入的同时推动系统辅助服务费用真正实现“谁收益、谁承担”。建议加大辅助服务补偿力度，增加辅助服务参与主体，适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种，满足不同时段的灵活需求。健全电力辅助服务市场机制，按照“成本+合理收益”原则，考虑电能量部分收益。推进电价改革，探索建立容量成本回收机制，合理体现容量价值。完善“新能源+储能”配置政策，探索新能源发电与煤电优化组合的科学配置指引。

二、未来形势研判

根据机械工业发电设备中心对企业在手订单执行情况的调研，2023年全国发电设备预计生产完成约1.46亿千瓦，同比增长7.6%。其中水电机组约1160万千瓦，火电机组约6600万千瓦，风电机组约6000万千瓦，核电机组约870万千瓦。

1.市场形势及发展目标

2023年我国国内生产总值增长目标5%左右，经济增速回升将拉动电力消费需求增速加快。根据中电联预计，2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机的52.5%左右。水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。

煤电仍是近中期电力系统灵活性和发电量的第一大支撑电源，需要重视“双碳”目标下煤电的兜底保供、系统调节等价值。2023-2025年，设备企业将迎来交货集中期。国家将加强各类电源特别是煤电等可靠性电源建设，深入推进煤炭与煤电、煤电与可再生能源联营。考虑到我国不同区域的资源禀赋、经济发展水平和电源结构存在较大差异，各地不能同时达到一个阶段，需要因地制宜地制定煤电转型路径。改造机组方面，“十四五”期间我国将全面实施煤电机组灵活性改造，有序淘汰一批煤电落后产能，预计退役3000万千瓦，煤电灵活性改造规模累计超过2亿千瓦。

煤电掺烧降碳方面，潜在低碳燃料主要有生物质、垃圾、绿氢、绿氨等。未来高比例掺烧利用的最终模式，将建立在生物质、垃圾等低碳原材料的标准化成型基础之上。随着低碳燃料制备成本、运输条件、配套设施的完善，低碳燃料具有取代燃煤的潜力。

生物质发电装机容量将稳步增长。我国的生物质资源非常丰富，生物质发电前景广阔，正逐渐成为我国可再生能源发电的新生力量。国家将有序发展生物质发电，推动农林生物质发电向热电联产转型升级。

气电功能定位将向调峰电源不断倾斜，建设速度有望提速。我国将因地制宜建设天然气调峰电站，推动气电、太阳能热发电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。根据规划，到2025年气电装机容量达到1.5亿千瓦。

常规水电基地建设稳步推进，短期内可开发项目有限。当前，我国水电技术可开发量为6.87亿千瓦，其中，西南地区水电技术可开发量占全国的69.3%，达4.76亿千瓦，未来水电开发的重点在川、滇、藏地区。根据规划，2025年我国常规水电装机容量达到3.8亿千瓦左右。

抽水蓄能的调节和储能作用在新型电力系统中将愈加突出。根据规划，2025年我国抽水蓄能投产装机规模将达6200万千瓦以上，在建规模达到6000万千瓦左右。未来抽水蓄能项目成为水电市场的主要增长点。

可再生能源进入高质量发展新阶段。2023-2025年新增风电装机量有望达到6000-7000万千瓦。以“沙戈荒”地区为重点，正在加快建设的黄河上游、河西走廊等七大陆上新能源基地，以及藏东南、川滇黔桂两大水风光综合地基和海上风电基地集群，为风光发展提供了广阔的空间。同时，海上风电在风电市场中占比已超10%，成为风电主机市场的重要组成部分。根据规划，2025年，可再生能源发电量达到3.3万亿千瓦时左右。到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

核电建设速度将加快，增量空间较大。2022年我国核电发电量占全国发电量比重约5%，与世界主要国家相比增量空间较大。我国明确提出了积极安全有序发展核电的方针。自主三代核电“华龙一号”示范工程建成投运，标志着我国核电技术水平和综合实力跻身世界第一方阵。在政策明确、技术成熟以及“双碳”战略的多重影响下，未来核电建设速度将明显加快。根据规划及研究预测，到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦，在建规模4000万千瓦。

国际市场方面，近日国际能源署发布的《2023年电力市场报告》指出，尽管2022年发生了全球能源危机，但全球电力需求仍保持弹性，增长近2%，印度和美国的电力需求上升，欧盟的电力需求下降。但将从2023年开始，全球电力需求加速，其中亚洲领先。2025年，全球70%以上的电力需求增长将来自中国、印度和东南亚；可再生能源和核能将主导全球电力供应的增长，能满足90%以上的新增需求。可再生能源在全球发电份额将从2022年的29%上升到2025年的35%。

2.主要省市“十四五”能源电力相关规划

近两年，全国各地陆续发布了能源电力领域相关的“十四五”规划。